На Суторминском месторождении Газпром нефти применят технологию CNPC ПАВ-полимерного заводнения

На производственные объекты Газпромнефть-Муравленко прибыла официальная делегация китайской Дациннефти, дочки CNPC.
Как сообщает пресс-служба компании 15 ноября 2017 г, в состав делегации вошли топ-менеджеры Дациннефти, а также специалисты НИИ разведки и разработки, развития зарубежных рынков, повышения нефтеотдачи пластов зарубежных месторождений.

Цель визита, который проходил в рамках сотрудничества Газпром нефтью и CNPC – обмен лучшими практиками и технологиями в области методов увеличения нефтеотдачи.
В ходе совещания представители Газпромнефть-Муравленко, Газпромнефть-НТЦ и Дациннефти обменялись мнениями об условиях и особенностях нефтегазовой отрасли в России и в Китае и рассмотрели перспективы дальнейшего сотрудничества.

1м из возможных направлений для совместной детальной проработки выбрано применение третичных методов нефтедобычи на месторождениях Газпром нефти.
Так как в распоряжении компании немало месторождений, находящихся на 3-4 стадиях разработки.

При этом CNPC – мировой лидер в применении методов полимерного и ПАВ-полимерного заводнений, а значит, компаниям есть что обсудить и опробовать.
Было решено, что по геолого-техническим характеристикам Суторминское месторождение в наибольшей степени подходит для применения ПАВ-полимерного заводнения.

Это лучшая площадка для испытания новых технологий, которые позволят вдохнуть новую жизнь в выработанные месторождения Западной Сибири.
Как было отмечено на встрече, успешное решение третичной разработки именно этого актива Газпромнефть-Муравленко – ключ к третичной разработке многих других месторождений Ямала.

Третичный метод нефтедобычи – 1 из методов нефтедобычи, повышающий продуктивность нефтяных скважин.
Осуществляется при искусственном поддержании энергии пласта или искусственном изменении физико-химических свойств нефти.
Такая добыча приводит к интенсификации притока нефти и повышению нефтеотдачи (коэффициента извлечения нефти) месторождения до 30–60 %, в сравнении с 20–40 %, достигаемыми в результате использования первичных или вторичных методов добычи.

Для эффективного вытеснения нефти в качестве вытесняющего агента применяют не воду, а различные растворы.
Так, растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ) уменьшают «цепляемость» нефти к породе, способствуя более легкому ее вымыванию из пор.
Также ПАВы уменьшают поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что содействует образованию водонефтяной эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой в пласте необходимы меньшие перепады давления.

В ходе визита китайские коллеги ознакомились с основными производственными площадками и установками, в частности, гости посетили объекты Суторминского месторождения: цех добычи нефти и газа № 5, дожимную насосную станцию № 13, кустовую насосную станцию №13, кустовые площадки, а также цех подготовки и перекачки нефти № 1.
Китайские партнеры отметили высокий уровень технологического оснащения Газпромнефть-Муравленко, профессионализм российских коллег, а также подчеркнули их компетентность в обепечении производственной безопасности.

По итогам встречи была достигнута договоренность о том, что российская компания примет участие в заседании следующей рабочей группы Газпром нефть – CNPC 21 ноября 2017 г в Пекине.

Многостадийный ГРП и безлюдные технологии.

Газпромнефть-Хантос, дочка Газпром нефти, по итогам 9 месяцев 2017 г превысил плановую добычу углеводородов на 44 тыс тнэ.
Об этом Газпромнефть-Хантос сообщила 10 августа 2017 г.

Увеличение добычи обеспечено за счет успешного проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), в т.ч за счет роста количества высокотехнологичных горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП).
За 9 месяцев 2017 г на объектах Газпромнефть-Хантоса построено 122 горизонтальные скважины с МГРП, что превышает показатели аналогичного периода 2016 г на 82%.
Наибольшее количество высокотехнологичных скважин приходится на Южно-Приобское месторождение, где было построено 113 таких скважин (54 горизонтальные скважины за 9 месяцев 2016 г).

