Сопровождение бурения нефтяных скважин
Центр управления бурением - НТЦ
Центр управления бурением «ГеоНавигатор»
Центр управления бурением «ГеоНавигатор» (ЦУБ) занимается разработкой новых подходов, технологий и инструментов, позволяющих повысить качество интегрированной инженерной геолого-технологической поддержки бурения высокотехнологичных скважин в режиме реального времени. ЦУБ осуществляет круглосуточный контроль строительства скважин на наиболее сложных объектах «Газпром нефти».
Центр управления бурением «ГеоНавигатор» действует в «Газпром нефти» с 2012 года. Предпосылкой к его созданию стал значительный рост объемов бурения высокотехнологичных скважин (горизонтальных, многоствольных, многозабойных), связанный с полномасштабным вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов, началом освоения новых крупных месторождений в Арктике и в Восточной Сибири.
Строительство высокотехнологичных скважин — эффективный инструмент стабилизации добычи на действующих активах компании с высокой степенью выработки, позволяющий осваивать новые, более сложные геологические объекты. Современные технологии бурения используются и для разработки нетрадиционных запасов, например, таких, как нефть Баженовской свиты.
По состоянию на конец 2019 года более 80% всех скважин, пробуренных на месторождениях компании, относятся к категории высокотехнологичных. По этому показателю «Газпром нефть» — лидер российской нефтегазовой отрасли. Ресурсы ЦУБ «ГеоНавигатор» и региональных центров управления бурением позволяют ежегодно вести круглосуточный мониторинг, контроль и дистанционную инженерную поддержку процесса строительства более 1000 технологически сложных скважин на всех месторождениях в периметре деятельности компании.
Центр управления бурением «ГеоНавигатор» — это сотрудничество геологов и инженеров по бурению в реальном времени и сопровождение бурения 365 дней в году, 24 часа в сутки.
Информация с датчиков, расположенных на буровой, в том числе на буровом инструменте, поступает в центр в режиме реального времени, где обрабатывается кросс-функциональной командой инженеров. С учетом обновляющейся информации о свойствах пласта и данных о технологических параметрах бурения, специалисты ЦУБ оперативно принимают решения о корректировке режимов бурения, траектории строительства скважины и о других изменениях в проекте.
После начала работы ЦУБ «ГеоНавигатор» коэффициент эффективности проводки горизонтальных скважин по нефтяному пласту вырос с 65% до 92%.
Дальнейшие перспективы повышения эффективности инженерной поддержки строительства скважин связаны с внедрением инновационных решений, в том числе — цифровых технологий нового поколения.
О работе «ГеоНавигатора» можно прочитать в интервью начальника ЦУБа Виталия Корябкина.
Центр управления бурением «ГеоНавигатор» стал героем специального проекта интернет-газеты «Фонтанка.ру». С полной версией проекта можно ознакомиться здесь.
ntc.gazprom-neft.ru
Геологическое сопровождение бурения скважин.
Компания «Геонафт» предоставляет комплекс услуг по планированию скважин для бурения, а также по геологической проводке горизонтальных и наклонно-направленных скважин (геонавигации).
Планирование бурения
Комплекс услуг по планированию к бурению включает:
- Построение детальных секторных геологических и гидродинамических моделей месторождения
- Определение участков пласта с остаточными/текущими запасами (рейтинг зон/ячеек разработки) для выработки путем бурения новых скважин или боковых стволов.
- Прогноз дебита и добычи для новых скважин (НС/ГС, БС/ БГС)
- На основе геометрии пласта, седиментологии и коллекторских свойств пласта, истории добычи скважин (ГМ и ГДМ), аналитическая оценка дебита жидкости и обводненности.
- Моделирование различных вариантов (наклонно-направленный ствол, горизонтальный ствол, поддержание пластового давления, ГРП и т.д.)
