Новые технологии позволят «Татнефти» разрабатывать имеющиеся месторождения до следующего века
К 80-летию начала добычи татарстанской нефти и 75-летию открытия Ромашкинского месторождения.
«Татнефть» активно внедряет собственные промышленно-технологические разработки в области повышения нефтеотдачи на уже действующих месторождениях, а также в сфере увеличения эффективности освоения новых запасов сверхвязких нефтей. Об этом рассказал журналу «Энергетическая политика» главный геолог компании Ринат АФЛЯТУНОВ. Информагентство «Девон» приводит часть основные моменты из его интервью.
По оценке независимой консалтинговой компании Miller and Lents, доказанные запасы нефти Группы «Татнефть» на конец 2021 г. составляли 807,8 млн т, срок разработки которых – 2096 г.
В 2022 г. по кыновско-пашийским отложениям Ромашкинского месторождения был получен прирост извлекаемых запасов нефти, обеспечивающий разработку месторождения до 2130 г.
Для дальнейшей разработки Ромашкинского месторождения планируется применять как уже известные, опробованные технологии и методы увеличения нефтеотдачи (химические и физические), так и новые, перспективные, находящиеся на стадии опытно-промышленных работ.
Говоря о методах увеличения нефтеотдачи (МУН), наиболее успешными он назвал комплексы технологий:
- протяженного воздействия на пласт, направленный на увеличение охвата заводнением;
локального воздействия на пласт, направленный на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.
Здесь применяются биополимеры, ПАВ-полимерные композиции и эмульсии.
Использовался и комплекс технологий воздействия на призабойную зону скважины, так называемые технологии ограничения притока воды в добывающие скважины за счет геля на основе полимеров, синтетических смол и гидрофобных эмульсий.
Отдельные технико-технологические решения применялись для разработки запасов сверхвязких нефтей (природного битума) в Татарстане. Они основаны на использовании технологии закачки пара с применением горизонтальных технологий, растворителей, термогелевых, эмульсионных и кислотных составов, что в совокупности оказывает синергетический эффект – ускоряется освоение скважин, кратно увеличивается дебит нефти, снижаются энергетические затраты – обводненность и паронефтяное отношение, увеличивается межремонтный период работы скважин.
При этом компания для этих технологий разрабатывала и успешно внедряла новые химические композиции. Пилотным полигоном по отработке инновационных технологий стали месторождения сверхвязких нефтей. Разработанные технологии успешно применялись и применяются на месторождениях различных нефтедобывающих компаний, не только «Татнефти».
Компания запатентовала более 200 методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи.
Например, был создан симулятор для инженерного проектирования кислотных обработок и кислотного гидроразрыва пласта, функционально превосходящий существующие аналоги.
Симулятор содержит современные математические модели, что позволяет производить более точные многовариативные инженерные расчеты. Он включает в себя цифровую библиотеку химических реагентов, адаптированную под разные геолого-физические условия, а также функционал по выбору оптимальных режимов воздействия на пласты. Сейчас этот симулятор используют ряд ведущих сервисных компаний.
Для вовлечения в активную разработку заглинизированных и некондиционных коллекторов активно применяются методы бурения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта ГРП.
«Татнефть» первая из отечественных ВИНКов апробировала технологию многостадийного ГРП по методу «Plug&Perf». Высокотехнологичный процесс проведен с использованием каротажной партии с комбинированными перфорационными системами, растворимыми элементами перекрытия портов – композитными шарами и флотом ГРП.
Это позволило максимально ускорить сроки проведения ГРП, исключить кольматацию призабойной зоны, существенно снизить стоимость подготовительных работ для проведения последующих стадий ГРП. Данная технология получила распространение и в других нефтяных компаниях, в первую очередь занимающихся разработкой трудноизвлекаемых запасов.
В компании успешно тиражируются собственные технологии кислотных обработок для наибольшего охвата пластов, находящихся в сложных геолого-физических условиях. Такие технологии, как динамические матричные кислотные обработки, позволяют достичь максимально эффективного результата за счет формирования оптимальной сети «древовидных» каналов растворения. Селективные и термопенокислотные обработки, позволяющие увеличить глубину и равномерность воздействия в неоднородных коллекторах.
