щ
технологии
Стратегия разработки месторождений на поздней стадии, перспективы добычи углеводородных ресурсов из нетрадиционных источников углеводородов в Республике Татарстан
ОАО
Р.С. ХИСАМОВ,
д.г.-м.н., профессор, член-корреспондент АН Республики Татарстан, главный геолог-заместитель генерального директора
ОАО «Татнефть»
Khisanov@tatneft.ru
В условиях высокой выработанности основных запасов в Республике Татарстан актуальным является вопрос их воспроизводства. В работе освещены основные технологические возможности стабилизации и наращивания добычи нефти в РТ, связанные с вовлечением в разработку трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов.
THE FIELD DEVELOPMENT STRATEGY AT A LATER STAGE, THE PROSPECTS FOR EXTRACTION OF HYDROCARBON RESOURCES FROM UNCONVENTIONAL SOURCES OF HYDROCARBONS IN THE TATARSTAN REPUBLIC
R. KHISAMOV, JSC «TATNEFT»
In the situation of high depletion of main reserves in the Republic of Ta-tarstan, the issue of the hydrocarbons replacement becomes especially important. The paper highlights key technological capabilities of stabilization and increase of the oil production in the Republic of Tatarstan related to development of hard-to-recover and unconventional oil reserves.
Keywords: mining, resources, reserves, unconventional sources of hydrocarbons
«Татнефть» проводит геологическое изучение и разработку нефтяных и газовых месторождений на 97 лицензионных участках в России и 5 контрактных территориях за рубежом. Основная добыча нефти ведется в Республике Татарстан, Самарской и Оренбургской областях, а разведка - в НАО, Калмыкии и Ульяновской области.
В Республике Татарстан основные запасы нефти сосредоточены на месторождениях с выработанностью более 80%, в т.ч. на уникальном Ромашкинском месторождении (рис. 1). Они обеспечивают более 75% годовой добычи ОАО «Татнефть» (около 380 тыс. барр/сут). Запасы нетрадиционных углеводородов практически не вовлечены в разработку. В частности, битуминозная и тяжелая нефть с долей запасов 16,8% дает всего около 2% от общей добычи, а запасы слабопроницаемых коллекторов практически не разрабатываются.
Государственная поддержка добычи нефти из выработанных месторождений, тяжелых нефтей, битумов и внедрение технологий ОАО «Татнефть» по увеличению нефтеотдачи сегодня обеспечивают стабилизацию добычи нефти на уровне 500 тыс. барр/сут при доказанных запасах на уровне 6 млрд барр. по оценке аудиторов независимой аудиторской компании «Миллер энд Лентц».
Рост добычи нефти по ОАО «Татнефть» за последние 15 лет составил более 2 млн т
Распределение ТИЗ на 01.01.2014 г
(39 тыс. барр/сут) благодаря стабилизации добычи по уникальному Ромашкинскому месторождению с годовой добычей на уровне 15,2 млн т (300 тыс. барр/сут).
За эти годы по Ромашкинскому месторождению достигнута стабилизация всех показателей разработки. По оценке «Миллер энд Лентц», доказанные запасы месторождения на 01.01.2014 г. составили 547 млн т (3,9 млрд барр.) За последние 18 лет, за счет проводимых геолого-технических мероприятий, ожидаемый конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) по месторождению вырос от 0,441 до 0,531 доли единиц за счет проводимых геолого-технических мероприятий (рис. 2).
По ОАО «Татнефть» значительный объем геолого-технических мероприятий по стабилизации добычи нефти на выработанных месторождениях составляют бурение горизонтальных скважин и боковых стволов. Внедрение технологий одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), одновременно-раздельной закачки (ОРЗ), гидроразрыва пласта (ГРП) в последние годы позволили увеличить добычу нефти из карбонатных коллекторов с низкими коллекторскими свойствами.
Перспективы стабилизации и наращивания добычи нефти в Республике Татарстан в первую очередь связываются с вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ). Вовлечение этих запасов осуществляется, в основном, за счет:
Добыча нефти за 2013 г
нормальные
свн
(200-10000
мПа*с)
свн (200-10000 мПа*с) 7,6 MBbl/d
нормальные 60,4 MBbl/d
мелкие 1,1 MBbl/d
выработанные
свн (>10000 мПа*с)
малопроницаемые
свн >10000 мПа*с 2,8 MBbl/d
малопроницаемые 0,1 MBbl/d
выработанные 383,7 MBbl/d
Рис.1. Распределение текущих извлекаемых запасов нефти категории А+В+С1+С2 и добычи по ОАО «Татнефть»
технологии 1
Сегодня около 24% от общей добычи по DAD «Татнефть» обеспечивается за счет внедрения горизонтальных технологий и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи.
- бурения горизонтальных стволов (ГС) на терриген-ные пласты девона (ранее не было технической возможности прохождения мощных кыновских глин под углом более 80°);
- дальнейшего увеличения объемов физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) с учетом петрофизических характеристик коллектора и состава нефтей по увеличению коэффициента вытеснения.
