ЛУКОЙЛ: Технологии повышения нефтеотдачи
B 2010 году началась добыча нефти на месторождении им. Ю. Корчагина в Каспийском море. Разработка месторождения будет вестись с помощью горизонтальных скважин сверхпротяженной длины – более 5 километров, что является уникальным для России проектно-технологическим решением. Путем равномерного радиального размещения скважин достигается одновременное вскрытие всех продуктивных пластов. Уникальным для России также является метод мониторинга буровых работ. Данные с систем регистрации, установленных на морской буровой, поступают по спутниковому каналу связи в режиме реального времени в Aстраханский офис ЛУКОЙЛа. Таким образом, находясь на берегу, специалисты ЛУКОЙЛа имеют возможность контролировать процесс бурения в он-лайновом режиме.
В Западной Сибири внедрение инновационных технологий бурения боковых стволов из старых скважин и подбора технологий гидроразрыва пластов позволило ОАО «ЛУКОЙЛ» за семь лет увеличить добычу нефти из ачимовских отложений со 100 тыс. тонн в год до почти 1 млн. тонн и увеличить вдвое балансовые запасы.
В Пермском крае на базе современных технологий бурения и безопасной эксплуатации горизонтальных скважин с большими отходами от вертикали реализована программа вовлечения в активную разработку запасов нефти, находящихся под залежами калийно-магниевых солей уникального Верхнекамского месторождения. Это позволило вовлечь в оборот более 110 млн. тонн ранее недоступных запасов.
В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции промышленное применение технологий термогравитационного дренирования пластов при разработке месторождений высоковязкой нефти позволило увеличить сырьевую базу нефтедобычи на 300 млн. тонн и существенно повысить промышленную и экологическую безопасность производства.
В Саудовской Аравии СП ЛУКОЙЛа и Saudi Aramco, ЛУКСАР выполнило самый глубокий в мире гидроразрыв пласта на глубине 5 500 метров. Впервые в Саудовской Аравии ЛУКСАР применил 11¾-дюймовую колонну для перекрытия зоны поглощения, использовал многопакерные компоновки для испытания скважин.
Одним из важнейших результатов деятельности Компании в сфере развития технологий является активное применение методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). Эти методы позволяют существенно увеличить извлекаемые запасы и добычу нефти, вовлечь в промышленную разработку запасы высоковязкой нефти, запасы в низкопроницаемых коллекторах и трудноизвлекаемые запасы на поздней стадии разработки месторождений. В течение последних лет на месторождениях Группы «ЛУКОЙЛ» доля добычи нефти за счет применения различных технологий воздействия на нефтяные пласты составляет более 20% от общего объема добычи. Компания применяет физические, химические, гидродинамические и тепловые методы воздействия на продуктивные пласты.
В 2009 году Группа выполнила 5 098 операций ПНП, что на 300 операций меньше, чем в 2008 году. При этом дополнительная добыча, полученная от этих операций, превысила уровень 2008 года. В отчетном году дополнительная добыча за счет применения методов ПНП составила 23 млн т, или 25% от общей добычи нефти Компанией в России.
В 2009 году на месторождениях ЛУКОЙЛа были проведены 634 операции ГРП со средним приростом дебита нефти 9,6 т/сут. Объемы и эффективность работ по гидравлическому разрыву пласта в 2009 году сопоставимы с аналогичными показателями 2008 года. В 2009 году специалисты Компании награждены дипломом Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам (Роспатент) в номинации «100 лучших изобретений России» за изобретение метода локального направленного гидроразрыва пласта нефтяного или газового месторождения. Метод используется для повышения отдачи нефтяных, газовых и газокондесатных месторождений и, в частности, месторождений на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой степенью обводненности добываемой продукции и наличием застойных и тупиковых зон, добыча из которых невозможна традиционными методами.
За счет других методов ПНП (гидродинамических, тепловых, химических, интенсификации добычи нефти) было добыто 9 млн т. В 2009 году продолжилось активное внедрение химических технологий: при практически неизменном числе операций (1 357 в 2009 году, 1 324 в 2008 году) дополнительная добыча достигла 1,9 млн т (рост на 18%).
Высокоэффективным методом ПНП является также бурение вторых стволов на существующих скважинах. В отчетном году продолжилось активное бурение вторых стволов. Были пробурены 264 скважины со вторыми стволами (260 годом ранее) со средним приростом дебита 16,8 т/сут. В 2009 году Компания сохранила объемы работ по бурению вторых стволов на уровне предыдущего года, несмотря на общее снижение инвестиционной программы. Следует отметить, что бурение вторых стволов применяется с целью доизвлечения остаточных запасов в основном на бездействующем фонде скважин месторождений, длительное время находящихся в разработке, характеризующихся значительной степенью выработки активных запасов и высокой обводненностью добываемой продукции. Для увеличения эффективности добычи нефти применяется бурение горизонтальных скважин, обеспечивающих рост продуктивности в 1,5–2 раза. В 2009 году в эксплуатацию была введена 91 новая горизонтальная скважина средним дебитом 78,2 т/сут (в два раза выше, чем у обычных скважин).
Компания динамично разрабатывает и использует новые технологии добычи высоковязких нефтей. Наибольший отечественный опыт освоения запасов высоковязких нефтей накоплен в Республике Коми, где ОАО «ЛУКОЙЛ» осуществляет разработку Ярегского и Усинского месторождений с начальными геологическими запасами тяжелых нефтей свыше 1 млрд т по российской классификации. На обоих месторождениях применяются термические методы увеличения нефтеотдачи пласта и добывается более 2,2 млн т/год, что составляет около двух третей от объема добычи тяжелых нефтей в России.
Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения разрабатывается по технологиям площадного паротеплового воздействия и пароциклического воздействия на пласт. В последние годы успешно проводятся работы по повышению эффективности применения термических технологий в системе вертикальных скважин (продолжается освоение технологии комбинированных пароциклических обработок (ПЦО) и начаты опытные работы по интенсификации притока нефти за счет совместной закачки теплоносителя и нефтевытесняющей композиции). Ведется внедрение новых термических технологий – технологии паротеплового воздействия на пласт в системе горизонтальных скважин; технологии перпендикулярного термогравитационного дренирования пласта; технологий ПЦО горизонтальной скважины, вертикальных скважин с радиальными отводами и всего продуктивного разреза; технологий вытеснения нефти паром.
Ярегское месторождение разрабатывается по термошахтной технологии. Поверхностная добыча находится на стадии опытно-промышленных работ. Для организации эффективной поверхностной добычи нефти на опытном участке Ярегского месторождения в 2009 году проведены работы по технологии термогравитационного дренирования пласта. В 2010 году начинаются работы с применением нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин. Закачка пара планируется с 2011 года.
Несколько лет назад специалисты ЛУКОЙЛа разработали новый реагент, РИТИН-10, для повышения нефтеотдачи неоднородных терригенных и карбонатных заводненных пластов в условиях предельной обводненности на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений. За 8 лет применения обработано 1002 скважины, дополнительно получено 1300 тыс. тонн нефти. Средний технологический эффект составляет 1296 тонн на скважино-операцию, а в отдельных случаях достигает 5500 тонн дополнительно добытой нефти при среднем сроке окупаемости затрат от несколько недель до 3-х месяцев.
Для повышения нефтеотдачи пластов и проведения ремонтно-изоляционных работ созданы различные модификации реагента РИТИН-10. Проект по коммерциализации этого реагента включает создание совместного предприятия по организации крупнотоннажного производства и сервисной инфраструктуры по применению.