Новые ресурсо-энергосберегающие технологии разработанные на Заполярном НГКМ

Приложение 1.

Новые ресурсо-энергосберегающие технологии

разработанные на Заполярном НГКМ

За период трудовой деятельности, и особенно работая в качестве главного геолога НГДУ на Уренгойском и Заполярном НГКМ, мне удалось собрать и провести анализ материалов строительства, исследования и эксплуатации более 1000 нефтяных и газовых скважин. Эти материалы позволили сделать вывод о том, что занижение извлечения углеводородов из залежей связано, в основном, с низким качеством крепления обсадных колонн скважин и защемлением запасов газа при освоении скважин.

На Заполярном НГКМ выявлено, что часть газа из залежи мигрирует к устью за полностью зацементированными обсадными колоннами скважин через покрышку залежи и приводит к потере пластовой энергии в залежи, снижению пластового давления и необоснованным потерям газа и нефти. При эксплуатации, практически на всех месторождениях темпы падения пластового давления превышают темпы отбора углеводородов из пласта. На устье многих скважин наблюдаются межколонные давления (МКД). Методами ГИС выявляются заколонные перетоки флюидов из продуктивного пласта, скопления газа за колоннами и загазованностью заколонного пространства многочисленных скважин. Например, при отборе всего 40% из сеноманской газовой залежи на ЯГКМ пластовое давление в залежи снизилось более чем в 2 раза до 4МПа, - по темпам падения пластового давления не подтверждаются более 25% начальных геологических запасов газа в сеномане ЯГКМ. А опережающее бурение и консервация валанжинских газоконденсатных скважин на несколько лет до строительства УКПГ на ЯГКМ привело к снижению пластового давления на 6.9 МПа, или 21.5% от начального 32МПа, к моменту пуска скважин в работу. Потери более 25% газа и 30% конденсата залежи от начальных геологических запасов, еще до начала ее промышленной разработки валанжинских газоконденсатных залежей. Кроме того, по материалам ГДИ и ГИС выявлено, что нижняя часть интервала перфорации газового пласта защемляется при освоении на многих скважинах. Защемляются даже газоносные пласты с проницаемостью 8 Дарси, а что говорить о менее проницаемых газоносных и нефтеносных коллекторах. Коллектора обычно вскрываются перфорацией на репрессии давлений, с постоянным доливом жидкости в скважину после каждого залпа и подъема отработанной сборки перфораторов с последующим спуском НКТ и освоением скважины.

На Заполярном НГКМ разработаны новые ресурсо-энергосберегающие технологии повышения качества строительства и крепления обсадных колонн скважин. Разработаны технологии вторичного вскрытия пласта, внедрение которых на 318 скважинах ЗНГКМ обеспечило работу всего интервала перфорации. Депрессии на пласт снизилась почти в 10 раз, уменьшился вынос техногенной жидкости с абразивом из пласта, увеличились дебит и продуктивности газовых скважин. За счет получения более чистого газа из пласта уменьшилась аварийность газопромыслового оборудования на объектах месторождения. Уменьшается эмиссия парниковых газов в атмосферу Земли, увеличиваются дренируемые запасы газа и увеличится конечная отдача газа из сеноманской залежи ЗНГКМ. Экономическая эффективность на стадии освоения скважин составила 177 млн. рублей, а к окончанию разработки сеноманской залежи Заполярного НГКМ превысит десятки млрд. рублей. Эти материалы изложены в моей кандидатской диссертации и в монографии «Обеспечение надежности и высокой продуктивности газовых скважин».

Кроме того, в монографии изложены представления об абиогенном генезисе углеводородов и механизме формирования структур и ловушек углеводородов в осадочном чехле Земли за счет дегазации недр планеты. Выработанные залежи и месторождения нефти и газа пополняются свежими порциями углеводородов, которые поступают из не затронутым разработкой участков, или недр планеты по глубинным разломам.

Внедрение разработанных на Заполярном НГКМ представлений и технологий на месторождениях нефти и газа, позволит заинтересованным компаниями значительно повысить эффективность поисков, разведки и разработки месторождений углеводородов, увеличить объемы извлечения нефти и газа из природных залежей и уменьшить эмиссию парниковых газов в атмосферу Земли и значительно увеличить свою прибыль.

Кандидат технических наук.

Приложение 2.

