На Самотлоре внедряют отечественные инновационные технологии

В число самых эффективных геолого-технических мероприятий, используемых на горизонтальных скважинах Самотлора, входит многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП).

Одно из последних новшеств, внедрённых сотрудниками «Самотлорнефтегаза» для усовершенствования сложной операции, сочетает в себе две технологии: полное цементирование хвостовика скважины с муфтами ГРП, которые приводятся в действие сбросом втулок с растворимыми шарами единого типоразмера. Инновация позволяет сократить срок бурения с МГРП и сэкономить ресурсы.

«До этого в процессе многостадийного гидроразрыва пласта использовались муфты с растворимыми шарами разного диаметра — от большого к маленькому. Каждый из них „доставлялся“ в индивидуальном седле, которое впоследствии препятствовало цементированию скважины, — объясняет менеджер управления геологического сопровождения бурения АО „Самотлорнефтегаз“ Семён Кудря. — Это ограничивало количество стадий и возможности разобщения зон между ними. Теперь размер шаров один, потому что их транспортирует „умная“ втулка. В скважине не создаются препятствия, и продавочная пробка при цементировании проходит через весь хвостовик до забоя».

В итоге новый подход обеспечивает сокращение цикла бурения и освоения одной скважины на юрских и ачимовских отложениях до 5 суток — с 47 до 42.

Кроме того, полное цементирование хвостовика может проводиться при спуске в скважину для разделения стадий ГРП любого числа муфт нового образца. Это даёт возможность проводить операции гидроразрыва с неограниченным количеством стадий и увеличить запускной дебит скважин в среднем на 40%. Муфты нового образца на Самотлор доставляются из Волгограда.

Современное бурение на Самотлоре невозможно представить без применения инноваций, так как все новые скважины на месторождении высокотехнологичные. Бурить сложные профили с большим отходом от вертикали и увеличивать длину горизонтального участка скважины с высокой точностью проходки по продуктивному пласту стало возможным в том числе благодаря использованию на месторождении роторно-управляемой системы (РУС). Выпуском оборудования занимается одна из ведущих научно-производственных компаний города Твери.

«Оборудование даёт возможность в автономном режиме управлять траекторией наклона ствола скважины, при необходимости оперативно изменять её, а также уменьшить риски механического и дифференциальных прихватов. За счёт снижения силы трения между колонной и стенкой скважины РУС позволяет стабильно поддерживать высокую скорость проходки с доведением максимального показателя до 80 м/ч, — отметил менеджер отдела инжиниринга бурения скважин АО „Самотлорнефтегаз“ Денис Лисовский. — Такое преимущество дало возможность сократить срок строительства одной скважины на Самотлорском месторождении до 40 часов».

К числу эффективных отечественных инноваций, которую «Самотлорнефтегаз» применяет для интенсификации добычи нефти, можно отнести технологию откачки газа из затрубного пространства скважин с помощью мобильной компрессорной установки.

«Принцип работы установки заключается том, что откачка газа из затрубного пространства скважины приводит к снижению забойного давления и увеличивает приток из пласта, соответственно, увеличивается производительность насосного оборудования, и мы получаем дополнительно добычу нефти», — рассказывает главный специалист сектора эксплуатации оборудования АО «Самотлорнефтегаз» Дмитрий Белов.

В результате применения нового подхода на Самотлорском месторождении удалось увеличить среднесуточный прирост добычи нефти с одной скважины на 8 тонн. Экономический эффект превысил 2 миллиарда рублей за период реализации с 2018 года.