- Составление рейтинга скважин-кандидатов для бурения, определение целесообразности бурения скважины:
- Наибольший первоначальный дебит
- Максимальная накопленная добыча
- Кратчайший период окупаемости
- Для зарезки боковых стволов: выбор кандидатов скважин из существующего фонда скважин (не работающих) для зарезки бокового ствола (БС и БГС):
- Проверка тех.состояния скважин
- Оценка текущего положения ВНК на участке
- Оценка положения фронта нагнетаемой воды (профили приемистости, ПГИ)
- Оценка рисков добычи (риски прорыва трещины ГРП в обводненную часть и т.д.)
- Подготовка геологического проекта на бурение скважины
- Геологическое обоснование бурения скважины
- Подготовка наиболее оптимальной траектории скважины
- Определение конструкции скважины с учетом экономической эффективности
- Определение необходимости бурения пилотного ствола (для ГС и БГС)
- Оценка геологических рисков бурения (АВПД/АНПД, структуры пласта, наличие выклиниваний и т.д.)
- Оценка технических рисков бурения
- Геологическая программа бурения
- Рекомендации по подбору оптимальной КНБК
Геологическая проводка скважин (Геонавигация)
Услуги по геологической проводке скважин включают:
- Подготовительная часть:
- Построение секторной геологической модели пласта
- Определение наиболее оптимального размещения стола скважины в пласте
- Построение двумерной модели пласта, расчет синтетического каротажа вдоль планируемой траектории скважины
- Моделирование сценариев поведения структуры пласта
- Оценка неоднородности коллектора по латерали и по вертикали
- Оценка неопределенности замеров инклинометрии ствола скважины при бурении
- Обсуждениедеталей бурения с заказчиком: проектной траектории скважины, геологических целей, анализ рисков
- Подбор оптимального комплекса каротажа во время бурения
- Согласование схемы коммуникации между заказчиком, инженерами по геонавигации, подрядчиком по бурению скважины
- Круглосуточная геонавигация (оптимизация траектории скважины) в режиме реального времени (удаленная или в офисе заказчика):
- Анализ и интерпретация каротажа во время бурения
- Интерпретация азимутального каротажа (имиджа ствола) скважины
- Приземление ствола на кровлю пласта
- Обновление двумерной модели пласта согласно поступающей геологической информации
- Выдача рекомендаций по корректировке траектории скважины для удержания ствола в целевом интервале
- Размещение горизонтального ствола согласно геологическим задачам
- Подготовка финального отчета по геологической проводке скважины:
- Подготовка отчета по проводке скважины
- Расчет эффективности проводки скважины
- Анализ качества принимаемых решений
- Рекомендации для последующих скважин
- Обновление секторной геологической модели на основе новых данных.
geosteertech.ru
Цифровое бурение — Журнал «Сибирская нефть» — №163 (июль-август 2019)
Бурение скважин — дорогостоящий процесс, существенно влияющий на себестоимость добычи нефти. И чем дальше, тем сложнее и дороже он становится: чтобы эффективно разрабатывать трудноизвлекаемые запасы, нужно строить сложные, высокотехнологичные скважины. Повышать эффективность бурения помогают технологии Индустрии 4.0 — анализ больших данных, интернет вещей, искусственный интеллект. Целый ряд соответствующих цифровых проектов запущен в блоке разведки и добычи «Газпром нефти»
«Газпром нефть» давно занимается вопросами эффективности бурения, реализуя организационные и технологические проекты, о которых уже не раз писала «Сибирская нефть»: проект «Технический предел», Центр управления бурением, создание высокотехнологичных буровых установок для российского рынка и др. Причины повышенного внимания к этой сфере в недостаточной развитости российского нефтесервисного рынка. Отсутствие серьезной конкуренции приводит к тому, что участники рынка не спешат вкладывать значительные ресурсы в развитие и брать на себя связанные с этим дополнительные риски. Поэтому нередко внедрение новых технологий — инициатива самих нефтедобывающих компаний.
Потоки данных
В «Газпром нефти» процесс проектирования и строительства скважин сегодня уже во многом оцифрован. Расположение скважин, их траектория и конструкция, отдельные операции (спуск обсадных колонн, цементирование ствола и др.) рассчитываются в специальных компьютерных симуляторах. Программное обеспечение позволяет оценить ожидаемую отдачу от пласта и найти оптимальные способы ее достижения.