Сегодня около 24% от общей добычи по ОАО «Татнефть» обеспечивается за счет внедрения горизонтальных технологий и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Для решения проблем вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов увеличивается применение конструкций скважин с горизонтальным окончанием. Всего на 01.10.2014 г пробурено 688 ГС, 107 многозабойных скважин (МЗС), 765 БС, 298 боковых горизонтальных стволов (БГС).
Созданием технологий проводки, вскрытия пластов и различных конструкций забоев горизонтальных стволов увеличивается область применения технологии ГС.
Разделение горизонтального ствола на секции с различной проницаемостью и с возможностью отключения секций по мере их обводнения за счет применения скользящих муфт (шторок) повышает управляемость добычей скважины и снижает эксплуатационные затраты. Особо важное значение указанное решение имеет для трещиноватых сложнопостроенных карбонатных коллекторов с высоким риском раннего обводнения добычи. На залежах 302 - 303 построено 5 скважин с горизонтальным окончанием ствола, завершенных делением их на секции с помощью расширяемых труб, пакеров и скользящих муфт (шторок) извлекаемого типа (рис. 3).
В скважине №41502г применены электроуправляемые клапаны для регулирования притока из горизонтального ствола, разделенного на две секции (рис. 4). Постоянный мониторинг процесса добычи осуществляется с помощью забойных датчиков давления и температуры.
В процессе испытания технологии на скважине №41502г была установлена четкая картина динамики совместной работы двух секций и отдельно каждой. При работе секций одновременно добыча нефти составила 12 т/сут при обводненности 50%, при работе дальней секции - 7,5 т/сут при обводненности 65%. После перехода на эксплуатацию ближней секции («пятка») добыча нефти составила 21 т/сут при обводненности 10%. Переключения клапанов и смена интервалов отбора жидкости проводились без остановки эксплуатации скважины. После года и трех месяцев эксплуатации скважины элект-роуправляемые клапаны сохранили работоспособность, и эксплуатация скважины продолжается. Следует отметить, что эта новая система создана учеными ОАО «Татнефть» и применена впервые в России.
Компания «Татнефть» является основоположником нового научно-технического направления в области крепления скважин расширяемыми обсадными трубами без уменьшения диаметра скважины и без цементирования. Главная цель этой технологии - располагать промежуточ-
ВС БС
ГС
БГС
МЗС
Рис. 2. Динамика бурения скважин на Ромашкинском месторождении Условные обозначения скважин: ВС-вертикальные, ГС-горизонтальные, МЗС-многозабойные, БС-боковые стволы, БГС-боковые горизонтальные стволы
Рис.3. Новые системы заканчивания горизонтальных стволов
ные обсадные колонны не телескопически, как это принято во всем мире, а последовательно, без уменьшения диаметра скважины перекрывать пласты, несовместимые по условиям бурения, значительно упрощая конструкции скважин.
На одном из осложненных по условиям бурения Александровском месторождении в скважине №18 проведено бурение с одновременным расширением с глубины в 650 м до 1970 м и установлено семь профильных пере-крывателей для изоляции проблемных зон (рис. 5).
Скважина №11251 Онбийского месторождения простояла в консервации два года из-за 100%-ной обводненности горизонтального ствола. После изоляции зон водопритока расширяемыми трубами скважина возвращена в добычу с дебитом нефти 20 т/сут
При бурении и ремонте горизонтальных стволов для ограничения притока воды и изоляции интервалов-об-воднителей практикуется разделение горизонтальных стволов на секции с применением пакеров набухающего типа, установленных на обсадном хвостовике-
□боснование местоположения закладки скважин, как вертикальных, так и с горизонтальным окончанием, ведется с 21013 г. только на основе секторного геолого-гидродинамического моделирования.
щ
технологии
Схема расположения оборудования
1000 м
1068 м
Устройство для герм. ввода кабеля НКТ-89
Вставной насос Эл. кабель
Эксп. колонна 0168 мм
Интерфейсный блок
3
■-. - добыча из дальнего участка -. - добыча из ближнего участка - совместная добыча
Датчики давления и температуры
1072 м
1496 м
Разобщитель пласта РП-144У
Дальний участок
1513 м
1628 м
Пакер
Рис. 4. Скважина №41502 НГДУ «Джалильнефть» с интеллектуальным управлением секциями горизонтального ствола
фильтре. В ОАО «Татнефть» успешно испытаны водонабухающие пакеры российского производства (ЗАО «КВАРТ» г. Казань).
В настоящее время разработано много различных форм разветвления и профилей горизонтальных стволов (ГС) скважин, отличающихся друг от друга числом ответвлений, формой и протяженностью.
При этом важно учитывать следующие принципы:
- выбор наиболее технологически и экономически эффективной архитектуры ГС;
- количество ГС должно обеспечивать оптимальную выработку запасов;
- отсутствие интерференции между стволами;
Типовая конструкция скважин
Скв. №18 ОАО «Татнефть»
Направление
Промежуточная колонна
ОЛКС-216М с раздачей резьбовых г .соединений пуансонами ^
Эксплуатационная колонна
Технология водоизоляции в горизонтальной скв. №11251 Онбийского месторождения
1430 1438
---1 3
13
Главная цель - располагать промежуточные колонны не телескопически, как это прин
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.