Также на Южно-Приобском месторождении были проведены испытания нового отечественного бурового раствора на основе формиата калия.
Новый буровой раствор позволяет укрепить стенки ствола скважины, склонной к обрушению, без применения высоких концентраций утяжеляющих реагентов.
Также новый состав повышает ингибирующие характеристики каждого интервала скважины.
За счет этого отмечено сокращение объема отходов бурения на 25%.

Газпромнефть-Хантос продолжает работу в области исследования новых залежей на своих месторождениях.
В 2017 г на Орехово-Ермаковском месторождении открыто 2 новые залежи — западная и восточная, которые относятся к структурному типу пласта БВ-0, не числящегося на госбалансе.
До конца 2017 г компания планирует проведение мероприятий, направленных на вовлечение в разработку вновь выявленных перспективных участков.

Внедряются новые технологии управления производственными процессами.
На Южно-Приобском месторождении была запущена система по дистанционному управлению месторождением.
Управление производственными процессами на Южно-Приобском месторождении происходит из офиса Газпромнефть-Хантоса благодаря созданному цифровому двойнику месторождения.
По предварительным оценкам благодаря запуску системы операционные затраты на освоение месторождения могут снизиться на 15%.
Использование искусственного интеллекта в процессе добычи углеводородов дает возможность перейти на «безлюдные» технологии и значительно снизить операционные затраты, отметил гендиректор Газпромнефть-Хантоса С. Доктор.

Газпромнефть-Хантос работает на 8 месторождениях в Тюменской области и Ханты-Мансийского автономного округа, добыча на которых составляет более 41,5 тыс тнэ/сутки.
Более 80% объемов добычи обеспечивает Южно-Приобское месторождение, на котором уже преодолен рубеж в 100 млн т нефти с начала промышленной эксплуатации.
Геологические запасы месторождения составляют 1,6 млрд т нефти, из них начальные извлекаемые запасы — 465 млн т, основная доля остаточных запасов относится к трудноизвлекаемым (ТРИЗ).

На Московском нефтеперерабатывающем заводе завершена замена катализаторов технологических установок

На Московском НПЗ компании «Газпром нефть», где полным ходом идет модернизация, заменены катализаторы установок «большого технологического» кольца, находящихся на планово-предупредительном ремонте (ППР).

Об этом пресс-служба Московского НПЗ сообщила 14 апреля 2017 г.

Новые катализаторы, благодаря современным характеристикам, позволят нарастить производство экологичных нефтепродуктов и  дополнительно повысить энергоэффективность.

Катализаторы, обеспечивая получение товарной продукции при более низкой температуре и меньшем давлении, являются важнейшим элементом повышения эффективности производства, не зависящего от качества нефти.

катализаторы Московский НПЗ

Говоря простым языком инженеров — химиков, катализаторы повышают селективность протекающих химических реакций, увеличивая выход целевого продукта из единицы сырья.

Катализатор должен удовлетворять следующим требованиям:

  • хорошему развитию поверхности на единицу веса и объема,
  • термической стойкости,
  • широкой возможности вариаций состава.

катализатор

В ходе работ по обновлению катализаторов на 8 установках МНПЗ были проделаны следующие мероприятия:

  • выгружен отработанный катализатор,
  • выполнена очистка и диагностика внутренних устройств их реакционных аппаратов,
  • выполнена загрузка более 400 т новых катализаторов с использованием специального оборудования,
  • выгруженный катализатор отправлен на переработку.

Напомним, что с января 2017 г в рамках программы модернизации завода проводится беспрецедентная по масштабам реконструкция 2 ключевых производственных комплексов — первичной переработки и каталитического крекинга.

Новые печи установки первичной переработки, которые работают на газовом сырье, позволят снизить расход и воздействия на атмосферу.

Модернизация комплекса каткрекинга увеличит мощность на 20%.

