Альфа Горизонт СПб.   В начало О Компании Новости Продукция Технологии Сервис Контакты Обратная связь  
Новости нефтегазового сектора
21.11.2017
Роснефть ввела в эксплуатацию новый нефтегазодобывающий кластер в Западной Сибири

«Роснефть» начала отгрузку первой партии товарной нефти нового Эргинского кластера в трубопроводную систему «Транснефти». В торжественной церемонии по случаю ввода в эксплуатацию пускового комплекса Эргинского кластера приняли участие Председатель Правительства России Дмитрий Медведев и Главный исполнительный директор ПАО «НК «Роснефть» Игорь Сечин.

В Эргинский кластер входят Эргинское, Западно-Эргинское, Кондинское, Чапровское и Ново-Ендырское месторождения, расположенные на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. Их суммарные запасы (AВС1+С2) составляют 259 млн т нефти. По своим характеристикам это – легкая, низкосернистая нефть, соответствующая экспортной марке «Siberian Light».

Кластер сформирован на основе интеграции инфраструктуры  приобретённого на аукционе в июле этого года Эргинского лицензионного участка с запасами 103 миллиона тонн, а также Кондинской группы месторождений. Общая площадь лицензионных участков — более 5 тыс. км2. В целях развития ресурсной базы продолжаются геологоразведочные работы на всех лицензионных участках.

При реализации Эргинского проекта будут применяться  передовые технологии добычи трудноизвлекаемых запасов, в том числе:  управляемое в режиме реального времени горизонтальное бурение, технологии многостадийного гидроразрыва пласта с использованием сверхпрочного полимерного проппанта, методы «умного заводнения» и иные технологии увеличения отдачи пласта. Технологии добычи трудноизвлекаемых запасов, которые уже используются «Роснефтью» на Приобском месторождении, позволят с максимальной эффективностью разрабатывать месторождения Эргинского кластера.
В составе первого пускового комплекса – основные объекты нефтегазодобычи и  транспортировки нефти: Центральный пункт сбора (ЦПС) мощностью на первом этапе 2,3 млн тонн нефти и более 120 млн м3 газа в год, 27 кустовых площадок, газотурбинная электростанция мощностью 42 МВт и высоковольтные линии электропередачи, вахтовый поселок, а также трубопровод протяженностью 68 км, обеспечивающий транспортировку нефти в систему магистральных нефтепроводов «Транснефти». Все оборудование на промысле – российского производства. Уже введены в эксплуатацию 133 скважины протяженностью до 4500 метров.

На следующих этапах будут пробурены 2420 скважин с долей горизонтальных добывающих скважин 93% (для их строительства будут привлечены 23 буровые установки), обустроены более 100 кустовых площадок с необходимой для их эксплуатации инфраструктурой. При этом максимальный  уровень годовой добычи Эргинского кластера составит 8,8 млн тонн. Будет создано около 5000 новых рабочих мест.

Проект по разработке Эргинского кластера будет реализовываться с учетом современных экологических требований: уже к 2020 году уровень рационального использования попутного нефтяного газа составит не менее 95%.

Запуск Эргинского кластера обеспечит максимальную эффективность освоения ресурсов основного нефтегазодобывающего региона присутствия НК «Роснефть» с развитой инфраструктурой. Интегральный подход к разработке приобретенного Компанией на аукционе Эргинского участка и Кондинской группы месторождений — единая система транспорта, энергоснабжения, управления разработкой — позволит обеспечить высокую синергию и ускоренное освоение ресурсного потенциала кластера. При реализации проектов по освоению «гринфилдов» в ХМАО будет также использоваться развитая инфраструктура крупнейшего добычного актива Компании — ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Ханты-Мансийский автономный округ является ключевым для «Роснефти» регионом, в котором расположены крупнейшие активы Компании такие как: «РН-Юганскнефтегаз», «Самотлорнефтегаз», «Варьеганефтегаз», «Няганьнефтегаз». Суммарная годовая добыча углеводородов составляет здесь 137 млн тонн. Создание нового центра нефтегазодобычи в Западной Сибири — один из приоритетных проектов «Роснефти».

