На текущий момент на балансе РУП «ПО «Белоруснефть» числится 63 месторождения с остаточными извлекаемыми запасами нефти категорий АВС1 51,407 усл. ед. Следует отметить, что более 44 % от объема этих запасов относится к трудноизвлекаемым (сосредоточены в залежах с низкопроницаемыми коллекторами и вязкими нефтями) и 20 % приурочены к высокообводненным зонам залежей с активными запасами, но обводненностью добываемой продукции более 80 %. Т. е. по сути дела более 64 % остаточных извлекаемых запасов являются трудноизвлекаемыми (ТРИЗ).
Основной объем добычи нефти (77,5 %) обеспечивают залежи на месторождениях с активными запасами углеводородов.
Темпы отборов активных запасов составляют в среднем 4-8 %, а ТРИЗ 0,5-1,5 % от текущего объема извлекаемых запасов. При этом интенсивно сокращается доля активных и увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов.
В этих условиях для поддержания добычи нефти на запланированных уровнях главной задачей является увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с проектными на залежах с активными запасами и увеличение темпов отбора и КИН на залежах с ТРИЗ.
Основной объем добычи нефти из активных запасов обеспечивают 5 месторождений - Осташковичское, Речицкое, Вишанское, Ю.Осташковичское, Ю.Сосновское, текущая обводненность добываемой продукции по которым достигает 70-90 %.
Ежегодная интенсивность увеличения обводненности добываемой продукции достигала 3-5 %.
В связи с этим на этих месторождениях в последние годы начали интенсивно внедрять технологии химического воздействия на пласт - закачку в нагнетательные скважины потокоотклоняющих композиций. Ежегодно обработкам подвергается до 50 % нагнетательного фонда скважин.
Объемы закачки композиций достигают 3000-5000 м3 на одну скважино-операцию.
На месторождениях, которые обеспечивают основную добычу нефти, эти мероприятия выполняются практически ежегодно.
Это позволяет с одной стороны снижать интенсивность увеличения обводненности в целом по залежам, а с другой стороны по ряду скважин снижать и обводненность добываемой продукции.
Опыт работ по внедрению химических технологий ПНП показывает, что обводненность снижается от первых единиц до 10 %, а длительность эффекта достигает до 0,5-1,0 года. В тоже время при применении одних и тех же технологий по мере выработки запасов наблюдается тенденция к снижению эффективности работ по ПНП. Так если при степени выработки запасов 0,6-0,7 от закачки 1 м3потокоотклоняющих композиций получали дополнительно 0,5-0,8 т нефти, то при степени выработки запасов 0,8-0,9 объемы дополнительно добываемой нефти снизились до 0,1-0,3 т на 1 м3 закачанных в пласт потокоотклоняющих композиций. Применяемые в настоящее время для ПНП композиции имеют малый период гелеобразования, который составляет, в основном, 2-4 ч. Поэтому при средних проницаемостях пластов нефтяных залежей объемы закачки потокоотклоняющих композиций не превышают 0,5-1,0 тыс. м3.
А на такой залежи, как межсолевая залежь Ю.Сосновского месторождения ПНП выполнить вообще не возможно, т. к. давление нагнетания воды при ППД имеют значения близкие к давлению опрессовки эксплуатационных колонн, т. е. нет запаса по давлению для нагнетания композиций ПНП. Аналогичная ситуация характерна и для низкопроницаемых залежей.
На таких залежах система ППД организована с применением модульных кустовых насосных станций (МКНС). Давление нагнетания воды в пласт при этом достигает 25-30 МПа, а приемистость нагнетательных скважин не превышает 50-60 м3/сут.
В таких условиях организовать ПНП практически невозможно.
Поэтому для увеличения КИН на низкопроницаемых залежах необходимо развивать другие подходы.
Таким образом, основные проблемы разработки нефтяных месторождений Республики Беларусь заключаются в следующем:
1. Высокая степень выработки запасов на месторождениях, обеспечивающих основную добычу нефти.
2. Значительная доля (более 64 %) трудноизвлекаемых запасов и постоянное увеличение этой доли в общем балансе запасов за счет более интенсивной выработки активных запасов.