Патенты на изобретения и ПМ

1. Способ определения дебита и газового фактора действующих нефтяных скважин: патент РФ на изобретение № 000 / Райкевич 18 февраля 1991г. действует до 18 августа 2011г.

2. Способ определения дебита действующей газовой скважины: патент РФ на изобретение № 000 /  Приоритет 3 ноября 1992г. действует до 3 ноября 2012г.

3. Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин: патент РФ на изобретение № 000/ ,  Приоритет 13.мая. 1994г  действует до 13.мая. 2014г.

4. Способ испытания обсадных колонн газовых скважин на газогерметичность: патент РФ на изобретение № 000 / , , Весельский 09.09.1998г действует до 09г

5. Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин: патент РФ на изобретение № 000 / , , Минигулов 25 декабря 2002г. действует до 25 декабря 2022г

6. Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений на устье: патент РФ на изобретение № 000 / Райкевич 20 октября 2002г действует до 20 октября 2022г

7. Способ подготовки законченных строительством газовых скважин для ускоренного запуска в работу в условиях Крайнего Севера: патент РФ на изобретение № 000 / , ,   Приоритет 19 апреля 2004г. действует до 19 апреля 2024г.

8. Способ создания системы фильтрации продуктивного пласта через добывающую скважину: патент РФ на изобретение № 000 /   Приоритет 01 июля 2004г действует до 01 июля 2004г

9. Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или, залежи содержащей в своей продукции газ: патент РФ на изобретение № 000 / , ,   Приоритет 30 июля 2004г. действует до 30 июля 2024г

10. Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин: патент РФ на изобретение № 000 / , ,  Приоритет 28 июля 2005г действует до 28 июля 2025г.

11. Способ отработки продуктивных пластов газовых скважин, гозоконденсатных и нефтяных скважин: патент РФ на изобретение № 000 /   Приоритет 28 августа 2006г действует до 28 августа 2026г

Патенты на полезные модели (ПМ)

1. Устьевая обвязка скважин системы сбора газа на газовом промысле: патент РФ полезную модель № 000 / , , Райкевич ПМ 30 июня 2004г действует дог.

2. Площадка промысла углеводородного сырья в условиях Крайнего Севера: патент РФ полезную модель № 000 / , ,  .  Приоритет ПМ 03 марта 2005г действует до 03 марта 2010г

Приложение 3.

Сравнение продуктивности 318 скважин Заполярного НГКМ, освоенных по технологии в 2 этапа (патент № 000), с продуктивностью скважин, освоенных по принятым технологиям.

Местор. Площадь	Условия вскрытия	Кол-во осв. скв.	Среднее на 1 скв. в т. м3/с	Рпл. нач. кг/см2 (кАВПД
Нэф. м	Дебит т. м3+ тн.	Депр. Кг/см2	Продуктивность	Отклон (разы)
на 1 кг/см2	и на 1п. м.
Газпром(ГП)
Сеноман	Разв. репр.	19	21.3	360	6.88	52.3	2.46	- 12.2	130
ЯГД-ЗНГКМ Экспл	Газ. Репр.	128	61	1028	1,89	544	8,90	- 3.4
В 2этапа	318	51	925	0,58	1595	30,0	1.0
« - А-Яха	Репр	13	68	681	5,66	120.3	1,77	- 17	104,5
«-Харвута -8	«	15	42	525	6,90	76,1	1,81	-16.9	86,4
«-Харвута -9	«	40	50	822	5,3	155.1	3,9	- 7.7	119,8
УГП-Песцовое	«	13	30	775	6,40	121.1	4	- 7.5	120,4
СГП-Ю. Русское	«	2	47	658	3,1	210	4,5	- 6.7	93
ЯГД-Таз. НГМ	«	4	14	463	5.25	88.2	6,3	- 4.6	114
нефть	1	5	24	34	0.7	0.141	-212.7
Кубань ГП	Газ репр.	1	5	11.3	95	0.119	0,024	-1250	131
Лук.-Находка	«	17	28	461	6.6	70	2,5	- 12	104
ГП-Неоком ЗНГКМ Экспл. БТ 6-8 БТ 10	Разв. ГК	16	14.7	334.4	48.9	6.84	0.465	- 64.5	280
БТ 6-8	1	44	240	48	5	0.114	-263.1	280
БТ 10	3	24	391	32	12.22	0.51	- 58.1	299
Ф БТ6-8	23	253	506	17.8	28.4	0.112	-267.8	280
Ф БТ 10	10	305	547	16	34.2	0.112	-267.8	299
АмГКМ С1V1	Разв. ГК	18	31	39	153	0.25	0.008	-3750	240
РН Ванк.(Долг)	Разв. Газ	7	10	107	7,4	14.5	1.45	- 20.7	99
(Як) разв.	«Нефть	9	10.4	69.4	30.6	2.27	0.22	-136.4	160
(НХ) разв.	«	11	11	226	47.9	4.72	0.42	- 71.4	273
Экспл.	Ф	3	779	612	24.5	25	0.032	-937.5	160-273
ТНК Суз. Долг)	Газ	?							100
(Як)	Разв. Газ	1	5	236	34.7	6.8	1.36	- 22.1	153
(Сд)	«	1							200
(НХ)	«Нефть	9	7	179.6	82.2	2.18	0.312	- 96.1	285
Протоз. Уват	«	2	14	27.2	63	0.431	0.031	-967.7	270
Ачим. (АВПД)
	Чокрак 3000м.	4	3.6	90	78	1.15	0.29		500(1.7
НК Лукойл
Итера и
И т. д
Тенгиз № 37	Откр. фонт. с 4467м. + 3м	15000	(100)?	150	50	+1.7	850(1.9