16.11.2017
В Газпромнефть-Хантосе создан Центр управления добычей, использующий технологию «Цифровых двойников»
«Газпромнефть-Хантос», дочерняя компания «Газпром нефти», приступила к промышленной эксплуатации Центра управления добычей (ЦУД), созданного в рамках программы «Цифровое месторождение». Центр объединил ранее разработанные в компании решения по повышению эффективности отдельных производственных процессов добычи в единую интегрированную среду. Созданный в «Газпромнефть-Хантосе» ЦУД позволяет комплексно управлять эффективностью всего предприятия.
Одной из ключевых систем Центра управления добычей является «Цифровой двойник» процесса механизированного подъема жидкости. Это набор гибридных цифровых моделей: от погружных насосов на скважинах до пункта коммерческой сдачи нефти. Особенность этих моделей заключается в функции самообучения: они способны самостоятельно калиброваться на основе динамично меняющейся информации, поступающей от средств автоматизации. «Цифровой двойник» позволяет осуществлять автоматизированный подбор наиболее оптимальных режимов работы элементов всего комплекса; заранее идентифицировать нештатные ситуации; вести превентивную оценку работы системы в случае изменения ее конфигурации (например, добавление в систему нового куста скважин или выключение одного из дожимных насосов).

Задания на проведение геолого-технологических мероприятий на скважинах, полученные из «Цифрового двойника», поступают в другую ключевую систему — «ЭРА.Ремонты», автоматизирующую процесс управления текущими и капитальными ремонтами скважин. Кроме построения планов движения бригад, детального планирования технологических операций и их контроля в режиме он-лайн «ЭРА.Ремонты» позволяет автоматически оптимизировать приоритетность задач с учетом меняющегося состояния фонда скважин и текущих целевых параметров, например, максимизации добычи нефти или минимизации перемещения оборудования — в зависимости от того, что более приоритетно для предприятия.

Информация, которую собирают «Цифровой двойник», «ЭРА.Ремонты» и другие системы «Газпромнефть-Хантоса», аккумулируется в Центре управления добычей и может быть визуализирована как на рабочих местах специалистов, так и на видеостене. Это позволяет мультифункциональной команде принимать своевременные обоснованные решения, учитывающие все возможности и ограничения, отслеживать их качественное исполнение.

 В ближайшем будущем функционал ЦУД «Газпромнефть-Хантоса» будет существенно расширен: компания завершает тестирование «Цифровых двойников» систем подержания пластового давления, энергообеспечения, подготовки и утилизации попутного газа. «Газпром нефть» планирует открыть аналогичные центры в других дочерних обществах.

«Информационные технологии существенно меняют современное производство, и цифровая трансформация уже сегодня дает „Газпром нефти“ объективные конкурентные преимущества. Для нас цифровизация является инструментом повышения производственных и финансовых показателей. Инвестируя в высокотехнологичные решения управления производством, наша компания создает новые стандарты промышленной и экологической безопасности, которые определят развитие российской нефтяной отрасли», — сказал председатель Правления «Газпром нефти» Александр Дюков.
30.10.2017
РН-Юганскнефтегаз внедрил технологию строительства скважин с двухколонной конструкцией
ООО «РН-Юганскнефтегаз» первым из добычных предприятий НК «Роснефть» внедрило технологию строительства скважин с комбинированной двухколонной конструкцией. По результатам опытно-промышленных испытаний на Приразломном и Приобском месторождениях цикл бурения сократился более чем в два раза, достигнув значений 14-15 суток на скважину.

 Бурение скважин осуществляется с использованием наиболее современных технологий бурения, таких как раствор на углеводородной основе, компоновка низа бурильной колонны с роторной управляемой системой и приборами каротажа в процессе бурения, современных буровых установок повышенной мощности с системой верхнего привода.

