НГДУ «Сургутнефть»—40 лет!
Одному из первых нефтедобывающих предприятий Западной Сибири — НГДУ «Сургут-нефть» — исполнилось 40 лет.
Нефтепромысловое управление «Сургутнефть» создано 16 марта 1964 г. Трудные природно-климатические условия, ускоренные сроки освоения месторождений требовали от специалистов творческой и самоотверженной работы, поэтому с первых дней существования предприятие стало полигоном для внедрения передовых идей и технологий. За годы деятельности построено свыше 4,5 тыс. скважин, в том числе 32 горизонтальных; добыто более 200 млн т нефти и произведено 9 млрд м3 газа. Управление стало базовым для большинства нефтедобывающих предприятий Тюменской области. В структуре НГДУ «Сургутнефть» образованы НГДУ «Правдинскнефть», «Юганскнефть», «Федоровскнефть», «Быстринскнефть», «Лянторнефть».
Знаменательно, что предприятия с многолетними традициями не только не отстают, но и поступательно развиваются, несмотря на объективные трудности. Это в полной мере относится и к НГДУ «Сургутнефть», где трудились высокопрофессиональные специалисты — Р. Ш. Мамлеев, В. С. Иваненко, Л. Д. Чурилов, Н. Е. Дурасов, Г. М. Кукуевицкий и многие другие инженеры, буровики, операторы, ремонтники. И сегодня НГДУ «Сургутнефть» — одно из наиболее динамично развивающихся предприятий ОАО «Сургутнефтегаз».
Министерство энергетики РФ поздравляет коллектив НгДу «Сургутнефть» со знаменательной датой и желает его работникам дальнейших успехов в их нелегкой и нужной работе!
И. Матлашов,
первый заместитель Министра энергетики Российской Федерации
НГДУ «Сургутнефть» — новые подходы к выработке запасов нефти
А. НУРЯЕВ, первый заместитель генерального директора ОАО «Сургутнефтегаз»
В условиях необходимости довы работки остаточных запасов из высокообводненных пластов и низкопроницаемых коллекторов традиционные способы разработки нефтяных месторождений не позволяют добиться высокого уровня рентабельности производства. Поэтому особенно важны новые спо-
Необходимо отметить более высокую эффективность эксплуатации горизонтальных стволов. Так, по НГДУ «Сургутнефть» боковые стволы с горизонтальным профилем составляют 81%. При этом средний дебит нефти по ним равен 32,2 т/сут., а по наклонно направленным — 14,9 т/сут. Стоимость
вой общей длине ствола отклонение от вертикали в случае горизонтальной проводки скважины будет меньше), а также при разработке мощных и неоднородных по разрезу пластов (вертикальная проницаемость практически отсутствует).
К зарезке боковых стволов по геологической характеристике
собы разработки нефтеносных площадей и нестандартные подходы к их применению.
Старые технологии уплотняющего бурения, связанные с высокими затратами (отсыпка, обустройство куста, собственно бурение), являются практически убыточными. Бурение боковых стволов из ранее пробуренных скважин, бездействующих или эксплуатирующихся с низкими дебитами нефти — наиболее рентабельный сегодня метод вследствие значительного сокращения затрат на капитальное строительство. Бурение боковых стволов как вид капитального ремонта скважин (КРС) нацелено на вывод из бездействия скважин с засоренным забоем, не поддающимся традиционной очистке. По мере развития технологии проводки боковых стволов появилась возможность решить задачи, несвойственные традиционному КРС (проводка ствола в ранее недренируемые зоны пластов, до-разведка месторождений — углубление скважин на нижележащие нефтеносные горизонты и др.).
бурения горизонтальных боковых стволов превышает стоимость строительства наклонно направленных примерно на 30% при условии использования в обоих случаях телеметрического сопровождения.
Как показала практика бурения боковых стволов с горизонтальными участками на таких старых месторождениях, как Западно-Сургутское (1965 г.), Солкинская площадь Усть-Балыкского (1972 г.), Быстринское (1974 г.), где обводненность продукции достигла 92—96% и исчерпали себя другие методы механического и химического воздействия на пласты, из вышедших из эксплуатации (99% воды) скважин после зарезки боковых стволов удается получать продукцию с обводненностью 70— 75% (Западно-Сургутское) и даже 31 — 37% (Быстринское). Затраты окупаются за несколько месяцев. Хотя в некоторых случаях строительство горизонтального ствола нецелесообразно: при необходимости достижения максимального смещения забоя скважины в высокопроницаемых коллекторах (при одинако-
пригодны практически все скважины. При этом зарезки можно разбить на следующие группы.
1. Вывод скважин из бездействия. Именно с этого в 1999 г. в НГДУ «Сургутнефть» начались работы по зарезке боковых стволов. Горизонтальный является наиболее дешевым способом в связи с незначительной длиной и отсутствием (в большинстве случаев) необходимости использования телесистемы для проводки скважины.
