Альфа Горизонт СПб.   В начало О Компании Новости Продукция Технологии Сервис Контакты Обратная связь  
Новости нефтегазового сектора
29.04.2019
Опыт внедрения автономного устройства контроля притока в России

В марте 2019 года впервые на месторождении Западной Сибири были успешно проведены работы по спуску хвостовика с фильтрами имеющие автономные клапаны контроля притока компании ООО «Альфа Горизонт». Работы по спуску хвостовика с фильтрами AICV проведены в штатном режиме с минимальным количеством срывающихся посадок инструмента в открытом стволе несмотря на то, что длина горизонтального участка составила более полутора тысяч метров. Работы по спуску оборудования осуществляла опытная буровая бригада, под контролем сервисных специалистов, супервайзеров со стороны заказчика, а также представителя компании ООО «Альфа Горизонт». В состав компоновки было включено несколько десятков фильтров с клапанами притока, часть из которых была дополнена системой мониторинга скважины – трассерами. 

Состав и порядок компоновки хвостовика были подобраны на основе оперативных данных геофизических исследований, проведенных в процессе бурения горизонтальной секции скважины. Данные были обработаны профессиональной командой для оптимального выбора расположения всех составляющих компоновки. В результате обработки данных фильтры с AICV были размещены в зонах с большей проницаемостью, которые подвержены в большей степени к прорыву нежелательного для нефтедобывающей скважины флюида. Изоляция фильтровальных зон для предотвращения перетоков реализована с помощью пакеров набухающего типа, которые являются важным элементом в составе хвостовика скважины, наличие которых обеспечит продолжительность качественной эксплуатации скважины.

По результатам запуска и проведения первичного замера, дебит скважины превысил на 40% от ожидаемого, при коэффициенте обводненности нефти 5%. Показатель обводненности для скважин без регуляторов притока составляет 30%-60%, который изменяется в большую сторону с истечением времени.

20.03.2019
Татнефть готова увеличивать добычу нефти до 50 млн тонн в год

 Татнефть не исключает увеличения нефтедобычи компании до 50 млн тонн в год. Об этом сообщил гендиректор компании Наиль Маганов.

«Переосмыслив наш ресурсный потенциал и подход к результативности наших производственных процессов, достижение уровня добычи 50 млн тонн нефти нам кажется более чем реальным», — сказал Маганов. В качестве потенциальной точки роста руководитель компании называет применение цифровых моделей и технологий искусственного интеллекта.

 Для модернизизации производства, Татнефть ищет новых партнеров.

В прошлом году объем добычи нефти в компании составил 29,53 млн тонн. Согласно принятой стратегии, к 2030 году предприятие планирует рост добычи до 38 млн тонн. При этом Маганов не уточняет, к какому году планируется достичь объема в 50 млн тонн.
15.02.2019
«Роснефть» разработала и внедрила уникальное оборудование для отбора керна
Специалисты ООО «РН-Юганскнефтегаз» (дочернее общество «Роснефти»)  успешно  испытали и внедрили специальное оборудование, которое сокращает время и стоимость строительства скважин.  В частности, новация позволяет за одну спуско-подъёмную операцию отобрать 42 метра горной породы, что в 2,5 раза больше максимального отбора керна, который позволяла произвести ранее используемая техника.

Развитие технологического потенциала – один из ключевых элементов стратегии «Роснефть-2022». Компания уделяет особое внимание инновационной деятельности и использованию прорывных технологических подходов, определяя технологическое лидерство как ключевой фактор конкурентоспособности на нефтяном рынке.

Инновационное оборудование уже успешно применяется на Средне-Угутском, Приобском, Приразломном, Петелинском, Средне-Балыкском и Омбинском месторождениях «РН-Юганскнефтегаза». В результате достигается существенный экономический эффект — при отборе керна диаметром 100 мм экономия составляет более 4,0 млн. рублей на одной скважине.

Процедура отбора керна имеет ключевое значение при изучении геологического строения пласта. На основании лабораторных исследований образцов породы геологи строят геологическую и геофизическую модели месторождения, оценивают коллекторские свойства и нефтенасыщенность пласта.