 Полученные положительные результаты испытаний открывают возможности для тиражирования технологии бурения скважин с комбинированной эксплуатационной колонной в других дочерних обществах Компании, отметили  в пресс-службе по связям с общественностью  ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Применение новых технологий и оборудования – одно из ключевых направлений деятельности Компании по минимизации издержек и повышению эффективности нефтегазодобычи. НК «Роснефть» уверенно удерживает самый низкий показатель в отрасли по затратам на добычу 1 барреля нефтяного эквивалента – $ 2,5.
12.10.2017
В Ямальском районе поставлен рекорд по бурению многоствольных скважин

На Новопортовском месторождении достигнут очередной рекордный для компании «Газпром нефть» показатель скорости строительства многоствольных скважин. Скважина 4134 на кустовой площадке №7 с двумя обсаживаемыми горизонтальными стволами по уровню заканчивания TAML-1* построена за 19 суток.

По сравнению с предыдущим рекордом для скважин данного типа скорость выполнения работ увеличена на 26%. Специалисты «Газпромнефть-Ямала» пробурили 1 тыс. метров за 4,32 суток. Общая проходка составила 4 тыс. 398 метров, в том числе проходка в горизонтальных секциях достигла 2 тыс. 84,4 метра.

Для выполнения операции применялось оборудование отечественного производства, которое доработали сотрудники «Газпромнефть-Ямала» и научно-технического центра «Газпром нефти» с учетом особенностей Новопортовского месторождения: усовершенствованы устройство ориентирования и закрепления клина. При текущей стоимости бурения данная технология строительства многоствольных скважин показала свою эффективность и рекомендована к тиражированию в периметре компании.

Развитие направления заканчивания скважин, в том числе в рамках защищенной в 2016 г.оду долгосрочной программы технологического развития по направлению «Технологии бурения и заканчивания скважин» V 2.0 подтверждает правильность выбора фокуса развития. Также для достижения высоких производственных показателей на предприятии внедряется проект «Технический предел», все процессы которого направлены на достижение максимальных производственных показателей без ущерба персоналу и окружающей среде, сообщили в пресс-службе «Газпромнефть-Ямала».

В рамках проекта на этапе подготовительных работ используются различные инструменты оптимизации бурения. Предварительно формируется рабочая группа по планированию процесса с участием специалистов «Газпромнефть-Ямала» и сервисных компаний, затем на буровой проводится сессия «Бурение на бумаге». Все операции на объекте производятся в соответствии с разработанными блок-схемами. На скважине 4134 кустовой площадки №7 для увеличения скорости проходки было принято решение усовершенствовать режим проработки и совместно с геологической службой оптимизировать профиль.

«С начала освоения Новопортовского месторождения мы получили большой опыт строительства многоствольных скважин в непростых геологических условиях. Благодаря детальному анализу результатов организационных и технологических мероприятий нам удалось добиться сокращения временных и денежных затрат и повысить эффективность бурения», – отметил генеральный директор «Газпромнефть-Ямала» Алексей Овечкин.

*TAML-1 – это технология заканчивания скважины по международной классификации многоствольных скважин TAML, при которой основной ствол обсажен, боковой ствол обсажен и оснащен хвостовиком (фильтром). При таком подходе сочленение бокового и основного стволов механически не фиксируется, также нет гидравлической изоляции между стволами.

06.10.2017
Роснефть: Применение систем контроля давления для скважин с трещиноватым коллектором в условиях аномально низкого пластового давления

В данной статье представлены задачи и результаты первой опытно промышленной работы (ОПР) применения систем бурения с контролем давления на Юрубчено-Тохомском нефтегазоконденсатном месторождении.  На основании проведенной ОПР можно будет сделать выводы о целесообразности применения данной технологии для повышения эффективности бурения, разработки и эксплуатации месторождений с коллекторами кавернозно-трещинного типа.

