Повышение эффективности нефтегазодобычи Версия для печати

Программы повышения эффективности нефтегазодобычи и энергосберегающие технологии. Применение передовой техники и новых технологий

Работа фонда скважин и нефтепромыслового оборудования контролируется телеметрическими системами (7 316 ед.). Измерение, контроль технологических параметров и управление работой объекта осуществляются «интеллектуальными» программно-техническими комплексами, которые в автоматическом режиме принимают решение о работе оборудования.
Передача текущего состояния объекта осуществляется с применением радиоканала и корпоративной сети на основе оптоволоконных линий связи.

Система контроля обеспечивает достоверный учет добываемых нефти и газа на основе современных средств и систем измерений в соответствии с требованиями законодательства.
Коэффициент замеряемости продукции скважин составляет 99,7%. В рамках предоставления налоговых льгот по НДПИ, организован комплексный учет продукции скважин пяти месторождений с выработкой более 80% и двух месторождений сверхвязкой нефти.

Для автоматизации управления процессом добычи нефти и обеспечения оперативного контроля
за разработкой месторождений применяется корпоративная информационная система «АРМИТС». Формирование геологической отчетности обеспечивается корпоративной информационной системой «Татнефть-Нефтедобыча». На базе данной системы осуществлено планирование затрат и учет геолого-технических мероприятий, а также мониторинг инвестиционного портфеля. Решение специализированных задач осуществляется с применением узконаправленных прикладных программных комплексов. Общее количество пользователей составляет около 5 000 специалистов.

Эффективным инструментом для контроля за работой опытных скважин в реальном масштабе времени является измерение температуры по стволу скважины с применением волоконно-оптической системы с распределенными датчиками температуры. Полученная информация системы термометрии скважин используется для создания постоянно действующей модели месторождения сверхвязкой нефти.

Поиск месторождений

С целью поиска месторождений, кроме стандартных технологий, таких как сейсморазведка, Компанией применяется ряд новых:

• прогнозирование нефтеперспективных объектов методом искусственного интеллекта;
• «Нейросейсм»;
• сбор углеводородных газов из почвы и оценка ореола рассеивания углеводородов Gore Sorber;
• низкочастотное сейсмическое зондирование (НСЗ);
• геолого-геофизическая технология оптимизации выбора места бурения скважин (ГТО ВМ);
• электромагнитное зондирование (ЭМЗ);
• комплекс программ обработки материалов сейсморазведки 3Д «Stratimegic».

Бурение

В бурении в 2008 году применено 24 новых технологии или 931 скважино-технология на 281 скважине. Из 278 скважин, введенных из бурения, более 91% (254 скважины) пробурено
с применением новых технологий.

Наиболее эффективными технологиями в части повышения качества крепления скважин являются установки силикатных ванн в интервале продуктивных пластов, применение цемента марки G, применение устройств манжетного цементирования, в части достижения высоких дебитов нефти – строительство горизонтальных и многозабойных скважин.

В 2008 году в ОАО «Татнефть» пробурено 26 скважин малого диаметра (СМД), из них 21 скважина введена для добычи нефти (добыча нефти составила 26,1 тыс. т). Средний дебит нефти составил 7,9 т/сут.

Добыча

Определяющее значение в добыче нефти имеет применение методов увеличения нефтеотдачи пластов. Дополнительная добыча в 2008 году за счет третичных МУН пластов составила 5 173,2 тыс. т (100,8% к уровню 2007 году). В целом за счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов было 45,2% от общего объема добычи нефти.

Работы на месторождениях сверхвязкой нефти

В 2008 году продолжались опытно-промышленные работы по разработке месторождений сверхвязкой нефти. В промышленной разработке находятся две залежи сверхвязкой нефти шешминского горизонта Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений.

Подготовлены проекты пробной эксплуатации 19 залежей и месторождений. На залежи Мордово-Кармальского месторождения ведется обустройство участка для проведения опытно-промышленных работ тепловым методом добычи нефти (технологическая схема ОПР утверждена Центральной комиссией по разработке — ЦКР).

Выделен участок для испытания технологии внутрипластового горения с использованием горизонтальных скважин на Южном и Юго-Западном участках и паротеплового воздействия — на Северном куполе. Добыча залежи сверхвязкой нефти Мордово-Кармальского месторождения в 2008 году составила 5 тыс. т нефти.

Добыча сверхвязкой нефти на участке ОПР Ашальчинского месторождения в 2008 году составила свыше 12,7 тыс. т, в том числе из первой пары скважин 5,5 тыс. т, из второй — 6,8 тыс. т.
В настоящее время пробурена третья пара скважин, которая находится на стадии освоения.
С начала опытных работ добыча сверхвязкой нефти составила свыше 25 тыс. т. Текущий дебит нефти по опытному участку — 51-52 т/сут. Идет бурение четвертой пары горизонтальных скважин
с использованием бурового станка с наклонной мачтой. В дальнейшем все горизонтальные скважины на месторождениях сверхвязких битуминозных нефтей планируется бурить с помощью подобного бурового оборудования.

Версия для печати