НЕФТЬ. Выпуск 2 · 2015 Ноябрь Приложение к журналу ... Выпуск 2. Управление ... Приложение к журналу «Сибирская

НЕФТЬ.Просто о сложном

Выпуск 2

прил

ожен

ие

к ж

урна

лу

2015

Ноябрь Приложение к журналу «Сибирская нефть»

Координатор проектаБлок корпоративных коммуникаций ПАО «Газпром нефть»www.gazprom-neft.ru

Главный редакторИгорь СвиризРедактор приложенияСофия ЗоринаРедакционная коллегияЕкатерина Стенякина, Дмитрий Лобач, Олег Твердохлеб, Жанна Черненко, Юлия ДубровинаТекстыАлександр Алексеев, София Зорина

Журнал создан при участииАтелье «Афиши»ООО «Компания Афиша»atelier.afisha.ruНаталья Стулова, Елена Ставицкая, Дарья Гашек, Татьяна Князева, Екатерина Мигаль, Дарья Гоголева, Виталий Шебанов, Анастасия ЧекановаОтпечатано в типографии«Алмаз-Пресс». Тираж 10 000 экз.

Мнение редакции не всегда совпадает с мнением авто-ров. Присланные материалы не рецензируются и не воз-вращаются

Все права на оригинальные материалы, опубликован-ные в номере, принадлежат журналу «Сибирская нефть». Перепечатка без разреше-ния редакции запрещена

При использовании мате-риалов ссылка на журнал « Сибирская нефть» обяза-тельна.Редакция не несет ответ-ственности за содержание рекламных материалов

Иллюстрация на обложке: Дмитрий Коротченко

УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГИЕЙСистемы разработки нефтяных залежей, методы управления добычей

ДОТЯНУТЬСЯ ДО ГЛУБИНБурение скважин: основные способы, сложные случаи, инновационные технологии

ПУТЬ НАВЕРХИстория развития технологий добычи нефти, обзор современных решений

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯМетоды увеличения скорости и эффективности разработки месторождений

02081420

08

20

02

14

Электронную версию журнала читайте на сайте WWW.GAZPROM-NEFT.RU

Второй выпуск серии «Просто о сложном» посвящен основным процессам разработки месторождений. Из него вы узнаете о том, как идет подготовка к разработке, как бурятся скважины и как из пласта

извлекается на поверхность жидкость, что происходит с нефтью, прежде чем она отправится к потребителям. Также в материалах номера речь

пойдет о методах, которые позволяют повысить скорость и эффективность разработки, а также вовлекать в добычу запасы таких сложных залежей,

как, например, баженовская свита.

РазРаботка

залежей нефти,

буРение

скважин,

способы добычи,

подготовка

нефти, методы

увеличения

нефтеотдачи

нЕФтЬ. Просто о сложном

Выпуск 2

Управление энергиейИзначально нефтяной пласт — это черный ящИк, содержащИй

нечто ценное. чтобы попыткИ Извлечь содержИмое не

оказалИсь безуспешнымИ, необходИма подготовИтельная

работа, которая позволИт понять характер И свойства залежИ

0 2 Приложение к журналу «Сибирская нефть» нефть. просто о сложном

МеСторождения УВ делятСя на газоВые, газоконденСатные, газонефтяные

и нефтяные. газоВые и газоконденСатные Содержат ПреиМУщеСтВенно Метан

и В Меньшей СтеПени дрУгие газы, а также легкие фракции нефти В Виде Пара.

В оСтальных газ образУет газоВУю шаПкУ или раСтВорен В нефти.

ПРОФИЛЬ ЗАЛЕЖИ

Разработка залежей углеводородов (УВ) начинается с оценки физико-химических свойств самих УВ и свойств пласта — давления, температуры. От совокупно-сти этих данных будет зависеть способ извлечения нефти на поверхность.

Сначала необходимо определить тип месторождения. По содержанию раз-личных углеводородов они делятся на газовые, содержащие преимуществен-но метан, в меньшей степени — бутан, пропан и другие газы; газоконденсат-ные — в этом случае небольшое количе-ство легких нефтяных фракций под дей-ствием высокой температуры и давления растворено в газе в виде пара; газонеф-тяные — здесь ситуация обратная — часть газа образует газовую шапку, а часть (5–10%) при большом давлении раство-ряется в нефти; и, наконец, нефтяные — с различным количеством полностью рас-творенного попутного нефтяного газа.

Следующий шаг — определение химического состава нефти, влияюще-го на ее плотность, вязкость, закономер-ности движения в пласте и особенности эксплуатации месторождения. Компо-нентный состав нефти включает в себя как углеводороды с различной моляр-ной массой — от легких до тяжелых, так и разные примеси — смолы, парафины, асфальтены. Тяжелая нефть — высоко-вязкая, выгнать ее из пласта непросто, для этого требуются дополнительные технологии. Но и добыча легкой неф-ти может быть осложнена. Так, парафи-ны откладываются в трубах, а некото-рые смолы способствуют прилипанию капель нефти к породе коллектора. Все эти факторы нужно учесть, прежде чем приступить к промышленной разработке месторождения.

ПОД ДАВЛЕНИЕМ

Отдельно изучаются свойства самого пласта. А именно — его энергетические характеристики. Любая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.

Энергия пласта обусловлена действи-ем силы тяжести, а характеристикой, отражающей ее величину, принято счи-тать пластовое давление. В частности, огромные массы верхнележащих пластов давят на породы коллектора и на содер-жащиеся в нем жидкости. Чем большее сжатие испытывает нефтяной пласт, тем значительнее накопившаяся в нем энергия упругих сил, которая впослед-ствии заставляет нефть выдавливаться из пласта в добывающую скважину. При вскрытии продуктивного пласта в сква-жине образуется зона пониженного дав-ления, куда и устремляется жидкость. В результате извлечения нефти пласто-вое давление падает, что позволяет рас-ширяться как самой нефти, так и зернам

сжатой породы коллектора. Как след-ствие — поровое пространство, содер-жащее нефть, сужается, вытесняя нефть в скважину. Этот процесс может продол-жаться до тех пор, пока давление в пла-сте не сравняется с давлением в сква-жине. Такой режим извлечения нефти из залежи называют упругим.

Впрочем, как правило, на нефть в пласте действует сразу несколько выталкивающих сил. Нередко решаю-щим энергетическим фактором ста-новится напор пластовых (подошвен-ных) вод. Подстилающая нефтяную залежь вода также находится под дей-ствием давления, зависящего от глуби-ны. Как только нефть вытекает из пла-ста и пластовое давление понижается,

Геофизические методы исследования скважин при

бурении и эксплуатации

Г еофизические методы исследования скважин (каротаж скважин) применяются для изучения характеристик залежи в околоскважинном и межскважинном про-странстве. С их помощью можно получить информацию о глубине залегания неф-

тяного пласта, его толщине, пористости, температуре, проницаемости и литологиче-ском составе пород коллектора, пластовом давлении, количестве и составе флюидов, вытекающих из разных интервалов эксплуатационной скважины, техническом состоя-нии самой скважины.

Геофизические исследования проводятся и в уже пробуренных скважинах, и во вре-мя их бурения, и даже во время процесса добычи. Исследования основаны на приме-нении всевозможных физических методов, позволяющих регистрировать и затем изу-чать различные физические поля. Всего известно более 50 различных методов ГИС и их разновидностей. Их можно разделить на пять групп по типу исследуемых полей — электрические, ядерные, термические, сейсмоакустические, магнитные. Особенность современных геофизических исследований — в возможности оперативно передавать и обрабатывать получаемую информацию, а значит — быстро принимать решения о дальнейших работах на скважине и в целом на месторождении.

0 3Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ru

расширяется и покидает жидкость, ока-зывая на нее вытесняющее воздействие. Такой режим называется режимом рас-творенного газа и в чистом виде прояв-ляется при отсутствии связи с подошвен-ными водами, при близких или равных значениях начального пластового дав-ления и давления насыщения, при повы-шенном газосодержании пластовой неф-ти. Недостаток такого режима в том, что дегазация пластовой нефти может при-водить к существенному повышению ее вязкости и потере текучести.

Перечисленные выше режимы рабо-ты пласта — природные. Здесь переме-щение нефти зависит лишь от действия естественных сил. Эксплуатация залежи с помощью природных режимов практи-куется только на начальном этапе разра-ботки и носит название первичной добы-чи. При этом может использоваться один или несколько режимов одновременно. Например, разработка большого место-рождения может начинаться с режима растворенного газа, затем добавляется влияние газовой шапки, а при извлече-нии достаточного количества жидкости имеет смысл снизить давление в зоне, примыкающей к пластовым водам, и в полной мере задействовать водона-порный режим.

ИСКУССТВО ВЫТЕСНЕНИЯ

Нефтеотдача на природных режимах разработки залежи далеко не всегда обеспечивает экономическую эффектив-ность. Поэтому нередко уже на началь-ном этапе естественную энергию пла-ста поддерживают или увеличивают с помощью процесса поддержания пла-стового давления (ППД) — дополнитель-ной закачки в пласт воды или — реже — газа. Нагнетание жидкости в истощенный

Гидродинамические исследования скважин

Г идродинамические исследования скважин (ГДИС) — это совокупность мероприятий, направленных на измерения различных параметров пла-ста и пластовых флюидов — давления, температуры, дебита и т.д. Основ-

ной метод ГДИС заключается в гидропрослушивании пласта, в ходе которого на пласт оказывается определенное воздействие, а затем изучается ответная реакция на это воздействие. На практике корректируется режим работы одной из скважин (возмущающей) и измеряется изменение давления в других сква-жинах (реагирующих). Смена режима работы возмущающей скважины может быть достигнута за счет остановки или, наоборот, пуска ее в работу, изменения забойного давления, а следовательно, и дебита скважины.