Введение

Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение — одно из крупнейших месторождений в Восточной Сибири – расположено на территории Эвенкийского района Красноярского края. Основным объектом разработки месторождения является Юрубченская залежь массивного типа [1]. Залежь представлена карбонатным коллектором кавернозно-трещинного типа и характеризуется наличием газовой шапки (80 % площади) и отдельных субвертикальных макротрещин, обеспечивающих основной приток нефти [2]. С целью вскрытия наибольшего числа таких трещин залежь разбуривается наклонно направленными скважинами с горизонтальным окончанием. Проектная длина горизонтального ствола (ГС) составляет 1000 м. Наличие аномально низкого пластового давления (АНПД) и кавернозно-трещиноватых зон не позволяет бурить ГС с репрессией без поглощений промывочной жидкости.

Согласно расчетам в специализированном программном комплексе из-за реологических свойств бурового раствора и особенностей конструкции скважины (маленький диаметр кольцевого пространства между 178-мм обсадной колонной и 102-мм буровым инструментом) эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП) варьируется в пределах 1,03–1,12 г/см3, в то время как эквивалент давления продуктивного пласта не превышает 0,94. Таким образом, во время циркуляции на пласт оказывается требуемое противодавление, но при этом в статических условиях пластовое давление перестает быть скомпенсированным, что приводит к притоку пластового флюида (газ, нефть). В то же время потеря циркуляции ведет к снижению уровня раствора и гидростатического давления в скважине, что опять же приводит к притоку (проявлению) пластового флюида.

До настоящего времени бурение ГС в условиях поглощения эмульсионного раствора на углеводородной основе велось с применением кольматирующих добавок. Данный способ может ухудшать фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта в зависимости от объема поглощенного бурового раствора и кольматанта. Во многих случаях использование кольматирующих добавок различных типа и фракционного состава не позволило добиться восстановления циркуляции промывочной жидкости для дальнейшего углубления скважины и достижения проектной длины ГС.

Для создания необходимого баланса плотности промывочной жидкости (бурового раствора) и гидродинамического давления по всей длине ГС с целью одновременного предупреждения поглощения и газонефтеводопроявления (ГНВП) в августе-сентябре 2016 г. проведены опытно-промышленные работы (ОПР) по внедрению системы контроля давления при бурении.

Технологические особенности системы контроля давления

При традиционном бурении плотность бурового раствора подбирается так, чтобы его статический градиент был выше давления вскрытого пласта. Система открыта и раствор возвращается в резервуары с атмосферным давлением. Во время циркуляции давление, приложенное к пласту, повышается вследствие потерь на трение.

В отличие от традиционных технологий бурения, которые опираются на плотность раствора для управления давлением, в технологии бурения с контролем давления для уравновешивания давления вскрытого пласта регулируется сочетание нескольких факторов: давления на устье, трения и плотности раствора. В рассматриваемом случае плотность раствора регулировалась за счет применения многофазной промывочной жидкости с закачкой инертного газа (азота).

Многофазная промывочная жидкость может использоваться для достижения давления циркуляции на забое скважины, необходимого для поддержания почти сбалансированного состояния, при котором гидростатическое давление бурового раствора снижается до уровня, минимально превышающего пластовое давление. Основной особенностью системы бурения с регулируемым давлением (БРД) [3] является ее полная герметичность на участке буровой насос – газосепаратор, что позволяет управлять всеми процессами на забое скважины во время бурения и существенно минимизировать риск ГНВП. Основные элементы системы БРД представлены на рис. 2 [3]. Рассмотрим назначение этих элементов:

1) роторный устьевой герметизатор обеспечивает герметизацию ствола скважины при нахождении в ней бурового инструмента, позволяет безопасно отводить поступающие из скважины газ, буровой раствор, пластовый флюид и выбуренную породу к оборудованию контроля забойного давления и сепарации;

2) азотная установка используется для производства и подачи азота в объеме до 35 м3/мин с рабочим давлением до 24,5 Мпа;

3) дроссельный блок обеспечивает создание требуемого противодавления в скважине как в динамических, так и в статических условиях;

4) газосепаратор эффективно отделяет газовую фазу от жидкой при прохождении газифицированного бурового раствора;

5) факельная установка применяется для сжигания газа, поступающего из газосепараторной установки.