В процессе бурения со скважины поступает обильный поток данных. Это показания датчиков геолого-технологических исследований (ГТИ), данные каротажа в процессе бурения, показания телеметрии наклонно направленного бурения, реология бурового раствора и т. д. Большое количество разноплановой информации по каждой скважине поступает в Центр управления бурением (ЦУБ) «Геонавигатор», и основная задача центра — обеспечить максимально эффективное использование данных при сопровождении и контроле процесса строительства скважин.
Несмотря на то что объем этих данных огромен, сегодня их уже недостаточно, отмечает руководитель направления по бурению и автоматизации процессов Научно-Технического Центра «Газпром нефти» Максим Елфимов: «Сейчас мы практически не получаем информации о состоянии такого оборудования на буровой, как насосы, верхний силовой привод и др. В лучшем случае эти данные собирает буровой подрядчик. Датчики вибрации и температуры бурового насоса, датчики крутящего момента на верхних приводах, дополнительные газоанализаторы не являются стандартным оборудованием и на многих буровых отсутствуют».
Дооборудование буровых установок такими датчиками — важная задача, которую «Газпром нефть» уже реализует в сотрудничестве с буровыми подрядчиками, эксплуатирующими их. «Мы занимаемся этим, чтобы лучше понимать источники непроизводительного времени, с которым связан большой объем затрат при бурении, — объясняет Максим Елфимов. — Частая причина простоев — выход из строя оборудования. Датчики дают нам возможность оценивать его износ, предотвращать выход из строя и сокращать непроизводительное время за счет своевременного обслуживания».
«Газпром нефть» стимулирует такое развитие в отрасли бурения, несмотря на то что ставки буровых компаний, использующих высокотехнологичное оборудование, неизбежно будут расти. Но если изменения позволят в итоге повысить скорость бурения, исключить или существенно сократить простои, итоговая стоимость скважины может оказаться ниже, а нефть и доход от ее реализации можно будет получить быстрее.
В перспективе — полная автоматизация буровых и применение решений на основе искусственного интеллекта, благодаря которым станет возможным удаленное управление буровой установкой, создание так называемых безлюдных буровых.
Догнать и перегнать
Планирование бурения, всевозможные расчеты и модели при проектировании скважин делаются сегодня с использованием импортного софта. В «Газпром нефти» его хотят заменить собственными разработками. Причин для этого несколько. Это и желание обезопасить себя от рисков ограничения доступа к таким продуктам, и высокая стоимость лицензий на ПО, и недостатки самого ПО: сложность обмена информацией между продуктами разных производителей, недостатки визуализации, отсутствие модулей, использующих машинное обучение и способных повышать эффективность работы. Чтобы решить эти проблемы, в компании началась разработка собственной программной платформы для бурения — ЭРА.ПИК.
ЭРА.ПИК — своеобразный конструктор, к которому будут присоединяться все новые модули-кирпичики — цифровые решения в области бурения. Первый базовый модуль — проектирование конструкции и профиля скважин. Это кросс-функциональный процесс, в котором задействованы самые разные специалисты. В программе его удалось максимально автоматизировать, упростив процедуры и сократив сроки согласования проекта разными службами. «Одна из важных задач, которую мы решаем на первом этапе, — обеспечить интеграцию в новой системе всех существующих у нас баз данных в области бурения», — подчеркивает Максим Елфимов.
Важной составляющей частью ЭРА.ПИК станут решения, основанные на технологиях машинного обучения. Аналогов им пока нет на рынке. Среди задач, которые сможет решать искусственный интеллект, — построение оптимального дизайна скважин на основе исторических данных, а также предсказание или более точное описание определенных ситуаций, складывающихся в процессе бурения.
Искусственный интеллект исправит траекторию
При бурении скважин искусственный интеллект позволяет выявлять выход долота за пределы целевого (продуктивного) слоя еще до того, как об этом сообщат датчики телеметрии. В силу конструктивной особенности бурового оборудования информация о типе породы и ее свойствах на основании показаний каротажных приборов в процессе бурения поступает с задержкой. В результате выход из коллектора или целевого интервала фиксируются, когда долото ушло от места выхода уже на 15–35 м.