Цели проведения ГДИС различаются в зависимости от стадии разработ-ки месторождения. Если речь идет о разведочном этапе, то определяются гра-ницы пласта, его проводимость, возможные дебиты. Во время промышленной разработки помимо характеристик пласта важной становится оценка эффек-тивности выбранной сетки скважин. На заключительной стадии ГДИС позволя-ют отследить эффективность применения дополнительных усилий для повы-шения нефтеотдачи.

уже на начальном этапе естественную энергИю пласта поддержИвают ИлИ увелИчИвают с помощью процесса поддержанИя пластового давленИя

вода начинает расширяться и устрем-ляется в пласт, способствуя дальней-шему вытеснению нефти. Это упругово-донапорный режим. Если же пластовые воды имеют гидродинамическую связь с поверхностью земли и постоянно под-питываются от внешнего источника, то их давление на нефть может оказаться решающим, значительно превышающим действие сил упругости. В этом случае говорят о водонапорном режиме.

Вносит свой вклад в общее дело и газ, всегда присутствующий в залежи в том или ином виде. Если месторождение содержит газовую шапку, то при паде-нии пластового давления газ, так же как и вода, расширяется, вытесняя нефть

(газонапорный режим). При отсутствии газовой шапки движущей силой может стать газ, растворенный в нефти. Здесь важен такой фактор, как давление насы-щения, при котором газ растворяется в нефти. Если давление окружающей сре-ды меньше давления насыщения, то газ


любая залежь обладает Потенциальной энергией, которая В ПроцеССе

разработки Переходит В кинетичеСкУю и раСходУетСя на ВытеСнение нефти

и газа из ПлаСта. эта энергия обУСлоВлена наПороМ краеВой Воды, даВлениеМ

газоВой шаПки, УПрУгоСтью Пород коллектора, Силой тяжеСти нефти.

пласт принято называть вторичным методом добычи.

Создание искусственного водона-порного режима (заводнения) требу-ет бурения нагнетательных скважин. В зависимости от того, в каком месте пласта бурятся эти скважины, заводне-ние называют законтурным, приконтур-ным или внутриконтурным. Выбор типа заводнения и взаимного расположения нагнетательных и добывающих сква-жин (сетки скважин) — одна из важней-ших задач, от решения которой зави-сит эффективность разработки всего месторождения и отдельных его участ-ков. Просчеты с выбором сетки скважин приводят к снижению дебитов, низким экономи ческим показателям разработ-ки и быстрому обводнению (см. врез) залежи. К тому же каждая новая сква-жина — это существенное увеличение капитальных затрат.

При законтурном заводнении нагне-тательные скважины бурят в водонасы-щенной зоне, увеличивая тем самым давление на пласт подошвенных вод. Такое заводнение может обеспечить равномерный фронт вытеснения неф-ти, но эффективно реализуется только при разработке практически идеального месторождения — с однородной струк-турой коллектора, отсутствием газовой

шапки, хорошей гидродинамической связью нефтенасыщенной области с законтурными водами и рядом дру-гих характеристик, которые на практи-ке в совокупности встречаются доволь-но редко. К тому же такое заводнение способствует неторопливой добыче, что зачастую экономически невыгодно. Обеспечить большие дебиты способно приконтурное заводнение — в этом слу-

чае нагнетательные скважины приближаются к добывающим и бурятся вблизи внутренне-го контура нефтенасыщенной зоны. Однако для крупных месторождений и такое завод-нение может оказаться убы-точным, поэтому при разработ-ке значительных по размерам залежей, а также на истощен-ных месторождениях принято применять различные виды

0,7ДОСТИГАЕТ КОЭффИЦИЕНТ ИЗВЛЕ-ЧЕНИя НЕфТИ ПРИ ВОДОНАПОРНОм РЕжИмЕ ДОбыЧИ

Пятиточечная ДевятиточечнаяЧетырехточечная

Основные схемы площадного заводнения

Семиточечная

Добывающая скважина Нагнетательная скважина

Добывающая скважинаНагнетательная скважина



Законтурное заводнение

Внутриконтурное (площадное) заводнение

Приконтурное заводнение

Нефть

Вода

Нефть

ВодаНефть

Вода

0 5Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ruра М б л е р и н ф о г ра ф и к а / а л е к С е й С т о л я р о В

внутриконтурного заводнения, обеспечи-вающего максимальную интенсивность и минимальные сроки разработки.

В частности, блочное внутриконтур-ное заводнение — когда залежь разре-зается рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки — имеет смысл при-менять на крупных слабоизученных месторождениях, чтобы была возмож-

ность начать постепенную выработку запасов с одновременной доразведкой. При хорошей изученности месторожде-ния и наличии сложных, неоднородных зон может быть применена избиратель-ная система заводнения, позволяющая увеличить нефтеотдачу отдельных участков. Среди всех видов внутрикон-турного заводнения наиболее высокие

темпы извлечения запасов обеспечива-ет площадное заводнение с характер-ным регулярным размещением нагне-тательных скважин среди добывающих. Использование для поддержания пла-стового давления в качестве вытесняю-щего агента газа возможно в том слу-чае, если у залежи есть газовая шапка. Тогда газ закачивается в газовую шапку

15030 40 65 90 120

Пластовая температура, °С

1

*Коэффициент газосодержания, показывает сколько газа содержится в нефти. Измеряется отношением объема газа, выделенного из нефти при ее дегазации (при давлении 101 кПа и 20°С), к объему или массе дегазированной нефти.**Объемный коэффициент нефти показывает, как изменяется объем нефти на поверхности по сравнению с объемом в пласте. Рассчитывается как отношения объема нефти в коллекторе к объему на поверхности.

3 10 20 35 50 60

Пластовое давление, Мпа

НефтьГаз и газовый конденсат

Классификация пластовых систем

Обычная ЛегкаяКонденсатВлажныйи сухой газ

Тяжелая

Цвет нефти дегазированной

Обогащенныйконденсат

150804030 3523

Молекулярный вес, г/моль

1037740 760 816 825 850 966

Плотность нефти дегазированной, кг/м³

530035 200 600 1400 3600

Rs*, м³/м³

201,1 1,7 3 6

Bo**, м³/м³


чтобы Поддержать или УВеличить еСтеСтВеннУю энергию ПлаСта,

ПриМеняют заВоднение — закачкУ В ПлаСт Воды или газа. для оСУщеСтВления

заВоднения бУрятСя доПолнительные нагнетательные СкВажины. через них

ВодУ закачиВают В Слой ПодошВенной Воды, а газ — В газоВУю шаПкУ.

и реализуется искусственный газонапор-ный режим.

УРОКИ МОДЕЛИРОВАНИЯ

Любой тип заводнения относят к мето-дам управления процессом добычи. Изменяя различные параметры самого заводнения — скорость закачки воды, ее смачивающие свойства, вязкость и тем-пературу — можно получить наиболь-шую эффективность вытеснения нефти. Однако расчет этих параметров требу-ет точной информации о процессах, про-исходящих в пласте. Получить такую информацию позволяет моделирование пластовых систем.

Конечно, модель — это лишь при-близительное описание месторожде-ния. Тем не менее точность этой моде-ли повышается по мере разработки, так как данные для нее постоянно попол-няются и обновляются. В основу пласто-вой модели ложатся первичные пред-ставления о геологическом строении залежи, полученные с помощью различ-ных видов геологоразведки — сначала дистанционных, а потом и посредством бурения разведочных скважин. В даль-нейшем количество информации увели-чивается за счет геофизических и гидро-динамических исследований (см. врез) в ходе опытно-промышленного и экс-плуатационного бурения.

Задача инженеров-разработчиков — с помощью математического моделиро-вания, используя имеющиеся вводные, получить максимальное представление о месторождении: это и оценка запасов нефти и газа, а также возможных деби-тов, и динамика движения жидкости в пласте, и строение и характеристики са-мого пласта. В конечном итоге от физиче-ской модели пласта переходят к его опи-санию в экономических терминах. Здесь строится прогноз добычи на десятки лет вперед, определяются возможные риски. Причем для успешной разработки ме-сторождения этот процесс должен стать рекурсивным и повторяться на каждом новом этапе, внося коррективы в приме-няющиеся методы добычи, отслеживая рентабельность проекта, способствуя привлечению новых технологий.

Обводнение пласта

О собенность воздействия на нефтяной пласт простых вытесняющих аген-тов — воды и газа — в том, что их нельзя назвать идеальными порш-нями: полного вытеснения нефти никогда не происходит. Это связано

с тем, что вязкость воды и газа намного меньше, чем вязкость нефти, и в неод-нородном поровом пространстве они движутся быстрее, чем нефть. При этом чем выше проницаемость пласта, тем скорее происходит опережающее дви-жение агентов. По мере вытеснения нефти из пор проницаемость пласта для воды и газа увеличивается. Процесс, когда вода вперед нефти прорывается к скважинам, называется обводнением. Опыт показывает, что первыми обвод-няются пласты с лучшими фильтрационными свойствами, а отдельные, менее проницаемые пласты и пропластки остаются невыработанными. Увеличение водонасыщенности в пласте до 50–60% влечет за собой прогрессирующий рост количества воды в извлекаемой жидкости. В этом случае нефть уже не вытесняется из пор, а, скорее, увлекается струей воды. Если в качестве вытес-няющего агента используется газ, то полное поршневое вытеснение им неф-ти может происходить только при газонасыщенности породы, не превышаю-щей 15% от объема пор. При газонасыщенности свыше 35% двигаться в пласте будет только газ.

