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.

Роснефть завершила сейсморазведочные исследования 3Д на Дерюгинском лицензионном участке недр на северо-восточном шельфе Сахалина в Охотском море и на Центрально-Татарском участке в Японском море. Об этом сообщили в пресс-службе компании.

Общий объем выполненной сейсмической съемки 3Д составил 2 тыс. кв. км. Полевые работы проводились для уточнения геологического строения перспективных объектов и планирования поискового бурения на лицензионных участках.

«Собранная информация будет передана для дальнейшей обработки и интерпретации. Результаты сейсморазведочных исследований позволят принять оптимальное решение по дальнейшим геологоразведочным работам на Дерюгинском и Центрально-Татарском участках. Роснефть уделяет особое внимание природоохранным мероприятиям. Программа работ 2017 г. выполнена в строгом соответствии с требованиями природоохранного законодательства РФ с соблюдением всех норм экологической и промышленной безопасности», — говорится в сообщении.

Выполнение работ организовано дочерним обществом Роснефти — ООО «РН-Шельф-Арктика».

СП в Ютазинском районе РТ будет поставлять пакерное оборудование нефтяным компаниям РФ и зарубежья.

«Татнефть» и НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Башкирия) создадут совместное предприятие «ТАПАРТ» в Ютазинском районе Татарстана. По словам директора «Пакера» Марата Нагуманова, «зайти в регион» и создать предприятие на 100 рабочих мест он согласился, имея гарантированные заказы на 200 млн рублей и при условии равных вложений партнеров. Его слова приводит Sntat.ru.

Предприятие было зарегистрировано на Нагуманова в апреле, «Татнефть» в мае выкупила 50% доли. «Пакером» будет управлять «УК „Тапарт“.

«Мы находимся в постоянном поиске новых технологий управления, которые на наш взгляд нашли широкое применение в «Пакере», сказал главный инженер – первый заместитель начальника по производству нефтегазодобывающего управления «Нурлатнефть» Равиль Ахмадеев.

Планируется, что завод в селе Абсалямово будет многофункциональным и легко перестраиваемым. Основное производство займет около 3,5 тысяч кв. метров. На производстве будут предусмотрены и цеха для изготовления мелких серий продукции, склад, покрасочный цех и сборка готовых деталей.

Подразделения НИОКР пока разместят в городе Октябрьский. Вначале будет выпускаться определенная линейка пакерного оборудования. НПФ планирует продавать его не только «Татнефти», но другим компаниям России и зарубежья.

Проект реализуется по просьбе руководства РТ в связи с ликвидацией Уруссинской ГРЭС, сообщал  Информ-Девон.

Саудовская Аравия склоняется к тому, чтобы выбрать Нью-Йорк в качестве основной площадки для размещения акций государственного нефтяного гиганта Saudi Arabian Oil Co. (Saudi Aramco), хотя некоторые финансовые и юридические консультанты рекомендовали Лондон как менее проблематичный и рискованный вариант. Об этом сообщает Reuters со ссылкой на источники, знакомые с ситуацией.
Окончательное решение о том, где провести размещение, которое может стать крупнейшим в мире IPO, примет наследный принц Мухаммед бин Салман, курирующий экономическую и энергетическую политику королевства, рассказали источники.
Их комментарии указывают на внутренние разногласия между тем, что рекомендуют некоторые советники, и тем, что предпочитает кронпринц.
По словам источников, принц Мухаммед может выбрать Нью-Йоркскую фондовую биржу (NYSE) для IPO Saudi Aramco, исходя из «политических соображений», учитывая давние отношения между Эр-Риядом и Вашингтоном. Однако источники добавили, что финансовые и коммерческие факторы также будут играть определенную роль в выборе площадки.
Aramco заявила, что пока не принято решение о месте размещения, помимо саудовской биржи Tadawul. «Все варианты по-прежнему рассматриваются. Нет необходимости в принятии немедленного окончательного решения», — сообщила компания в ответ на запрос Reuters.

