Тюменнефтагаз, дочка Роснефти, успешно завершил строительство сверхсложной скважины на Русском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО).
Об этом Роснефть сообщила 28 августа 2017 г.
При вертикальной глубине 867 м построенная скважина имеет горизонтальный отход в 2048 м.
ERD-2,36.
Такое соотношение параметров, по международной классификации скважин с большим отходом от вертикали (Extended Reach Drilling, ERD), позволяет отнести построенную скважину к сверхсложным и уникальным.
Индекс сложности бурения (Drilling Difficulty Index, DDI) составил 6.7, что является 1 из самых высоких показателей для аналогичных проектов на Ямале.
Данная технология позволит в дальнейшем осуществлять бурение на труднодоступных и заболоченных участках тундры.
При этом, несмотря на сложность конструкции, строительство скважины заняло всего 26 суток.
Для сравнения, Мессояханефтегаз в октябре 2016 г построил скважину с уникальной траекторией на Восточно-Мессояхском месторождении.
ERD скважины на Мессояхе составил 2,4, а DDI - 6,64.
Срок строительства - 25 суток.
Еще раньше, в 2015 г Петромиранда - СП Роснефти, PDVSA и Газпром нефти, построила скважину на проекте Хунин-6 в Венесуэле с ERD 4,44, а DDI - 6,63.
Преимущества ERD:
- обеспечивает доступ к удаленным коллекторам;
- снижает капиталоемкость проекта;
- увеличивает охват нефтеносных участков недр;
- сокращает площадь участков для бурения, что важно для хрупкой экосистемы Арктики.
Технологии, применяемые при бурении новых скважин, позволяют сократить цикл строительства скважин и увеличить скорость коммерческого бурения.
В 2017 г скорость бурения у Тюменнефтегаза увеличилась на 24% по сравнению с 2016 г.
За 1е полугодие 2017 г объем проходки составил почти 83 тыс м, что в 2,5 раза больше, чем за 1е полугодие 2016 г.
Русское НГКМ расположено на полуострове Ямал в Тазовском районе ЯНАО, за Полярным кругом.
Месторождение было открыто в 1968 г, но полномасштабное разбуривание началось лишь в 2015 г.
На 1 июля 2017 г выполнено более 150 тыс м проходки в эксплуатационном бурении.
Извлекаемые запасы нефти и газового конденсата по категориям АВ1В2 по состоянию на 1 июля 2017 г оцениваются в 425 млн т.
Нефть Русского месторождения низкопарафинистая и малосернистая (0,32%, это лучше, чем у нефти сорта Brent).
Благодаря этому, нефть с Русского НГКМ способна улучшать качество высокосернистых нефтей при смешивании и, несмотря на высокую плотность и вязкость, не замерзает даже при температуре -26°C.
Ввод в эксплуатацию производственных объектов 1й очереди разработки Русского НГКМ запланирован на 2018 г.