Добывающая скважина Добывающая скважинаНагнетательная скважина

Естественные водонапорные и газонапорные режимы

Искусственные водонапорные и газонапорные режимы

Нефть

Газ

ВодаНефть

Газ

Вода

0 7Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.rul e g i o n - m e d i a

Дотянуться до глубинХотя сама идея бурения кажется простой

и понятной, в реальности этот процесс

сопряжен с большим количеством

трудностей. современная скважина —

сложнейший объект, строительство которого

требует применения высокиХ теХнологий

ОТ БЫКА ДО ТУРБОБУРА

Бурить скважины люди начали давно. Известно, что в эпоху династии Хань (202 до н. э. — 220 н. э.) китайцы уже умели строить скважины, достигавшие 600 м в глубину. Судя по сохранившим-ся изображениям, при этом исполь-зовался ударно-вращательный метод бурения: быки поворачивали долото, а группа людей синхронными прыжками загоняла его глубже в землю. Первая информация о бурении скважин в России относится к IX веку и связана с добычей растворов поваренной соли в районе Старой Руссы.

Официально принято считать, что первую скважину глубиной около 500 м, предназначенную для коммерческой добычи нефти, построил в 1859 году в штате Пенсильвания Эдвин Дрейк. Однако известно, что как минимум за 10 лет до этого нефтяные скважины успешно строили в Баку, и это не един-ственный пример, позволяющий оспари-вать пальму первенства США.

В середине XIX века при бурении скважин для добычи соляных растворов, а потом и нефти применялось в основ-ном ударное бурение. При этом разру-шение (дробление) породы происходит под действием ударов падающего сна-ряда либо ударов по самому неподвиж-ному снаряду. С увеличением глубины бурения эта технология становится все менее эффективной — сложнее про-мывать скважину, жидкость создает дополнительное сопротивление падаю-щему долоту, а при бурении без про-мывки много времени уходит на очистку и крепление скважины. Поэтому на сме-ну ударному пришло вращательное бурение.

Внедрение технологии механического роторного бурения в начале ХХ века ста-ло одним из ключевых событий разви-тия нефтяной промышленности. Впервые новую технологию применили на неф-тяных промыслах Техаса в 1901 году. При роторном бурении долото, дробя-щее породу, присоединялось к колонне бурильных труб, вся эта конструкция опускалась в скважину и вращалась спе-циальным станком с поверхности.


ф о т о : А н д р е й р у д А к о в

в 1922 году СоветСкий ученый МАтвей кАПелюшников СоздАл турбобур. турбинный

двигАтель, врАщАвший долото, СтАли рАзМещАть ПряМо нА зАбое СквАжины. изобретение

уСовершенСтвовАло роторное бурение, При котороМ долото, ПрикреПленное к колонне

из труб, врАщАлоСь С ПоверхноСти зеМли.

К окончанию первой трети XX века роторное бурение полностью завоевало нефтяную отрасль. Изменения в кон-струкции оборудования и технологии привели к более чем десятикратному увеличению скорости проходки и сни-жению себестоимости буровых работ, при этом глубину скважин удалось уве-личить до 3–4 км. Впрочем, и этот спо-соб не был лишен недостатков. Среди них — громоздкость бурового инстру-мента: при глубине скважины в 4 км колонна бурильных труб весила более 200 тонн, и основная часть энергии тра-тилась именно на вращение колонны, а не на углубление самой скважины. Решить проблему позволило разме-щение двигателя, вращающего долото, в глубине скважины.

ПРОГРЕСС ДВИГАТЕЛЕЙ

Первым такой агрегат — турбобур — создал в 1922 году советский ученый Матвей Капелюшников. Современный турбобур — это многоступенчатый гид-равлический двигатель. В каждой сту-пени турбины (а их количество может достигать 350) имеются два диска с профильтрованными лопатками. Один из них (статор) неподвижно закреплен в корпусе турбобура, а другой (ротор) вращается. Буровой раствор, нагнетае-мый в скважину для промывки забоя, вращает роторы, усилие с которых пере-дается на долото. Позднее появились и другие виды погружных двигателей, например, электрический и винтовой. В настоящее время на бурение с при-менением забойных двигателей прихо-дится более 90% работ. При этом само бурение происходит с чередованием направленного (без вращения всей колонные) и роторного режима (с вра-щением колонны). Именно этот способ бурения позволил строить не только вертикальные скважины.

Существенный недостаток традици-онного роторного бурения — невозмож-ность передавать на долото усилие, которое бы искривляло траекторию проходки в нужном направлении. Появ-ление забойного двигателя решило эту проблему. Чтобы искривить ствол

Устройство нефтяной скважины

К аждая колонна обсадных труб, спускаемая в скважину, имеет свое назначение и название. Первая, самая короткая, — направление. Она предназначена для предохранения устья скважины от размыва и для

направления промывочной жидкости в желобную систему в процессе бурения скважины. Следующая колонна — кондуктор — изолирует водоносные пласты, перекрывает верхние неустойчивые породы. На нее монтируется противовы-бросовое оборудование. Низ кондуктора, как и низ всех спускаемых после него колонн, заканчивается короткой утолщенной трубой, называемой башмаком.

Технические колонны опускают в скважину в особо сложных случаях — они служат для перекрытия пластов при определенных геологических условиях бурения (зоны высокого поглощения, пласты, склонные к набуханию от воды, осыпанию и т.п.). Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извле-чения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с це-лью поддержания пластового давления. Она предназначена для крепления стенок скважины, разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от дру-гих пластов. Эта колонна спускается до продуктивного пласта.

Фильтр — участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продук-тивным нефтяным или газовым горизонтом. Через фильтр в скважину поступа-ет жидкость. Фильтром может служить не обсаженный колонной участок ство-ла скважины, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями. На устье скважины монтируется фонтанная арматура — устройство, которое запирает скважину. Его функция — регулировать и контролировать работу скважины, предохранять от аварийных фонтанных выбросов флюида.

скважины, применяются специальные отклонители долота, при этом само долото вращается погружным двига-телем. Когда угол наклона скважины изменен, прямой участок можно пройти роторным способом.

Возможность бурить скважины с раз-ным углом наклона, в том числе и гори-

зонтальные, стала толчком к появлению идеи строительства многоствольных скважин. То есть скважин, у которых от основного ствола отходят дополни-тельные под разными углами. Мало того, ответвления могут отходить и от боковых стволов. Часто боковые стволы зареза-ются на уже существующих скважинах,

Буровая вышка

Устье

Шурф

200–2000 мТехническаяколоннадо 2000 м

Продуктивный пласт

Кондуктор

Эксплуатационнаяколонна

Направление5–40 м

Забой

0 9Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ruрА М б л е р и н ф о г рА ф и к А / т Ат ь я н А у д А л о в А

Гибкое соединение

Повышает отклоняющую способность КНБК

Стабилизатор

Обеспечивает третью точку контакта

Контрольный блок

Электронный модуль, свободно вращающийся вокруг продольной оси независимо от вращения буровой колонны. Управляет вращающимся клапаном в ОБ

Отклоняющийся блок

Содержит внутренний вращающийся клапан, который гидравлически контролирует активацию трех наружных отклоняющихся лопастей

РУС — роторные управляемые системы

1 2 3 4

Роторные управляемые системы

Б урение скважин со сложной траекторией ствола требует особого подхо-да. Сегодня эти задачи решаются благодаря применению новых техно-логий, таких как роторные управляемые системы (РУС). Как и при лю-

бом роторном бурении, в случае использования РУС вращается вся бурильная колонна. Возвращение к идее роторного бурения было обусловлено тем фак-том, что при проходке скважины с помощью погружного двигателя бурильная колонна не всегда вращается, буровой раствор застаивается в скважине, очист-ка скважины ухудшается, и в результате учащается количество прихватов обо-рудования. При бурении сложных горизонтальных скважин такое положение вещей может стать критическим.

Роторные управляемые системы решают проблемы традиционного ротор-ного турбинного бурения. Чтобы уменьшить затраты энергии на трение колон-ны бурильных труб, применяют специальные растворы с высокими смазочными характеристиками. Изменен и принцип искривления скважины. При обычном роторном бурении отклонение бурильного инструмента от вертикали возмож-но только после прекращения вращения колонны и запуска погружного двига-теля. При использовании РУС отклоняющее усилие на долото создается прямо в процессе вращения колонны, а управление отклоняющим блоком происхо-дит с поверхности. В итоге технология позволяет свести к минимуму риск воз-никновения прихвата инструмента в скважине, повысить скорость проходки и качество ствола, улучшить очистку ствола от шлама, уменьшить его извили-стость, снизить скручивающие и осевые нагрузки.