3. Снижение эффективности традиционных химических технологий ПНП по мере увеличения степени выработки запасов.
4. Невозможность организовать ПНП традиционными химическими методами в низкопроницаемых коллекторах.
В соответствии с решениями Республиканской конференции «Потенциал добычи горючих ископаемых в Беларуси и прогноз его реализации в 1й половине 21 века», которая проходила в г. Гомеле 25-27 мая 2011 г., за период с 2012 по 2050 гг. накопленная добыча нефти по РУП «ПО «Белоруснефть» должна составить 42 млн. усл. ед. При том состоянии ресурсной базы углеводородного сырья, которое было показано выше, достижение уровней добычи нефти в соответствии с решениями Республиканской научно-практической конференции возможно только при массовом внедрении в процессах нефтедобычи самых современных технологий, направленных на активизацию выработки запасов и повышение нефтеотдачи пластов.
С целью определения основных направлений по развитию и внедрению новых технологий в течение 2010 и первой половины 2011 г. БелНИПИнефть были разработаны:
- «Программа РУП «ПО «Белоруснефть» по внедрению новых технологий на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами на период 2011-2015 гг.»;
- «Перспективная программа развития и внедрения техники и технологий на месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть» в 2011-2015 гг. в бурении, капитальном ремонте и нефтедобыче»;
- Концепция развития нефтедобычи в РУП «ПО «Белоруснефть» на 2012-2015 гг. и до 2020 г.».
В соответствии с этими документами планируется за счет широкого внедрения новых технологий повысить эффективность управления разработкой месторождений, активизировать выработку запасов, особенно ТРИЗ, и за счет этого увеличить коэффициенты извлечения нефти по сравнению с утвержденными проектными значениями на 10-15 %, что приведет к росту извлекаемых запасов.
Рассматривая почти 1,5 летний период реализации программы внедрения новых технологий, отметим наиболее значимые шаги, сделанные в этом направлении.
В области разработки залежей нефти с активными запасами разрабатываются, опробуются и внедряются технологии:
- периодических во времени закачек вытесняющего агента - отборов пластового флюида;
- организации поддержания пластового давления на залежах с низкопроницаемыми коллекторами с применением модульных кустовых насосных станций (МКНС);
- полимерного заводнения пластов;
- комплексное ПНП с закачкой потокоотклоняющих реагентов и ПАВ;
- ПНП с применением водной дисперсии амбарных нефтешламов;
- циклического воздействия на залежи;
- водогазовое воздействие;
- термогазовое воздействие;
- низкочастотное вибросейсмическое воздействие.
Технология выработки залежей углеводородов путем периодической во времени закачки воды и отбора пластового флюида внедряется на таких залежах как воронежская восточного блока Тишковского, семилукская Ведричского, семилукские 1-ого и 4-ого блоков В.-Первомайского, семилукские залежи Зуевского, Зап.-Александровского, межсолевая залежь Красносельского месторождений и др. На каждой из перечисленных залежей при остановленной добыче из добывающего фонда ведется закачка воды через нагнетательные скважины до достижения определенного значения пластового давления.
После этого закачка воды прекращается и выдерживается определенный период для выравнивания пластового давления. А затем в работу запускается добывающий фонд скважин.
Добыча нефти ведется до снижения пластового давления до определенных значений. Работа добывающего фонда прекращается, ожидается период выравнивания пластового давления между зоной отборов и зоной нагнетания и цикл закачки - отборов повторяется. Длительность каждого из перечисленных периодов и значения изменения пластовых давлений в циклах рассчитываются на гидродинамических моделях.
Эта технология разработки в весьма неоднородных по фильтрационным свойствам пластах позволяет избежать больших перепадов давления между зоной нагнетания и зоной отборов, а соответственно и быстрого прорыва вытесняющего агента (воды) в добывающие скважины.
Внедрение МКНС
На текущий момент (01.05.2012 г.) закачка воды с применением МКНС осуществляется в 37 нагнетательных скважин на четырнадцати залежах одиннадцати месторождений. На скважинах с давлением закачки воды свыше 20 МПа применяются пакера.
