Альфа Горизонт СПб.   В начало О Компании Новости Сервис Контакты Обратная связь  
Новости нефтегазового сектора
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:

  1. Внедрение каротажа во время бурения горизонтальной секции.
  2. Оптимизация рецептур буровых растворов.
  3. Концептуально новый подход подготовки ствола скважины к спуску «хвостовика», а именно внедрение обратной проработки.
  4. Оптимизация технологических параметров бурения во всех секциях скважины.
  5. Переход на схему управления работами по «Раздельному сервису».

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:

  1. 324 мм направление; спускается на глубину 30м по вертикали с целью предупреждения размыва приустьевой части скважины, перекрытия неустойчивых пород, предупреждения загрязнения верхних водоносных горизонтов.
  2. 245 мм кондуктор; спускается на глубину 1100м по вертикали с целью перекрытия неустойчивых пород, предупреждения гидроразрыва при нефтегазоводопроявлениях, а также установки противовыбросового оборудования для безопасного вскрытия нефтепроявляющих пластов, подлежащих вскрытию при дальнейшем углублении скважины под эксплуатационную колонну.
  3. 178 мм эксплуатационная колонна; спускается на глубину ориентировочно 2490м по вертикали с целью перекрытия нестабильной глинистой покрышки продуктивного пласта БС4-5 для дальнейшего безаварийного бурения горизонтального участка протяжённостью 1000м.
  4. 114 мм «хвостовик» с оборудованием для проведения МГРП; спускается в продуктивный горизонт для закрепления стенок скважины, установки оборудования для МГРП и дальнейшей эксплуатации скважины.

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:

  1. 324 мм направление; спускается на глубину 30 м по вертикали с целью предупреждения размыва приустьевой части скважины, перекрытия неустойчивых пород, предупреждения загрязнения верхних водоносных горизонтов.
  2. 245 мм кондуктор; спускается на глубину 1100 м по вертикали с целью перекрытия неустойчивых пород, предупреждения гидроразрыва при нефтегазоводопроявлениях, а также установки противовыбросового оборудования для безопасного вскрытия нефтепроявляющих пластов подлежащих вскрытию при дальнейшем углублении скважины под эксплуатационную колонну.
  3. 178/140 мм комбинированная эксплуатационная колонна; спускается для закрепления стенок скважины, установки оборудования для МГРП и дальнейшей эксплуатации скважины.

Основные преимущества предложенной конструкции горизонтальной скважины:

  1. Бурение секции под комбинированную эксплуатационную колонну до проектного забоя в один рейс. При этом отсутствует необходимость выброса бурильного инструмента диаметром 127 мм и сборки бурильного инструмента диаметром 102/89 мм;
  2. Бурение секции под комбинированную эксплуатационную колонну без замены бурового раствора.
  3. Отсутствие необходимости в перемонтаже ПВО.
  4. Отсутствие необходимости опрессовки бурильной колонны перед спуском хвостовика и смены трубных плашек на ПВО под бурильный инструмент диаметром 102/89 мм.
  5. Отсутствие необходимости сборки толстостенных бурильных труб (ТБТ) для обеспечения доведения необходимой нагрузки на хвостовик при его спуске.
  6. Одновременный спуск секции эксплуатационной колонны и хвостовика.
  7. Ремонтопригодность скважин в части возможности зарезки боковых стволов не изменилась.

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:

  1. Бурение из-под кондуктора в интервале набора параметров кривизны до точки входа в пласт и дальнейшее бурение до окончательного забоя горизонтального участка производится с использованием раствора на углеводородной основе (РУО) в одно долбление.
  2. Применение роторно-управляемой системы (РУС) с комплексом приборов каротажа во время бурения и долота PDC диаметром 220,7 мм. Данной КНБК осуществляется разбуривание оснастки обсадной колонны 245мм, бурение и подготовка ствола скважины к спуску комбинированной колонны методом обратной проработки.
  3. Использование концепции расчета и подбора максимально эффективных технологических параметров бурения «Fast Drilling», позволяющей достигать рекодных показателей механической скорости проходки.
  4. Спуск комбинированной колонны, включающей 140мм обсадную колонну в интервале горизонтального участка и далее 178мм обсадную колонну до устья. В компоновку заканчивания включается оборудование для проведения МГРП для данных типоразмеров.
  5. Цементирование комбинированной колонны в интервале 178 мм обсадной колонны через муфту ступенчатого цементирования.
  6. Построение геомеханической модели до начала бурения и корреляция модели в процессе проводки скважин.

