Нова розвідувальна свердловина на Скиданівському родовищі глибиною 6 300 м забезпечує видобуток 200 тис. куб. м газу на добу. Це родовище у Полтавській області фахівці АТ «Укргазвидобування» відкрили у 2019 році.

Про це пише пресслужба УГВ.

Попередньо оцінена ресурсна база Скиданівського родовища становить понад 2,7 млрд куб. м газу. На ділянці проведено сучасні 3D сейсмічні дослідження, за результатами яких виконується програма розвідки нового родовища.

«На розвідці нових ділянок, грінфілдів, ми робимо особливий фокус. Адже це – нові запаси, а значить перспектива для нарощення видобутку вуглеводнів. Для розвідки компанія використовує сучасні методи аналізу даних та моделювання покладів. Ця програма вже дає свої результати. На початку грудня ми відкрили нове Моспанівське родовище. Зараз вже підключили до УКПГ нову високодебітну розвідувальну свердловину на нещодавно відкритому Скиданівському родовищі. Паралельно з роботою на традиційних грінфілдах, продовжуємо працювати над великими стратегічними проєктами: Чорне море, Юзівська площа, ділянки УРП», – повідомив Олександр Романюк, директор дивізіону «Нафтогаз Розвідка та Видобування».

Нова розвідувальна свердловина відкрила новий газоносний поклад у межах Скиданівського родовища, на глибині понад 6 100 м.

Роботи з буріння виконувала бурова бригада «Укрбургазу» із використанням нового бурового верстата Bentec, який названо на честь Петра Сагайдачного – видатного українського полководця.

З метою продовження розкриття потенціалу Скиданівського родовища заплановано буріння нових пошукових і розвідувальних свердловин. Крім того, очікуються результати інтерпретації даних, отриманих від проведення широкоазимутальних сейсморозвідувальних досліджень 3D.

Читайте в «Терміналі», Нове Моспанівське родовище знаходиться у Харківській області. Перша пошукова свердловина, яка відкрила родовище, забезпечує 239 тис. куб. м газу на добу. За попередніми оцінками ресурси родовища становлять до 5 млрд куб. м газу.

ДТЕК Нафтогаз завершив буріння свердловини №79 глибиною 5 450 м на Семиренківській ліцензійній ділянці та отримав приплив понад 460 тис кубометрів природного газу і 120 тисяч конденсату на добу.

Про це повідомляє пресслужба компанії.

За словами компанії, виявити неосвоєну зону родовища, в межах якої пробурена розвідувальна свердловина, дозволив інноваційний комплекс геологорозвідувальних робіт, що включає як геологічні дослідження методом сиквенс-стратиграфічного аналізу, так і нові технології обробки геофізичної інформації.

«Наша компанія системно впроваджує новітні технології по всьому виробничому ланцюжку – від геологорозвідки і буріння до видобування і підготовки газу. Це дозволяє нам освоювати родовища зі складними гірничо-геологічними умовами і бурити високодебітні свердловини. Так, завдяки застосуванню сучасних технологій, із 2015 року ми додатково видобули 1,5 млрд куб м газу – це внесок ДТЕК Нафтогаз у досягнення енергонезалежності України»,-зазначив генеральний директор ДТЕК Нафтогаз Ігор Щуров.

Результати робіт дозволили збільшити кількість покладів газу з 8 до 21, більша частина з яких мають літо-фаціальну природу або пов’язані з пастками стратиграфічного типу.

В компанії зазначають, що був розроблений і реалізований комплекс заходів із якісного розкриття продуктивних горизонтів із мінімальною репресією на пласт, а для облаштування забою та розмежування продуктивних горизонтів і зон підвищеного ризику обводнення використана система фільтрів і комбінованих пакерів.

Читайте в «Терміналі» також, ДТЕК Нафтогаз за період з 2015 по 2020 рр. видобув додатково майже 1,5 млрд куб. м газу і приростив близько 7 млрд куб. м запасів.

Нафтогаз ввів в експлуатацію свердловину №29 Комишнянського родовища в Полтавській області.

Після капітального ремонту та операцій з інтенсифікації видобутку на глибині понад 6 000 м свердловина забезпечує понад 320 тис. м³ газу на добу, пише пресслужба компанії.

«Тривалий час ця свердловина майже не працювала. Реалізовуючи такі проєкти, ми продовжуємо підвищувати ефективність видобутку на наявних родовищах. Ми працюємо над залученням нових технологій, які дадуть змогу не лише оптимізувати видобуток, а й знизити операційні витрати», – сказав директор дивізіону «Нафтогаз Розвідка та Видобування» Олександр Романюк.

Для повноцінного запуску свердловини провели серію складних ремонтних робіт на значній глибині. Роботи виконували за складних геологічних умов. Зокрема, операцію з гідророзриву пласта (ГРП) вперше виконали на глибині понад 6 000 метрів.

Комишнянське газоконденсатне родовище розташоване в Миргородському районі Полтавської області. Його відкрили у 1984 році та ввели в експлуатацію в 1995 році. Запаси сягають близько 8 млрд м³ газу.

У 2018 році на родовищі провели сейсморозвідувальні 3D-дослідження. Наразі відбувається обробка й інтерпретація отриманих даних.

«Термінал» писав, АТ «Укргазвидобування» завершило капітальний ремонт свердловини на Абазівському родовищі у Полтавській області. Її дебіт збільшився з майже нульового до 98 тис. м3 на добу.

АТ «Укргазвидобування» завершило капітальний ремонт свердловини на Абазівському родовищі у Полтавській області. Її дебіт збільшився з майже нульового до 98 тис. м3 на добу.

Про це пише пресслужба компанії.