В некоторых случаях опытный бурильщик способен по косвенным признакам (нагрузка на долото, скорость проходки и т. д.) определить, что долото вышло в другую породу. У специалистов «Газпром нефти» возникла идея, что такой навык можно развить у искусственного интеллекта, выявив в данных ГТИ указывающие на это скрытые закономерности.
Разработанный прототип использует машинное обучение, чтобы оперативно анализировать параметры, поступающие с бурового оборудования, — уровень вибрации, скорость бурения и вращения ротора, нагрузку на долото и др. Эти показатели изменяются в зависимости от характеристик пласта, и это позволяет оперативно определить состав породы, не дожидаясь поступления данных с датчиков на самом буровом инструменте.
Сейчас программа способна определять три литотипа (породы с определенным набором признаков) — песчаник, глину, карбонатизированный песчаник — и, соответственно, тот момент, когда долото переходит из одной породы в другую. Вероятность выявления смены литотипа с использованием созданного цифрового решения составляет не менее 70%. Обучение модели продолжается на новых скважинах: с каждой пробуренной скважиной точность становится выше.
Применение методики позволит в будущем повысить скорость бурения горизонтальной части скважин, снизить затраты на устранение ошибок и повысить качество проходки, а значит, и эффективность будущей эксплуатации.
В «Газпром нефти» идет работа над несколькими проектами по созданию своего рода цифровых помощников, которые используют инструменты машинного обучения для решения наиболее острых проблем в области бурения и внутрискважинных работ. Проекты реализуются в технологическом партнерстве с IBM и Сколтехом. «Программа проектов направлена на создание автоматизированной аналитической системы, способной в реальном времени решать задачу мониторинга и комплексной оптимизации процесса бурения скважины с учетом существующих технологических ограничений», — рассказывает руководитель программ проектов по бурению скважин Научно-Технического Центра «Газпром нефти» Игорь Симон.
Два проекта уже реализованы в рамках НИОКР и перешли на этап тиражирования в дочерних обществах «Газпром нефти». В рамках первого из них — «Определение литологической разности на забое скважины» — был разработан программный продукт, позволяющий минимизировать случаи выхода долота из целевого интервала (продуктивного слоя) на основании данных сопровождения бурения. Второй проект («Прогнозирование осложнений в процессе бурения») посвящен созданию решения, которое распознает в данных сопровождения бурения предвестники аварийных ситуаций и сообщает о них оператору.
Сергей Доктор,
руководитель дирекции по добыче «Газпром нефти»:
Использование цифровых инструментов на всех этапах строительства скважин — неотъемлемая часть стратегии по цифровой трансформации блока разведки и добычи «Газпром нефти». Цифровые двойники и специализированные программные продукты позволяют повысить эффективность проводки скважин, кратно уменьшить риск аварий и осложнений в процессе бурения, заканчивания и освоения, снизить риск влияния человеческого фактора и в конечном итоге повышают безопасность всех производственных процессов с одновременным сокращением общей стоимости работ. Изменение подходов к разработке и применение цифровых технологий дают возможность вовлечения новых запасов на активах компании, ранее считавшихся нерентабельными, и позволяют с уверенностью говорить о достижении стратегических целей «Газпром нефти».
Дальнейшее развитие программы связано с еще двумя проектами. Первый — использование методов машинного обучения для более точного прогнозирования пространственного положения скважины — позволит принимать более качественные решение о дальнейшем бурении. Второй даст возможность в режиме реального времени определять продуктивность скважины и за счет этого сократит время на оценку эффективности бурения при текущем положении бурового инструмента. «Во всех этих случаях искусственный интеллект позволит принимать значимые решения о дальнейшем строительстве скважин значительно быстрее, не допуская простоя оборудования и, соответственно, повышения затрат на строительство скважины», — отмечает Игорь Симон.
