Опр в бурении это: Опр в бурении это

Страница не найдена — Инженерная практика

Свежий выпуск: № 01/2023

Популярное в этом месяце Автоматизация оценки целесообразности, подготовки и проведения ГДИС в режиме реального времени по данным телеметрии ФАХРЕЕВА Регина Рафисовна, ООО «РН-БашНИПИнефть»ПИТЮК Юлия Айратовна, ООО «РН-БашНИПИнефть»ИШКИНА Расима Шавкатовна, ООО «РН-БашНИПИнефть»ГИЛЕВ Алексей Валерьевич, ООО «РН-БашНИПИнефть»АЗАРОВА Татьяна Петровна, ПАО АНК «Башнефть»ФАРГЕР Дмитрий Владимирович, ПАО АНК «Башнефть»ЗЫЛЕВА Светлана Афанасьевна, ООО «Башнефть-Добыча»САЕТОВ Альберт Рафагатович, ООО «Башнефть-Добыча»ЯКУПОВ Рустем Фазылович, ООО «Башнефть-Добыча» Инновационное оборудование для нефтегазовой промышленности НЕКЛЮДОВ Сергей Владимирович, АО НПО «Регулятор» Оценка энергоэффективности мехфонда скважин в ИС «Мехфонд» СОЛОВЬЕВ Алексей Александрович, ООО «РН-БашНИПИнефть»ИГНАТЬЕВА Евгения Владимировна, ООО «РН-БашНИПИнефть» Разработка и внедрение АПК с элементами предиктивной аналитики на объектах нефтегазового комплекса УСАЧЕВ Александр Игоревич, ООО «ИТ-Сервис»ЯКИМОВ Павел Юрьевич, ООО «ИТ-Сервис» Показатели надежности и безопасности нефте-промыслового оборудования.

Руководящие документы СТРЮКОВ Юрий Анатольевич, АО «Самаранефтегаз»КОРОЛЕВ Владимир Николаевич, АО «Самаранефтегаз»

Ближайшие совещания Техническое отраслевое совещание АРМАТУРА ’2023. Производство и эксплуатация трубопроводной арматуры и оборудования устья скважин. Лучшие практики и перспективы развития. Импортозамещение и реинжиниринг. 23-25 мая 2023 года, г.

Уфа Ближайшие тренинги Тренинг-курс Защитные антикоррозионные покрытия ‘2023. Эффективные методы применения защитных покрытий в нефтедобыче. 19-21 сентября 2023 г., г. Самара Тренинг-курс Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах 16-18 мая 2023 г. , г. Пермь

Добыча нефти и газа требует новых технологий

В последние годы в нефтяной отрасли страны отмечается уменьшение запасов новых газовых и нефтяных месторождений, ухудшение коллекторских свойств продуктивных горизонтов, снижается дебит скважин.

Все эти причины приводят к тому, что традиционные методы нефтедобычи уже не приносят ожидаемых результатов, требуя нового подхода к технологии бурения.

Новый подход к нефтяному и газовому бурению

Как показывает практика, многие крупные предприятия уже давно поняли необходимость оптимизации работы и приступили к внедрению инноваций. Неудивительно, что технология бурения нефтяных и газовых скважин за последнее десятилетие претерпела значительные изменения.

«В 2014 году наша компания решила отказаться от бурения скважин по договорам генерального подряда, при котором одна компания выполняет весь спектр работ, выбирает и руководит всеми привлечёнными сервисными организациями, и перейти на раздельный сервис.

Это позволило значительно оптимизировать производство, оперативно внедрять наиболее подходящие технологии, осуществлять контроль и руководство процессом строительства скважин силами своих высококвалифицированных, узконаправленных специалистов по ННБ, ТСОД, буровым растворам и заканчиванию скважин, заинтересованных в результате и стремящихся к повышению эффективности компании.

За последние 10 лет технологические решения и ряд организационно-технических мероприятий позволили ООО «РН-Ванкор» ежегодно перевыполнять план по проходке в эксплуатационном бурении, увеличить коммерческую скорость бурения с 2 317 м/ст.-мес в 2010 году, до 3 737 м/ст.-мес в 2020 году.