Как сообщали «Вести.Экономика», Saudi Aramco планирует продать до 5% акций в ходе IPO в следующем году. IPO Aramco является частью «Видения-2030» — плана наследного принца Мухаммеда бин Салмана по диверсификации экономики, созданию крупнейшего в мире суверенного инвестфонда и сокращению зависимости от углеводородов.
Несколько консультантов рекомендовали Лондон в качестве основной площадки для IPO за пределами Саудовской Аравии, сообщили источники Reuters в прошлом месяце. Частично это связано с опасениями, что размещение в США потребует большего раскрытия конфиденциальной информации об Aramco.
Один из источников, однако, сказал, что Нью-Йорк, вероятно, будет предпочтительным вариантом для правительства Саудовской Аравии и принца Мухаммеда.
Источники отмечают, что помимо Нью-Йорка и Лондона, рассматривается возможность IPO в Гонконге.
Биржи соперничают за то, чтобы быть выбранными в качестве площадки для IPO Aramco, поскольку это обеспечит значительный импульс их объемам торгов. Кроме того, это может помочь им привлечь для проведения IPO другие компании из стран Персидского залива.
Но план Aramco породил некоторые опасения в обществе по поводу того, что Эр-Рияд дешево продаст акции нефтяного гиганта иностранцам в период низких цен на нефть. По словам источников, некоторые сотрудники Aramco втайне надеются, что весь план будет отложен.
Помимо выбора биржи, не было принято решение о том, каких именно активов коснется IPO, и о том, как будет выглядеть внутренняя организационная структура Aramco после листинга, говорят источники.
Одним из основных вопросов, которые обсуждаются в стране, является оценка стоимости. Принц Мухаммед заявил, что при IPO Aramco будет оценена как минимум в $2 трлн. Однако некоторые аналитики оценивают компанию в $1-1,5 трлн.
Хотя листинг на Нью-Йоркской бирже означал бы доступ к большей ликвидности, это привлекло бы более пристальное внимание к оценкам Aramco доказанных запасов энергоносителей и будущих цен на нефть, а также прогнозам спроса, которые играют важную роль в оценке компании, отметил другой источник в отрасли.
С точки зрения оценки стоимости многое зависит от прогноза цен на нефть, которые в настоящее время значительно ниже, чем три года назад.
«Поэтому Саудовской Аравии сейчас требуется более высокая цена на нефть для IPO, чтобы получить лучшую оценку Aramco», — сказал источник.
Внутренние переговоры между наследным принцем, министром энергетики Халидом аль-Фалихом, руководством Aramco и многими финансовыми и юридическими консультантами по некоторым из этих основных решений вызвали предположение, что IPO, которое, как ожидается, состоится во втором полугодии 2018 года, может быть отложено

На Орехово-Ермаковском месторождении компании «Газпромнефть-Хантос» открыто две новые нефтяные залежи – западная и восточная, которые относятся к структурному типу пласта БВ-0*, не числящегося на государственном балансе.

Обе залежи пластово-сводовые, структурного типа, достигают 9-метровой высоты, но имеют разные размеры: западная залежь – 1,2х2,5 км, восточная – 2,8х2,6 км с эффективными нефтенасыщенными толщинами 2,6-8,4 метра и 1,8-5,9 метра соответственно. Залежи будут включены в государственный баланс запасов как новый объект для пробной эксплуатации с последующей разработкой. Суммарный прирост извлекаемых запасов по двум залежам составит более 256 тыс. тонн нефти.

С помощью геофизических исследований и сейсморазведки удалось составить контуры данных объектов для последующей пробной эксплуатации. Уже в этом году «Газпромнефть-Хантос» планирует мероприятия, направленные на вовлечение в разработку залежи пласта БВ-0 Ореховской площади Орехово-Ермаковского месторождения.

«Открытие новых залежей – итог трехлетней успешной работы всех участвовавших служб: от геологоразведки до эксплуатационного бурения. За счет реализации мероприятий по открытию новой залежи на Орехово-Ермаковском месторождении появилась возможность увеличить запасы углеводородного сырья и получить прирост по добыче нефти», — отметил генеральный директор «Газпромнефть-Хантос» Сергей Доктор.