Наглядно и доступно
Чтобы максимально эффективно использовать данные, важно, чтобы специалист вовремя обратил внимание на проблему и быстро принял необходимое решение. Эта задача в значительной степени связана с правильной визуализацией данных. Отдельный проект, направленный на решение этой задачи, реализуется в Центре управления бурением «Геонавигатор» «Газпром нефти». «Мы хотим представить привычную нам информацию под другим углом, извлечь максимум из каждого байта информации, поступающей в ЦУБ, расположить ее на экране так, чтобы специалист сразу видел все самое важное», — рассказывает руководитель направления в Научно-Техническом Центре «Газпром нефти» Нур Назаров.
Не менее важно и то, что информацией могут пользоваться специалисты разного профиля. Сейчас в ЦУБ работают представители девяти разных специальностей — от геологов до буровиков. И у каждого свои потребности в информации по бурению. Однако раньше вывод данных на экраны был рассчитан в первую очередь на сотрудников службы оперативной инженерно-технической поддержки. Новая визуализация должна обеспечить более эффективное решение задач всеми сотрудниками. «Идея в том, что визуализация должна стать дополнительным инструментом в руках команды, а информация в ней воспринималась в том числе и специалистами непрофильных направлений», — поясняет Нур Назаров.
Предсказание осложнений
Аварийные осложнения при бурении — главный источник непроизводительного времени (НПВ) и, соответственно, повышения стоимости скважин. Во время устранения аварий буровая установка простаивает, между тем деньги за ее использование продолжают выплачиваться по суточной ставке.
Разработанный в «Газпром нефти» программный продукт позволяет распознавать в данных сопровождения бурения предвестники аварийных ситуаций и информирует оператора о вероятности возникновения осложнений. Например, такое осложнение, как дифференциальный прихват — прилипание бурового инструмента к стенкам скважины, потеря его подвижности, которую невозможно восстановить без проведения специальных мероприятий. , программа определяет в среднем за полтора часа до его наступления. Программа рассчитана на снижение НПВ, связанного с осложнениями при бурении, на 15%.
Для создания модели были использованы исторические данные 40 скважин, признанных абсолютно здоровыми, эталонными. Они стали для программы примерами хорошего бурения, с которыми в дальнейшем процессе обучения сравнивались отклонения, предшествующие осложнениям и аварийным ситуациям. Обучение нейронной сети потребовало значительного количества кейсов и проводилось на исторических данных бурения Новопортовского, Восточно-Мессояхского и Оренбургского месторождений.
Новые средства визуализации позволят изменить сам подход к работе, иначе расставить приоритеты. Раньше инженер тратил определенное время в течение дня на работу с одной скважиной: изучение ее истории, проведение расчетов, составление выводов и рекомендаций. При этом на другие скважины внимания не хватало. Теперь же система будет сообщать о необходимости в нужный момент переключить внимание на другой объект.
Это основные, но далеко не все цифровые проекты в области бурения, которые реализует сегодня «Газпром нефть». Среди них и решения в области промышленной безопасности (видеоаналитика на буровой и удаленный мониторинг состояния здоровья сотрудников при помощи носимых устройств), проекты по регистрации истории бурового оборудования (позволят более точно определять, сколько проработали буровые трубы, верхний силовой привод и талевый канат для их своевременного обслуживания и замены), инструменты оценки эффективности бурения для более качественного планирования будущих затрат, проекты по повышению эффективности управления подрядчиками и др.
Также в перспективе планируется создать возможности для мобильного доступа ко всей необходимой информации по мониторингу бурения. Пока такие решения трудно реализовать из-за ограничений информационной безопасности. Однако движение в сторону мобильности — не просто модный тренд. Для части сотрудников, работающих в полевых условиях (например, буровых супервайзеров), появление таких возможностей станет важным шагом к повышению эффективности работы.