Сегодня РУС успешно применяются в «Газпром нефти». Первые испыта-ния импортных систем прошли в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» еще в 2012 году. Тогда технология успешно зарекомендовала себя, хотя в качестве существенного недостатка специалисты отмечали отсутствие отечественных аналогов и, соответственно, дороговизну западного оборудования. В этом году в Ноябрьске при содействии специалистов «Газпромнефть НТЦ» впервые испы-тали роторную управляемую систему российского производства.

чтобы увеличить охват разрабатывае-мых продуктивных пластов. В целом же строительство многоствольной скважины на залежи позволяет добраться до раз-общенных зон коллектора, содержащих нефть, обеспечить более эффективное управление разработкой месторождения и избежать преждевременного обводне-ния, сэкономить на капзатратах на буре-ние. В «Газпром нефти» технологию многоствольного бурения начали осваи-вать в 2011 году. В 2012 году было про-бурено пять таких скважин, а уже два года спустя этот показатель увеличился в шесть раз.

БУРОВАЯ МЕХАНИКА

Буровая вышка — один из главных символов нефтяной промышленности. Однако сама по себе вышка — лишь несложная конструкция, позволяющая удерживать бурильную колонну, а так-же поднимать и опускать в скважину бурильные и обсадные трубы. Для этого на вышке монтируются разнообразные приспособления: буровая лебедка, авто-мат спуска-подъема труб, талевая систе-ма, ротор и др.

Бурильная колонна — это собранный из бурильных труб ступенчатый полый вал, на конце которого находится поро-доразрушающий инструмент — доло-то. Первая труба колонны соединена с вертлюгом, подвешенным в верхней


нА бурильную колонну, оПуСкАеМую в СквАжину, дейСтвуют экСтреМАльные нАгрузки:

ПереПАды дАвлений до 25 МПА, теМПерАтурА до 200°C, АгреССивные Среды. МАкСиМАльнАя длинА

одной бурильной трубы Может ПревышАть 13 М. трубы СоединяютСя Между Собой

СПециАльной зАМковой резьбой.

части буровой вышки, на нее переда-ется вращение от электрического при-вода буровой установки. Бурильная колонна своим весом создает нагрузку на долото, которое вгрызается в поро-ду. При роторном бурении колонна (а вместе с ней и долото) вращается с частотой 100–120 об./мин. При буре-нии с погружным двигателем энергия потока бурового раствора заставляет вращаться долото, и в зависимости от конструкции забойного двигателя ско-рость вращения может варьироваться от 40 до 1200 об./мин. У турбобуров скорость вращения — 400–2500 об./мин. Во всех случаях поток жидкости выносит на поверхность обломки породы (шлам).

Бурильные трубы, как правило, име-ют длину 12,5 м и диаметр 33,5–168 мм. Между собой они соединяются буриль-ными замками. Две-три свинченные вместе трубы образуют свечу. По мере углубления скважины свечи навинчива-ют друг за другом. Для борьбы с некон-

тролируемым искривлением скважины применяют утяжеленные бурильные трубы.

Кроме того, комплекс бурового обо-рудования включает силовой блок из нескольких двигателей, которые при-водят в действие ротор и подъемную лебедку, насосный блок для промывки ствола скважины, а также циркуляцион-ную систему, состоящую из нескольких емкостей для хранения бурового рас-твора, блока приготовления и регули-рования его свойств, перемешивателей, блока очистки.

СИЛА РАСТВОРА

На каждые 1000 м ствола скважины приходится 50–80 тонн измельченной породы, которые необходимо извле-кать на поверхность. Когда-то ее просто вычерпывали при помощи специальных приспособлений, что занимало довольно много времени.

Идею очищать ствол скважины от осколков разрушенной породы пото-ком жидкости предложил французский инженер Фловиль в 1833 году. С тех пор технология остается в своей осно-ве неизменной: в процессе бурения насос постоянно закачивает в скважи-ну специальный, чаще всего глинистый раствор. Он не только вымывает поро-ду — с помощью раствора охлаждается инструмент, укрепляются стенки сква-жины, вращается вал гидравлического двигателя, а также создается давление на пласт, не давая пластовой жидкости вырваться раньше времени наружу.

Состав бурового раствора подбирает-ся индивидуально для каждого месторо-ждения и скважины исходя из условий бурения. Помимо глинистых растворов используются биополимерные, эмуль-сионные, аэрированные, в некоторых случаях даже нефть и природный газ. На скважину глубиной 1000 м надо заго-товить не менее 100 м³ раствора.

Буровая установка

Буровые двигателиОбеспечивают спуско-подъемные операции и вращение бурильной колонны

Буровая вышкаМеталлическая конструкция, осуществляющая основную работу по бурению

Система подачи бурового раствораБуровые насосы под давлением закачивают внутрь бурильной колонны раствор, который затем поднимается между стальными трубами и стенками скважины и выносит на поверхность разбуренную породу

Система цементированияСпециальный цементный раствор укрепляет обсадные трубы в стволе скважины и изолирует нефть от подземных вод во время добычи

Колонна бурильных трубСтальные трубы, наращиваемые по ходу бурения

ДолотоПородоразрушающий элемент


В некоторых случаях, например, когда скважина проходит через породы с высо-кой пористостью и проницаемостью, раствор начинает просачиваться в пла-сты. Иногда его выход на поверхность и вовсе прекращается. Чтобы справиться с поглощением бурового раствора, в его состав добавляют различные компонен-ты, такие как асбест, слюда, древесные опилки, целлофан, известь или даже рисовая шелуха.

МЕЖДУ ПЛАСТОМ И ПОВЕРХНОСТЬЮ

Скважина — это узкий цилиндрический канал, соединяющий пласт- коллектор с поверхностью земли. Верхняя часть скважины называется устьем, дно — забоем, а выработка между ними — стволом. Для разобщения пластов, предотвращения обвалов стенок, погло-щений бурового раствора и проникнове-ния в скважину флюидов в нее опускают обсадные трубы. Как правило, процесс

этот происходит поэтапно: сначала сква-жину бурят до определенной глубины, затем устанавливают обсадные трубы, после чего продолжают бурение доло-том меньшего диаметра. Пространство между обсадной колонной и стенками скважины заполняется цементным раствором (тампонаж), образующим цементный стакан, который предотвра-щает заколонные перетоки.

Скважины бывают вертикальными или наклонными, а также могут иметь различные искривления, возникаю-щие из-за естественных причин или созданные намеренно — чтобы обойти какое-то препятствие (соляной купол, зону обвала или катастрофического поглощения бурового раствора, водо-ем, населенный пункт, особо охраняе-мую территорию, бурение на которой запрещено) или захватить более значи-тельный участок продуктивного пласта. В последнем случае часто бурятся гори-зонтальные скважины. Это наклонные

скважины, которые постепенно искрив-ляются и уже в самом продуктивном пласте переходят в горизонтальную плоскость. Наличие горизонтального участка позволяет повысить коэффици-ент извлечения нефти. Для заданного искривления ствола скважины при-меняются специальные инструменты: отклонители, укороченные турбобуры, специальные переводники, забойные телеметрические системы.

Скважины, как правило, располагают кустами. В этом случае устья несколь-ких наклонно-направленных скважин группируются на близком расстоянии друг от друга на общей ограниченной площадке. Сами же скважины вскрывают нефтяной пласт в разных точках, место-положение которых просчитывается заранее. В настоящее время большин-ство эксплуатационных скважин бурится кустовым способом. Это дает возмож-ность сократить время на монтаж вышки, снизить затраты на строительство трубо-

5°max

Типы скважин

В зависимости от условий месторождения скважины бывают:

Вертикальные Наклонно-направленные Горизонтальные Многозабойные(многоствольные)

1 2 3 4


ПервАя в Мире СтАционАрнАя МорСкАя нефтянАя ПлАтфорМА, нефтяные кАМни, былА ПоСтроенА

в кАСПийСкоМ Море нА МетАлличеСких эСтАкАдАх в 1949 году. к ПлАтфорМАМ тАкого тиПА

Можно отнеСти и Первую в роССийСкой Арктике нефтедобывАющую ПлАтфорМу

«ПрирАзлоМнАя», зАкреПленную нА дне ПечорСкого Моря.

проводов, линий электропередач и дру-гой инфраструктуры.

ОСОБЫЕ ОБСТОЯТЕЛЬСТВА

Легкодоступных запасов углеводородов в мире становится все меньше, поэтому нефтяники вынуждены разрабатывать месторождения на новых территориях, в совершенно новых внешних условиях. Например, в море. Хотя общий принцип бурения на морских месторождениях остается тем же, что и на суше, отличия все же есть.

Вариантов шельфовой добычи не-сколько. На небольших глубинах буре-ние часто ведется с насыпных островов, как это происходило, например, на Кас-пии, где разработка морских месторо-ждений началась еще в 1940-х годах. Затем для этих целей стали строить ста-ционарные платформы — первая в мире морская нефтяная платформа, Нефтяные Камни, была построена также в Каспий-ском море на металлических эстакадах в 1949 году в 40 км от Апшеронского по-луострова. К платформам такого типа можно отнести и первую в российской Арктике нефтедобывающую платформу «Приразломная», закрепленную на дне Печерского моря.

На больших глубинах работают пла-вучие буровые установки, которые клас-сифицируют по способу установки над скважиной, выделяя две основные груп-пы: опирающиеся при бурении на мор-ское дно и работающие в плавучем состоянии. К первой группе относят пла-вучие буровые установки самоподъем-ного и погружного типов, а ко второй — полупогружные буровые установки и буровые суда.

