Альфа Горизонт СПб.   В начало О Компании Новости Продукция Технологии Сервис Контакты Обратная связь  
Новости нефтегазового сектора
09.11.2016
Многостадийный прорыв

Летом этого года «Газпромнефть» впервые в Западной Сибири провела 30-стадийный гидроразрыв пласта (ГРП). Добиться столь впечатляющих результатов удалось благодаря применению бесшаровой технологии ГРП.
Сегодня многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) стал повседневной технологией повышения нефтеотдачи. Ее применяют и на традиционных запасах, и на трудноизвлекаемых. Тем не менее этот метод постоянно совершенствуется и развивается в соответствии с новыми вызовами. В частности, при разработке сложных низкопроницаемых коллекторов с плохими фильтрационно-емкостными свойствами стала очевидна малоэффективность стандартного шарового МГРП, имеющего определенные ограничения. В результате появился новый вид компановки для гидроразрыва — бесшаровый, принципиально отличающийся от применяемых ранее.

Первые работы по внедрению бесшарового МГРП в «Газпром нефти» начались в 2015 году на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса». Тогда с помощью этой технологии удалось увеличить количество стадий разрыва до 15: при шаровом МГРП этот параметр не превышает 10. В июле этого года на том же Южно-Приобском месторождении был проведен рекордный для России 30 стадийный гидроразрыв по бесшаровой«технологии. Особенность новой технологии прежде всего в способе изоляции портов ГРП (точек внутри скважины, где планируется провести гидроразрыв) от ранее простимулированных участков. При использовании более традиционной шаровой технологии каждая новая зона МГРП отделяется от предыдущей композитным или металлическим шаром. Диаметр шаров уменьшается от зоны к зоне и не позволяет провести более 10 операций гидроразрыва из за конструктивных особенностей скважины. При проведении бесшарового гидроразрыва в качестве изолятора используются не шары, а специальный инструмент с многоразовой уплотняющейся «подушкой» — пакером (см. схему). Оборудование для открытия муфт, закрывающих места будущих разрывов, с инсталлированным пакером спускается в скважину на гибких трубах (колтюбинге). Пакер увеличивается в размере при механическом сдавливании и отделяет зоны с уже проведенными гидроразрывами, параллельно открывается новая муфта. После выполнения работ пакер возвращается к исходному размеру, и оборудование можно транспортировать к следующему порту для проведения МГРП внутри скважины (в то время как шары и муфты после завершения операции необходимо разрушать специально). В случае применения бесшаровой технологии количество стадий МГРП ограничивается лишь протяженностью самой скважины и технико-экономическими расчетами.
Увеличение количества стадий гидроразрыва может быть крайне важно при разработке низкопроницаемых коллекторов, так как, соответственно, увеличивается количество трещин, пронизывающих нефтяной пласт, а значит, и зона дренирования. Все это обеспечивает повышение значений пускового дебета скважины и в дальнейшем более высокую накопленную добычу по сравнению с аналогичными скважинами, где проведен обычный МГРП. Кроме того, внедренная технология позволяет проводить исследования внутри скважины и, что крайне важно, повторный ГРП.
— 30 стадий гидроразрыва пласта проведен о на Южно-Приобском месторождении
— 1500 метров составила длина горизонтального участка скважины, пробуренного для проведения бесшарового ГРП
— 1200 тонн проппанта было использовано для проведения 30 стадий гидроразрыва
— 130 тонн составил пусковой дебит скважины после проведения бесшарового ГРП