www.gazprom-neft.ru
Начальник управления геологического сопровождения бурения скважин
Обязанности:- Организовывать и контролировать работу Управления, осуществлять контроль и координацию деятельности отдела планирования и мониторинга эксплуатационного бурения, отдела геолого-гидродинамического моделирования, специалиста планирования и мониторинга зарезки боковых стволов (далее – ЗБС). - Осуществлять стратегическое планирование и распределение обязанностей сотрудников Управления, контролировать выполнение производственных задач, передачу опыта сотрудникам. - Организовывать подготовку геологического обоснования программы эксплуатационного бурения на следующий плановый период, разработку рекомендаций по геологическим целям и выбору плановых траекторий горизонтальных скважин. - Рассматривать предложения по геологическим целям горизонтальных скважин (ГС) и боковых стволов (БГС), утверждать плановые траектории ГС и БГС. - Организовывать подготовку и выносить на рассмотрение уполномоченных органов Общества рекомендаций по изменению программы эксплуатационного бурения и программы ЗБС текущего года. - Организовывать рассмотрение бездействующего и пьезометрического фонда скважин с целью рассмотрения восстановления продуктивности методом зарезки бокового ствола, формировать перечень скважин-кандидатов. - Организовывать подготовку мониторинга и анализа реализации программы эксплуатационного бурения. - Организовывать подготовку программы исследований для повышения надежности программы эксплуатационного бурения и программы ЗБС. - Контролировать обновление и своевременное предоставление и проводить экспертизу геологических материалов. - Организовывать и контролировать своевременную передачу геолого-геофизических данных в процессе бурения скважин. - Организовывать подготовку обоснования степени выработки запасов участков бурения ГС/ЗБС. - Организовывать подготовку геологического обоснования программы зарезки боковых стволов ЗБС, обоснование расчета дебита скважин после ЗБС, оперативный мониторинг и анализ реализации программы ЗБС. - Организовывать расчеты прогноза конусообразования прорывов газа/воды в скважины. - Контролировать организацию взаимодействия служб на буровой, специалистов осуществляющих планирование профилей стволов скважин и специалистов геологического сопровождения бурения горизонтальных стволов при бурении скважин. - Контролировать подготовку секторных геолого-гидродинамических моделей. - Организовывать проведение экспертизы секторных и полномасштабных цифровых моделей пластов/месторождений, подготовленных проектными организациями. - Организовывать подготовку обоснования фильтрационно-емкостных свойств и геологического разреза в районе эксплуатационного бурения и для проведения геолого – технических мероприятий ГТМ на скважинах-кандидатах. - Планировать и организовывать актуализацию проектно-технических документов, связанных с разработкой залежей/месторождений/пластов углеводородного сырья. - Организовывать и контролировать расчеты прогноза выработки запасов углеводородного сырья при разработке месторождений. - Контролировать эффективность бурения скважин. - Организовывать работы по подготовке распоряжений и заданий исполнителям по компьютерной обработке исходной геолого-промысловой информации, полученной в результате исследований для компьютерной обработки, схем корреляции и построения геолого-промысловых моделей разных уровней - Организовывать работы по анализу и оценке полученной и обработанной геолого-геофизической информации, отбраковка недостоверных данных (каротаж, петрофизика) - Организовывать сбор геолого-промысловой информации в соответствии с программой работ Общества на нефтегазовых месторождениях. - Организовывать комплексирование данных геоинформационной системы, результатов бурения и испытания скважин при эксплуатации месторождения. - Организовывать и осуществлять контроль анализа полученной и обработанной геолого-промысловой информации, отбраковки некачественных данных. - Организовывать систематизацию полученной и обработанной геологической информации. - Организовывать подготовку технической документации эксплуатационной скважины - Подготавливать распоряжения и задания исполнителям по компьютерной обработке исходной геолого-промысловой информации, полученной в результате исследований для компьютерной обработки, схем корреляции и построения геолого-промысловых моделей разных уровней. - Формировать проекты планов геолого-промысловых работ по установленной форме на основании подготовленной и представленной геолого-промысловой информации и производственных планов Общества. - Формировать программы освоения месторождения и необходимых геолого-промысловых исследований. - Организовывать выбор и включение в план инновационных методов и технических средств для повышения эффективности нефтегазодобычи. - Выбирать дополнительные объекты разработки