2. Выработка недренируемых участков (краевые зоны месторождений) в основном запасов, расположенных в краевых зонах месторождений, характеризующихся малыми толщинами при высоких коэффициентах нефте-насыщенности, или вблизи границы выклинивания пласта. Как правило, заложение на этих участках новых скважин экономически нецелесообразно. Однако в некоторых случаях из пробуренной скважины можно зарезать боковой ствол и получить дополнительную добычу нефти, извлечь
m
юбилей
которую другими средствами невозможно.
3. Интенсификация добычи из малопроницаемых коллекторов. Значительная часть запасов нефти по месторождениям НГДУ «Сургут-нефть» приходится на малопроницаемые пласты. Самым характерным является пласт ЮС2 Восточно-Сургутского месторождения.
Бурение горизонтальных боковых стволов из старых наклонно направленных скважин показало высокую эффективность, дебиты нефти увеличились в семь раз.
4. Снижение обводненности продукции. В таких высокообвод-ненных пластах, как БС 1 Западно-Сургутского месторождения, разработка которого ведется уже 35 лет, остаются участки с высокой нефтенасыщенностью, так называемые целики нефти. При раз-буривании боковыми стволами пласта в зонах, слабо охваченных процессом вытеснения и бурения горизонтальных стволов по кровле пласта, удается существенно повысить коэффициент извлечения нефти (КИН). Фактически проводится уплотняющее бурение, но с более низкими затратами.
5. Уход от фронта обводнения (нагнетания). При разработке пластов с использованием жестких систем заводнения при прорыве фронта закачиваемых вод добывающие скважины быстро обводняются.
В большинстве случаев не удается эффективно изолировать обводненные интервалы пласта, поэтому зарезка бокового горизонтального ствола с уходом от фронта нагнетания в данном случае является самым эффективным методом.
6. Переход на другой (нижележащий) пласт, доразведка. На месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» промышленное бурение в 60—80-х гг. велось на высокопродуктивные пласты. На нижележащие, как правило, менее проницаемые, скважины углублялись редко. В результате геология нижележащих пластов неполностью ясна и требует дополнительного разведочного бурения. Углублением старых бездействующих скважин проблемы доразведки можно решить со значительно меньшими затратами, т. к. стоимость бурения бокового ствола в 3—4 раза ниже стоимости строительства разведочной скважины. К тому же после доразведки пласт вводится в разработку без затрат на обустройство.
Гидроразрыв пласта по своим технологическим возможностям является одним из наиболее эффективных средств, направленных на увеличение продуктивности коллекторов с низкими фильтрацион-но-емкостными характеристиками.
В НГДУ «Сургутнефть» данный метод успешно применяется с 1993 г. За этот период проведено более 500 разрывов.
По отдельным скважинам дебит нефти увеличился в 30—40 раз. За время применения данной технологии дополнительная добыча нефти составила более 3 млн т.
Несмотря на определенные ограничения применения ГРП, объемы работ на протяжении последних лет остаются стабильными (70—80 операций в год). Совместно с СургутНИПИнефтью внедряются новейшие технологии гидроразрыва. Проведение в скважинах малопродуктивного пласта ЮС 2 — боль-шеобъемных ГРП — позволило увеличить дебит нефти скважин с 3—5 до 30—40 т/сут. Хорошие результаты показал ГРП с концевым экранированием. На объектах с близко расположенными водоносными прослоями проводятся разрывы с перекрытием воды цементным экраном (экранирующий ГРП). В случае сильно расчлененных залежей с различными свойствами продуктивных горизонтов применяется селективный многоэтапный разрыв. Проводятся также кислотные с технологической остановкой и другие ГРП.
В 2003 г. впервые в ОАО «Сургутнефтегаз» ГРП стали проводить в горизонтальных скважинах, в том числе с боковыми стволами. Слож-
ность этой операции заключалась в малых диаметрах обсадных колонн, но задача была успешно решена. Сочетание двух современных технологий — зарезки боковых стволов и ГРП — кратно увеличило дебиты. Удавшийся опыт стал частью технологического процесса.
Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин, борьба с парафином и гидратными отложениями требуют постоянного совершенствования технологий повышения эффективности ремонтных работ, увеличения межремонтного периода и общего снижения затрат. Одним из источников комплексного повышения эффективности является применение колтюбинговых технологий, проведение спускоподъ-емных операций, снижением затрат вследствие отказа от глушения и легкостью освоения скважин. Важное преимущество — экологическая и производственная безопасность данной технологии в связи с постоянно загерметизированным устьем. Нет и необходимости в присутствии на скважине персонала.
Сокращение времени ремонтов в 2—3 раза влечет за собой снижение их стоимости в 1,5 — 2 раза по сравнению с ремонтами по обычной технологии с использованием подъемного агрегата.
С 1999 г. количество ремонтов с применением «непрерывной трубы» по НГДУ «Сургутнефть» увеличилось более чем в 2 раза. За эти годы существенно расширилась номенклатура ремонтов, выросла доля работ по исследованию скважин и изоляционных работ. Исследование горизонтальных скважин, изоляционные работы в боковых стволах и колоннах малого диаметра, работа в нео
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.