При бурении скважин на море прихо-дится предпринимать особые меры без-опасности и использовать оборудование, в котором наземные бурильщики просто не нуждаются. К примеру, так называе-мый райзер — колонну стальных труб с толщиной стенок около 20 мм, тяну-щуюся от судна или буровой платформы до дна. Это необходимо, чтобы предо-хранить буровой инструмент от воздей-ствия окружающей среды и защитить океан от загрязнения нефтепродуктами.

Разрушитель пород

Геонавигация в бурении

В 2012 году в «Газпром нефти» было принято решение о создании Центра геологического сопровождения строительства скважин. Главная задача для специалистов центра — проектирование горизонтального участка

скважины в максимально продуктивном участке пласта, отслеживание про-цесса ее бурения — и в случае необходимости корректировка ее траектории. Основной рабочий инструмент — лучшие современные программы для обра-ботки данных и оборудование для геонавигации.

Процесс геонавигации заключается в оперативном получении информации о геологической модели месторождения по мере бурения и корректировке траектории скважины в соответствии с ней. Современные телекоммуникацион-ные технологии позволяют передавать данные на Большую землю в реальном времени. Свежая информация отображается на имеющейся геологической мо-дели месторождения. Фактические данные сравниваются с проектными, ана-лизируются, и, если нужно, траектория скважины корректируется таким обра-зом, чтобы попасть в намеченную зону нефтенасыщенного коллектора. Затем, с поступлением новой информации, цикл повторяется, обеспечивая непрерыв-ный контроль бурения.

Для эффективной геонавигации используются передовые технологии ис-следования скважин во время бурения LWD (logging while drilling — каротаж в процессе бурения). В отличие от стандартных методов ГИС (геофизические исследования скважин) онлайн-каротаж LWD позволяет значительно эконо-мить время на исследованиях, а в конечном итоге — на освоении всего пла-ста. Применяемый в процессе бурения азимутальный нейтронно- плотностной и азимутальный боковой каротаж высокого разрешения дает возможность более корректно оценивать состав и свойства пласта.

Б уровые долота можно разделить по типу конструкции на шарошечные и лопастные. Название «долото» историческое, оно сохранилось с тех пор, когда скважины строили ударным способом. Сегодня все долота

вращаются при бурении.Еще 15 лет назад шарошечные долота считались универсальными, их при-

меняли для бурения нефтяных и газовых скважин, для разбуривания пород любой твердости. Однако даже для самых высокопрочных шарошечных до-лот длина проходки не превышает 50–100 м, после чего их нужно заменять. Поэтому сегодня практически повсеместно используются лопастные PDC-доло-та (polycrystalline diamond bits) с разрушающими породу поликристаллически-ми алмазными зернами. Эти долота обладают очень высокой износостойко-стью и могут пройти без замены до нескольких километров породы.

С особыми сложностями может быть связано и бурение в зоне вечной мерзло-ты. В верхней части геологического раз-реза многих северных районов (Сибирь, Аляска, Канада и др.) залегает толща многолетнемерзлых пород, мощность которой иногда превышает 500 м. В ее состав могут входить пески, галечники и другие породы, единственный цемен-

тирующий материал для которых — лед. За счет более высокой температуры буро-вого раствора, твердеющего цемента или добываемой нефти лед оттаивает, вызы-вая оседание толщи пород и заклинива-ния бурового инструмента. Чтобы избе-жать аварий, в таких случаях приходится постоянно поддерживать отрицательную температуру стенок скважины.


Путь наверхВ XX столетии добыча углеВодородоВ определила бурное

технологическое разВитие многих промышленных отраслей. В сВою

очередь, продолжают соВершенстВоВаться и сами технологии добычи.

сегодня нефтяники умеют изВлекать на поВерхность содержащуюся

В коллекторе жидкость эффектиВно и быстро


ф о т о : Е в г Е н и й У в а р о в , р о м а н Х а С а Е в

на зарЕ нЕфтЕдобычи, в XIX вЕкЕ, ПЕрвыЕ ПробУрЕнныЕ Скважины фонтанировали. затЕм,

когда фонтан иСтощалСя, нЕфть вычЕрПывали жЕлонкой. ПримЕнять глУбинныЕ наСоСы

для извлЕчЕния нЕфти вПЕрвыЕ начали в амЕрикЕ в 1865 годУ. 10 лЕт СПУСтя инновация дошла

и до бакинСкиХ ПромыСлов.

ОТ ФОНТАНА ДО НАСОСА

На этапе, когда разработка месторождения только начинается, нефть в пласте находится под большим давлением, и если внутренней природной энергии пласта оказывается достаточно, для того чтобы поднять нефть на поверхность, то говорят о фонтанном способе добычи. По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость в механизированной добыче нефти.

Фонтанирование можно вызывать и искусственно, поддерживая или увеличивая пластовое давление с помощью закачки в пласт различных жидких и газообразных агентов (заводнения). Искусственное поддержание пластового давления применяется и при механизированной добыче. Заводнение принято относить ко вторичным методам добычи. В этом случае речь, как правило, идет о закачке в пласт самых естественных агентов — воды или природного газа. Но есть и другие способы воздействия на пласт, например, горячим паром, растворами различных химических соединений, кислотами. Их применяют на последней стадии разработки залежи и относят к третичным методам добычи. Третичная добыча предполагает массированное воздействие на пласт и существенное изменение характеристик пласта или содержащихся в нем флюидов.

Решение, довольствоваться ли на начальном этапе разработки фонтанной добычей или сразу приступать к механизированной, принимается исходя из исследований дебитов (см. врез) скважин и их последующего экономического анализа. Дело в том, что обычно дебит фонтанирующей скважины меньше, чем объемы нефти, которые можно добыть с помощью погружных насосов. С другой стороны, фонтанирование позволяет избежать дополнительных затрат на спуск насоса и электроэнергию для его работы. Только оценив все эти факторы, можно экономически обосновать применение того или иного метода добычи.

КАЧАЙ ЭТО

Тысячи лет назад нефть просто собирали с поверхности воды, добывали из неглубоких колодцев. В XIX веке первые пробуренные скважины активно фонтанировали и не нуждались в дополнительных приспособлениях для извлечения из них нефти. Затем, когда фонтан истощался, нефть вычерпывали желонкой, однако этот метод был малоэффективным.

В 1865 году в Америке на нефонтанирующих скважинах впервые начали применять глубинные плунжерные насосы. Поршень насоса приводился в движение штангой, соединенной с тем же балансиром, который использовался для проводки скважины ударным бурением. Это были предшественники современного станкакачалки. Приводом в большинстве случаев служил двигатель внутреннего сгорания, работавший на попутном газе. Примерно в то же время глубинные насосы для выкачивания нефти появились и в России, однако они долго не получали широкого распространения. В 1874 году насосы впервые применили на нефтепромыслах в Грузии,

а в 1876 году — в Баку. Сегодня штанговые насосы (качалки) имеют ограниченное применение — их проблемно эксплуатировать в искривленных и глубоких скважинах. Впрочем, у качалок есть и бесспорные преимущества: надежность и простота в обслуживании и ремонте.

Еще один тип скважинных насосов, изобретенный на заре развития промышленной нефтедобычи, — газлифт. Суть его действия заключается в том, чтобы вытолкнуть нефть на поверхность с помощью газа. С этой целью газ под большим давлением закачивают в пространство между обсадной колонной и насоснокомпрессорными трубами (НКТ), по которым поднимается нефть. Затем открывается газлифтный клапан, и газ попадает в НКТ, вытесняя наверх находящуюся выше клапана жидкость. Впервые принцип газлифта был применен при нефтедобыче в 1897 году — на Бакинском месторождении. Инициатором использования технологии стал знаменитый инженер и изобретатель Владимир Шухов.

Газлифт — весьма надежный способ эксплуатации. Газлифтные скважины

Современные технологии повышения эффективности добычи

Н ередко в целях сокращения капитальных затрат и повышения скорости и эффективности разработки практикуют одновременную добычу сразу из нескольких продуктивных пластов месторождения. Однако такой способ добычи может

закончиться опережающим обводнением наиболее продуктивных горизонтов и частичным или полным выключением из выработки других. Избежать подобных проблем позволяет современная технология одновременнораздельной эксплуатации (ОРЭ). Для ее реализации в скважину опускают специальное оборудование, которое изолирует разные участки ствола, обеспечивая доступ к каждому из пластов отдельно, — как будто это не одна, а несколько скважин. В результате нефтяники получают возможность непрерывно контролировать процесс эксплуатации и управлять производительностью каждого из пластов в отдельности.

Обеспечивает успешность одновременнораздельной добычи и возможность проводить промысловогеофизические исследования всех задействованных пластов с помощью современных байпасных систем. Это оборудование позволяет исследовать поведение нескольких пластов через одну скважину параллельно с их эксплуатацией и таким образом получать реальное представление о свойствах пластов и перемещающихся в них жидкостях в промышленных условиях. Системы ОРЭ внедрены и успешно эксплуатируются на Приобском месторождении, разрабатываемом «ГазпромнефтьХантосом».


легко обслуживать и ремонтировать. Метод может применяться на скважинах с большой кривизной, а также при одновременной раздельной эксплуатации двух и более пластов. Однако среди его недостатков отмечают необходимость использования громоздкого наземного оборудования, значительную величину начальных капиталовложений, невысокий КПД и возможность образования стойких эмульсий в добываемой жидкости.