Обычно ППР проводится ближе к осени, но заводчане решили провести ремонт в период остановки завода в связи с проводимой модернизацией, что дало синергетический эффект.

Синергетическим результатом этих работ также будет дополнительное снижение воздействия производства на окружающую среду и улучшение показателей энергоэффективности предприятия.

улучшение экологических параметров МНПЗ

Все работы идут в плановом режиме в рамках согласованного графика (январь-май 2017).

К примеру, в марте 2017 г были завершены монтажные работы по проекту модернизации установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-6.

Впервые на Ямале дочка Газпром нефти успешно провела 20-стадийный гидроразрыв пласта по бесшаровой технологии

На Новопортовском месторождении Газпромнефть-Ямал успешно провела 20-стадийный гидроразрыв пласта (ГРП) по «бесшаровой» технологии.
Об этом 14 марта 2017 г сообщает Газпром нефть.

По информации компании, данный метод впервые применяется при освоении залежей углеводородов на Ямале и основан на применении многоразовых сдвижных муфт, позволяющих открывать и закрывать отдельные порты ГРП.
Такая конструкция позволяет в процессе дальнейшей эксплуатации скважины отсекать или отдельные трещины для предотвращения притока воды и газа, или все одновременно — для проведения повторного многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП).

Операцию многостадийного ГРП на 2х скважинах Новопортовского месторождения проводили специалисты Газпромнефть-Ямала при поддержке экспертов Научно-технического центра (НТЦ) Газпром нефти.
Стартовый суточный дебит 1й из скважин составил 188 т нефти.
Запуск 2й скважины намечен на ближайшее время.

Новопортовское НГКМ — крупнейшее месторождение в ЯНАО.
Извлекаемые запасы составляют свыше 250 млн т нефти и газового конденсата , более 320 млрд м3 газа.

Эксплуатационное бурение на месторождении началось в июне 2014 г.
Новый сорт нефти, который добывают на месторождении, получил название Novy Port.

Как рассказал 1й зам гендиректора Газпром нефти В. Яковлев, успешное испытание новой технологии с использованием бесшаровой компоновки в Юрских отложениях Новопортовского месторождения — очередное подтверждение того, что компания активно развивает инновационные технологии.

Действительно, компания активно развивает современные технологии.
В феврале 2017 г компания опробовала новую технологию строительства многоствольных скважин на Новопортовском месторождении.

В январе 2017 г Газпром нефть провела испытания долота PDC с отечественным поликристаллическим алмазным резцом были проведены на Вынгапуровском месторождении.
Инструмент предназначен для бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин в мягких породах с пропластками пород средней твердости.

А к примеру, в начале декабря 2016 г на Вынгапуровском месторождении Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз провел бурение первых 2х скважин с применением телеметрического комплекса нового поколения.

«Газпром нефть» внедряет на Московском НПЗ современные системы управления технологическими процессами

На Московском НПЗ внедряется система усовершенствованного управления технологическими процессами (СУУТП), которая повышает эффективность и оптимизируют работу производственных установок завода.

Об этом компания сообщила 16 февраля 2017 г.

Оптимизация бизнес-процессов на НПЗ — это задача, решение которой — важное условие дальнейшего повышения эффектности бизнеса «Газпром нефти».

Вынужденное сокращение добычи нефти в мире, растущие природоохранные требования, требования к качеству нефтепродуктов, изменчивый спрос на продукты переработки, как в количественном, так и в качественном отношении, вынуждают компании искать решения.

Добавьте к этому постоянные требования по обеспечению эффективной работы на каждом этапе технологического процесса переработки и повышенные требования к безопасности на НПЗ — все это требует постоянного  улучшения работы как отдельных установок, так и целого комплекса оборудования без изменения технологии.

Именно поэтому нефтянка активно внедряет передовые IT-решения уже несколько 10-летий.

Все начиналось с внедрения разнородного КИПиА — низшего уровня автоматизации, включающего оборудование и системы, так называемую «лоскутную» автоматизацию. На большинстве НПЗ этот этап давно прошли.

