|
|||||||||
Новости нефтегазового сектора 17.08.2017
Татннфть и Октябрьский Пакер создают завод ТАПАРТ
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. 14.08.2017
Saudi Aramco склоняется к проведению IPO в Нью-Йорке
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. 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. 17.07.2017
Газпромнефть-Хантос открыл новые нефтяные залежи на Орехово-Ермаковском месторождении
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. 10.07.2017
Самарнефтегаз выполнил рекордный для Волго-Уральского региона гидроразрыв пласта
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. 15.06.2017
ЛУКОЙЛ ввел в эксплуатацию пятую скважину на месторождении Северного Каспия
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). 30.05.2017
«Газпром» и Shell обсудили перспективы взаимодействия в рамках Соглашения о стратегическом сотрудничестве
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. СправкаRoyal 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. 22.05.2017
Halliburton заявляет о начале бурения на объектах компани ЛУКОЙЛ на Восточно-Таймырском месторождении
Компания Halliburton сегодня объявила, что ведет буровые работы на Журавлиной площади Восточно-Таймырского лицензионного участка компании «ЛУКОЙЛ» с начала апреля. Проект предусматривает строительство компанией Halliburton разведочной скважины глубиной 5 500 м, которое сопровождается комплексным пакетом сервисных услуг, включая наклонно-направленное бурение, буровые долота, буровые растворы, цементирование скважин и другие виды сервисов. Работы в настоящий момент ведутся с опережением графика. «Совместно с компанией «ЛУКОЙЛ» мы в течение нескольких месяцев разрабатывали технологические решения для максимального увеличения ценности активов на Восточно-Таймырском блоке», – сообщает Грэм Тейлор, вице-президент компании Halliburton по России. – «Мы с нетерпением ждем начала этапа исполнения этого уникального проекта и готовы оказывать содействие компании «ЛУКОЙЛ» в достижении успеха в Восточной Сибири». «Являясь одним из ведущих поставщиков услуг в нефтегазовом секторе, Halliburton вносит существенный вклад в наш проект», – отмечает Виталий Ковалев, заместитель генерального директора ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Опытная группа управления проектом, в состав которой входят специалисты компаний Halliburton и «ЛУКОЙЛ», будет контролировать ход проекта и планирует завершить бурение скважины приблизительно через год. 26.04.2017
«Роснефть»: Две скважины вместо одной — сокращение сроков бурения. Сложнее — Глубже — Быстрее
История успеха ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее РН-ЮНГ) — крупнейшее нефтедобывающее предприятие ПАО «НК «Роснефть». Оно было основано в 1977 году и ведет разработку 26 нефтяных месторождений, расположенных на территории Ханты-Мансийского автономного округа в Западной Сибири. Среди месторождений, разрабатываемых РН-ЮНГ, есть и сравнительно новые, такие как Приобское и Приразломное, отличающиеся низкой степенью выработанности запасов, их разработка осуществляется с использованием наиболее современных и эффективных методов. Данные месторождения имеют стратегическое значение, обеспечивая значительную часть прироста добычи нефти ПАО «НК «Роснефть», а бурение и ввод новых скважин в эксплуатацию является важной задачей Компании. В 2013 году Департаментом строительства скважин была инициирована работа по оптимизации сроков бурения горизонтальных скважин, в том числе, и с заканчиванием под проведение многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Исторически на объектах РН-ЮНГ работы по бурению скважин выполнялись по схеме управления «Генеральный подряд». Среднее время бурения типовой 3-х колонной горизонтальной скважины составляло приблизительно 42 дня (на конец 2013 года) при глубине скважины около 4000м с горизонтальным участком 1000м. В ходе первой итерации оптимизации цикла бурения горизонтальных скважин в РН-ЮНГ удалось достичь значительных результатов снижения сроков бурения при существующих конструкциях скважин. Из основных организационных и технологических изменений необходимо отметить:
Таким образом, по состоянию на 2016 год среднее фактическое время бурения горизонтальных скважин на Приразломном месторождении составляет 28.5 дней, а чистое время бурения (т.е. исключая непроизводительное время) составляет 24.5 дня. В результате был выбран потенциал оптимизации цикла бурения по типовой конструкции скважины. В РН-ЮНГ типовая конструкция горизонтальных скважин с заканчиванием под МГРП (рис.1а) выглядит следующим образом:
Проектный продуктивный пласт БС4-5 Ахской свиты представлен чередованием песчано-глинистых пород и характеризуется как нефтенасыщенный по всему интервалу, абсолютная глубина кровли а.о. -2372м. Общая мощность целевого интервала пласта в районе бурения в среднем составляет 8м. Путь к успеху Реализация второго этапа повышения эффективности бурения потребовала от специалистов Компании отказаться от стандартных подходов проектирования бурения скважин и концептуально пересмотреть типовую конструкцию горизонтальных скважин с учетом накопленного опыта, в том числе и зарубежных активов Компании (RN Cardium Oil Inc). В результате анализа мирового опыта и поиска нестандартных решений, с целью сокращения цикла строительства скважин, Департаментом строительства скважин был предложен для рассмотрения инновационный подход к проектированию конструкции скважин, предполагающий исключение целого этапа работ в цикле бурения скважины – спуск и крепление 178 мм эксплуатационной колонны. По предложенной концепции две секции под эксплуатационную колонну и хвостовик объединены в комбинированную 178/140 мм эксплуатационную колонну. Реализация этого подхода потенциально позволяет достигнуть цикла бурения за 17 дней. После выполнения всех необходимых расчетов для подтверждения технологической возможности и экономической эффективности реализации проекта было принято решение о проведении опытно-промышленных испытаний и бурении первых 12 горизонтальных скважин по новой конструкции на Приразломном и Приобском месторождениях РН-ЮНГ. Двухколонная конструкция горизонтальных скважин (рис.1б) включает следующие секции:
Основные преимущества предложенной конструкции горизонтальной скважины:
Управление проектом С целью снижения технологических рисков, а также в условиях отсутствия опыта реализации подобных проектов на территории Российской Федерации, в проектную команду по планированию и выполнению опытно-промышленных испытаний были привлечены специалисты РН-ЮНГ и ООО «РН-Центр Экспертной Поддержки и Технического Развития» (далее РН-ЦЭПиТР), а также специалисты компании Шлюмберже. Учитывая перспективы предложенной концепции для дальнейшей реализации в масштабе всей Компании, непосредственная координация реализации проекта выполнялась специалистами Управления технологий и инжиниринга Департамента строительства скважин и лично Директором Департамента. Технологии и инжиниринг при бурении и заканчивании скважин В процессе планирования проекта было всесторонне рассмотрено несколько вариантов технологий по каждому направлению, оценены риски, выбраны наиболее оптимальные способы реализации. В результате, были приняты следующие решения:
Основным отличием (рис.3) от применяемой ранее технологии является объединение эксплуатационной колонны диаметром 178х9,19мм и компоновки заканчивания для обсадной трубы диаметром 140х9,17мм. Компоновка заканчивания МГРП для скважин с комбинированной эксплуатационной колонной аналогична применяющейся в скважинах стандартной конструкции. Отличие заключается в том, что оборудование имеет типоразмеры, предназначенные для открытого ствола диаметром 220,7мм и обсадной трубы диаметром 140мм. Все элементы заканчивания, после разбуривания имеют внутренний диаметр равный внутреннему диаметру обсадной трубы 140мм. С целью ускорения ввода скважины в эксплуатацию применяются растворимые шары для портов ГРП. Междисциплинарное взаимодействие В процессе междисциплинарного планирования и реализации проекта участвовали специалисты:
Для реализации проекта также была модернизирована буровая установка в части возможности работы с РУО и установки оборудования для осушки шлама. Особый вклад в успешную реализацию проекта был внесен РН-ЦЭПиТР, специалисты которого контролировали процесс бурения скважин в режиме 24 часа / 7 дней в неделю. Результаты По результатам бурения первых трех скважин проект строительства скважин с комбинированной эксплуатационной колонной признан успешным. Лучший показатель бурения горизонтальной скважины Приразломного месторождения — 16,7 суток, таким образом, сокращение сроков строительства составило 41% от средней продолжительности строительства горизонтальных скважин типовой конструкции – 28.5 дней (Рис.4.) Полученные результаты:
Необходимо отметить, что имеется потенциал дальнейшего сокращения сроков бурения, за счет уменьшения непроизводительного времени и оптимизации технологических процессов, с учетом полученного практического опыта в процессе реализации данного проекта. На основе полученных результатов принято решение о тиражировании технологии бурения скважин с комбинированной эксплуатационной колонной с заканчиванием МГРП в ПАО «НК «Роснефть». |
|||||||||
|