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:

  1. ПАО «НК «Роснефть»
  2. ООО «РН-Юганскнефтегаз»
  3. ООО «РН-ЦЭПиТР»
  4. ООО НФ «РН-Бурение»
  5. Компании «Шлюмберже»

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:

  1. Концепция строительства скважин с комбинированной эксплуатационной колонной с заканчиванием МГРП проверена и реализована на практике.
  2. Интервал эксплуатационной колонны и хвостовика пробурен за один рейс.
  3. Впервые в ПАО «НК «Роснефть» выполнены успешные спуски комбинированных 178х140мм колонн с оборудованием заканчивания МГРП.
  4. Впервые в РН-ЮНГ выполнено успешное замещение РУО на жидкость заканчивания.

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».

13.02.2017
На новопортовском месторождении «Газпромнефти» впервые построены двуствольные горизонтальные скважины

На Новопортовском месторождении успешно использована новая технология строительства многоствольных скважин. Ее применение позволило «Газпромнефть-Ямалу» (дочерняя компания «Газпром нефти», разрабатывает Новопортовское месторождение) увеличить нефтеотдачу пласта и существенно повысить эффективность разработки месторождения.
Использованная технология бурения предусматривает закрепление в каждом горизонтальном стволе скважины металлической трубы, так называемого хвостовика, чтобы предотвратить осыпание породы и потерю пробуренного ствола в процессе его эксплуатации. Разработка дизайна скважины и круглосуточное сопровождение бурения осуществлялось экспертами Научно-технического центра «Газпром нефти» совместно со специалистами «Газпромнефть-Ямала».
Длина каждого ствола первой двуствольной скважины, построенной на Новопортовском месторождении, составляет 1000 м, ее начальный дебит был зафиксирован на уровне более 400 тонн нефти в сутки. Сегодня на Новопортовском месторождении построено и функционирует уже 5 подобных скважин, при этом каждая новая скважина бурится значительно быстрее предыдущей, что позволяет существенно сократить ее стоимость. В результате специалистам удалось достигнуть рекордной по компании скорости бурения многоствольных скважин — 5,87 суток на 1000 м, что сопоставимо с лучшими результатами по бурению одноствольных горизонтальных скважин.
«Внедрение новых технологий бурения — это часть Технологической стратегии „Газпром нефти“. Документ систематизирует в компании поиск инновационных решений для создания точек долгосрочного развития. Проекты высокотехнологичного бурения и повышения нефтеотдачи, реализуемые на наших месторождениях, позволяют „Газпром нефти“ уже сегодня вовлекать в рентабельную разработку запасы, ранее не считавшиеся перспективными», — сказал первый заместитель генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев.

18.01.2017
«Газпромнефть» завершила проект модернизации электросетей в районе месторождения Бадра в Ираке