Ввиду постоянно изменяющихся геологических задач квалифицированные специалисты непосредственно на производственном участке Ванкорского, Сузунского и Тагульского месторождений на постоянной основе проводят работу по оптимизации, разработке и внедрению мероприятий, направленную на сокращение цикла строительства скважин», — рассказывает начальник управления технологий и инжиниринга бурения ООО «РН-Ванкор» Павел Переверзин.

К подобному выводу о целесообразности узконаправленной работы пришли и в АО «Востсибнефтегаз». Так, начиная с 2015 года компания перешла на раздельный сервис при строительстве эксплуатационных скважин.

И с этого года началась активная оптимизация цикла нефтегазового бурения, в первую очередь оптимизация коснулась технологии бурения, затем организации и техники для строительства скважин.

«За последнее десятилетие процесс строительства скважин изменился кардинально, включая организацию и технологию бурения скважин. Если посмотреть на результаты цикла строительства эксплуатационных скважин в сравнении 2010 года и 2020 года, можно увидеть, что цикл строительства скважин уменьшился порядка50%.

Также более чем в 2 раза увеличена коммерческая скорость бурения (с 666 м/ст.-мес до 1 384 м/ст.-мес), что было достигнуто за счёт постоянных оптимизаций и внедрений новых технологий. Постоянная оптимизация процесса строительства скважин ведётся благодаря наработанному опыту по бурению скважин на Юрубчено-Тохомском месторождении и заимствованию лучших практик отечественных и зарубежных компаний»,  — считает начальник отдела инжиниринга бурения АО «Востсибнефтегаз» Денис Ганиев.

Оптимизировать и технику, и технологию

При этом специалисты сходятся во мнении, что для повышения нефтеотдачи и выявления всех продуктивных пластов усовершенствованию должны подвергаться в равной мере и технологии, и техника.

«Новые задачи требуют инноваций как в технологии бурения, так и в технике. В качестве примеров можно рассмотреть бурение горизонтальной секции по конструкции МЗС с использованием РУСа Archer, способного бурить с большим набором угла по сравнению с РУС Х6, для более интенсивного отхода боковых стволов от основного, с целью увеличения зоны охвата продуктивного пласта.

Также для извлечения невыработанных запасов и в связи с отсутствием возможности построить скважины ЗБС по стандартной технологии внедрена технология заканчивания скважин комбинированной колонной хвостовика Ø 127/114 при реконструкции методом ЗБС, предусматривающая после строительства скважины спуск малогабаритного ЭЦН.

В связи с усложнившимися условиями бурения наклоннонаправленных и горизонтальных скважин применение новых химических реагентов позволило производить бурение и заканчивание без осложнений. Применение новых технологий при цементировании сократило цикл строительства скважин за счёт уменьшения времени ОЗЦ.

На Ванкорском кластере постоянно внедряют новые технологии: это строительство скважин по технологии Taml-1, планируется также строительство скважин по технологии заканчивания TAML-3Lite, применение комбинированной эксплуатационной колонны, бурение на обсадной колонне (Ø245 мм), бурение по технологии «Fishbone», бурение скважин с применением гидравлического расширителя, оптимизация буровых и цементных растворов и т. д.

Например, для снижения коэффициента трения при спуске колонн, а также предупреждения дифференциальных прихватов при бурении высокопроницаемых пород, с пониженными пластовыми давлениями (суперколлектор) применяются микросферы. В условиях ММП для более качественного цементирования применяются гипсовые растворы Arctic-Seal, что позволило, к тому же, снизить время ОЗЦ.

В процессе планирования строительства каждой скважины специалисты ННБ производят расчёты оптимальных профилей скважины с помощью программного обеспечения DOX. При бурении по продуктивным коллекторам инженеры по буровым растворам в режиме онлайн ведут подбор фракционного состава наполнителя с применением специализированного ПО (Drilling Fluids Graphics)», — отмечает заместитель начальника отдела технологий бурения управления технологий и инжиниринга бурения ООО «РН-Ванкор» Талгат Нураев.

Директор по маркетингу и бизнес-аналитике по СНГ Sandvik Mining and Rock Technology Оксана Громова, глядя на ситуацию глазами производителя оборудования, отмечает, что первой всё-таки совершенствуется техника, на первое место выходят безопасность самих машин, процесса их эксплуатации и обслуживания.