Следующий  уровень в пирамиде автоматизации — это автоматизация управления технологическими процессами (АСУТП), которая, помимо  экономического эффекта, позволяет свести к минимуму человеческий фактор, что тоже очень важно.

Очередной уровень — это создание интеллектуальных СУУТП (за рубежом — Advance Process Control system), которые делают бизнес-процессы более эффективными.

В АСУТП (они поэтому и называются автоматизированными, а не автоматическими) важная роль отведена оператору установки, который должен:

— успевать оперативно реагировать на 10ки различных сигналов, от которых зависит качество конечного продукта и стабильность всего производственного процесса;

— точно соблюдать технологию, для чего требуется удерживать параметры на границах критических значений.

Повысить интеллект АСУТП, чтобы помочь оператору, можно за счет дополнения их сложными многопараметрическими контроллерами и использования виртуальных анализаторов.

Так получается современная СУУТП.

 

Интеллектуальность СУУТП заключается в том, что она не просто позволяет регулировать каждый параметр в зависимости от внешних факторов и качества сырья, а задает рабочий алгоритм, заранее просчитывая и учитывая различные комбинации.

Система программируется на основе статистической модели технологического процесса, может выбирать оптимальный режим и стабилизировать на нем работу установок.

Говоря простым языком инженеров-технологов, автоматизированная система виртуальных анализаторов позволяет получить достоверную оперативную информацию о техпроцессе, обеспечивая с помощью математической модели имитацию данных с поточных анализаторов.

Все это позволяет повысить производительность техпроцесса, качество продукции, сократить время переходных процессов, увеличить время поддержания оптимального технологического режима, снизить потребление энергоресурсов и т.д.

«Газпром нефть» уже не один год успешно реализует комплексную программу автоматизации своих нефтеперерабатывающих активов, проводит серьезную работу по повышению эффективности рабочих процессов и эксплуатационной готовности нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), снижению операционных затрат и развитию уровня автоматизации производства.

Программа охватывает все НПЗ компании и обеспечивает рост выхода светлых нефтепродуктов, увеличивает производительность и энергоэффективность заводских установок. В 2016 г. на Московском НПЗ новая СУУТП была смонтирована на установках первичной переработки нефти, каталитического риформинга, газофракционирования и гидроочистки дизельного топлива.

К 2018 г. новые СУУТП начнут работу еще на 5 установках Московского НПЗ.

Вы спросите можно ли и далее повышать интеллектуальность СУУТП? Ответ прост — можно. Для того, чтобы система могла не только информировать, но и сама оперативно реагировать, нужно создать искусственный интеллект, усложнив математическую модель, ведь создание математической модели техпроцесса и использование виртуальных анализаторов — это лишь первый шаг к машинному обучению.

Нужно обучить машину:

— анализировать на основе математических методов виртуальные показатели;

— прогнозировать необходимое управляющее воздействие на изменение техпроцесса на основе анализа;

— воздействовать на параметры техпроцесса;

— анализировать не по одной функции, а на основе нескольких параметров.

В части софта для СУУТП в отечественной нефтепереработке российские разработки вполне могут конкурировать с западными, — считает кандидат технических наук, доцент Московского технологического университета В. Холопов, отмечая, что любая СУУТП  — это не «коробочный» продукт, а настраиваемые и собираемые отдельно под каждое конкретное производство системы, с реализацией которых отечественные разработчики вполне успешно справляются. При этом очевидно отставание по элементной базе, т.е. приборам, которыми мы пользуемся: контроллерам, вычислительным системам и т.д.

Комментарий эксперта:

Вячеслав Куликов, Dr.-Ing., Руководитель экспертной организации в России и СНГ, ООО «Эмерсон»:

— Усовершенствованное управление технологическими процессами – это устоявшаяся, проверенная временем технология. Основные ее элементы – многопараметрические регуляторы и виртуальные анализаторы на базе математических моделей.

