-4.34
Распечатать материалВ декабре 2015 года в АО «Самотлорнефтегаз» была проведена уникальная операция - 20-стадийный гидроразрыв пласта (ГРП). Поставленный рекорд - общероссийского масштаба: максимальным числом стадий ранее было 16.
«Гидроразрывы были проведены на довольно близком расстоянии друг от друга, - поясняет заместитель начальника отдела геологического сопровождения зарезки боковых стволов Самотлорнефтегаза Семён Кудря. - Расстояние между стадиями составило 24-30 метров. Инженеры ГРП обычно не рискуют проводить подобные операции, опасаясь, что соседние трещины будут влиять друг на друга. Мы это учли, и разобщили зоны, произведя полное цементирование хвостовика. Также сделали всё необходимое для того, чтобы трещины развивались перпендикулярно стволу скважины».
Для проведения первого 20-стадийного ГРП было применено специальное оборудование – селективный чашечный пакер (использовался в России впервые, до этого только в Канаде) и разрывные муфты, хорошо знакомые нефтяникам Самотлорнефтегаза с 2011 года.
«После проведения опытно-промышленных испытаний по бурению горизонтальной скважины с проведением 20-стадийного МГРП скважина вышла на режим на вторые сутки, - рассказывает Семён Кудря. – Её дебит составил более 160 кубометров нефтесодержащей жидкости».
Останавливаться на достигнутом нефтяники не намерены. 19 января 2016 года Самотлорнефтегаз ввёл в эксплуатацию еще одну скважину, на этот раз с 19-стадийным ГРП. Однако «особо многостадийные» ГРП на предприятии не спешат ставить на поток. Для наилучшего понимания эффекта понадобится несколько месяцев, отмечают специалисты. На данный момент сказать точно можно только одно - подобные операции дают ключ к запасам нефти, залегающих на краевых зонах месторождения. Их выработку раньше не производили, поскольку бурение скважин на такие небольшие участки представлялось нерентабельным. К тому же, применение новых технологий позволило провести 20-стадийное МГРП всего за 23 дня. Действия «по старинке» могли растянуть операцию до 140 суток. А более быстрое введение скважин, как известно, обеспечивает прямую экономическую выгоду предприятию.
Несколько иная ветвь технологии МГРП начала развиваться в Самотлорнефтегазе в 2012 году. Она предназначена для более глубоко залегающих пластов. Суть в том, чтобы активировать специальные муфты ГРП. Ранее для этого под землю спускались специальные шары, которые изготавливали из алюминия или композитных материалов. После того, как они выполняли свою миссию и запускали процесс, их приходилось разбуривать, что влекло за собой дополнительные затраты времени и средств.
Сейчас для данной операции используются шары растворимые. «Для их производства используются редкоземельные металлы, мгновенно исчезающие при контакте с пластовой жидкостью, - поясняет Семён Кудря. – В результате цикл освоения скважины сокращается с 18 суток до 7-8».
Нефтяники Самотлорнефтегаза долго шли к освоению технологии МГРП с применением растворимых шаров. В течение полугода было протестировано семь разновидностей от различных производителей, в итоге выбран оптимальный вариант, который может использоваться на всех глубинах. Сейчас технология прошла опытно-промышленные испытания и тиражируется на всё предприятие.
В своей практике Самотлорнефтегаз уделяет большое внимание применению передовых технологий и оборудования, в том числе в бурении. Здесь реализуется масштабный проект, в рамках которого нефтяники должны пробурить более 500 новых скважин. «Технологии, которые мы сегодня применяем, во многом стали знаковыми, причём как для отрасли, так и для Самотлора, - подчёркивает начальник управления технологий и инжиниринга бурения Николай Бондарев. – Хорошие показатели у введенной многозабойной скважины, дающей значительное увеличение площади вскрытия нефтяного коллектора».
В течение нескольких лет для бурения горизонтальных скважин кустовым методом в Самотлорнефтегазе используют отечественные установки. Сегодня на крупнейшем в России месторождении, помимо хорошо зарекомендовавших себя БУ-3000ЭУК, работают две новые буровые установки УСПК-250. Они стойко выдерживают сибирские морозы и отличаются большей грузоподъемностью. Рельсовое основание позволяет передвигать буровую по кустовой площадке и вести разбуривание кустовых оснований по 5-15 скважин. Главной особенностью станка служит раздельный монтаж силовых двигателей – грузоподъёмного механизма и ротора, что позволяет повысить технологичность работ и сократить сроки бурения скважины. Она способна достигать глубины 4000 и более метров.
