Советское: вторая жизнь крупнейшего месторождения Томской области
Советское месторождение по праву занимает особое место среди месторождений Томской области. Это старейший и крупнейший нефтяной промысел региона. Его разработка началась еще в 1962 году — тогда с первой пробуренной скважины было получено более 500 тысяч тонн нефти.
Долгие годы именно Советское оставалось флагманом нефтяной отрасли области, на пике его освоения компания «Томскнефть» добывала здесь до 5 млн тонн нефти. Компания продолжает работу на месторождении и сегодня — в настоящее время наступила третья стадия его разработки.
Нефтяная кладовая
За полвека промышленной эксплуатации на Советском было добыто более 180 млн тонн нефти — это почти треть всей добытой нефти компании «Томскнефть». Аналогов Советскому в Томской области нет, говорят геологи — это самое крупное по запасам и уникальное по геологическому строению месторождение.
Сегодня годовые объемы добычи, по сравнению с предыдущими, сократились, но стабильно поддерживаются на уровне 2 млн тонн. Четвертая часть всех извлекаемых природных запасов «Томскнефти»
— Никто не будет спорить с тем фактом, что работать на новых месторождениях проще, чем на тех, где разработка ведется десятилетиями, — говорит главный геолог
Работа на таком месторождении требует особого подхода, поэтому особую ставку в «Томскнефти» делают на современные, наиболее эффективные технические решения, которые позволяют решать целый спектр проблем, связанных с разработкой и добычей. К их числу относится технология зарезки боковых стволов.
Дать новую жизнь
Возвращение к старым скважинам для получения дополнительной добычи — метод не новый, но
Технология позволяет не только увеличивать дебит старых скважин и включать в разработку пласты, которые раньше были недоступны или считались нерентабельными, но и восстанавливать продуктивность аварийных скважин, обходить зоны загрязнения и обводнения.
Ключевое преимущество — значительное снижение затрат и сроков окупаемости строительства боковых стволов по сравнению с бурением новых скважин. Экономия достигается благодаря использованию большей части ствола существующей скважины и уже имеющейся инфраструктуры месторождения. Боковой ствол проходит вблизи продуктивного пласта, который уже имеет точные характеристики по результатам испытаний и эксплуатации старой скважины, а это существенно сокращает затраты на геофизические исследования.
— Как ведется бурение: на глубине порядка 2,2-2,5 тысяч метров в эксплуатационной колонне вырезаем «окно», затем под углом в 70 градусов углубляемся в породу и постепенно выходим в горизонт, — рассказывает ведущий инженер ПОБ и РС Дмитрий Бабкин. — Протяженность горизонтальной скважины может составлять порядка 300 метров, а диаметр боковых стволов меньше, чем диаметр эксплуатационный колонны.
ЗБС активно применяют там, где объемы добычи уменьшились, поскольку технология способна обеспечивать дополнительно добычу до 20 тонн нефти в сутки с каждого ствола. На Советском, где фонд скважин уже довольно старый, «Томскнефть» реализует основной объем ЗБС, треть выводимых из бездействия скважин. В этом году здесь реанимируют 21 скважину из 50 запланированных на 2016-й год.
Больше эффективности
Бурение боковых стволов на Советском производится с использованием растворов на углеводородной основе — это еще один способ, помогающий значительно повысить производительность. Отечественные нефтяные компании активно используют эту технологию уже примерно пять лет.
Нефть на Советском добывают из продуктивных горизонтов группы AB1, над которыми находится прослойка породы — так называемая кошайская пачка, обойти которую на пути к нефтеносному пласту невозможно. По составу это глина, которая имеет чешуйчатую структуру и потому хорошо впитывает воду. При использовании водного бурового раствора от большого количества влаги глина разбухает, стены скважины начинают трескаться и осыпаться. Это значительно усложняет работу: в распоряжении буровиков всего 3–5 суток на то, чтобы успеть провести геофизические исследования, подготовить ствол и осуществить спуск обсадной колонны. К тому же водный раствор способен проникать глубоко в продуктивный пласт, блокировать микропоры и снижать естественную проницаемость скважины. Это может иметь необратимые последствия: скважина начинает давать меньше нефти, чем было запланировано.
Раствор на углеродной основе позволяет решать все эти проблемы. Его основу — около 80% — составляет масло, остальные 20% — вода и химреагенты, которые позволяют раствору сохранять целостность. Масло, в отличие от воды, не обладает такой проникающей способностью, и поэтому меньше впитывается породой. Плюс по составу оно ближе нефтеносным пластам и поэтому не влияет на их продуктивность, как вода. Но главное — при применении углеводородного состава порода может сохранять стабильность до 8 суток, а значит у буровиков увеличивается запас времени.
— Применение раствора на углеводородной основе эффективно и с других позиций, — отмечает Игорь Гавва, ведущий инженер ОТИБ и РС. — Такой раствор не вызывает коррозии промыслового оборудования, при бурении скважины он служит смазочным материалом. Хотя по стоимости водным растворам проигрывает.
Впрочем, отмечают нефтяники, сэкономить удается на многократном применении раствора — после процедуры очистки он снова пускается в дело.
В этом году ОАО «Томскнефть» ВНК отмечает 50 лет с начала производственной деятельности. Компания по-прежнему остается флагманом нефтяной отрасли региона.
Сегодня ОАО «Томскнефть» ВНК является владельцем 25 лицензий на добычу нефти и газа на месторождениях Томской области, 7 лицензий на право пользования недрами в ХМАО-Югре. Кроме того, «Томскнефть» является агентом по разработке двух лицензионных участков ОАО «НК «Роснефть».
«Томскнефтью» на паритетных началах владеют ОАО «НК «Роснефть» и ПАО «Газпром нефть».
Фото: Роман Сусленко