Альфа Горизонт СПб.   В начало О Компании Новости Продукция Технологии Сервис Контакты Обратная связь  
Новости нефтегазового сектора
16.05.2018
Роснефть начала бурение эксплуатационных скважин на шельфе Вьетнама

Rosneft Vietnam B.V. в рамках разработки Блока 06.1 на шельфе Вьетнама приступила к бурению эксплуатационной скважины LD-3P (месторождение Lan Do). «Роснефть» выступает в качестве оператора проекта, что подтверждает уровень имеющихся у нее компетенций при реализации технически сложных комплексных программ морского бурения.

Планируемая глубина скважины по стволу составит около 1200 м, глубина моря в районе бурения скважины – около 160 метров. Начальные геологические запасы месторождения Lan Do оцениваются в объеме  23 млрд м3 природного газа. Для разработки дополнительных запасов месторождения будут построены объекты подводной инфраструктуры, которые подключат к действующим морским объектам на Блоке 06.1 (платформа Lan Tay). С этой платформы подготовленный газ и газовый конденсат поставляются на берег по двухфазному трубопроводу Нам Кон Шон протяженностью 370 км. Это – самый длинный двухфазный трубопровод в Юго-Восточной Азии. Благодаря двухфазной технологии трубопровода на береговой комплекс одновременно поставляются и газ, и конденсат.

Кроме этого, в течение 2018 года «Роснефть» намерена произвести зарезку бокового ствола на ранее пробуренной поисковой скважине PLD-1P на месторождении Phong Lan Dai («Дикая Орхидея»), которое также расположено в пределах  Блока 06.1. Планируемая глубина скважины – 1300 метров. По результатам работ скважина будет переведена в разряд эксплуатационных.

Месторождение «Дикая Орхидея» было открыто в ходе буровой кампании 2016 года, когда «Роснефть» впервые выступила в качестве оператора проекта бурения на международном шельфе. На месторождении были обнаружены коммерческие запасы газа в объеме 3,4 млрд м3.

Для доставки газа и конденсата с месторождения «Дикая Орхидея» на платформу Lan Tay ведется строительство объектов морской инфраструктуры.
Бурение скважин на месторождениях Lan Do и Phong Lan Dai будет вести морская платформа Hakuryu-5 японской компании Japan Drilling Co., Ltd (JDC).

Эксплуатационные скважины на Блоке 06.1 будут подключены к существующим объектам инфраструктуры, что обеспечит синергию между проектами, поможет сократить сроки ввода скважин в работу, а также позволит максимально увеличить эффективность разработки месторождений Блока 06.1 во Вьетнаме.
Для реализации проектов на вьетнамском шельфе «Роснефть» привлекает самые современные технологии доступные на рынке.
В 2017 г. газ, добытый Компанией во Вьетнаме, обеспечил около 9% энергетических потребностей страны.