Несколько позднее для добычи нефти стали применяться электроцентробежные погружные насосы. Разработки в этой области связаны с именем российского инженера Армаиса Арутюнова. В 20х годах прошлого века он эмигрировал в США и уже там довел свое изобретение до коммерческого использования.

Скважинные центробежные насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электродвигатель

вращает вал насоса, на котором закреплены рабочие колеса с направляющими лопастями. Жидкость через приемный фильтр поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса первой ступени, под влиянием центробежных сил перемещается к периферии колеса и выбрасывается в неподвижные направляющие каналы, откуда попадает на рабочее колесо следующей ступени. Цикл повторяется до тех пор, пока нефть не достиг

нет колонны насоснокомпрессорных труб, по которым затем поднимается на поверхность.

ЭЦН может использоваться в горизонтальных и искривленных скважинах, позволяет получать высокие дебиты как с неглубоких, так и глубоких скважин, не требует высоких капитальных вложений, наземное оборудование сравнительно компактно. Однако двигатель требует стабильного источ

ника электроэнергии. К слабым местам конструкции относят наличие электрического кабеля, который необходимо спускать в скважину. Кроме того, серьезную опасность для насоса представляют солеотложения. Проблемы могут возникать при работе с газом, механическими примесями. А если насос вышел из строя или ему необходим плановый ремонт, оборудование придет

Штанговые глубинные насосы (слева) уступают место в скважинах УЭЦН, однако на небольших промыслах при невысокой производительности скважин это надежное и простое оборудование попрежнему востребовано

82%НЕФТИ В РОССИИ ДОБыВАЕТСя С ПОМОщью ПОГРУЖНыХ ЭлЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНыХ НАСОСОВ


в 1897 годУ роССийСкий инжЕнЕр владимир шУХов ПрЕдложил иСПользовать для Поднятия

нЕфти ПринциП газлифта. При этом в СкважинУ закачиваЕтСя воздУХ. СмЕшиваяСь С нЕфтью,

он образУЕт эмУльСию, которая С лЕгкоСтью ПоднимаЕтСя навЕрХ Под дЕйСтвиЕм

внУтриПлаСтового давлЕния.

ся поднимать на поверхность, а значит, временно прекращать эксплуатацию скважины.

Всего в настоящее время насчитывается около десяти разновидностей глубинных насосов. Все они имеют свои достоинства, недостатки, области применения — в зависимости от глубины скважины, ее профиля, планируемых дебитов и ряда других факторов. В частности, в тех случаях, когда электрический центробежный насос может оказаться неэффективным (например, когда нефть слишком вязкая), применяются винтовые или струйные насосы.

По статистике, доля скважин в России, все еще оборудованных штанговыми насосами, — 34%. На ЭЦН приходится 63% скважин, при этом 82% нефти в стране добывается именно с помощью погружных электроцентробежных насосов, что говорит об эффективности этого способа. Фонтанным методом эксплуатируется 1,8% скважин, газлифт используется в 0,4% случаев — вклад этих способов в общий объем добычи — порядка 7%. В «Газпром нефти» 94% нефти извлекается с использованием УЭЦН (95% действующего нефтяного фонда скважин оборудованы УЭЦН), примерно по 3% добывается фонтанным и газлифтным способами.

ПРЕДСКАЗУЕМЫЕ СЛОЖНОСТИ

Средняя глубина нефтяных скважин составляет около 3000 м. Естественно, их эксплуатация не может проходить идеально даже при полном соблюде

СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ

1 этапРазбуриваниеДоразведка

2 этапПостоянная добыча

3 этапПодающая добыча

4 этапИстощение

Окончание добычи определяется рентабельностью

Обводненность до 90%Добыто 70% НИЗ

Рост обводненностиДобыто 25% НИЗ

Нет водыДобыто 10% НИЗ

0 5 10 15 20

Количество скважинДобыча жидкости Добыча нефти

лет

Средняя производительность нефтяных скважин

Д ебитом скважины называют количество жидкости, выкачанной из скважины за определенное время. В российской нефтяной промышленности принято рассчитывать суточные дебиты и измерять их либо в кубоме

трах, либо в тоннах. Так как жидкость, извлекаемая при добыче нефти, обычно содержит некоторое количество воды, то говорят о среднем дебите жидкости и отдельно о среднем дебите нефти. На начальных этапах разработки месторождения эти показатели обычно несильно отличаются друг от друга. На зрелых месторождениях дебит нефти постепенно падает.

По дебитам скважины классифицируют как малодебитные — до 5 тонн/сут., среднедебитные — 6–100 тонн/сут., высокодебитные — более 100 тонн/сут. В общем случае дебиты скважин зависят от целого ряда обстоятельств: величины пластовой энергии и того, какой режим разработки используется (естественный или искусственный), от правильности выбора местоположения скважины, фильтрационноемкостных свойств коллектора и др. Для добывающих активов «Газпром нефти» средний дебит жидкости в прошлом году составил порядка 80 тонн/сут., а дебит нефти — 12 тонн/сут., что соответствует среднемировым показателям.

нии всех технологических правил и мер безопасности. Проблемы в процессе добычи могут возникать самые разнообразные: нарушения в обсадной колонне, прихваты насоснокомпрессорных труб и другого подземного оборудования, падение погружного оборудования на забой, заколонные перетоки жидкости и водопритоки в добывающую скважину, образование на забое песчаных пробок. Также работа скважин нередко осложняется образованием стойкой эмульсии, отложением парафина на внутренней поверхности подъем

ных труб и на клапанах насосов, коррозией погружного оборудования. В случаях, когда месторождение находится на поздней стадии добычи и в извлекаемой жидкости содержится значительное количество минерализованной пластовой воды, серьезную проблему для скважины представляют отложения солей, способные за короткое время вывести ее из строя. Соли кальция, магния и других металлов могут осаждаться и закупоривать перфорационные каналы, эксплуатационные колонны, клапаны, насосы. Для борьбы с отложениями в скважину


газ на собственные нужды, излишки — закачка в пласт

нефтяной газ

подготовленная вода в систему ППД

водозаборсистемы ППД

нефть в нефтепровод

ГТЭС

УКПН — УСТАНОВКАКОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИНЕФТИ, ГАЗА И ПОДТОВАРНОЙ ВОДЫ

нагнетательнаяскважина газовая

нагнетательнаяскважина водяная

эксплуатационнаяскважина нефтяная

ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СПОСОБОВ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ

ОБЩАЯ СХЕМА ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ОСНОВНЫЕ ВИДЫ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ

1

2

5 3

4

6

Подача, м3/сут.

Напор, м

0 10 100 1000

1000

3000

2000

10 000

продукция скважин

гидро-струйныйнасос

2

газлифт

3

насосвинтовой

5

штанговый глубинный насос

1

плунжер-лифт

4

установка электрического центробежного насоса (УЭЦН)

6

подают химические реагенты, которые можно условно разделить на две группы: реагенты для удаления отложений и реагенты (ингибиторы) для предотвращения их образования.

Количество скважин, пробуренных на одном месторождении или на одном лицензионном участке, может достигать нескольких десятков и даже сотен. Чтобы отслеживать их работоспособность, рассчитывают коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин — отношение времени фактической работы скважин за определенный период к его общей продолжительности. Этот коэффициент всегда меньше 1 и в среднем по нефте и газодобывающим предприятиям составляет 0,94–0,98. На практике это означает, что простой в связи с ремонтными работами в скважинах занимает от 2 до 6% общего времени их эксплуатации.

ДОБЫТЬ И ПОДГОТОВИТЬ

После того как продукцию скважин подняли на поверхность, ее направляют в систему сбора и подготовки. Дело в том, что из нефтяных скважин добывается не чистая нефть, а смесь нефти, воды и газа с небольшими примесями других веществ и твердых частиц. Содержание воды в скважинной жидкости, в особенности на завершающей стадии эксплуатации месторождений, может достигать 80% и более. Это сильно минерализованная среда, способная вызвать быстрое коррозионное разрушение труб и наземного оборудования. Твердые частицы, поступающие с нефтью из скважины, также приводят к ускоренному износу оборудования. Попутный нефтяной газ, в свою очередь, может быть использован как сырье и топливо.

Разделение всех этих компонентов проходит в несколько этапов, на каждом из которых используются различные технологии: гравитационный отстой, горячий отстой, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание. При гравитационном отстое нефть выдерживается в резервуарах определенное время, в течение которого идут процессы коагуляции






ГТЭС








1

2

5 3

4

6


Напор, м

0 10 100 1000

1000

3000

2000

10 000



2

газлифт

3


5


1


4


6


СЕрьЕзнУю ПроблЕмУ для работы Скважины ПрЕдСтавляют отложЕния СолЕй. Соли кальция,

магния и дрУгиХ мЕталлов могУт оСаждатьСя и закУПоривать ПЕрфорационныЕ каналы,

обСадныЕ и экСПлУатационныЕ колонны, клаПаны, наСоСы. для борьбы С отложЕниями

в СкважинУ Подают ХимичЕСкиЕ рЕагЕнты.