Примечания:

1. Репр – Перфорация пласта производится по проектным технологиям. на репрессии давлений, в глинистом или солевом растворах с последующим спуском НКТ.

2. 2 этапа -Перфорация скважин производится при спущенных НКТ, на депрессии давлений, и после кратковременного освоения, продолжается на равновесии давлений в среде флюида полученного из этого пласта (патент РФ № 000).

3. Ф - Горизонтальные и субгоризонтальные стволы скважин оборудованы шелевыми фильтрами в интервалах продуктивного пласта, без перфорации.

4. Средняя удельная продуктивность скважин месторождений (на 1 кг/см2 депрессии и на 1п. м. вскрытой мощности пласта перфорацией или оборудования интервала пласта щелевыми фильтрами) оказалась ниже от 3.4 до 17 раз по сеноманским залежам НГКМ Севера Западной Сибири, и до 3750 раз ниже по другим залежам и регионам, в сравнении со средней удельной продуктивностью 318 скважин, освоенными в 2 этапа на Заполярном НГКМ.

Кандидат технических наук.

Приложение 4.

О добыче нефти и газа в двух отраслях.

При рассмотрении проектов на разработку и бурение скважин новых месторождений нефти и газа в Большехетской впадине на севере Западной Сибири, в качестве нефтяного эксперта и ведущего консультанта сервисных фирм, выявлено, что нефтяными компаниями игнорируется наличие газоносных залежей на нефтяных месторождениях, запасы свободного газа газовых шапок нефтяных залежей занижаются и не добываются. Поровое пространство газоносных пластов, в процессе разработки нефтеносной части пласта, заполняется нефтью или закачанной водой для ППД и вытеснения нефти.

Например,  на вводимом в разработку Сузунском месторождении при проектировании разработки нефтяной залежи на глубине 2800м. выявлены пропущенные залежи газа в Яковлевском и Суходудинском горизонтах на глубинах 1500 и 2500м. соответственно. Долгиский горизонт на глубинах м. не испытан т. к. считается водоносным. Но, на введенном в 2009г. в разработку соседнем Ванкорском месторождении из Долгинского горизонта на глубинах м. в 6 скважинах получен газ, который используется для газоснабжения объектов и выработки электроэнергии на месторождении. И в этих же районах только западнее на глубинах от 950м. до 1400м. находятся основные сеноманские залежи и месторождения , с утвержденными запасами более 40 трлн. м3 свободного газа, которые обеспечивают годовую добычу газа компании более 400 млрд. м3.

Но НК Роснефть, ТНК ВР и др. нефтяные компании, получившие лицензии на разработку месторождений Большехетской впадины не планируют добычу газа т. к. не в состоянии решать вопрос о транспорте газа на расстояние от 200 км. до ГТС месторождение Заполярное – Уренгой - центр. В проектах на разработку и бурение не предусмотрены мероприятия  по сохранению газа в этих залежах. Попутный газ, газ газовых шапок и свободный газ пропущенных залежей будет мигрировать в атмосферу Земли по многочисленным не герметичным скважинам, или в лучшем случае сжигается на факелах т. к. парниковое воздействие единицы метана в 21 раз сильнее парникового воздействия единицы углекислого газа. Запасы газа в процессе разработки нефтяных залежей будут постепенно расформировываться, и мы их потеряем.