07.05.2018
Новомет-Пермь: Одновременно-раздельный прорыв в нефтедобыче
Сегодня технологии для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) особенно востребованы для многопластовых месторождений, разработка которых стандартными методами экономически нецелесообразна. Для обеспечения проектного КИН (коэффициента извлечения нефти) там требуется или бурение новых скважин, или частичный перевод добывающего фонда в нагнетательный, что оборачивается либо дополнительными затратами, либо потерей добычи, а чаще – и тем, и другим.
В январе этого года на Самотлорском месторождении была успешно смонтирована и запущена в эксплуатацию компоновка ОРД производства АО «Новомет-Пермь». В эксплуатационной колонне диаметром 168 мм на глубине 2500 м. была смонтирована дуальная система СД168-56-24 с УВНН3-80Э-1500 и УВНН5-100-2050, а также пакерная система производства НКМЗ. При этом первая установка добывает жидкость из верхнего пласта, которая по колонне НКТ поднимается на поверхность, а вторая добывает жидкость из нижнего, которая доставляется на поверхность сначала через байпасную линию, а потом – по колонне НКТ.
Особенностью данной компоновки является то, что верхняя установка – инновационная разработка АО «Новомет-Пермь», представляющая собой  высокооборотную малогабаритную УЭЦН с максимальным диаметром 81 мм., что позволяет разместить ее в эксплуатационной колонне от 146 мм. вместе с байпасной трубой. УЭЦН работает на частоте вращения 5700 об/мин от вентильного электропривода, ее напорность в 7 раз выше серийной установки, работающей на частоте 3000 об/мин, а значит, длина – в 7 раз короче, что крайне важно при монтаже многокомпонентного оборудования.
На сегодняшний день компоновка работает более 100 суток. В ближайшее время планируется монтаж еще одной подобной компоновки.
30.03.2018
ЛУКОЙЛ занял первое место по капитализации среди компаний нефтегазовой отрасли РФ
Компания “Лукойл” LKOH вышла по итогам торгов среды на первое место по капитализации среди компаний нефтегазовой отрасли РФ, “Роснефть” ROSN, пытаясь обогнать “Газпром” GAZP, все таки осталась на третьем месте, свидетельствуют данные торгов на Московской бирже.
К закрытию торгов среды акции “Лукойла” выросли в цене на 1,26%, до 3,927 тысячи рублей, бумаги “Роснефти” снизились на 0,27%, до 308,8 рубля, “Газпрома” – на 0,23%, до 140,47 рубля, следует из данных московской биржи. Капитализация “Лукойла” при этом составила 3,34 триллиона рублей, “Роснефти” – почти 3,273 триллиона, “Газпрома” – 3,325 триллиона рублей.
Ранее, 23 марта, “Лукойл” кратковременно обгонял “Газпром” по капитализации, но первое место при этом удерживала “Роснефть”.
Впрочем, абсолютным лидером по общей капитализации бумаг на Московской бирже по-прежнему является Сбербанк SBER– 5,624 триллиона рублей.
Акции “Лукойла” продолжают пользоваться спросом после недавнего выхода большого количества позитивных корпоративных новостей, среди которых планы обратного выкупа акций и весомого увеличения размера дивидендов при цене нефти выше 50 долларов за баррель, отмечает Виталий Манжос, старший риск-менеджер ИК “Норд-Капитал”.
Еще одной интересной новостью стало предположение вице-президента “Лукойла” о том, что введение налога на добавленный доход (НДД) в РФ может существенно повлиять на планы “Лукойла” по добыче углеводородов, возможен двукратный рост. “Этому может помешать продление международного соглашения по ограничению уровня добычи нефти в формате ОПЕК+. В противовес ожидавшемуся прекращению его действия появились предложения по пролонгации на срок 10-20 лет”, – комментирует положение аналитик.
15.01.2018
Татнефть намерена тиражировать не имеющие аналогов в РФ подъемники для ремонта скважин

В НГДУ «Лениногорскнефть» ПАО «Татнефть» проходят опытно-промышленные испытания не имеющие аналогов в России подъемные агрегаты по подземному ремонту скважин АПРС-12, АПРС-18 и УКПТ-10. Они произведены АО «ПО ЕлАЗ» (Елабужский район Татарстана) по техническому заданию управления по ремонту скважин «Татнефти» и специалистов «Лениногорскнефти», пишут «Лениногорские вести».

При помощи гибридной установки УКПТ-10 отремонтировано 25 скважин. Ее применение позволило сократить продолжительность ремонтов со 100 до 35 часов без потери качества.

С применением АПРС-12 произведено более 80 подземных ремонтов скважин. АПРС-18 проходит апробацию второй скважиной.
Использование этих агрегатов значительно сокращает затраты и существенно улучшает условия труда операторов ПРС. Рассматривается необходимость использования новых агрегатов в других НГДУ компании.

Лёгкий подъёмник АПРС-12 спроектирован в рамках программы «Татнефти» по бурению по уплотняющей сетке, где применяются скважины малого диаметра, сообщал ИА Девон.

Агрегат установлен на шасси прицепа ПС85712 и предназначен для проведения капитального ремонта скважин, с возможностью регулировки и центровки мачты, спуска-подъема УЭЦН (установка погружных центробежных насосов), штанговых винтовых насосов.
АПРС-12 позволяет производить спускоподъемные операции насосно-компрессорными трубами и глубинно-насосными штангами; механизированное свинчивание и развинчивание труб НКТ Ш 48…89 и ГНШ Ш16…25мм с применением гидравлического ключа; чистку песчаных пробок желонкой и освоение скважин.

В начале 2016 года «Татнефть» закупила у ЕлАЗа девять АПРС-40Н для ремонта наклонных скважин. Они стали альтернативой североамериканским аналогам при разработке Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти.

09.01.2018
Газпром нефть пробурила первую четырехствольную многозабойную скважину

«Газпромнефть-Ямал», дочерняя компания «Газпром нефти», завершила строительство на Новопортовском месторождении первой в России многозабойной скважины с четырьмя горизонтальными обсаженными стволами. Общая проходка составила 6756 м, из которых 4411 м пробурены в целевом пласте. Скважина построена за 39 суток со скоростью 5,78 суток на 1000 м.

Бурение многозабойных горизонтальных скважин позволяет кратно увеличить дренирование расчлененного низкопроницаемого пласта и существенно повысить коэффициент извлечения нефти из продуктивных горизонтов, вовлекая в разработку краевые запасы без бурения дополнительных скважин. При строительстве скважины было использовано оборудование российского производства, доработанное с учетом специфики геологических условий Новопортовского месторождения.

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.
Страницы:   1    2     3     4 
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»