Широко используются на Самотлоре и беспилотные летающие аппараты (БПЛА). «Наше предприятие одним из первых в стране перешло на промышленную эксплуатацию «беспилотников», - рассказывает начальник отдела эксплуатации трубопроводов АО «СНГ» Александр Парипский. - Основным направлением деятельности БПЛА является контроль целостности трубопроводного парка, насчитывающего порядка 6 тысяч км трубопроводов различного назначения: нефтепроводы, газопроводы, водоводы и прочее; обзор всех кустовых площадок и имеющегося там оборудования».
Технические новинки отечественной разработки оснащены специализированной аппаратурой для ведения круглосуточной фото- и видеосъёмки, в том числе камерами-тепловизорами. Система передачи информации в режиме реального времени дает изображение напрямую с борта летающего аппарата. Такой контроль способствует оперативному установлению причин технологических отклонений в эксплуатации трубопроводного транспорта, обнаружению посторонних лиц в охранной зоне, проведению экологического мониторинга.
«Интеллектуальное месторождение» – еще один масштабный технический проект, реализуемый Самотлорнефтегазом. «Программа позволяет управлять нефтяными объектами дистанционно, снижать энергопотребление, контролировать добычу, ремонты скважин и работу персонала на расстоянии», - отмечает начальник ЦДНГ-5 Валерий Сорокин. В распоряжении специалистов – новейшие достижения технического и компьютерного прогресса. В их числе метод сплошного сканирования при диагностике трубопроводов. Специальные датчики, которыми оснащены все трубопроводы на подведомственной СНГ территории, остро реагируют на смену давления. Любые изменения в показателях отображаются на мониторе у операторов, что позволяет моментально среагировать на возникновение нестандартной ситуации и вовремя принять меры к её разрешению.
«Контролировать передвижение и работу персонала нам помогает система «Мобильный сотрудник», - рассказывает Валерий Сорокин. – Рабочие, которые заняты на месторождении, снабжены специальными трекерами, благодаря которым на экране диспетчера можно в режиме реального времени отслеживать маршрут движения каждого из них. При обнаружении каких-либо отклонений, оператор пульта управления даёт знать находящимся поблизости, кому и где нужна помощь».
По подсчётам специалистов, остаточные извлекаемые запасы нефти Самотлора составляют около 1 млрд тонн. Все они - трудноизвлекаемые. Но никто не сомневается в том, что у месторождения-легенды впереди большое будущее. Технологии развиваются, активно внедряются в практику и «трудная» нефть с их помощью исправляет свой сложный характер.
Автор текста и фото - корреспондент АНГИ "Самотлор-Экспресс"
«Гидроразрывы были проведены на довольно близком расстоянии друг от друга, - поясняет заместитель начальника отдела геологического сопровождения зарезки боковых стволов Самотлорнефтегаза Семён Кудря. - Расстояние между стадиями составило 24-30 метров. Инженеры ГРП обычно не рискуют проводить подобные операции, опасаясь, что соседние трещины будут влиять друг на друга. Мы это учли, и разобщили зоны, произведя полное цементирование хвостовика. Также сделали всё необходимое для того, чтобы трещины развивались перпендикулярно стволу скважины».
Для проведения первого 20-стадийного ГРП было применено специальное оборудование – селективный чашечный пакер (использовался в России впервые, до этого только в Канаде) и разрывные муфты, хорошо знакомые нефтяникам Самотлорнефтегаза с 2011 года.
«После проведения опытно-промышленных испытаний по бурению горизонтальной скважины с проведением 20-стадийного МГРП скважина вышла на режим на вторые сутки, - рассказывает Семён Кудря. – Её дебит составил более 160 кубометров нефтесодержащей жидкости».
Останавливаться на достигнутом нефтяники не намерены. 19 января 2016 года Самотлорнефтегаз ввёл в эксплуатацию еще одну скважину, на этот раз с 19-стадийным ГРП. Однако «особо многостадийные» ГРП на предприятии не спешат ставить на поток. Для наилучшего понимания эффекта понадобится несколько месяцев, отмечают специалисты. На данный момент сказать точно можно только одно - подобные операции дают ключ к запасам нефти, залегающих на краевых зонах месторождения. Их выработку раньше не производили, поскольку бурение скважин на такие небольшие участки представлялось нерентабельным. К тому же, применение новых технологий позволило провести 20-стадийное МГРП всего за 23 дня. Действия «по старинке» могли растянуть операцию до 140 суток. А более быстрое введение скважин, как известно, обеспечивает прямую экономическую выгоду предприятию.Несколько иная ветвь технологии МГРП начала развиваться в Самотлорнефтегазе в 2012 году. Она предназначена для более глубоко залегающих пластов. Суть в том, чтобы активировать специальные муфты ГРП. Ранее для этого под землю спускались специальные шары, которые изготавливали из алюминия или композитных материалов. После того, как они выполняли свою миссию и запускали процесс, их приходилось разбуривать, что влекло за собой дополнительные затраты времени и средств.