Такая избирательная добыча происходит с момента разделения одного министерства нефтегазовой промышленности на два. Министерство нефтяной и министерство газовой промышленности. Первое в лихие 90 годы порвано на многочисленные частные нефтяные компании, а второе сохранено и преобразовано в . , и страна не позволила порвать построенную СССР ГТС и добычу газа России.

Частные нефтяные компании получили запасы как нефти так и газа на нефтяных месторождениях, но не получили и не в состоянии были построить свои ГТС и организовать добычу газа их этих месторождений. В результате нефтяники научились пропускать газоносные пласты и практически на всех нефтяных месторождениях России почти все запасы газа теряются. Скрываются и даже уничтожаются запасы свободного газа в залежах, а добываемый с нефтью попутный газ практически полностью сжигался и сжигается на факелах, особенно в начальный период разработки многих месторождений. Например, на Лянторском, Федоровском,  Саматлорском и др. нефтегазовых месторождениях Западной Сибири таким образом потеряно более чем по 200 млрд. м3 начальных, выявленных и доказанных Министерством геологии запасов газа. Началась подобная утилизация газа на введенном в разработку Ванкорском, и планируется на узунском, Тагульском и др. месторождений Западной Сибири от которых также нет ГТС.

Газ это низко углеродное топливо в н. в. приобретает стратегическое значение как экологически более чистое топливо в сравнении с высоко углеродной нефтью во всем мире. Но выпускать метан не сожженным в атмосферу Земли нельзя т. к его парниковое воздействие на климат в 21 раз сильнее углекислого газа.

Правительству России, ГКЗ, ЦКР, МПР и др. государственным органам давно  пора вмешаться в процессы разработки месторождений углеводородов и принять меры по  обеспечению более рациональной разработки месторождений углеводородного сырья, по сохранению газа в природных залежах, и оказать помощь нефтяным компаниям по наращиванию добычи метана на всех месторождениях страны и уменьшению его выпуска в атмосферу Земли.

Кандидат технических наук.

Приложение 5.

Предложения по работе с простаивающим фондом скважин и наращивании добычи нефти и газа на месторождениях РФ.

Создать направление или структуру в и по оценке эффективности работы фонда нефтяных и газовых скважин и месторождений нефти и газа на территории РФ, которой поручить совместно с нефтяной или газовой компанией:

1. Провести полную ревизию фонда добывающих скважин, выявить причины низких дебитов скважин и их простоя. Восстановить историю каждой скважины с занесением документально подтвержденных данных о разрезе, исследованиях, проведенных геолого-технических мероприятиях (ГТМ), замерах дебита и т. д. в специально разработанные таблицы.

2. Выявить удельную продуктивность каждой скважины и в среднем по залежи, сравнить с продуктивностью скважин на ЗНГКМ. Провести материалов строительства скважины, ее работы, исследования и ремонта с начала разработки до остановки и вывода в бездействие на каждом месторождении. Разработать мероприятия по восстановлению и увеличению продуктивности скважин.

3. Провести полный комплекс исследований по определению технического состояния скважины перед началом планирования проведения ремонтных работ и выполнить пробную оценку добычных возможностей каждой скважины

На основании проведенного анализа запланировать и выполнить ремонтные работы на скважине по существующим технологиям и с привлечением следующих разработанных патентах РФ на изобретения.

1. Обеспечение и восстановление герметичности заколонного пространства скважин и предупреждение дополнительной его разгерметизации при опрессовках обсадных колонн (Патенты РФ № 2 2 2272890).

2. Вскрытие продуктивного пласта в 2 этапа и бурением радиальных и разветвленных стволов малого диаметра через вырезанное окно в колонне и создание системы фильтрации из пласта в скважину (Патенты РФ № 2 2 2 2 2316645).

3. Оперативный контроль для определения эффективности работы на заключительных этапах ремонта скважины в процессе ее освоения проводить с помощью способов изложенных в патентах РФ № 2 2087704.

Необходимо также создать систему контроля работы фонда скважин путем вывода сигнала на диспетчерские пульты, а также организовать и внедрить авторский контроль над выполнением принятых решений «структурой», проектными институтами и ответственными исполнителями. Перенести центр принятия решений по скважинам непосредственно на месторождения в нефтегазодобывающие регионы.

Кандидат технических наук.