«Газпромнефть», оператор разработки месторождения Бадра в Ираке, завершила модернизацию энергетических сетей в районах, прилегающих к месторождению. В течение 2015-2016 гг. «Газпром нефть Бадра», дочерняя компания «Газпром нефти», построила новые линии электропередач в городе Бадре, населенных пунктах Зурбатыя и Джассан, а также в окрестных поселениях.
В ходе работ по электрификации округа Бадра были установлены 59 трансформаторов, 2808 опор линий электропередач, 580 фонарных столбов, уложено более 200 километров алюминиевых проводов и подвесных кабелей. По данным Управления электроснабжения провинции Васит, в настоящее время это самый крупный проект реконструкции электросетей, осуществленный в этой провинции, а округ Бадра с входящими в него населенными пунктами лидирует в регионе по уровню обеспеченности энергетической инфраструктурой.
В рамках программы освоения месторождения «Газпром нефть Бадра» реализует масштабный проект развития территорий присутствия. В частности, после ввода в эксплуатацию установки комплексной подготовки газа основная часть товарной продукции по трубопроводу будет поступать на электростанцию Аз-Зубайдия в 100 км к юго-востоку от Багдада, что позволит значительно увеличить производство электроэнергии в Ираке и сыграет важную роль в обеспечении стабильного электроснабжения нескольких провинций страны. Кроме того, сухой товарный газ будет поставляться на собственную газотурбинную электростанцию, которая снабжает электричеством жилой комплекс «Газпром нефть Бадра», а также обеспечит бесперебойную подачу электроэнергии в город Бадра и прилегающие населенные пункты.
В течение 2012-2016 гг. «Газпром нефть Бадра» реализовала ряд крупных социальных проектов в провинции Васит: в городской больнице города Бадры был проведен ремонт и установлено современное медицинское оборудование, приобретены два автомобиля скорой помощи. Кроме того, «Газпром нефть Бадра» обеспечила компьютерами городские школы и построила три новых школьных здания в Бадре, Зурбатые и Джассане.
В настоящее время на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) месторождения Бадра в Ираке ведутся пуско-наладочные работы. Установка производительностью 1,6 млрд куб. м в год предназначена для сжатия, очистки и осушки попутного нефтяного газа (ПНГ). После ввода в эксплуатацию всех объектов газовой инфраструктуры уровень утилизации ПНГ на месторождении Бадра достигнет 99%. УКПГ обеспечит сырьем электростанцию Аз-Зубайдия в 100 км на юго-востоку от Багдада, а также собственную газотурбинную электростанцию производительностью 123,5 мВт.
«Освоение месторождения Бадра осуществляется в контексте расширения экономического сотрудничества России и Республики Ирак и занимает особое место в портфеле активов „Газпром нефти“. Бадра — первый зарубежный проект компании, полностью созданный командой „Газпром нефти“. По итогам 2016 года добыча нефти на месторождении Бадра вплотную приблизится к 3 млн тонн — это также рекордный показатель для зарубежных подразделений нашей компании», — сказал генеральный директор ООО «Газпромнефть-Развитие» Денис Сугаипов.

13.01.2017
ПАО «ЛУКОЙЛ» на месторождении трудноизвлекаемых запасов нефти в Западной Сибири провел первый в России МГРП на горизонтальной скважине с применением «линейной» жидкости разрыва

В сентябре 2016 года впервые в России выполнен МГРП с применением маловязкой «линейной» жидкости разрыва на месторождении им. В.Н. Виноградова, расположенном в Белоярском и Ханты-Мансийском районах Ханты-Мансийского автономного округа – Югры Тюменской области.

Основной объект месторождения – залежь нефти пласта АС3фроловский свиты относится к трудноизвлекаемым запасам и представляет сложную задачу для инженеров Компании. Разработку месторождения ведет АО «РИТЭК».
В рамках опытно-промышленных работ, проводимых на месторождении организован пилотный участок по испытанию технологий многозонного ГРП на горизонтальных скважинах для выбора наиболее эффективного и экономически рентабельного подхода к разработке месторождения. Научно-инженерное сопровождение работ проводится ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» — Головной организацией Научно-промышленного комплекса ПАО «ЛУКОЙЛ»,
По результатам проведенных исследований – микросейсмического мониторинга ГРП, микро-ГРП и результатов ГРП на скважинах, на основе детального изучения геомеханических свойств разреза, специалистами компании было установлено, что породы пласта-покрышки, ограничивающих объект, не являются барьером для роста трещины при стандартной технологии ГРП, в связи с чем скважины, вводились из бурения с высокой обводненностью продукции. По результатам полученной информации, была поставлена задача и принято решение о необходимости проведения МГРП по технологии максимально ограничивающей рост трещины. Для этой цели, была разработана технология многозонного ГРП в горизонтальной скважине с применением полностью «линейной» жидкости разрыва, что является сложной задачей в связи с ограничениями в песконесущей способности и отсутствии опыта проведения такого рода работ на горизонтальных скважинах в России.
Ранее на месторождениях компании, проводились гибридные ГРП, при которых на буферной стадии применялась несшитая полимерная система, так называемая «линейная» жидкость разрыва, а при закачке проппантной пачки переходили на традиционный сшитый гель.
Головным офисом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» совместно с АО «РИТЭК» были разработаны дизайны ГРП на линейной жидкости разрыва для 11-стадийного МГРП.
Все 11 стадий МГРП были проведены на горизонтальной скважине с длиной горизонтального участка 1000 м месторождения им. В.Н. Виноградова в сентябре 2016 года без осложнений.