Всего на сегодняшний день пакерами оборудовано 11 нагнетательных скважин. С помощью МКНС в низкопроницаемые пласты в последние годы ежегодно закачивается более 200 тыс. м3 воды. За счет поддержания пластового давления с применением МКНС дополнительная добыча нефти составляет более 100 тыс. т в год.
Полимерное заводнение
Технология полимерного заводнения опробуется на межсолевых залежах 1го и 2го блока Вишанского месторождения, которые имеют нефть повышенной вязкости. Исходя из изучения практики проведения подобных работ в других регионах, объем полимерной оторочки выбран в размере 0,3 % от объема извлекаемых запасов нефти и должен составить 2500 м3 по 1му блоку и 5000 м3 по 2му блоку. На 01.05.2012 г. программа работ по 1му блоку выполнена. По 2му блоку объем закачки полимерной оторочки составил 3125 м3. Работа продолжается. Надеемся, что этот эксперимент позволит нам избежать интенсивного прорыва воды к добывающим скважинам, так как перепад давления между зоной отбора и зоной нагнетания составляет более 35 МПа по первому блоку и 20 МПа по 2му блоку. В дальнейшем полимерное заводнение планируется выполнить еще на лебедянской залежи Ново-Кореневского месторождения.
Комплексная технология повышения нефтеотдачи пластов на основе потокоотклоняющих реагентов и ПАВ
Успешно прошла лабораторные исследования комплексная технология повышения нефтеотдачи пластов на основе потокоотклоняющих (ПАА FP-307 с ацетатом хрома) и нефтеотмывающих (ПАВ «Дон 96» с ПАА FP-307) составов. Опытно-промысловые испытания данной технологии выполнены на задонской залежи (VIII п.) Речицкого месторождения через нагнетательные скважины 124 и 128. Объемы закачки составили 900 и 1600 м3, соответственно. В итоге за 4 мес только за счет снижения обводненности добываемой продукции по окружающим добывающим скважинам дополнительно получено более 300 т нефти. В дальнейшем опытные работы по адаптации данной технологии планируется продолжить на воронежской залежи Речицкого месторождения.
ПНП с применением водной дисперсии амбарных нефтешламов
Лабораторные исследования и опытно-промысловые работы по отработке данной технологии начаты в конце 2008 г.
В 2011 г. опытные работы выполнены на семилукской залежи (нагнетательная скважина 43) и задонской залежи - IV пачка (нагнетательная скважина 35) Речицкого месторождения. Нефтешламовая дисперсия готовилась на основе ПАВ «Неонол АФ9-6 и нефтешламов из нефтешламовых амбаров.
Всего в скважину 43 закачали 4015 м3, в скважину 35 - 168 м3нефтешламовой дисперсии. За счет снижения обводненности добываемой продукции по окружающим скважинам дополнительная добыча нефти составила 1479 т. В 2012 г. отработка этой технологии продолжается на Речицком и Дубровском месторождениях.
Широкоохватное ПНП
Данная технология заключается в подаче потокоотклоняющих реагентов в продуктивный пласт в зоны движения основных фильтрационных потоков не только через нагнетательные, но и через контрольные, бездействующие и высокообводненные простаивающие добывающие скважины, находящиеся на пути движения этих потоков. Технология начала внедряться с 2007 г.
На 01.05.2012 г. она внедрена на 5 залежах Речицкого, Вишанского, Золотухинского и Березинского месторождений.
Дополнительная добыча нефти за счет этой технологии превысила 46 тыс. т. В 2012 г. эта технология будет реализована на 6 залежах Золотухинского, В.-Первомайского, Тишковского, Сосновского и Березинского месторождений.
Водогазовое воздействие
Водогазовое воздействие планируется развивать по 3-м направлениям с применением азота, углекислого газа и отбензиненного углеводородного газа.
В 2011 г. проведены промысловые испытания технологии увеличения охвата пластов вытеснением путем нагнетания в пласт через нагнетательные скважины мелкодисперсной водогазовой смеси на семилукских залежах Осташковичского и восточного блока Тишковского месторождений.