Сейчас для данной операции используются шары растворимые. «Для их производства используются редкоземельные металлы, мгновенно исчезающие при контакте с пластовой жидкостью, - поясняет Семён Кудря. – В результате цикл освоения скважины сокращается с 18 суток до 7-8».
Нефтяники Самотлорнефтегаза долго шли к освоению технологии МГРП с применением растворимых шаров. В течение полугода было протестировано семь разновидностей от различных производителей, в итоге выбран оптимальный вариант, который может использоваться на всех глубинах. Сейчас технология прошла опытно-промышленные испытания и тиражируется на всё предприятие.
В своей практике Самотлорнефтегаз уделяет большое внимание применению передовых технологий и оборудования, в том числе в бурении. Здесь реализуется масштабный проект, в рамках которого нефтяники должны пробурить более 500 новых скважин. «Технологии, которые мы сегодня применяем, во многом стали знаковыми, причём как для отрасли, так и для Самотлора, - подчёркивает начальник управления технологий и инжиниринга бурения Николай Бондарев. – Хорошие показатели у введенной многозабойной скважины, дающей значительное увеличение площади вскрытия нефтяного коллектора».
В течение нескольких лет для бурения горизонтальных скважин кустовым методом в Самотлорнефтегазе используют отечественные установки. Сегодня на крупнейшем в России месторождении, помимо хорошо зарекомендовавших себя БУ-3000ЭУК, работают две новые буровые установки УСПК-250. Они стойко выдерживают сибирские морозы и отличаются большей грузоподъемностью. Рельсовое основание позволяет передвигать буровую по кустовой площадке и вести разбуривание кустовых оснований по 5-15 скважин. Главной особенностью станка служит раздельный монтаж силовых двигателей – грузоподъёмного механизма и ротора, что позволяет повысить технологичность работ и сократить сроки бурения скважины. Она способна достигать глубины 4000 и более метров.
Широко используются на Самотлоре и беспилотные летающие аппараты (БПЛА). «Наше предприятие одним из первых в стране перешло на промышленную эксплуатацию «беспилотников», - рассказывает начальник отдела эксплуатации трубопроводов АО «СНГ» Александр Парипский. - Основным направлением деятельности БПЛА является контроль целостности трубопроводного парка, насчитывающего порядка 6 тысяч км трубопроводов различного назначения: нефтепроводы, газопроводы, водоводы и прочее; обзор всех кустовых площадок и имеющегося там оборудования».Технические новинки отечественной разработки оснащены специализированной аппаратурой для ведения круглосуточной фото- и видеосъёмки, в том числе камерами-тепловизорами. Система передачи информации в режиме реального времени дает изображение напрямую с борта летающего аппарата. Такой контроль способствует оперативному установлению причин технологических отклонений в эксплуатации трубопроводного транспорта, обнаружению посторонних лиц в охранной зоне, проведению экологического мониторинга.
«Интеллектуальное месторождение» – еще один масштабный технический проект, реализуемый Самотлорнефтегазом. «Программа позволяет управлять нефтяными объектами дистанционно, снижать энергопотребление, контролировать добычу, ремонты скважин и работу персонала на расстоянии», - отмечает начальник ЦДНГ-5 Валерий Сорокин. В распоряжении специалистов – новейшие достижения технического и компьютерного прогресса. В их числе метод сплошного сканирования при диагностике трубопроводов. Специальные датчики, которыми оснащены все трубопроводы на подведомственной СНГ территории, остро реагируют на смену давления. Любые изменения в показателях отображаются на мониторе у операторов, что позволяет моментально среагировать на возникновение нестандартной ситуации и вовремя принять меры к её разрешению.
«Контролировать передвижение и работу персонала нам помогает система «Мобильный сотрудник», - рассказывает Валерий Сорокин. – Рабочие, которые заняты на месторождении, снабжены специальными трекерами, благодаря которым на экране диспетчера можно в режиме реального времени отслеживать маршрут движения каждого из них. При обнаружении каких-либо отклонений, оператор пульта управления даёт знать находящимся поблизости, кому и где нужна помощь».По подсчётам специалистов, остаточные извлекаемые запасы нефти Самотлора составляют около 1 млрд тонн. Все они - трудноизвлекаемые. Но никто не сомневается в том, что у месторождения-легенды впереди большое будущее. Технологии развиваются, активно внедряются в практику и «трудная» нефть с их помощью исправляет свой сложный характер.
Автор текста и фото - корреспондент АНГИ "Самотлор-Экспресс"
69