АО «Самаранефтегаз», дочернее общество НК «Роснефть», успешно выполнило на скважине №109 Кулешовского месторождения операцию гидроразрыва пласта (ГРП). Она является рекордной для Волго-Уральского региона.

Единоразово в пласт было закачано 150 тонн проппанта, что позволило обеспечить высокий дебит скважины – более 90 тонн/сут нефти и более 20 тыс м3/сут газа, сообщается на сайте «Роснефти».

Операция проводилась в пластах на глубине залегания 3,6 тыс. м.  Для достижения максимальной эффективности скважины специалисты «Самаранефтегаза» увеличили массу проппанта. По существующей практике средняя масса закачки проппанта на одну операцию ГРП составляет 22 тонны. Расчеты увеличения массы были сделаны с учетом вскрытой нефтенасыщенной толщи пластов.

Для выполнения операции были задействованы дополнительные насосы высокого давления и емкости технической воды, что обеспечивало высокий темп закачки 4,5 м3/мин при повышении давления до 780 атмосфер. Поэтому особое внимание во время работы уделялось технике безопасности.

Качественная подготовка скважинного оборудования, точный расчет, правильная организация работ по спуску оборудования ГРП в скважину обеспечили успешное проведение нестандартной операции и высокий дебит скважины.

ПАО «ЛУКОЙЛ» завершило строительство и ввело в промышленную эксплуатацию пятую добывающую скважину на месторождении имени Владимира Филановского в акватории Северного Каспия. Об этом сообщается на сайте компании.

Пятая скважина является двуствольной, горизонтально-направленной. Длина ее горизонтальной секции по основному стволу составляет 1429 м, а по второму стволу – 1612 м. Ввод скважины в эксплуатацию позволил существенно увеличить суточную добычу на месторождении — за 13 июня 2017 года на месторождении добыто более 14 тыс. тонн нефти или более 5 млн тонн в годовом выражении. Продолжаются работы по выводу скважины на проектный режим эксплуатации. Кроме того, ЛУКОЙЛ приступил к строительству шестой скважины, которая будет выполнять водонагнетательную функцию.

Также в соответствии с графиком, выполняется обустройство второй очереди месторождения имени Владимира Филановского. На данный момент установлено верхнее строение ледостойкой стационарной платформы (ЛСП-2) на опорные основания. Следующий этап – транспортировка с берега на месторождение верхнего строения платформы жилого модуля второй очереди (ПЖМ-2).​

Сегодня в Москве состоялась рабочая встреча Председателя Правления ПАО «Газпром» Алексея Миллера и Члена Исполнительного комитета Royal Dutch Shell Маартена Ветселаара.

На встрече рассматривался широкий круг вопросов двустороннего партнерства. Особое внимание было уделено перспективам взаимодействия в рамках Соглашения о стратегическом сотрудничестве, заключенного компаниями в 2015 году.

Справка

Royal Dutch Shell — британо-нидерландский нефтегазовый концерн, занимающийся добычей, переработкой и маркетингом углеводородов более чем в 90 странах.

«Газпром» и Shell совместно участвуют в проекте «Сахалин-2», в рамках которого работает единственный в России завод по производству СПГ. Оператор «Сахалина-2» — Sakhalin Energy Investment Company Ltd. («Газпром» — 50% плюс одна акция, Shell — 27,5% минус одна акция, Mitsui — 12,5%, Mitsubishi — 10%). В 2015 году «Газпром» и Shell подписали Меморандум по реализации проекта строительства третьей технологической линии завода СПГ, а также Соглашение о стратегическом сотрудничестве, предусматривающее возможности расширения портфеля совместных проектов, включая возможный обмен активами.

В июне 2016 года «Газпром» и Shell подписали Меморандум о взаимопонимании по проекту «Балтийский СПГ», в соответствии с которым стороны изучат перспективы взаимодействия в рамках проекта.