Проведение МГРП по традиционной технологии, с применением жидкостей разрыва на основе сшитых полимерных систем, хорошо зарекомендовавшей себя на месторождениях Западной Сибири, приводило к получению на скважинах данного месторождения высокообводненной продукции – около 60% и выше. По результатам проведения МГРП на линейной жидкости разрыва, обводненность не превышает 5% в течении более трех месяцев эксплуатации скважины, что позволило по новому оценить перспективы разработки залежи нефти пласта АС3.
В настоящее время продолжается мониторинг работы скважины и планируется проведение аналогичных работ по МГРП с применением линейного геля на других скважинах месторождения им. В.Н. Виноградова. Успех данной операции позволит повысить эффективность разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами как в Западно-Сибирском регионе, так и других регионах присутствия Компании.

16.12.2016
«Газпромнефть» и Yokogawa подписали соглашение о создании в Санкт-Петербурге международного центра инноваций

В рамках визита Президента РФ Владимира Путина в Японию Председатель Правления «Газпром нефти» Александр Дюков и Президент Yokogawa Electric Corporation Такаси Нисиджима подписали соглашение о создании в Санкт-Петербурге международного центра инноваций в сфере автоматизации нефтеперерабатывающих производств. Соглашение предусматривает расширение технологического сотрудничества между компаниями, новым этапом которого станет разработка инновационной системы управления эффективностью нефтепереработки.
Специалисты «Газпром нефти» и Yokogawa будут работать над созданием и внедрением информационных систем нового поколения, решающих задачи оптимизационного планирования, моделирования технологических процессов, непрерывного контроля качества и количества продукции по всей цепочке создания стоимости, управления нефтеперерабатывающими активами. Новые решения будут базироваться на инновационных технологиях, таких как предиктивное управление, математическое моделирование производства, искусственный интеллект, big data, промышленный интернет вещей.
На первом этапе совместного проекта в Санкт-Петербурге в 2017 году будет создан центр разработок новых технологических решений для нефтепереработки, группа точного моделирования процессов на базе технологии «Цифровой двойник», учебный центр и лаборатория.
«Yokogawa – давний и надежный технологический партнер «Газпром нефти». Решение о разработке новых прогрессивных систем управления эффективностью нефтепереработки выводит наше сотрудничество на качественно новый уровень и позволяет компаниям рассчитывать на прорыв в области информационных технологий и автоматизации», – отметил Председатель Правления «Газпром нефти» Александр Дюков.
С 2008 года между «Газпром нефтью» и Yokogawa Electric Corporation действует соглашение о стратегическом сотрудничестве. Yokogawa принимала участие в формировании долгосрочных стратегических программ модернизации систем автоматизации Московского и Омского нефтеперерабатывающих заводов. На НПЗ «Газпром нефти» действуют технические центры, созданные в партнерстве с Yokogawa и предназначенные для управления технологическими процессами и производством с использованием оборудования и программного обеспечения японской компании и обучения профильных специалистов предприятий.

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
| | Сервис
| Контакты
| Обратная связь
© 2017 ООО «Альфа Горизонт»