В качестве газовой фазы использовали азот. Объемы закачанного в пласт азота составляли чуть более 2 тыс м3 на 1 нагнетательную скважину в пластовых условиях при среднем содержании газа в газожидкостной смеси в пределах 30 %. Эффект оказался кратковременным и длился до 2х месяцев. По 2м операциям дополнительно получено около 500 т нефти. Кратковременность эффекта, по-видимому, связана с небольшими объемами закачки в пласты водоазотной смеси.
На 01.05.2012 г. эксперимент по технологии водогазового воздействия на пласт с применением азота проводится на залежи VIII п. задонского горизонта Речицкого месторождения. Нагнетание водогазовой смеси проводится через очаговую нагнетательную скважину 128. Всего в пласт закачали 727 тыс. м3 в пересчете на нормальные условия или 5200 м3 в пересчете на пластовые условия азота совместно с 10200 м3 воды. Как показал анализ результатов трассерных исследований, выполненных через месяц после начала закачки в нагнетательную скважину 128 водогазовой смеси, фильтрационные потоки значительно изменились по сравнению с фильтрационными потоками, имевшими место до закачки водогазовой смеси. Объемы меченой жидкости, поступающей от нагнетательной скважины 128 к добывающим скважинам 100, 115 и другим уменьшились в 2 и более раз. Изменились и скорости движения фильтрационных потоков. Отбор проб газа по подконтрольным добывающим скважинам и исследование его на содержание азота показывает, что содержание азота в этих пробах находится на уровне фоновых значений.
Оценка эффективности работ будет выполнена после окончания эксперимента. Эксперимент планируется закончить в конце мая после нагнетания в пласт еще 400 тыс. м3 азота в пересчете на нормальные условия.
По воздействию на пласт с целью ПНП с применением CO2 совместно с ООО «Технология-сервис» и УфаНИПИнефть выполняется работа по выбору на воронежской залежи Золотухинского месторождения пилотного участка для закачки углекислого газа. В настоящее время Исполнителями (ООО «Технология-сервис» и УфаНИПИнефть) представлен отчет, котрый планируется в июне заслушать на ТЭС РУП «ПО «Белоруснефть» и принять решение о направлениях развития у нас этой технологии.
Вместе с БашНИПИнефть ведется работа по созданию композиционной модели с целью обоснования технологии ПНП с применением отбензиненного углеводородного газа на залежи VIII п. задонского горизонта Речицкого месторождения.
Циклическое воздействие на пласт
В связи с появлением в последние годы в нефтедобыче такого технологического инструмента как станции управления работой ЭЦН с частотным приводом нами предложено опробовать технологию циклического воздействия на залежи, включающую в себя комплекс мероприятий по работе с системой пласт - скважина и направленную на наиболее полное вовлечение в разработку остаточных извлекаемых запасов нефти.
Основными компонентами технологии являются:
1. Воздействие на прискважинную зону добывающих скважин путем изменения параметров работы электроцентробежного насоса с помощью регулирования частоты переменного тока электродвигателя ЭЦН.
2. Воздействие на удаленную зону пласта путем закачки потокоотклоняющих реагентов в нагнетательные скважины и изменения компенсации отбора жидкости закачкой.
Опытно-промысловые работы по опробованию данной технологии выполнены на участках подсолевой залежи Вишанского (добывающие скважины 118, 108, 53, 106, 5602, 105 и нагнетательные скважины 70, 5402, 36, 142, 60, 116) и IV пачки задонского горизонта Речицкого (добывающие скважины 40, 191g2, 98, 63, 19 и нагнетательные скважины 29, 64, 26) месторождений. Весь комплекс работ включал 5 этапов.
Первые 3 месяца с помощью изменения частот тока, подаваемого на двигатели насосного оборудования по каждой добывающей скважине, подбирался оптимальный режим работы, при котором скважина работала с наименьшей обводненностью стабильно. На этом этапе достигалось вовлечение в работу неохваченных выработкой прискважинных зон пласта.
Вторые 3 месяца выполнялось увеличение текущей месячной компенсации отбора закачкой до 105 % по залежи Речицкого месторождения и до 130 % по залежи Вишанского месторождения.