Активно применяются разработанные в «Татнефти» уникальные технологии многостадийных ГРП в карбонатных коллекторах с возможностью мониторинга процесса в режиме реального времени. Данная технология позволяет выявлять в онлайн-режиме перетоки между портами, определять интерференцию трещин ГРП, в том числе, в удаленной зоне пласта для расчета оптимального расстояния между стадиями с возможностью корректировки режима обработок непосредственно при закачке.
Также активное применение нашли технологии ГРП в заглинизированных и не кондиционных коллекторах с использованием более «чистых» жидкостей разрыва, обеспечивающих большую проводимость трещин в сравнении с традиционными рецептурами.
Напомним, в 2023 году отмечаются 80 лет начала добычи татарстанской нефти и 75 лет открытия Ромашкинского месторождения. Последнее за это время оно стало совсем другим в плане запасов, чем в начале, говорится в публикации ИА Девон. Сегодня месторождение оконтурено, на нем разведаны основные горизонты. Доразведка локальных залежей продолжается до сих пор. Нефтеносность установлена в 22 горизонтах девона и карбона, 18 из них дали промышленные притоки нефти. Всего выявлено порядка 200 залежей.
Ромашкинское нефтяное месторождение имеет размеры 65 на 75 километров. Геологические запасы оценивались в 5 млрд т, объем доказанных и извлекаемых запасов — 3 млрд т нефти. Глубина разработки нефтеносных отложений составляет 1,8 километра.
Самым важным считается первый девонский нефтяной пласт ДI, с которым связано 80% всех запасов нефти Ромашкинского месторождения.
Остальные пласты, в которых обнаружены нефтеносные залежи, располагаются на склонах основного Ромашкинского поднятия.
Для освоения Ромашкинского впервые был применен и эффективно использовался метод внутриконтурного заводнения. Ромашкинский промысел был оснащен объединенной системой водопроводов для заводнения всех площадей.
За 75-летнюю историю Ромашкинское прошло несколько этапов проектирования разработки. В настоящее время действует IV Генеральная схема. Ею определяются принципы разработки месторождения с учетом особенностей поздней стадии и выявленных в процессе эксплуатации недостатков системы заводнения. К таким недостаткам эксперты относят невозможность полностью охватить пласты заводнением. В результате не вовлекаются в разработку значительные трудноизвлекаемые запасы нефти, по-разному выработка пластов. Это приводит к преждевременному обводнению высокопроницаемых пластов.
Согласно IV Генеральной схеме, рентабельная эксплуатация Ромашкинского месторождения предусмотрена до 2032 года, а с учетом принятой дифференциации налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) — до 2065 года.
Восполнению запасов в этот период будет способствовать внедрение вторичных и третичных методов увеличения нефтеотдачи. На промысле на фоне монотонного падения добычи подготовят участки роста и стабилизации за счет массированного использования МУН. В результате на Ромашкинском могут вырасти балансовые и особенно извлекаемые запасы горизонтов Д1 и Д0, а следовательно, увеличатся и извлекаемые запасы нефти.
При благоприятных условиях, считают ученые, сроки разработки месторождения увеличатся на 150–200 лет. По другим горизонтам также возможно увеличение запасов и сроков их освоения.
Отмечается, что по ряду залежей Ромашкинского месторождения балансовые запасы уже должны быть давно извлечены, а добыча нефти из них, тем не менее, продолжается. Исследования на Миннибаевской площади указывают на вероятный подток «чужой» нефти в залежи горизонтов Д1 и Д0. Поэтому необходимо скрупулезно мониторить ситуацию и проводить необходимые научные изыскания.
Нефтедобыча на Ромашкинском месторождении последние 7 лет стабильна. Как правило, она превышала 15 млн т в год. В планах «Татнефти» - уплотнение сетки скважин в 2020-2048 годах.
Для реализации проекта, считает глава «Татнефти» Наиль МАГАНОВ, необходимо, чтобы на новые скважины был распространен специальный налоговый режим.
| Поделиться этой новостью у себя в соцсетях |
Поиск по теме: Татнефть технологии, запасы, геология, технологии нефтедобычи, Ромашкинское месторождение, МУН, битум, СВН, история