Технологии, в свою очередь, трансформируются с учётом новых возможностей машин, позволяя реализовывать заложенный производственный потенциал. В качестве примера специалист приводит использование систем высокоточного позиционирования — благодаря этому решению отпадает необходимость разметки блоков.

«Планомерный процесс развития идёт во всех направлениях. Развитие техники способствует развитию новых технологий. За последние 10 лет было внедрено множество новых методов работы, пополнился технический парк. И эта работа не прекращается.

Для промышленной разработки Юрубчено-Тохомского НГКМ увеличен парк БУ в эксплуатационном бурении с 2 БУ (в 2010 г.) до 10 БУ (на сегодняшний момент). В 2020 году дополнительно обеспечена мобилизация мобильной БУ для реализации программы по восстановлению и реконструкции скважин методом ЗБС.

С 2010 года впервые на Юрубчено-Тохомском месторождении применён буровой раствор на углеводородной основе (РУО), что позволило оптимизировать конструкцию скважины. С 2012 года активно начинается применение PDC долот взамен шарошечных.

С 2016 года в рамках опытно-промышленных работ (ОПР) реализован комплекс решений, направленных на сокращение интенсивности поглощений за счёт управления давлением на забое скважины в процессе бурения с применением технологии бурения с регулируемым давлением (БРД) и нагнетанием азота.

Для достижения минимальной ЭЦП наряду с применением БРД потребовалось оптимизировать другие составляющие процесса бурения. Реализация данного комплекса решений позволила значительно сократить потери бурового раствора из-за поглощений. Уже в первой опытной скважине объём поглощения составил около 500 м3, что значительно ниже среднего объёма поглощений (2100 м3), зафиксированного в скважинах в 2015-2016 гг.

Отмечено сокращение сроков бурения продуктивного интервала и увеличение начальных показателей эксплуатации скважин. В ходе ОПР пробурено четыре скважины. Проведение ОПР сопровождалось постоянной оптимизацией решений по мере накопления опыта.

Результаты опытных работ признаны успешными, и принято решение о тиражировании технологии для бурения трещиноватых коллекторов Юрубчено-Тохомского месторождения. Эту технологию активно применяют при бурении эксплуатационных горизонтальных скважин.

С 2017 года начали применять приборы LWD для проведения геофизического каротажа в процессе бурения под эксплуатационную колонну, что позволило отказаться от проведения геофизических исследований после бурения под эксплуатационную колонну.

С 2018 года применяем технологию пеноцементирования технической колонны, это позволило сократить сроки строительства скважин порядка суток, а также снизить риски по успешности цементирования технологической колонны», — поясняет Денис Ганиев.

«Прорывные» разработки для добычи нефти и газа

Разумеется, каждый этап оптимизации работы нефтегазодобывающих предприятий является значимым и эффективным, однако несколько разработок стали практически «прорывными», позволившими нефтедобыче выйти на новый уровень.

Так, в АО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» считают наиболее эффективным методом в строительстве скважин возможность бурить горизонтальную секцию с технологией БРД, а также применение всех новейших разработок сервиса ННБ.

«Одной из прорывных технологий является бурение скважин МЗС (многозабойное бурение). Данная технология позволила, используя стандартную компоновку для бурения горизонтальных участков скважины, из одного ствола бурить от 2 до 10 боковых стволов, длиной от 100 м до 1000 м, дав возможность увеличить зону дренирования.

Также при бурении скважин с большим отходом на этапе строительства секций 220,7 мм под эксплуатационную колонну имелись проблемы с дохождением нагрузок, наблюдались высокие крутящие моменты при бурении с винтовыми забойными двигателями, способные привести к аварии на скважинах в виде сломов бурильной колонны, дифференциальных прихватов.

Для обеспечения бурения глубоких скважин и скважин с большим отходом, при бурении секции под ЭК успешно испытан и принят в работу РУС Vortex (Роторно-управляемая система + ВЗД). Внедрение данного оборудования позволило уменьшить нагрузки при бурении, исключить бурение в слайдах (бурильная компоновка и колонна бурильных труб не вращаются), повысить качество строительства скважины, увеличить скорость бурения, снизить количество аварий.