Третьи 3 месяца проводилась закачка в нагнетательные скважины потокоотклоняющих реагентов. На этом этапе достигалось вовлечение в работу неохваченных выработкой удаленных зон пласта.
Четвертые 3 месяца снижалась текущая компенсация отборов закачкой до 95 % по залежи Речицкого месторождения и до 110 % по залежи Вишанского месторождения.
Завершающий этап включал поддержание текущей компенсации отбора закачкой на уровне 100 % по залежи Речицкого месторождения и 120 % по залежи Вишанского месторождения.
В настоящее время все этапы по реализации опытных работ по данной технологии выполнены. При этом эффект от циклического воздействия составил 1157 т дополнительно добытой нефти по подсолевой залежи Вишанского и 3600 по задонской залежи (IV п.) Речицкого месторождений. Нам необходимо детально проанализировать результаты этой работы, выполнить корректировку технологии и продолжить ее адаптацию к условиям наших залежей.
Термогазовое воздействие
Проект на опытно-промысловые работы по опробованию технологии термогазового воздействия готовится нами совместно с ОАО «Зарубежнефть» для II блока межсолевой залежи Вишанского месторождения. На текущий момент для данной залежи с применением симулятора CMG STARS создана термогидродинамическая модель и выполняются расчеты технологических показателей разработки для двух вариантов проведения эксперимента. Сущность этих вариантов в следующем.
Первый вариант предполагает разработку залежи существующим фондом добывающих и нагнетательных скважин с дополнительным бурением в 2013 г. 7 добывающих и 1 нагнетательной скважин (согласно Уточненному проекту разработки Вишанского месторождения, БелНИПИнефть, Гомель, 2011 г.). В 2013 г. предполагается перевести под закачку воздуха скв. 134 для организации термогазового воздействия. После получения положительного промыслового опыта на первоочередном участке в районе скв. 134 (через 3-7 лет после начала закачки воздуха) с целью увеличения охвата воздействием перевести скв. 203 под нагнетание воздуха или водовоздушной смеси. Объем закачки воздуха/водовоздушной смеси в скв. 134 и 203 должен обеспечивать устойчивое протекание процесса. Объем закачки воды в нагнетательные скв. 156 и 144 определяется с учетом объема закачки воздуха и водовоздушной смеси для поддержания текущей компенсации на уровне 120-130 %. При достижении технологически целесообразной величины текущего пластового давления текущую компенсацию отборов жидкости закачкой воздуха, водовоздушной смеси и воды поддерживать на уровне 100 %.
Второй вариант предполагает разработку залежи существующим фондом добывающих и нагнетательных скважин с дополнительным бурением в 2013 г. 7 добывающих и 1 нагнетательной скважин (согласно Уточненному проекту разработки Вишанского месторождения, БелНИПИнефть, Гомель, 2011 г.). В 2013 г. предполагается перевести под закачку воздуха скв. 133 для организации термогазового воздействия. После получения положительного промыслового опыта на первоочередном участке в районе скв. 133 (через 3-7 лет после начала закачки воздуха) с целью увеличения охвата воздействием перевести контрольную скв. 81 под нагнетание воздуха или водовоздушной смеси. Объем закачки воздуха/водовоздушной смеси в скв. 133 и 81 должен обеспечивать устойчивое протекание процесса. Объем закачки воды в нагнетательные скв. 156, 144 и 203 определяется с учетом объема закачки воздуха и водовоздушной смеси для поддержания текущей компенсации на уровне 120-130 %. При достижении технологически целесообразной величины текущего пластового давления текущую компенсацию отборов жидкости закачкой воздуха, водовоздушной смеси и воды поддерживать на уровне 100 %.
В качестве базового варианта разработки планируется рассматривать принятый в Уточненном проекте разработки Вишанского месторождения, БелНИПИнефть, Гомель, 2011 г., вариант освоения межсолевой залежи Вишанского месторождения (II блок) (фонд из 15 скважин: 12 добывающих, 3 нагнетательных; КИН 0,23 на конец разработки в 2119 г.).