«Абазівське родовище – одне з найбільш виснажених у портфелі компанії. Сьогодні у надрах родовища залишилося менше 10% від початкового обсягу газу. Наше завдання – ефективно вилучити ці залишкові запаси. Свердловина, яку ми обрали для операції капітального ремонту, працювала періодично, її дебіт був близьким до 0. Проте вона дає доступ до покладу де потенційно є значні запаси газу. Компанія інвестувала кошти у сучасне обладнання, яке ми успішно використали на вказаній свердловині. Ми виконали роботу високої складності, застосували новітні технології аби підвищити ефективність видобутку на виснажених родовищах», – зазначив Олександр Олексенко, директор ГПУ «Полтавагазвидобування».

Операцію з капітального ремонту виконував власний сервісний підрядник УГВ-СЕРВІС за допомогою верстату IRI вантажопідйомністю 125 т. Після повного вилучення аварійних труб, освоєння та підключення свердловини, її дебіт збільшився до 98 тис. м³ на добу.

Компанія продовжує досліджувати родовище. Наразі відбувається інтерпретація даних за результатами сейсморозвідувальних робіт, проведених за методикою 3D. У 2020-2021 р. заплановано капітальний ремонт ще 4-х свердловин на зазначеному родовищі.

Ефективна експлуатація та дорозвідка наявних виснажених покладів та освоєння нових ділянок – це основні напрями програми розвитку Укргазвидобування «Тризуб», за рахунок яких компанія планує втримувати природнє падіння видобутку, яке сягає 1,5 млрд м³ на рік.

«Термінал» писав, АТ «Укргазвидобування» за січень 2020 року спрямувало до місцевих бюджетів, на території яких компанія здійснює видобуток вуглеводнів, 81,9 млн грн рентних платежів.

Її добовий дебіт після проведення операції з гідравлічного розриву пласта (ГРП) збільшився у понад 20 разів і склав 121 тис. м³ газу.

Про це повідомила пресслужба «Укртрансгазу».

«Це нова ділянка надр із перспективними ресурсами близько 9 млрд кубометрів газу. Ми провели сейсморозвідувальні роботи, визначили перспективи та почали її розбурювати. Звісно, одна така площа не зробить прориву у видобутку газу в масштабах країни. Проте робота на десятках подібних спеціальних дозволів дає відчутний результат, який дозволяє нам утримувати досягнутий рівень видобутку газу. Високий дебіт цієї свердловини підтверджує, що інвестиції в буріння навіть на виснажених або невеликих площах, в поєднанні з сучасними методами інтенсифікації, можуть бути економічно обґрунтованими», – прокоментував Андрій Фаворов, директор з інтегрованого газового бізнесу Нафтогазу України.

Нову свердловину бурив власний буровий підрядник «Укрбургаз» верстатом китайського виробника HongHua, який компанія придбала у 2018 році. Добовий дебіт після буріння становив близько 5 тис. м³ блакитного палива. Після проведення операції з ГРП дебіт зріс до 121 тис. м³ на добу. Роботи з ГРП виконувало ТОВ «Сервіс Ойл», дочірнє підприємство ВО «Белоруснефть».

У планах компанії до 2022 року пробурити ще кілька розвідувальних та експлуатаційних свердловин, а також побудувати установку комплексної підготовки газу.

Ефективна експлуатація нових площ (грінфілдів) і діючих (браунфілдів) – це стратегічні напрями роботи компанії. На них базується програма нарощення видобутку «Тризуб», яку презентували ​​в лютому 2020 року. Крім цих напрямів, програма також включає надглибоке буріння, видобуток газу зі щільних порід і освоєння морського шельфу.

«Термінал» писав, Укртрансгаз завершує сезон відбору та готує підземні сховища газу до закачування. Клієнти компанії можуть наразі замовляти обидві ці послуги.

В рамках програми зі створення постійно діючих геолого-технологічних 3D моделей родовищ АТ «Укргазвидобування» заклало та пробурило нову свердловину на Гадяцькому родовищі.

Про це повідомляє пресслужба АТ «Укргазвидобування».

Місце розташування свердловини обрали за результатами моделювання геології, динаміки розробки та особливостей дренування запасів родовища. На сьогодні свердловину вже ввели в експлуатацію з добовим дебітом 85 тис. кубометрів блакитного палива.

В умовах складного сучасного стану родовищ України (УГВ), – а це рівень виснаженості понад 80% та природне падіння видобутку близько 1,5 млрд кубометрів газу на рік, високотехнологічні управлінські рішення з розробки таких родовищ є життєво важливими. Тільки маючи досконале розуміння їх поточного стану можна максимально ефективно спланувати завершальну стадію розробки та отримати прибуток навіть в такому складному ресурсному режимі.

Після впровадження в березні 2018 року програмного забезпечення Petrel та Eclipsе фахівці УкрНДІгазу спільно з представниками Schlumberger побудували 10 тривимірних моделей родовищ, наразі ведеться робота над побудовою ще 10 моделей. В планах компанії забезпечити всі родовища Укргазвидобування геолого-технологічними 3D моделями до кінця 2024 року.

Тривимірні моделі проектуються та постійно оновлюються за результатами сейсмічних, геофізичних та інших досліджень покладів. Використання таких моделей дозволяє уточнити геологічну будову родовища та запаси вуглеводнів, спрогнозувати процеси, що відбуваються в газоносних пластах під час розробки, та підвищити якість подальшого проектування, управління та контролю за розробкою родовища.

Зважаючи на високий рівень виснаженості наявних у компанії родовищ, застосування гідродинамічного моделювання процесів розробки покладів є важливим кроком для покращення ефективності буріння та видобутку вуглеводнів в умовах значного падіння ціни на газ на світових ринках.