В июле 2018 года на скважине № 1119, куст № 211 Ванкорского месторождения провели первую в России успешную работу по технологии TDDirect CD. Это технология направленного бурения на обсадной колонне с извлекаемой КНБК.

Данная работа была проведена в рамках ОПР по оптимизации цикла строительства интервала секции обсадной колонны диаметром 244,5 мм, что позволило сократить дополнительные операции (промежуточные СПО, спуск ОК, продолжительные проработки)», — рассказывает начальник отдела инжиниринга управления технологий и инжиниринга бурения ООО «РН-Ванкор» Андрей Марченко.

Говоря об оптимизации технологии бурения, нельзя не затронуть вопрос выбора способа повышения качества работы. Что эффективнее: использовать принципиально новые оборудование и технологию или модернизировать уже имеющиеся? Каждая организация выбирает свой путь, исходя из поставленных задач и имеющихся возможностей.

«Не существует однозначного универсального ответа на этот вопрос: с одной стороны, сама грань между новой и модернизированной технологиями и техническими средствами весьма условна, с другой — разные цели требуют соответствующих средств для их достижения.

Опишу подход, принятый в блоке бурения при работе с инновациями. Все начинается с обозначения требующей решения проблемы. Инициатором обсуждения может выступить любой сотрудник, что очень важно.

Далее сам факт наличия проблемы, а также предлагаемые варианты решения проходят этап многочисленных обсуждений. Как и потребность в строительстве скважин вообще, необходимость внедрения тех или иных нововведений прорабатывается в тесном взаимодействии с геологической службой Общества.

Иными словами, мы не ориентированы на «инновации ради инноваций». Прежде всего, оценивается обоснованность потребности, границы применимости инициативы. Уже на этом этапе в общих чертах формируется понимание способов реализации решения. Очевидно, что ряд проблем требует высокотехнологичного подхода.

Например, если в определённых горно-геологических условиях для решения задачи выполнения ЗБС с сохранением добычи из материнского ствола потребуется герметичная изоляция места стыковки стволов, нам не обойтись без внедрения технологии многоствольного заканчивания по уровню TAML-5. В этом случае возможен только принципиально новый и высокозатратный вариант решения проблемы.

В то же время часть вопросов может быть решена меньшими затратами посредством модернизации уже применяемых решений. Скажем, в целях оптимизации, где это допустимо, при условии реализации технологических мероприятий возможно полное или частичное сокращение технологических операций.

На следующем этапе ставится вопрос технической возможности внедрения, а также анализа возникающих технологических рисков. Важность такой работы сложно переоценить, поскольку оценка на начальном этапе позволит исключить излишние трудовые и финансовые затраты, предотвратить возможные аварийные ситуации.

В случае если имеющаяся проблема может быть решена предлагаемым способом, технических препятствий нет, риски приемлемы, то выполняется оценка экономической эффективности. В условиях рынка данный этап становится определяющим. Во многом и ответ на поставленный вопрос: принципиально новое или модернизированное — рассматривается через призму экономической эффективности.

Резюмируя, выбор из вариантов применения новой технологии-техники или модернизации существующей зависит от возможности решения посредством планируемого нововведения поставленных задач, осуществляется при условии технологической реализуемости и, главным образом, определяется расчетным достижением лучшего экономического эффекта», — считает начальник управления технологий и инжиниринга бурения ООО «РН-Ванкор» Павел Переверзин.

Инновации в приоритете

И всё же, несмотря на определённые финансовые затраты, оптимизация и инновационный подход для многих нефтедобывающих компаний является приоритетным направлением, поскольку именно такой метод работы позволит сохранить конкурентоспособность предприятия и в перспективе получить хороший экономический эффект. Соответственно, не отстают и производители.

Есть стимул: нефтедобывающие компании не отстают от века, ищут и тестируют более совершенные машины и технологии.

«АО «Востсибнефтегаз» является передовым дочерним обществом ПАО «НК «Роснефть» в части применения новых достижений в области бурения, а также примером для многих компаний. На сегодняшний день идёт постоянный процесс поиска новых технологий, которые позволят сократить сроки и затраты на строительство скважин.