В перспективе на обводненных залежах с активными запасами, находящихся на последней стадии разработки, планируется опробовать современные технологии физико-химического воздействия с применением: полимерных композиций с длительным периодом начала гелеобразования (15-25 сут); полимерных микрогелей по технологии «bright water»; инертных эмульсий из устойчивых к сдвиговым нагрузкам полимеров; систем для ПАВ-полимерного заводнения на основе ассоциативных полимеров с небольшими добавками ПАВ; полимерных композиций с защитными добавками для обеспечения длительной стабильности полимеров при воздействии высоких температур, кислорода и высокой минерализации пластовых вод; ASP-технологии.
Вибросейсмическое воздействие на пласт
Данная технология опробована на межсолевых залежах Речицкого (IV п.) и Березинского (III блок) месторождений. Работа выполнялась в два этапа. На первом этапе проводились работы по определению доминантных частот воздействия - частот вибросейсмических колебаний, при которых возможна максимальная реакция пласта на воздействие. По результатам обработки полученных материалов установлено, что доминантные частоты лежат в диапазоне 10-40 Гц.
Для проведения второго этапа опытных работ были рекомендованы три свипа из указанного диапазона частот. Возбуждение упругих колебаний осуществлялось группой вибраторов СВ-18/120 в количестве 6 единиц из нескольких пунктов возбуждения (ПВ), расположенных по простиранию залежей на расстоянии 1,5 км друг от друга. Воздействие проводилось циклами по 12 ч/сут в течение 1,5 месяцев на каждой из залежей. В ночное время осуществлялось наблюдение за реакцией пласта в наблюдательных скважинах и оценивался уровень насыщения пласта энергией путем замеров нарастания уровня шумов пласта. После стабилизации уровня шумов пласта на определенном значении вибросейсмическое воздействие на пласт прекращали.
Как показал анализ выполненных работ, ряд добывающих скважин отреагировали на вибровоздействие снижением обводненности добываемой продукции и изменением плотности добываемой воды. Дополнительная добыча нефти составила более 5000 т.
В то же время опытные работы показали, что в условиях нефтяных месторождений Белоруссии (развитой солянокупольной тектоники) до уровня нефтяного пласта доходит не более 10-20 % генерируемой с поверхности Земли энергии. Поэтому дальнейшее развитие вибросейсмических технологий для ПНП видится в разработке специального комплекса оборудования, которое позволит доставлять энергию от места ее излучения с поверхности к месту приема на глубине нефтяного пласта с минимальными потерями.
Для активизации выработки запасов и повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами ведется работа по опробованию и внедрению следующих технологий:
- гидравлических и кислотных разрывов пласта (ГРП и СКР);
- строительство горизонтальных скважин;
- строительство многозабойных скважин;
- создание многоствольных скважин из существующего фонда одноствольных низкодебитных путем бурения боковых стволов малого радиуса с колтюбингом и системой направленного бурения;
- создание системы радиальных глубокопроникающих каналов фильтрации;
- освоения и ремонта многозабойных скважин с применением механизма ориентации колтюбинговой трубы.
Гидравлический и кислотный разрыв пласта на низкопроницаемых залежах месторождений РУП «ПО «Белоруснефть» начали широко внедрять с 2008 г. На текущий момент по данной технологии выполнено более 200 скважино-операций и дополнительно добыто более 200 тыс. т нефти. ГРП и СКР проводятся на пласт с проницаемостью менее 10 мД. Объемы закачанного в пласт проппанта достигают 80-100 т на одну скважино-операцию, концентрация проппанта - до 1000 кг/м3 жидкости-песконосителя, до 600 м3 жидкости разрыва. Практически на всех скважинах на заключительных стадиях выполнялось подкрепление основной массы проппанта более крупными фракциями. ГРП выполняются как в терригенных, так и карбонатных пластах. В карбонатных пластах ГРП выполняется при значениях пластового давления ниже 0,8 от гидростатического. При более высоких пластовых давлениях проводятся СКР. Кислотные ГРП проводятся по нескольким технологическим схемам:
- КГРП с предварительной изоляцией водопритока;
- порционная закачка нефтекислотных эмульсий и растворов соляной или уксусной кислот;
- порционная закачка жидкости разрыва и растворов соляной или уксусной кислот;
- порционная закачка загущенной соляной кислоты и растворов соляной кислоты с ПАВ;
- многообъемные КГРП с использованием растворов соляной кислоты с ПАВ.