31.10.2016
GE объединяет нефтегазовый бизнес с Baker Hughes

General Electric Co. и Baker Hughes заключили соглашение, в соответствии с которым подразделение GE, отвечающее за операции в нефтегазовом секторе, – GE Oil & Gas – будет объединено с Baker Hughes.
Сделка приведет к созданию мирового лидера в нефтесервисной сфере с уникальными возможностями в плане услуг и оборудования, говорится в совместном пресс-релизе двух компаний.
Согласно условиям соглашения, акционерам GE будет принадлежать 62,5% новой компании, акционерам Baker Hughes – 37,5%.
Помимо этого, GE направит $7,4 млрд на выплату специальных дивидендов акционерам Baker Hughes, которые составят $17,5 на акцию.
Новая компания будет иметь штаб квартиры в Хьюстоне и в Лондоне.
Сделка была единогласно одобрена советами директоров обеих компаний и, как ожидается, будет закрыта в середине 2017 года. Она требует одобрения акционеров Baker Hughes, а также соответствующих регуляторов.
“Новая компания станет ведущим поставщиком оборудования, технологий и услуг для нефтегазовой отрасли с годовой выручкой в $32 млрд и операциями более чем в 120 странах”, – отмечается в пресс-релизе.
Председатель совета директоров и CEO GE Джефф Иммельт возглавит совет директоров новой компании, президент и CEO GE Oil & Gas Лоренцо Симонелли займет должности президента и CEO новой компании.
Мартин Крейгхэд, председатель совета директоров и CEO Baker Hughes станет заместителем председателя совета директоров новой компании.
Синергетический эффект от сделки, как ожидается, составит $1,6 млрд к 2020 году. При этом GE рассчитывает, что этот шаг повысит ее прибыль в 2018 году примерно на $0,04 в расчете на акцию.

26.10.2016
«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» открыла новое месторождение с запасами 40 млн тонн на Западно-Чатылькинском лицензионном участке

«Газпром нефть» открыла новое месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе на Западно-Чатылькинском лицензионном участке (лицензия принадлежит «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазу»). По результатам бурения трех поисково-разведочных скважин было открыто шесть самостоятельных залежей нефти с суммарными геологическими запасами более 40 млн тонн. Ресурсы углеводородов нового Западно-Чатылькинского месторождения утверждены в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых.
Новое месторождение было открыто в юрских отложениях сиговской свиты*, которая является самым перспективным объектом для поиска залежей нефти в южной части Ямало-Ненецкого автономного округа. В ближайшие годы «Газпром нефть» продолжит изучение Западно-Чатылькинского участка, а в 2018 году планирует начать промышленную разработку открытых залежей.
Лицензию на геологическое изучение Западно-Чатылькинского участка «Газпром нефть» получила в 2012 году. Всего в рамках геологоразведочных работ на Западно-Чатылькинском участке планируется выполнить около двух тысяч кв. км сейсмики 3D, а также пробурить 11 поисковых и разведочных скважин.
«Газпром нефть» продолжает интенсивное развитие как в новых регионах, так и в традиционных районах нефтедобычи. Благодаря действующей в компании Стратегии воспроизводства сырьевой базы и сохранению инвестиций в геологоразведочные работы, мы увеличиваем запасы не только за счет доразведки наших месторождений, но и за счет новых открытий. Эффективное планирование и использование современных технологий позволило «Газпром нефти» достичь в 2016 году 96-процентной успешности поисково-разведочного бурения«, — сказал Председатель Правления «Газпром нефти»

24.10.2016
Покупка контрольного пакета акций «Башнефти» позволила «Роснефти» увеличить собственную долю на мировом нефтяном рынке с 4,9 до 5,4%

Покупка контрольного пакета акций «Башнефти» позволила «Роснефти» увеличить собственную долю на мировом нефтяном рынке с 4,9 до 5,4%. Об этом в своей колонке в итальянском издании Corriere della Sera написал главный исполнительный директор «Роснефти» Игорь Сечин.
«За десять лет, с 2005 по 2015 год, наша доля на рынке нефти (плюс конденсат) по статистике Международного энергетического агентства (МЭА) выросла с 1,9 до 4,9%, а после приобретения «Башнефти» — до 5,4%», — сообщил он.
По мнению Сечина, смысл нынешней ценовой войны в первую очередь заключается в конкуренции за долю на рынках. Поэтому покупка активов и расширение партнерства с другими игроками — один из способов ведения этой войны.
«В отличие от некоторых конкурентов, которые наращивают долю с помощью демпинга, мы расширяем свое присутствие, устанавливая партнерские отношения и создавая совместные предприятия с ключевыми потребителями нефти, то есть выстраиваем глобальные интегральные цепочки», — заявил он.
В качестве примера он привел индийский рынок, на котором недавно «Роснефть» заключила ряд крупных сделок, и венесуэльский.
В середине октября «Роснефть», ВТБ и Trafigura заключили соглашение о покупке индийской Essar за $12,9 млрд. В числе активов индийской компании — современный НПЗ в городе Вадинар производительностью 20 млн тонн, который имеет доступ к глубоководному порту, а также сеть АЗС из 2,7 тыс. станций в Индии.