ГТЭС








1

2

5 3

4

6


Напор, м

0 10 100 1000

1000

3000

2000

10 000



2

газлифт

3


5


1


4


6

капель воды: более крупные и тяжелые капли под действием силы тяжести оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Для отделения воды от нефти продукцию скважин нагревают, а также добавляют в нее реагентыдеэмульгаторы. Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается

при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Для этого жидкость пропускают через специальные аппаратыэлектродегидраторы, где под действием электрического поля высокого напряжения проис

ходит отделение воды от нефти. Также из нефти необходимо извлечь легкие углеводороды. Этот процесс называется стабилизацией нефти. легкие нефтяные фракции — это ценное сырье для нефтехимической промышленности. К тому же если их не отделить от подготовленной нефти, то при транспорти

ровке и хранении они будут испаряться, увлекая за собой и часть более тяжелых фракций.

Подготовленная нефть направляется в резервуары товарного парка. Затем через головную насосную станцию она подается в магистральный нефтепровод для дальнейшей поставки потребителям. Что касается подтоварной воды, образовавшейся в процессе подготовки нефти, ее также необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей. Только после этого ее используют для дальнейшего заводнения нефтяных пластов или утилизируют.

80%МОЖЕТ ДОСТИГАТь СОДЕРЖАНИЕ ВОДы В СКВАЖИННОй ЖИДКОСТИ НА ПОЗДНЕй СТАДИИ ЭКСПлУАТАЦИИ ЗАлЕЖИ

1 9Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ruра м б л Е р и н ф о г ра ф и к а / Е в г Е н и й и в а н о в

Методы воздействияСПРОС НА ЧЕРНОЕ ЗОЛОТО ОСТАЕТСЯ ПРЕЖНИМ, А ЛЕГКОДОСТУПНЫХ ЗАПАСОВ

ВСЕ МЕНьшЕ. ПОэТОМУ СОВРЕМЕННАЯ НЕфТЕДОбЫЧА НЕМЫСЛИМА бЕЗ

МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕфТЕОТДАЧИ. ОНИ ПОЗВОЛЯюТ ИЗВЛЕКАТь МАКСИМУМ

ИЗ СТАРЫХ МЕСТОРОЖДЕНИй И бРАТьСЯ ЗА РАЗРАбОТКУ НЕУДОбНЫХ НОВЫХ,

ДОбЫЧА ИЗ КОТОРЫХ ЕщЕ НЕСКОЛьКО ЛЕТ НАЗАД КАЗАЛАСь НЕОСУщЕСТВИМОй


Применение Современных методов увеличения нефтеотдачи Позволяет доСтигать

коэффициента нефтеотдачи в диаПазоне 30–70% и СущеСтвенно наращивать извлекаемые

заПаСы нефти на уже открытых меСторождениях. также муны дают возможноСть

разрабатывать залежи С трудноизвлекаемыми заПаСами.

КОЭФФИЦИЕНТ УСПЕХА

Оценить эффективность разработки месторождения можно по КИН — коэффициенту извлечения нефти (или нефтеотдаче). КИН вычисляют как отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам и рассчитывают на каждом этапе разработки месторождения. Сначала — проектный, основанный на данных геологоразведки о возможных запасах. Здесь учитываются строение коллектора и современный уровень технологий, позволяющий или не позволяющий эффективно работать с имеющимся коллектором. Проектный КИН дает возможность оценить экономическую обоснованность разработки.

В процессе добычи нефти обновляется геологическая модель месторождения, а вместе с ней пересчитывается и проектный КИН. К тому же регулярно отслеживается текущий КИН, равный доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Это позволяет соотносить реальность с планами и своевременно менять стратегию освоения месторождения. После того как месторождение переходит в разряд истощенных и добыча на нем прекращается, подсчитывают окончательный КИН и сравнивают его с проектным. Если проектный КИН достигнут, можно говорить о том, что разработка проведена эффективно.

Среднее значение коэффициента извлечения нефти при традиционных способах добычи не очень сильно изменилось за последние десятилетия. Причину этому, видимо, нужно искать в том, что, несмотря на развитие технологий, нефтяникам приходится иметь дело с ухудшающимися свойствами пластов. Согласно обобщенным данным КИН при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) в среднем не выше 10%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) — около 35%. Это среднемировые значения. В России коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 20%. В «Газпром нефти» этот показатель достигает 25%, что

обусловлено поздней стадией разработки на большинстве месторождений компании.

Хотя очевидно, что чем больше КИН, тем лучше, добыча нефти может быть рентабельной и при очень небольших коэффициентах. Но в этом случае в пласте остается большое количество неизвлеченной нефти, а это недополученная прибыль. Ситуация меняется, если в ход идут современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Их применение позволяет увеличивать КИН в среднем на 7–15% и существенно наращивать извлекаемые запасы нефти на уже открытых месторождениях.

АГЕНТЫ ВЫТЕСНЕНИЯ

Методы увеличения нефтеотдачи делятся на несколько категорий, но все сводятся к двум задачам: более качественному вытеснению нефти из пласта и увеличению дренируемой зоны без бурения дополнительных скважин. Самым простейшим МУНом можно назвать ставшую уже обычной процедуру заводнения. Увеличение нефтеотдачи за счет закачки в пласт воды — это способ из серии «дешево и сердито». К сожалению, вода не вытесняет нефть равномерно. Изза разных вязкостей и поверхностного натяжения воды и нефти, изза неравномерного строения пород коллектора, разной величины пор вода может на отдельных участках пласта двигаться быстрее, чем нефть. В итоге часть нефти так и остается в порах.

Для того чтобы вытеснение нефти происходило более эффективно, в качестве вытесняющего агента применяют не воду, а различные растворы. Так, например, растворы поверхностно активных веществ (ПАВ) уменьшают «цепляемость» нефти к породе, способствуя более легкому ее вымыванию из пор. Также ПАВы уменьшают поверхностное натяжение на границе нефть — вода, что содействует образованию водонефтяной эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой в пласте необходимы меньшие перепады давления. Существенный недостаток ПАВов — это их дороговизна. Поэтому в качестве аль

тернативы нередко применяют щелочные растворы, которые, взаимодействуя с нафтеновыми кислотами нефти, образуют поверхностноактивные вещества прямо в пласте. Область применения щелочных растворов ограничивается наличием в пластовых водах ионов кальция — при реакции с щелочью они образуют хлопьеобразный осадок.

Другой результативный агент — это водный раствор полимеров, или, как их еще называют, загустителей. Полимеры увеличивают вязкость закачиваемой воды, приближая ее значение к вязкости нефти. В результате фронт вытеснения выравнивается — вода перестает опережать нефть в более проницаемых участках пласта. Часто в качестве загустителей применяют полиакриламиды. Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0,01–0,05% придают ей вязкоупругие свойства. В настоящее время в «Газпром нефти» изучается возможность внедрить технологию комплексного щелочьПАВполимерного заводнения (см. врез) .

Если полимеры загущают воду, то различные газы призваны разжижать нефть. Чтобы уменьшить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, в пласт закачивают растворители — сжиженные природные газы: бутан, пропан и их смесь. Еще один вариант растворителя — углекислота (двуокись углерода СО2), которая также отлично растворяется в нефти.

Заводнение серной кислотой относится к комплексным методам увеличения нефтеотдачи. Серная кислота растворяет минералы пород коллектора, повышая тем самым их проницаемость. Таким образом увеличивается охват дренируемой зоны, то есть части пласта, активно отдающей нефть. В то же время при взаимодействии серной кислоты с ароматическими углеводородами, содержащимися в нефти, образуются поверхностноактивные сульфокислоты. Их роль в вытеснении нефти аналогична воздействию ПАВов, специально закачиваемых в пласт с поверхности.

В отличие от обычного нагнетания в пласт воды, заводнение с использованием различных химреагентов — мероприятие не из дешевых. Помимо


финансовых рисков противопоказаниями к нему могут оказаться и другие факторы, такие как определенное строение коллектора, характеристики слагающих его пород, химические свойства нефти. Поэтому в ряде случаев эффективней оказываются иные способы повышения нефтеотдачи. Например, тепловое воздействие на пласт.

ТЕПЛЫЙ ПРИЕМ

Первые опыты по термическому воздействию на пласт были начаты еще в 30х годах прошлого века в СССР. С тех пор накопился значительный объем данных лабораторных и промысловых испытаний, позволяющий сделать применение этих методов более осмысленным и продуктивным.

Самый простой способ — это нагнетание в пласт горячей воды. Начальная температура теплоносителя составляет несколько сотен градусов. Это позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность. Однако, продвигаясь по пласту, вода остывает, а значит, нефть сначала будет вытес

няться холодной водой, а потом горячей. В итоге прирост нефтеотдачи будет скачкообразным. Вытеснение горячей водой хорошо работает в однородных пластах и на высоких температурах. Как только температура воды падает до 80–90°C, можно получить обратную реакцию: вязкость нефти становится достаточной, чтобы еще лучше пропитать капилляры породы, но недостаточной, чтобы покинуть их.

Воду можно заменить горячим паром. Такой способ считается более эффективным, так как теплоемкость пара при прочих равных условиях больше, чем у воды. При нагнетании пара вязкость нефти повышается, а часть легких нефтяных фракций испаряется и фильтруется в виде пара. В холодной зоне эти пары конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и действуя как растворитель.

