Технология МГРП с применением жидкости на основе дизтоплива, позволяет сформировать систему параллельных трещин и, таким образом, максимально увеличить приток трудноизвлекаемого газа из пласта.
Технология добычи туронского газа, разработанная командой Севернефтегазпрома, уже доказала свою эффективность и плодотворно применяется на Южно-Русском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ).
Не так давно она была успешно запатентована Севернефтегазпром и получила соответствующий документ от Роспатента.
Активно ведущееся строительство высокотехнологичных скважин позволяет Севернефтегазпрому разрабатывать залежи со сложным геологическим строением и в промышленных масштабах осваивать трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ).
Один из ключевых методов интенсификации добычи — бурение наклонно-направленной скважины с нисходящим профилем.
Главное ноу-хау авторов технологии в том, что при бурении скважину ориентируют по азимуту вдоль минимальных напряжений.
Участки продуктивных пластов последовательно вскрывают, применяя буровой раствор на основе эмульсии смеси газолей и воды.
Погруженную в ствол скважины эксплуатационную колонну, которая отделяет продуктивные горизонты от остальной породы, перфорируют комбинированными зарядами.
Главная сложность в том, что проницаемость залежей в ТРИЗ во много раз меньше, чем в традиционных. Это естественно для пород с высокой неоднородностью и большим содержанием глин. В таких условиях применение существующих технологий остается малоэффективным. Нужны новые подходы, поиском которых долгое время и занимались авторы запатентованной технологии и специалисты общества. Выработанная технология многостадийного гидроразрыва пласта с применением жидкости на основе дизельного топлива, позволяет сформировать систему параллельных трещин и, таким образом, максимально увеличить приток трудноизвлекаемого газа из пласта. Формирование системы параллельных трещин, направленных вдоль линий естественной трещиноватости – ключевое отличие заявленного и запатентованного процесса добычи.