СУУТП могут применяться для любых непрерывных технологических процессов, так как применяемый математический аппарат один и тот же. На практике наибольшее применение СУУТП получили в нефтепереработке, на крупнотоннажных установках, где даже небольшое повышение производительности или выхода ценных продуктов влечет за собой существенную экономическую выгоду для предприятия. Известны многочисленные применения в нефтехимии, химии, в энергетике, на целлюлозно-бумажных предприятиях и в других отраслях с непрерывным циклом производства.

Общее между СУУТП и модным сейчас машинным обучением и нейронными сетями, безусловно, есть, и более того – эти технологии применялись в СУУТП практически с момента их возникновения. Для создания СУУТП необходима идентификация математических моделей процесса на основе предоставленных данных о процессе, а машинное обучение – это по сути развитие технологий поиска зависимостей и моделей, отражающих реальный мир, где основную роль выполняет не человек, а компьютерные программы. С развитием информационных технологий стала возможна обработка гораздо больших массивов данных, чем ранее, что позволяет находить более точные, скрытые зависимости между параметрами, а также адаптировать модели к изменениям в технологическом процессе.

Нейронные сети – это одна из технологий, позволяющая определить такие скрытые зависимости, в системе управления DeltaV она реализована в виде специального функционального блока СУУТП.

Газпром нефть будет договариваться с другими компаниями, чтобы воспользоваться их квотами на снижение добычи нефти

На фоне обязательств по сокращению нефтедобычи, взятых на себя Россией, Газпром нефть прогнозирует увеличение объема добычи нефти в 2017 г.
О таких интересных планах компании глава Газпром нефти А. Дюков рассказал 16 декабря 2016 г.

В связи с этим Газпром нефть надеется на договоренности с другими компаниями, чтобы воспользоваться их квотами на добычу нефти в 1м полугодии 2017 г.
У каждой из нефтедобывающих компаний своя ситуация, у 1 добыча растет, у других добыча и так снижается.
Не исключено, что в течение этих 6 месяцев, начиная с января, какие-то компании запланировали плановое снижение добычи на объем больше, чем приходится в соответствии с договоренностями.
Эти квоты очень заинтересовали бы Газпром нефть и при удачном исходе переговоров, размер сокращения нефтедобычи у Газпром нефти будет меньше, чем должен быть.

В противном случае, Газпром нефть готова к пропорциональному снижению объема добычи нефти.
Но и в этом случае компания покажет рост нефтедобычи.
На самом деле никакого противоречия нет — в течение 2016 г компания серьезно увеличивала объем добычи нефти и к октябрю 2016 г вывела этот показатель на высокий уровень.
С сокращением, которое мы должны показать, среднесуточный объем добычи все равно будет выше, пояснил А. Дюков.

По итогам 2016 г в целом Газпром нефть ожидает роста добычи на 8-9%.
В 2015 г компания добыла 79,7 млн т, при этом продемонстрировав лучший результат в отрасли по росту объемов добычи углеводородов — 20,3%.
С учетом этого, в 2016 г объем добычи Газпром нефти может составить 86-87 млн т.
А вот с амбициозными планами — нарастить добычу углеводородов до 100 млн т/год к 2020 г — компании придется повременить.

Напомним, 30 ноября 2016 г страны ОПЕК после долгих обсуждений приняли решение снизить добычу нефти на 1,2 млн барр/сутки, до 32,5 млн барр/сутки.
Чуть позже — 10 декабря 2016 г — страны, не входящие в ОПЕК договорились о сокращении добычи на 558 тыс барр/сутки.
Россия взяла на себя обязательство сократить добычу нефти на 300 тыс барр/сутки.
Технически, по оценкам Транснефти, это снижение можно будет реализовать с апреля 2017 г.

Газпром нефть докапитализирует Газпромнефть-Сахалин путем приобретения акций на 13,8 млрд рублей

Руководство Газпром нефти приняло решение о докапитализации своей дочки путем приобретения доли участия в уставном капитале.
Об этом 5 декабря 2016 г сообщает пресс-служба компании.