Еще один вариант термического воздействия — внутрипластовое горение. Этот зажигательный метод основан на естественной характеристике нефти как горючего. У забоя нагнетательной (зажигательной) скважины нефть

поджигают с помощью электрических горелок или химической реакции. Как известно, для поддержания огня необходим кислород, поэтому с поверхности в скважину нагнетают воздух или смесь воздуха с природным газом. В результате фронт горения движется в пласте, разогревая нефть, уменьшая ее вязкость и заставляя интенсивнее двигаться в сторону области с пониженным давлением, то есть к эксплуатационным скважинам. Для успешного осуществления процесса необходимо, чтобы нефть распределялась в пласте достаточно равномерно, а сам коллектор обладал высокой проницаемостью и пористостью. Более устойчивые очаги горения возникают в залежах с тяжелой нефтью, обладающей повышенным содержанием хорошо горящих коксовых остатков.

Вообще говоря, именно при освоении месторождений с тяжелой высоковязкой нефтью чаще всего применяют термические МУНы. При снижении температуры в пласте происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В случае добычи тяжелой нефти такое снижение фильтрационных

Вытеснение нефти из пласта

Нагнетательнаяскважина

Добывающаяскважина

Вода Вытесняющий агент(газ, полимеры, щелочь, ПАВы, серная кислота, углекислота)

Вал дополнительно высвобожденной нефти

Насос

Раствор реагентов

Нефть


методы увеличения нефтеотдачи оказывают маССированное воздейСтвие на ПлаСт,

изменяя его характериСтики или характериСтики наПолняющего ПлаСт флюида. добычу

С Применением мунов Принято называть третичной. к вторичной добыче отноСятСя

методы Поддержания ПлаСтового давления.

свойств коллектора может стать критическим для эффективности разработки, поэтому дополнительный разогрев пласта бывает просто необходим.

НА РАЗРЫВ

Одним из самых популярных методов увеличения нефтеотдачи сегодня стал гидроразрыв пласта (ГРП), ведущий свою историю также из середины прошлого столетия. Сложно сказать, кому первому в голову пришла идея улучшать связь скважины с пластом за счет его разрыва. Здесь первенство оспаривают советские и американские ученые. Но долгое время этот способ существовал больше в теоретических выкладках, нежели на практике: во времена легкой нефти в нем не было особой нужды. Ситуация изменилась в конце прошлого века, когда ГРП стали активно применять для разработки месторождений с чрезвычайно низкими фильтрационноемкостными свойствами пластов, включая карбонатные коллекторы. Яркий пример здесь освоение сланцевых месторождений в Америке, целиком и полностью обязанных своим успехом использованию гидроразрыва.

Сущность процесса ГРП заключается в нагнетании в пласт жидкости под большим давлением (до 60 МПа). В качестве основы для жидкости ГРП в зависимости от свойств коллектора и применяемых технологий используют пресную или минерализованную воду, углеводородные жидкости («мертвая» нефть, солярка), смеси с добавлением азота, двуокиси углерода, кислоты. Чтобы трещины сразу после снятия давления не смыкались, в них закачивают расклинивающий агент (проппант). Материал проппанта за всю историю развития технологии гидроразрыва неоднократно менялся. Сначала это была молотая ореховая скорлупа, затем кварцевый песок, позднее стали использовать стеклянные или пластмассовые шарики.

Протяженность трещин, образовавшихся после проведения ГРП, может достигать нескольких сотен метров при средней ширине до 5 мм. Они становятся новыми проводниками нефти, зна

чительно улучшая контакт скважины с пластом и расширяя площадь притока жидкости в скважину. В среднем однократный гидроразрыв пласта позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в дватри раза. В горизонтальной скважине может быть одновременно проведено несколько гидроразрывов. В этом случае говорят о многостадийном гид

роразрыве пласта (МГРП). На сланцевых месторождениях счет стадий в горизонтальных скважинах идет уже на десятки. В общем случае количество стадий определяется исходя из экономической целесообразности и геологических особенностей коллектора.

В настоящее время многостадийный гидроразрыв пласта, пожалуй,

Щелочь-ПАВ-полимерное заводнение

К омплексное химическое заводнение, включающее в себя поочередную закачку в пласт поверхностноактивных веществ и полимеров, впервые было опробовано в 80х годах прошлого века. Тогда же появилась идея

разбавлять дорогие ПАВ более дешевой щелочью. Испытания такого тройного щелочьПАВполимерного заводнения показали, что объединение методов может дать увеличение КИН на 15–20%. Сама технология получила название ASPзаводнение — от английского alkalisurfactantpolymer — щелочьПАВполимер. К широкомасштабному использованию ASPзаводнения западные компании вернулись только в начале 2000х.

В «Газпром нефти» возможность внедрения щелочьПАВ полимерного заводнения изучают специалисты совместного с Shell предприятия « Салым Петролеум Девелопмент». Первые результаты испытаний, проведенных на одиночной скважине, дали обнадеживающие результаты: химическое заводнение мобилизовало 90% остаточной нефти. В настоящее время просчитываются экономические показатели использования технологии, изучаются условия ее эффективного применения.

Термические методы извлечения нефти

Паронагнетательные скважины

Граница пласта

Добывающая скважина

Добывающая скважина

Пакер Пакер

ДобычаДобыча

НКТ

Эксплуатационная колонна

Паронагнета-тельная скважина

Закачка пара

Закачкапара

2 3Приложение к журналу «Сибирская нефть» www.gazprom-neft.ruра м б л е р и н ф о г ра ф и к а / т ат ь я н а у д а л о в а

единственный проверенный способ разработки месторождений, относящихся к трудноизвлекаемым запасам (ТРИЗ). Сюда входят и месторождения, где фильтрационные свойства пластов не могут обеспечить рентабельные притоки при применении обычных методов разработки, — им МГРП может дать новую жизнь, и такие пока экспериментальные варианты, как баженовская свита. Именно освоение залежей ТРИЗ стало толчком для активного внедрения МГРП в «Газпром нефти» (см. врез).

ПРИЗАБОЙНАЯ ЧИСТКА

Увеличению нефтеотдачи способствует не только масштабное воздействие на продуктивный пласт, но и работа с призабойной зоной — той частью пласта, через которую нефть поступает в эксплуатационную скважину. В процессе добычи нефти на забое и в призабойной зоне скважин оседают парафины и смолы, в перфорационных каналах накапливаются песчаные пробки. Способы, которые позволяют увеличить проницаемость призабойной зоны и очистить ее от мусора, называют методами интенсификации притока.

Кстати, гидроразрыв пласта изначально относили именно к таким методам и проводили его на забое наклоннонаправленных скважин для повышения проницаемости пласта вблизи забоя. Другой способ механически расширить поровые каналы в породе вблизи забоя и создать микротрещины — виброобработка забоя. В этом случае к насоснокомпрессорной трубе присоединяется вибратор, который создает колебания разной частоты и амплитуды прокачиваемой через него жидкости. Эти волны промывают призабойное пространство.

Повысить интенсивность притока можно также за счет обработки призабойной зоны кислотой либо термическим воздействием. Нередко эти два способа совмещают, воздействуя на пласт горячей кислотой, нагретой за счет теплового эффекта экзотермической реакции металлического магния с раствором соляной кислоты.

Обычный ГРП Безшаровой ГРП

Втекающая жидкость

Коллектор

Пакер, перекрывающий заколонное пространство

МуфтаХвостовик

(колонна трубс муфтами)

Хвостовик(колонна трубс муфтами)

Шар, опущенный в хвостовик, перекрыва-ет в трубе предыдущий интервал ГРП

Втекающая жидкость

Муфта

Коллектор

Разбухающий пакер Цемент

в заколонномпространстве

Многостадийный гидроразрыв пласта

Многостадийный гидроразрыв пласта в «Газпром нефти»

П ервая горизонтальная скважина с четырьмя стадиями гидроразрыва пласта в «Газпром нефти» была введена в эксплуатацию в 2011 году на Вынгапуровском месторождении. А уже через три года количество горизонтальных скважин

с МГРП во всех добывающих активах компании достигло 168. Изменяется не только число высокотехнологичных скважин, но и качественные характеристики технологии.

До последнего времени в компании применяли так называемый шаровой МГРП. Здесь каждая новая зона ГРП в скважине отделяется от предыдущей композитным или металлическим шаром. Диаметр шаров возрастает от зоны к зоне и не позволяет провести больше 10 операций гидроразрыва изза конструктивных особенностей скважины. Новый вариант МГРП успешно опробовали в 2015 году специалисты « ГазпромнефтьХантоса»: на Приобском месторождении в качестве изолятора использовались не шары, а специальный инструмент с многоразовой уплотняющейся подушкой (пакером), которая разбухает и отделяет зоны, в которых ГРП уже проведен. Впоследствии разбухающий пакер возвращается к исходному размеру, что позволяет транспортировать оборудование к следующему месту разрыва внутри скважины (шары после завершения ГРП разрушают специально). В этом случае количество стадий ГРП ограничивается лишь техникоэкономическими расчетами. На Приобском месторождении впервые в истории компании провели 11стадийный гидроразрыв пласта.


уСПех разработки Сланцевых меСторождений нефти в америке оСнован на маСштабном

Применении многоСтадийного гидроразрыва ПлаСта. количеСтво Стадий разрыва

на американСких Сланцах доСтигает 40. мгрП — один из Самых эффективных методов

увеличения добычи трудноизвлекаемых заПаСов.

Documents

НЕФТЬ. Выпуск 2 · 2015 Ноябрь Приложение к журналу ... Выпуск 2. Управление ... Приложение к журналу «Сибирская