30.01.2019
Новое техническое решение компании «ГеоСплит» позволяет проводить долгосрочный мониторинг притоков скважин после спуска компоновки заканчивания
Инновационная нефтесервисная компания «ГеоСплит» успешно вывела на рынок новый продукт – внутрискважинные кассеты с маркированным материалом. Новое техническое решение позволяет проводить долгосрочный мониторинг притоков скважин после спуска компоновки заканчивания.
Данныйпродукт был разработан для поддержки возрастающего интереса недропользователей к маркерным исследованиям. Успешные результаты применения базового продукта компании – маркированного пропанта GEOSPLIT – послужили отличным заделом для расширения продуктового портфолио и выведения технологии на новый уровень.

 Размещение маркеров-репортеров во внутрискважинных кожухах и фильтрах на долгосрочный период является альтернативой пропантному решению, например, в тех случаях, когда в скважине не запланировано проведение многостадийного гидроразрыва пласта или существуют ограничения по объему закачиваемого пропанта.

Принцип работы технологии – полимерные композиции с маркерами-репортерами размещаются в скважинных фильтрах или кожухах специальной конструкции. Полимерное покрытие реагирует с пластовым флюидом, маркеры-репортеры вымываются водой и нефтью. В результате водная и нефтяная фазы флюида автоматически обеспечиваются индикаторами притока.

Предложенное техническое решение компании «ГеоСплит» является одним из ключевых факторов для цифровизации месторождений и позволяет существенно повысить экономическую эффективность разработки месторождений. Использование алгоритмов машинного обучения позволяет проводить автоматизированный анализ проб с высокой точностью.  Основным преимуществом технологии является возможность получать данные по работе скважины и пласта регулярно в течение пяти лет.  При этом не требуется остановка или изменение режима работы скважины.

Александр Каташов, генеральный директор компании «ГеоСплит»:«2018 год был прорывным для технологии GEOSPLIT. Мы успешно вывели на рынок новое техническое решение – маркеры в компоновке нижнего заканчивания. Наш первый продукт– маркированный пропант  – используется для мониторинга после операций по гидроразрыву пласта, а новое решение начинает работать, как только внутрискважинное оборудование спускается в скважину непосредственно после бурения. Это существенно расширяет рынок для продукта: ведь далеко не во всех скважинах проводятся операции гидроразрыва пласта. Кроме того, в ближайшее время мы собираемся представить продукт для исследования газовых скважин и работаем над созданием квантовых маркеров, устойчивых к кислотной среде. Это делается с учетом развития экспортного направления: дело в том, что если в России в большинстве случаев стимулирование скважин делается именно методом многостадийного гидроразрыва пласта (с использованием пропанта), то, например, в странах Ближнего Востока более распространен метод стимулирования скважин с помощью закачки кислот».
26.12.2018
С наступающим Новым годом!
13.12.2018
«ИСК «ПетроИнжиниринг» – лучший сервисный подрядчик «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
«Лучшим сервисным подрядчиком по ключевым показателям эффективности (КПЭ)» по итогам Iполугодия 2018 года стала «Инновационная Сервисная Компания «ПетроИнжиниринг». Конкурс проводится среди подрядчиков АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» в рамках проекта «Технический предел». В частности, оценивалась работа ИСК по приготовлению и инженерному сопровождению буровых растворов. «Наша компания, в том числе сервис буровых растворов, делает ставку на взаимодействие опытных промысловых специалистов с ведущими учеными. Это позволяет не только достигать высоких результатов, но и постоянно улучшать свои показатели», – отмечает генеральный директор «ИСК «ПетроИнжиниринг» Александр Герасименко.
 Конкурс АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» призван повысить эффективность производства и уровень культуры безопасности, а также улучшить коммуникацию между подрядными организациями. Среди критериев оценки – эффективное планирование работ, сокращение сроков строительства и реконструкции скважин без нарушения высоких требований безопасности, оценка возможных рисков.
В частности, в отчете отмечается, что в I полугодии 2018 года «ИСК «ПетроИнжиниринг» свела к нулю непроизводительное время. В этом направлении команда смогла не только достигнуть установленные «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» нормы, но и улучшить их. «Применение качественных буровых растворов, грамотная организация процесса, высококвалифицированный персонал — все это помогает избежать простоев, позволяет показать более высокие результаты», – комментирует Александр Герасименко.
Также компания «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» высоко оценила такие показатели «ИСК «ПетроИнжиниринг», как качество бурового раствора, безопасность и культура производства, оснащение буровых постов программным обеспечением, соблюдение требований обращения с материалами и др. Отдельно была отмечена поддержка ИСК при реконструкции скважины на территории Вынгаяхинского месторождения: был достигнут рекордный показатель–14,2 суток/1000 м.
Победа в номинации «Лучший сервисный подрядчик по КПЭ» не первая в активе «ИСК «ПетроИнжиниринг». По итогам II полугодия 2017 года в соответствующей номинации компания также заняла лидирующую позицию среди подрядчиков АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
ООО «ИСК «ПетроИнжиниринг» и АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» сотрудничают с 2013 года. Сегодня специалисты ИСК оказывают различные услуги по сопровождению бурения скважин в ЯНАО на следующих месторождениях: Восточно-Пякутинское, Суторминское, Западно-Суторминское, Сугмутское, Романовское, Крайнее, Вынгаяхинское, Еты-Пуровское, Меретояхинское, Северо-Карамовское, Вынгапуровское, Западно-Чатылькинское, Новогоднее, Ярайнерское, Карамовское, Спорышевское, Средне-Итурское.
19.11.2018
«НОВАТЭК» сообщил об открытии Няхартинского месторождения