По итогам заседания совета директоров компанией было принято решение приобрести долю участия в уставном капитале Газпромнефть-Сахалин в размере 13, 8 млрд рублей с оплатой денежными средствами с возможностью зачета денежных требований, по итогам которого номинальная стоимость принадлежащей Газпром нефти доли участия в размере 100% уставного капитала Газпромнефть-Сахалин составит 7 182 885 рублей.

Как уточнили в компании — срок внесения дополнительного вклада — в течение 1го месяца с даты принятия решения собранием акционеров общества об увеличении уставного капитала.

Газпромнефть-Сахалин — дочка Газпром нефти, которая занимается геологразведкой и разработкой шельфовых месторождений.
Сегодня компания владеет лицензиями на освоение Долгинского месторождения и Северо-Западного лицензионного участка недр в Печорском море, Хейсовского лицензионного участка в Баренцевом море, а также Северо-Врангелевского лицензионного участка в Восточно-Сибирском и Чукотском морях.

Отметим, что возможность докапитализации своих дочек Газпром нефть имеет благодаря привлечению кредитов.
30 ноября 2016 г, несмотря на хорошие финансовые результаты по итогам 9 мес 2016 г, компания открыла в банке ВТБ 3 кредитные линии общей кучкой в 44,5 млрд рублей.

Мессояхнефтегаз построил уникальную сверхсложную скважину на Восточно-Мессояхском месторождении

Мессояханефтегаз успешно завершил строительство скважины с уникальной траекторией на Восточно-Мессояхском месторождении.
Об этом 5 октября 2016 г сообщает Газпром нефть.

Скважина № 380 при вертикальной глубине 800 м имеет горизонтальный отход в 1,9 км, глубина по стволу составляет 2,7 км, общая протяженность проходки с учетом бурения 2х пилотных стволов составила 4,4 км.

Уникальная скважина была построена всего за 25 суток, фактический дебит скважины составил 146 т/сутки нефти.
Согласно мировой классификации скважин с большим отходом от вертикали (ERD — extended reach drilling) подобное соотношение (2,4) относит построенную в Мессояханефтегазе скважину к сверхсложным.
Индекс сложности бурения (DDI) — 6.64 — один из самых высоких показателей в России.

Как пояснил гендиректор Мессояханефтегаза А. Сарваров, технологии, применяемые при освоении Восточно-Мессояхского месторождения, позволяют существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков с учетом сложных геологических условий месторождения и наличия 400-м слоя многолетнемерзлых пород.
Кроме того, передовые практики способствуют защите уникальной экосистемы арктической зоны благодаря сокращению площади участков под ведение буровых работ.

Мессояханефтегаз — СП Газпром нефти и Роснефти.
Компания занимается разработкой Восточно-Мессояхским месторождением, запуск которого официально состоялся 21 сентября 2016 г.

Мессояхская группа месторождений, включающая Восточно-Мессояхский и Западно-Мессояхский участки недр, расположена на Гыданском полуострове, в Тазовском районе ЯНАО.
Запасы нефти и газового конденсата группы месторождений превышают 470 млн т нефти и 188 млрд м3 газа.
Ожидаемая добыча нефти в 2016 г — 577 тыс т, в 2017 г — 3 млн т, к 2020 г — 5,6 млн т.

В освоение месторождения инвестировано 85 млрд руб.
Суммарные инвестиции до 2040 г составят около 256 млрд руб.
За время эксплуатации месторождения до 2040 г в бюджеты всех уровней будут перечислены налоги в сумме 1 трлн руб.

Газпром нефть применила полный цикл технологий разработки сланцевой нефти

На Пальяновской площади Красноленинского месторождения Газпромнефть-Хантос завершила строительство скважины с горизонтальным участком в 1 тыс м для освоения нетрадиционных запасов — баженовской свиты.
Об этом 29 августа 2016 г сообщает Газпром нефть.