В первую очередь необходимо задействовать всё имеющееся оборудование и уже искать пути оптимизации в части технологий. Конечно, идёт поиск и подбор новой техники, но в рамках повышения эффективности производства в первую очередь происходит оптимизация технологий», — подчёркивает Денис Ганиев.

«С точки зрения использования новых достижений, Общество является передовым по внедрению и использованию новых достижений в области бурения. В планах проведение опытно-промышленных работ по таким технологиям, как заканчивание скважины по технологии TAML-3, бурение секции 220,7 мм с использованием расширителя на Сузунском месторождении, использование бицентричных долот при восстановлении скважин методом ЗБС и прорабатывающих башмаков при спуске эксплуатационных колонн на Сузунском месторождении.

Уже сейчас мы отмечаем видимый эффект от проведённой работы по оптимизации технологии. Таких примеров в нашей практике множество. Из последних масштабных — выполнение ЗБС со спуском хвостовика комбинированной конструкции 127/114 мм, позволяющее значительно расширить пул скважин-кандидатов, а также достичь более результативной эксплуатации скважин за счёт размещения ГНО требуемого габарита в интервале бокового ствола.

Пример менее глобальный, связанный с техническими средствами,  — применение модернизированных РУС позволило нам снизить количество команд на метр проходки, обеспечить возможность работы при строительстве МЗС без СПО по причине достижения предельной наработки.

Вся наша рутинная ежедневная работа ориентирована на поиск новых возможностей и оптимизацию. Общество стремится к непрерывному развитию, получению новых компетенций, формированию конкурентных преимуществ. Только так, консолидированными усилиями компетентных профессионалов, мы обеспечиваем максимальную реализацию потенциала месторождений», — уверен Павел Переверзин.

Текст: Людмила Шеваникова
Фото: пресс-служба «АО Востсибнефтегаз»

Месторождение: ODA — Norwegianpetroleum.

no

Оператор:

Sval Energi AS

Район:

Северное море

Начало производства:

16.03.2019

2 2.03.10 Исторические инвестиции: 2.01.1

2

4 820 МЛН норвежских крон (номинально)

Будущие инвестиции с 2021 года:

522 МЛН норвежских крон (реальные 2021 норвежских крон)

ПРОМЫШЛЕННАЯ ДОБЫЧА

Источник: Норвежское нефтяное управление

Печать иллюстрации Скачать данные ПРОИЗВОДСТВО С ПОЛЕВ Скачать PDF Скачать как изображение (PNG)

Режим высокой контрастности

ПРОИЗВОДСТВО С ПОЛЕВ

Разработка

Ода — месторождение в южной части норвежского сектора Северного моря, в 14 км к востоку от месторождения Ула.

Глубина воды 65 метров. Ода была открыта в 2011 году, а план разработки и эксплуатации (ПДО) был утвержден в 2017 году. Ода разрабатывается по одному подводному шаблону с двумя добывающими и одной нагнетательной скважинами, связанными с Улинским месторождением. Производство запущено в 2019 году.

Резервуар

Ода добывает нефть из песчаника позднеюрского возраста. Основной резервуар находится в улинской свите на глубине 2900 метров. Водохранилище имеет крутое падение и хорошее качество.

Стратегия восстановления

Месторождение разрабатывается за счет поддержки давления за счет закачки воды.

Транспорт

Скважинный поток транспортируется по трубопроводу на Улинское месторождение для переработки. Нефть экспортируется в Экофиск, а затем по Норпайпу до терминала Тиссайд в Великобритании. Газ продается в Улу для закачки в пласт для увеличения добычи нефти на Улинском месторождении.

Статус

Бурение добывающих скважин показало, что коллектор сложнее и меньше, чем предполагалось. Следовательно, предполагаемые извлекаемые объемы были уменьшены. В 2022 году от одной из добывающих скважин был пробурен боковой ствол.

НАКОПЛЕННЫЕ ИНВЕСТИЦИИ В НОМИНАЛЬНЫХ КНОРОНИЯХ

Источник: Норвежское нефтяное управление

Печать иллюстрации Скачать данные НАКОПЛЕННЫЕ ИНВЕСТИЦИИ В НОМИНАЛЬНЫХ КНОНАХ Скачать PDF Скачать как изображение (PNG)

Режим высокой контрастности

НАКОПЛЕННЫЕ ИНВЕСТИЦИИ В НОМИНАЛЬНЫХ КНОНАХ

ТЕКУЩАЯ ОЦЕНКА РЕСУРСОВ NPD

Все числа указаны в млн. См ³ у.е.