В настоящее время проводится опробование:
- азотно-пенных ГРП;
- многостадийных, поинтервальных ГРП;
- новых типов жидкостей разрыва;
- понизителей трения для кислотных составов при кислотных разрывах;
- нового типа осмоленного проппанта фракции 16/20.
Строительство горизонтальных и разветвленных скважин
В последние годы приобретен опыт и пробурено 30 скважин сложной конструкции. Среди них 25 скважин субгоризонтальных и горизонтальных, 5 скважин разветвленных с двумя стволами. За счет этого из низкопроницаемых пластов дополнительно добыто более 300 тыс. т нефти.
Строительство многоствольных скважин
В 2010 г. пробурена первая трехствольная скважина на межсолевую залежь С.-Домановичского месторождения. Скважина имеет второй уровень сложности по классификации TAML. Из основного ствола в пределах продуктивного пласта пробурены 3 субгоризонтальных открытых ствола с длиной от 364 до 461 м. После освоения скважина вступила в эксплуатацию с дебитом 20-22 т/сут безводной нефти, в то время как окружающие скважины работают с дебитами не более 4-5 т/сут. Дополнительная добыча нефти горизонтальных открытых ствола с длиной от 364 до 461 м. МП. Из основного ствола в пределах продуктивного пласта пробурены 3 сиз скважины 52r С.-Домановичская на 01.05.2012 г. составила более 7800 т.
В 2011 г. разработана технология и подготовлен рабочий проект на строительство многоствольной скважины 53r С.-Домановичская. Строительство этой скважины осуществляется по 4-ому уровню сложности классификации TAML. Конструкция разветвленных стволов включает спуск и цементирование эксплуатационных колонн с оборудованием их заколонными пакерами и проведением многостадийных ГРП.
В дальнейшем до 2015 г. планируется бурение еще нескольких многозабойных скважин.
Создание многоствольных скважин из существующего фонда одноствольных низкодебитных путем бурения боковых стволов малого радиуса с колтюбингом и системой направленного бурения
Добывающие скважины, эксплуатирующие залежи с низкопроницаемыми коллекторами, работают с дебитами по жидкости не более 3-5 т/сут. Количество таких скважин достигает 25-30 % от всего фонда добывающих скважин. Для увеличения дебита таких скважин, охвата вокруг них пластов выработкой предложено из основного существующего ствола бурить в разных направлениях по 2-4 боковых ствола. Фактически в результате внедрения данной технологии будет производиться преобразование имеющихся одноствольных скважин в многоствольные с увеличением их радиуса влияния и, как следствие, увеличение коэффициентов продуктивности и дебита. Реализация данной технологии требует бурения боковых стволов по малым радиусам. Это возможно с применением колтюбинга и системы направленного бурения (СНБ), которая позволяет в режиме реального времени контролировать и управлять параметрами траектории ствола скважины, отслеживать и передавать на поверхность данные о забойных условиях работы КНБК.
В настоящий момент для данной технологии подготовлена «Программа опытно-промысловых испытаний». Программа реализована на двух скважинах 70 и 77 Мармовичского месторождения, из которых с помощью колтюбинга и СНБ пробурено по два боковых ствола. Идет реализация программы на скважинах 72 и 80 Мармовичского месторждения.
На скважине 70-Мармовичская длина боковых стволов составляет 63 и 94 м. Они имеют отход от основного ствола 16 и 35 м. На скважине 77-Мармовичская длина боковых стволов составляет 78 и 171 м при отходах от основного ствола 32 и 126 м.
В перспективе планируется развивать данное направление путем бурения боковых стволов с депрессией на пласт.