17.10.2016
Добыча Газпромнефть-Хантоса за 9 месяцев 2016 года увеличилась на 3,5%

За 9 месяцев 2016 года «Газпромнефть-Хантос» добыл 11,5 млн тонн нефтяного эквивалента, что на 3,5% больше показателя аналогичного периода 2015 года.
Увеличивать объемы добычи компании удается благодаря оптимизации систем разработки месторождений, повышению нефтеотдачи, строительству высокотехнологичных скважин. Основной прирост по-прежнему обеспечивают ввод в эксплуатацию горизонтальных скважин, восстановление аварийного и малодебитного фонда скважин, а также проведение гидроразрыва пласта (ГРП)* на скважинах Южно-Приобского месторождения.
С начала года предприятие ввело в эксплуатацию 67 горизонтальных скважин с многостадийным ГРП, что на 81% превышает показатели 2015 года. Число скважин с зарезкой бокового ствола увеличено до 38, что на 52% больше, чем за тот же период прошлого года (9 месяцев 2015 года – 25 скважин с зарезкой бокового ствола), количество скважин базового фонда с повторным большеобъемным ГРП увеличилось на 45%, до 196 (за январь-сентябрь 2015 года – 135 скважин).
Среднесуточная добыча углеводородов достигла к концу сентября 2016 года значения в 42,2 тыс. тонн нефтяного эквивалента.
«Газпромнефть-Хантос» продолжает оставаться лидером группы компаний «Газпром нефть» по внедрению новых технологий добычи. Так, впервые в России в июле 2016 года на Южно-Приобском месторождении проведен 30-стадийный гидроразрыв пласта по «бесшаровой» технологии заканчивания и стимуляции. Он выполнен в рекордном для Южно-Приобского месторождения горизонтальном участке скважины, длина которого составила 1,5 тыс. метров при общей длине скважины более 4,6 тыс. метров. Глубина залегания пласта, в котором велись работы, – более 2,6 тыс. метров. Для проведения 30 стадий ГРП было использовано более 1,1 тыс. тонн проппанта.
«На основании последних научных исследований и лучших отраслевых практик в области добычи нефти в «Газпромнефть-Хантосе» реализуется программа непрерывных улучшений процессов разработки месторождений. Использование и адаптация мирового опыта в работе с трудноизвлекаемыми запасами краевых участков наших активов позволяет предприятию экономически эффективно вовлекать в добычу новые залежи. В ближайшее время нам предстоит выбрать оптимальные технологии заканчивания и режимы работы скважин в низкопродуктивных коллекторах на Южно-Приобском месторождении», – отметил генеральный директор «Газпромнефть-Хантоса» Сергей Доктор.

11.10.2016
Газпром нефть и МФТИ создали уникальный IT-продукт для разработки нетрадиционных запасов