Результаты опытно-промышленных работ по внедрению системы БРД

При разработке диапазона забойного давления [3], показанного на рис. 3, предполагалось, что эквивалент порового давления составляет 0,93. В соответствии с этим были подобраны следующие рабочие параметры: подача буровых насосов 13–14 л/с, производительность азотных установок до 30 м3/мин, что позволило бы создать требуемое противодавление на пласт и избежать осложнений, связанных с поглощением раствора и ГНВП.

На рис. 4 показаны фактический диапазон рабочего давления и ЭЦП раствора на забое скважины на глубине 3786 м [1]. Для снижения интенсивности поглощения бурового раствора потребовалось уменьшить его плотность до 0,86 г/см3, ограничить подачу насосов до 11-12 л/с. При этом интенсивность проявления пластового газа составляла 10 м3/ мин.

Одна из основных задач применения систем БРД заключается в сокращении объемов поглощаемого бурового раствора (ЭРУО) при бурении в трещиноватом коллекторе. Объем поглощения бурового раствора в среднем по месторождению составляет 4082 м3/1000 м, в то время как в первой скважине, пробуренной с применением БРД, данный показатель существенно ниже – 637 м3/1000 м.

Заключение

В рифейском пласте Юрубчено-Тохомского месторождения была успешно пробурена горизонтальная секция длиной 897 м и выполнены основные задачи: минимизация загрязнения продуктивного пласта поглощенным буровым раствором и кольматантом, увеличение механической скорости бурения [4].

Изначально бурение планировалось осуществлять с помощью БРД технологии. Предполагалось, что эквивалентное давление данного участка пласта составляет 0,93. Исходя из этого были подобраны плотность бурового раствора 0,93 г/см3 (ЭРУО) и производительность азотных установок 15–20 м3/мин, что обеспечило ЭЦП в пределах 0,94–0,95 г/см3. Однако при получении обильного поглощения на данном режиме потребовалось снизить плотность бурового раствора до 0,86 г/см3 и продолжить бурение скважины с проявлением пластового газа в объеме 3–10 м3/мин. Это позволило снизить интенсивность поглощения до 2–3 м3/ч. Данные условия достигнуты при ЭЦП 0,78–0,82 г/см3 при подаче буровых насосов 11 л/с и производительности азотных установок 20 м3/мин. Противодавление во время циркуляции было равно 0,2 МПа, во время наращивания – 2,4 МПа.

Для передачи сигнала от системы телеметрии SlimPulse [4] на поверхность использовался гидравлический канал связи.

Важную роль в определении и регулировании ЭЦП в процессе бурения сыграл газовый расходомер. С его помощью в режиме реального времени определялась интенсивность проявления пластового газа, после чего полученные данные использовались для моделирования гидродинамических условий в скважине и определялась необходимая ЭЦП.

Для оказания на пласт требуемого противодавления во время спускоподъемных операций в ствол скважины устанавливалась вязкоупругая пачка [3] с замещением бурового раствора на утяжеленный буровой раствор плотностью 1,06 г/см3.

Страницы:   1    2     3     4     5 
Альфа Горизонт СПб.
190000, г. Санкт-Петербург, наб.реки Мойки, 75-79 лит.В, пом.7Н

Тел.:         + 7 (812) 329-01-90
Тел./Факс: +7 (812) 329-01-94
О Компании
| | Продукция
| Технологии
| Сервис
| Контакты
| Обратная связь
© 2017 ООО «Альфа Горизонт»