Создание системы радиальных глубокопроникающих каналов фильтрации
Вместе с ЗАО «Новинка» (г. Минск) ведутся работы по разработке комплекса оборудования и технологии для создания систем глубокопроникающих каналов фильтрации. Разработаны комплекты конструкторской документации на опытный образец скважинного оборудования СК-140, СК-168 и экспериментальный образец скважинного оборудования СК-146, стендовое оборудование. Изготовлен и введен в эксплуатацию стенд для отработки технологии в стендовых условиях. Изготовлено скважинное оборудование СК-168, СК-146. Проведены стендовые испытания. Готовится оснастка по переоборудованию колтюбинговой установки МК-30Т для оснащения БДТ диаметром 12,7 мм. Закуплена коррозионностойкая БДТ диаметром 12,7 мм и длиной 4200 м. Ведется работа в химической лаборатории по подбору специальных жидкостей, не блокирующих тонкопоровые каналы в низкопроницаемых пластах. Опытно-промысловые работы по испытанию данной технологии на скважинах планируется провести во второй половине 2012 г.
Область применения этой технологии не ограничена интенсификацией добычи нефти и ПНП из низкопродуктивных и малопроницаемых коллекторов. Данная технология будет востребована и как альтернатива перфорации скважин, обеспечивая при меньшей плотности перфорационных каналов значительно большее проникновение вглубь продуктивного пласта, а также как альтернатива бурению боковых горизонтальных стволов в интервале продуктивного пласта со сверхмалым радиусом зарезки.
Одним из наиболее перспективных направлений в приросте углеводородного сырья в Республике Беларусь является оценка перспектив поисков, разведки и разработки месторождений сланцевого газа и «сжатого» газа, сосредоточенного в низкопроницаемых коллекторах и породах полуколлекторах. Для повышения рентабельности разработки таких месторождений первостепенное значение будет иметь максимальное увеличение охвата пластов зоной дренирования вокруг пробуренных скважин. Это возможно будет выполнить путем создания системы протяженных каналов фильтрации с применением разрабатываемой технологии. За счет максимального увеличения зоны дренирования можно будет получить соответственно максимальные дебиты и рентабельную добычу газа.
Технология освоения и ремонта многоствольных скважин с применением механизма ориентации колтюбинговой трубы
Опыт бурения многоствольных скважин показал, что при освоении их по традиционным технологиям приток пластового флюида происходит, в основном, из того ствола, который бурился последним. Другие стволы либо не работают, либо формируют в общем объеме притока не более 5-10 %. В связи с этим нами разработано скважинное оборудование, которое позволяет входить в любой ствол многоствольной скважины колтюбинговой трубой. Это так называемый механизм ориентации колтюбинговой трубы. Разработаны два типа механизма ориентации - механический и гидравлический. По типоразмерам механизм ориентации изготовлен для эксплуатационных колонн 140, 146 и 168 мм.
При работе в любом из стволов многоствольной скважины с данным оборудованием по данной технологии все другие стволы не испытывают воздействие рабочей жидкости на околоствольную зону пласта в этих стволах.
На текущий момент технология проходит опытно-промысловые испытания. С ее помощью освоена 3-х ствольная скважина 52r-С.-Домановичская, выполнена интенсификация притока в каждом из стволов двухствольных скважин 287r и 289r Речицкого месторождения. За счет внедрения данной технологии из перечисленных скважин за 2010-2012 гг. дополнительно добыто более 10 тыс. т нефти.
Дальнейшее развитие рассматриваемой технологии предполагает проведение, при необходимости, в каждом из стволов многоствольной скважины следующих работ:
- промыслово-геофизические исследования по определению характера насыщения и работающих интервалов пласта;
- изоляция водопритока;
- установка и разбуривание цементных мостов, и ряд других операций.
На почти все перечисленные технологии, которые применяются на месторождениях Белоруссии для интенсификации добычи и ПНП, получены патенты на изобретения Республики Беларусь и Российской Федерации. Надеемся, что широкое внедрение их в процессах нефтедобычи позволит нам увеличить КИН на 10-15 % по сравнению с проектными значениями.
Автор: Н. Карташ (Белоруснефть), Н. Демяненко, ППовжик (БелНИПИнефть)