На прошедшем в Санкт-Петербурге Газовом форуме «Газпром нефть» представила собственное программное обеспечение, позволяющее максимально эффективно рассчитать элементы гидроразрыва пласта* (ГРП) в залежах с нетрадиционными нефтегазовыми запасами — так называемой баженовской свите. Новый симулятор создан совместно с Московским физико-техническим институтом (МФТИ) и на сегодняшний день является единственным в мире ИТ-продуктом, разработанным непосредственно для баженовских пластов.
Разработанная программа помогает рассчитать, как в пласте будет развиваться трещина, смоделировать ее форму (длину, толщину, ширину и другие геометрические характеристики), а также оценить объем добываемой нефти из такой скважины. Для моделирования используются сложнейшие математические и физические модели, которые учитывают влияние десятков факторов.
Научно-технический центр «Газпром нефти» совместно с ведущими российскими исследовательскими институтами** участвует в разработке технологий для освоения нетрадиционных запасов. Работы ведутся в рамках федеральной программы комплексного исследования баженовской свиты.
Баженовская свита — горизонт горных пород, выявленных в центральной части Западной Сибири на глубинах 2-3 тыс. м. По оптимистичным оценкам геологов ресурсы нефти в пластах баженовской свиты только на территории Западной Сибири могут достигать 100-170 млрд тонн. Залежи распространены на площади около 1 млн кв. км, при этом имеют толщину — от 10 до 100 м. Баженовская свита относится к категории нетрадиционных запасов, содержащих так называемую сланцевую нефть, ее освоение находится на стадии подбора технологических решений для полномасштабной разработки.
Гидроразрыв пласта (ГРП) — один из наиболее эффективных способов стимулирования добычи на месторождениях, особенно для добычи трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов, в том числе — сланцевой нефти, аналогом которой являются углеводороды баженовской свиты. При этом проведение ГРП — технологически сложная и довольно дорогостоящая операция, требующая тщательной подготовки. Результаты моделирования позволят подобрать оптимальные параметры гидроразрыва.
«Наша основная задача — сделать методы разработки баженовской свиты такими же доступными как и для традиционных коллекторов. Бажен в отличие от традиционных пластов практически непроницаем. Задача разрабатываемой нами технологии — создание искусственных систем проводящих трещин. Разработанный симулятор, по сути, позволяет нам рассчитать, как максимизировать охват пласта с помощью сети трещин и обеспечить рентабельный приток нефти», — сказал глава Дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Алексей Вашкевич.
* Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — способ интенсификации добычи нефти. Заключается в том, что под высоким давлением в пласт закачивается смесь жидкости и специального расклинивающего агента (проппанта). В процессе подачи смеси формируются высокопроводящие каналы (трещины ГРП), соединяющие ствол скважины и пласт. По этим трещинам обеспечивается приток нефти, которая в ином случае в скважину бы не попала. При многостадийном ГРП (МГРП) в одном стволе горизонтальной скважины проводится несколько операций гидроразрыва. Таким образом обеспечивается многократное увеличение зоны охвата пласта одной скважиной.
**В состав консорциума по изучению баженовской свиты входят Инжиниринговый центр МФТИ, Геологический факультет МГУ, РГУ нефти и газа им. Губкина, Сколковский институт науки и технологий (Сколтех). Научно-технический центр «Газпром нефти» выступает индустриальным партнером консорциума, компания также участвует в софинансировании программы исследований.

10.10.2016
Мессояханефтегаз построил уникальную скважину: при глубине 800 м длина горизонтального ствола составила 1,9 км

«Мессояханефтегаз», совместное предприятие «Газпром нефти» и «Роснефти», успешно завершил строительство скважины с уникальной траекторией на Восточно-Мессояхском месторождении. Скважина №380 при вертикальной глубине 800 м имеет горизонтальный отход в 1,9 км, глубина по стволу составляет 2,7 км, общая протяженность проходки с учетом бурения двух пилотных стволов составила 4,4 км.
Уникальная скважина была построена всего за 25 суток, фактический дебит скважины составил 146 тонн нефти в сутки.
Согласно мировой классификации скважин с большим отходом от вертикали (ERD – extended reach drilling) подобное соотношение (2,4) относит построенную в «Мессояханефтегазе» скважину к сверхсложным, индекс сложности бурения (DDI) – 6.64 – один из самых высоких показателей в России.
«Технологии, применяемые при освоении Восточно-Мессояхского месторождения, позволяют существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков с учетом сложных геологических условий месторождения и наличия 400-метрового слоя многолетнемерзлых пород. Кроме того, передовые практики способствуют защите уникальной экосистемы арктической зоны благодаря сокращению площади участков под ведение буровых работ», – сказал генеральный директор «Мессояханефтегаза» Айдар Сарваров.

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
© 2018 ООО «Альфа Горизонт»