ПAO «НОВАТЭК» (далее – «НОВАТЭК» и/или «Компания») сообщает об открытии нового газоконденсатного месторождения.
Дочернее общество Компании ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» по результатам испытаний поисковой скважины ПО-1 получило промышленный приток газа из нижнемеловых отложений на Няхартинском лицензионном участке, дебит газоконденсатной смеси составил более 300 тысяч кубических метров в сутки.


Запасы природного газа и конденсата открытого Няхартинского месторождения будут окончательно определены после завершения испытаний скважины. Материалы по подсчету запасов будут переданы на экспертизу в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых РФ в 2019 г.


Няхартинское месторождение находится в непосредственной близости от Юрхаровского месторождения Компании и является важным открытием для поддержания добычи «НОВАТЭКа» в зоне проектов трубного газа.

09.10.2018
«Газпром нефть» создала первую в отрасли цифровую модель Ачимовской толщи

Сотрудники Научно-Технического Центра «Газпром нефти» совместно со специалистами «Газпромнефть — Ангары» создали первую цифровую модель Ачимовской толщи*, выявив 10 перспективных зон с ресурсным потенциалом, превышающим 34 миллиарда тонн углеводородов. Цифровая модель станет основой для формирования стратегии по разработке трудноизвлекаемых запасов Ачимовской толщи.


В рамках проекта изучены территории Западной Сибири, расположенные в шести субъектах России — это более 1,5 млн кв км. Выявлено 183 тыс. кв км перспективных зон для дальнейшего анализа. Помимо этого, были собраны данные по более чем 3,8 тысяч скважин. Для анализа крупнейшего в отрасли массива геологической информации «Газпром нефть» разработала и применила новые алгоритмы обработки больших объемов данных. На их основе создана цифровая межрегиональная карта ачимовских отложений с ресурсным потенциалом в 34,4 миллиардов тонн нефти и газа. Также впервые была разработана комплексная карта перспективности малоизученной ачимовской толщи.

Цифровая модель представляет собой детализированный макет нескольких регионов, состоящий из более чем 150 карт, на которых определены перспективные зоны. «Цифровой двойник» ачимовских отложений является универсальным инструментом для анализа месторождений в Западной Сибири: за счет собранной информации и разработанной методологии цифровое решение станет основой для формирования стратегии дальнейшей рентабельной разработки ачимовских залежей.

«Создание цифровых моделей таких масштабов — это работа, сопоставимая по наукоемкости с разработкой компьютерных симуляторов сложнейших физических процессов. Ученые оперируют огромными массивами данных, должны учитывать миллионы параметров и взаимосвязей. Цифровые модели месторождений и нефтегазовых бассейнов — это сложный продукт, который свидетельствует о высоком уровне технологического развития компании», — подчеркнул директор дирекции по технологиям «Газпром нефти», генеральный директор НТЦ «Газпром нефти» Марс Хасанов.

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
© 2019 ООО «Альфа Горизонт»