Распечатать таблицу Скачать данные ТЕКУЩАЯ ОЦЕНКА РЕСУРСОВ NPD

ТЕКУЩАЯ ОЦЕНКА РЕСУРСОВ NPD – Все числа в млн. См ³ у.е.

Для этой карты требуется браузер с включенным JavaScript.

Загрузка карты…

ВЛАДЕЛЬЦЫ

Печать иллюстрации Скачать данные ВЛАДЕЛЬЦЫ

ВЛАДЕЛЬЦЫ

Режим высокой контрастности

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИЯ

Посетите страницы фактов Норвежского нефтяного директората для получения дополнительной информации

Месторождение Ода, подводная связь с платформой Ула, Северное море, Норвегия Море.

Месторождение Ода, разработанное как подводная привязка к производственной платформе Ула, расположенной примерно в 13 км к востоку, было введено в эксплуатацию в марте 2019 года..

Ода — одно из двух действующих месторождений компании Spirit Energy Norway в норвежском Северном море. Spirit Energy Norway является дочерней компанией Spirit Energy, совместного предприятия Centrica (69%) и Bayerngas Norge (31%).

Spirit Energy Norway владеет 40% долей в месторождении Ода, остальные доли принадлежат Suncor Energy Norge (30%), DNO North Sea (15%) и Aker BP (15%).

Месторождение было разработано с предполагаемыми инвестициями в 478 миллионов фунтов стерлингов (633 миллиона долларов США).

Запасы и добыча

Извлекаемые запасы месторождения Ода оцениваются примерно в 33 миллиона баррелей нефтяного эквивалента (Мбнэ), содержащих 5,04 миллиона кубометров нефти и 0,21 миллиона кубометров газа.

Предполагается, что на месторождении будет производиться до 35 000 баррелей нефтяного эквивалента в день (бнэ).

Местонахождение месторождения Ода, обнаружение и сведения о коллекторе

Месторождение Ода расположено на глубине 65 м в блоке 8/10 и охватывает 71 км² лицензии на добычу 405 на Норвежском континентальном шельфе (NCS), которая действительна до 2036 года.

Морское месторождение Ода, первоначально называвшееся месторождением Бутч, было открыто разведочной скважиной 8/10-4 S в октябре 2011 года. В декабре 2011 года оно было дополнительно оценено оценочной скважиной 8/10-4 A.

Коллектор месторождения расположен на глубине 2900 м ниже морского дна и является частью улинской формации песчаников позднеюрского возраста.

Детали разработки месторождения Ода

Компания Centrica представила план разработки и эксплуатации (PDO) месторождения Ода в ноябре 2016 года, который был одобрен Министерством нефти и энергетики Норвегии в мае 2017 года.

Месторождение разрабатывается с использованием шаблона морского дна с четырьмя щелями с двумя добывающими скважинами, привязанными к месторождению Ула, и одной водонагнетательной скважиной для обеспечения поддержки давлением для повышения нефтеотдачи. Эксплуатационное бурение было завершено в период с августа по октябрь 2018 года.

Скважинный поток месторождения обрабатывается на добывающей платформе Ула, управляемой Aker BP, расположенной на глубине 70 метров.

Врезка месторождения Ода в платформу Ула включала повторное использование технологического оборудования и соединительной инфраструктуры для месторождения Оселвар, эксплуатируемого Faroe Petroleum (теперь DNO North Sea), которое было закрыто в мае 2018 года.

Нефть месторождения Ода с платформы Ула сначала направляется на месторождение Экофиск, а затем экспортируется по трубопроводу Norpipe диаметром 20 дюймов на терминал Тиссайд в Великобритании.

Газ, добываемый Одским месторождением, закачивается в Улинскую залежь для повышения нефтеотдачи Улинского месторождения, которое находится в эксплуатации с 1986 года.

Привлеченные подрядчики

Spirit Energy подписала долгосрочные стратегические контракты с Aibel, Subsea 7, TechnipFMC и морской классификационной компанией DNV GL на разработку месторождения Ода в 2016 году.