9_DSC_8016

В высокотехнологичной скважине проведен 9-стадийный гидравлический разрыв пласта (ГРП), получен фонтанирующий приток безводной нефти из продуктивного горизонта, расположенного на глубине 2,3 тыс м.
Дебит составляет более 45 т/сутки нефти.

Запасы сланцевой нефти характеризуются малопроницаемыми коллекторами.
Чем больше стадий ГРП, тем больше дебит.
Все просто. Поэтому компании словно соревнуются в количестве стадий ГРП.

В рамках проекта по освоению нетрадиционных запасов в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) Газпром нефть 1й в России реализовала весь цикл технологических решений, применяемых в мировой нефтегазовой отрасли для разработки сланцевой нефти.
В частности, было выполнено закрепление горизонтального участка скважины эластичным цементом с последующим проведением многостадийного ГРП (МГРП) с высокими скоростями закачки технологической жидкости.

Эластичный цемент, в отличие от обычного, устойчив к многократному воздействию при переменных нагрузках во время МРГП и позволяет обеспечить надежную изоляцию создаваемых трещин друг от друга.
Сочетание хорошей изоляции и высоких скоростей закачки ГРП дает возможность создавать интенсивную сеть трещин по всей длине горизонтального ствола, тем самым увеличивая объем углеводородов, вовлекаемых в разработку.

bagen582

Именно использование аналогичных технологий обеспечивает эффективность освоения сланцевых залежей за рубежом.
Результаты применения подобного комплекса операций в баженовской свите, для которой пока не определено эффективных способов промышленной разработки, доказывают возможность полномасштабного освоения этих ресурсов в будущем.

Планирование и мониторинг новой технологической операции выполнялись специалистами Научно-технического центра Газпром нефти — Газпромнефть НТЦ.
Все технические решения обосновывались при помощи созданных в НТЦ геологической и геомеханической моделей пласта, построенных на основе большого объема фактических данных о свойствах залежи.

Бурение скважины также проводилось под круглосуточным контролем специалистов Центра сопровождения бурения Газпром нефти и подразделений, отвечающих за реализацию проекта.

Всего 2015-2016 гг на Пальяновской площади успешно пробурены 2 горизонтальные скважины в баженовском горизонте.
Благодаря эффективной работе всех вовлеченных служб эффективность проходки составила более 90%.
На скважинах опробованы самые современные технологии ГРП.

Напомним, Газпром нефть реализует 2 пилотных проекта по изучению Баженовской свиты в ХМАО: на Пальяновской площади Красноленинского месторождения и Южно-Приобском месторождении.
На бажено-абалакской свите Южно-Приобского месторождения Газпром нефть еще в 2014 г начала выполнять анализ геофизических данных, проведение специализированных исследований керна и повторную интерпретацию данных 3D сейсморазведки.

По результатам этих работ на месторождениях пробурено 11 наклонно-направленных скважин для оценки потенциала нетрадиционных запасов, проведены гидроразрывы пласта (ГРП), получены притоки нефти.

asp_02_vis3
asp_02_vis3

В январе 2016 г компания приступила к изучению запасов Баженовской свиты на Вынгаяхинском месторождении в ЯНАО.
Ранее компания работала над поиском наиболее эффективных технологий промышленной разработки баженовских отложений главным образом на территории ХМАО.

В июне 2016 г Газпромнефть-НТЦ в составе консорциума ведущих российских институтов завершил адаптацию уникальной технологии исследований физических и фильтрационных свойств керна (образца породы) к пластам Баженовской свиты.

В 2016 г Газпром нефть собирается инвестировать в освоение Баженовской свиты около 2 млрд рублей.
Отметим, что Баженовская свита сегодня является одним из самых перспективных российских месторождений.

Здесь объемы ресурсов составляют от 5 млрд. т до 400 млрд. т.
Ранее Роснедра сообщали, что ресурсы Баженовской свиты составляют, по разным оценкам, 10-30 млрд т нефти.