и эксплуатации на месторождении. - Организовывать подготовку планов геолого-промысловых исследований на новых объектах. - Выбирать методы и технологи дополнительных геолого-промысловых исследований. - Организовывать разработку плана мероприятий по внедрению инновационных технологий. - Организовывать оценку и выбор методик проведения геолого-промысловых работ. - Организовывать разработку ежегодных и перспективных планов геолого-промысловых исследований, планов по добыче углеводородного сырья. - Организовывать разработку совместно с другими службами и отделами программы мероприятий по организации геолого-промысловых исследований и опытно-промышленных работ - Организовывать оценку эффективности применения технологий и методов геолого-промысловых работ Общества. - Определя
irkutsk.superjob.ru
Сопровождение бурового раствора от СНК
Компания «СНК» предлагает комплексное сопровождение буровых промывочных жидкостей при работах по бурению нефтяных и газовых скважин. При этом опытные и высоквалифицированные инженеры-технологи осуществляют на объектах следующий объем работ:
- прием поступающих реагентов и химматериалов и проверка их качества. Составление отчета по расходу ингредиентов бурового раствора;
- контроль за приготовлением и обработкой буровых растворов непосредственно на буровой и соблюдение технологических регламентов при их составлении. Использование компьютерных программ для подбора оптимальной рецептуры раствора;
- отбор проб изготовленного бурового раствора и отправка из в комплексную лабораторию промывочных реагентов с параллельным проведением лабораторных анализов непосредственно на буровом объекте и составлением рекомендаций по оптимизации состава буровых жидкостей. Контроль за главными показателями (плотность, у.вязкость, фильтратоотдача) производится через 4 часа, а полный анализ раствора - каждые 8 часов. При работе в предаварийных и аварийных условиях параметры раствора анализируются ежечасно;
- контроль за эффективностью работы оборудования системы очистки (не менее 2 раза в сутки). При необходимости осуществляется помощь в оптимизации работы системы;
- составление суточных отчетов и сводок о состоянии работы на буровом объекте.
Одной из основных задач инженера-технолога является оперативное реагирование при отклонении процесса бурения от запланированного и подбор наиболее подходящих параметров буровых жидкостей в каждом индивидуальном случае, в том числе при работе с искривленными и вертикальными скважинами, при отсутствии явлений поглощений и проявлений. При этом специалисты компании всегда осуществляют разумную скрупулезность в использовании дорогостоящих химических компонентов раствора и не допускают необоснованного перерасхода материалов.
ООО"СНК" - передовая компания, использующая в работе своих специалистов самое современную аппаратуру и оборудование, позволяющее полностью контролировать технологическое сопровождение процесса бурения. Оснащение мобильного вагона-лаборатории дает возможность анализировать параметры раствора, используемого при бурении скважин как на соответствие требованиям ГОСТ, так и программе API (AmericanPetroleumInstitute). Благодаря внедрению в производство последних технических разработок и изобретений возможно создание реологической модели и расчета параметров буровой жидкости по замерам ФАН.
Для возможности постоянного контроля за ходом работ со стороны заказчика, передвижная лаборатория дополнительно снабжается оборудованием для использования спутниковых ретрансляторов, что позволяет отслеживать рабочую ситуацию даже на объектах с отсутствием связи.
snkoil.com
Fishbone. Мессояханефтегаз опробовал новую технологию бурения горизонтальных скважин, не требующую гидроразрыва пластов
Мессояханефтегаз, СП Газпром нефти и Роснефти, завершил строительство горизонтальных скважин с множественными ответвлениями на Восточно-Мессояхском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО).
Мессояханефтегаз, СП Газпром нефти и Роснефти, завершил строительство горизонтальных скважин с множественными ответвлениями на Восточно-Мессояхском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО).
Об этом Газпром нефть сообщила 19 сентября 2016 г.
Строительство многоствольных скважин новой конструкции велось по технологии, получившей в мировой практике название «рыбья кость» (fishbone).
Такое название технология получила из-за конструктивной особенности скважин, когда от 1го горизонтального ствола отходят многочисленные ответвления, иногда называемые в западных источниках иглами.
Это и создает скважину, по своей форме напоминающую скелет рыбы.
Эта технология является отличной альтернативой использованию технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП).
Цель технологии, как и при использовании ГРП, заключается в том, чтобы повысить продуктивность скважины или приемистости в случае нагнетательных скважин, за счет лучшего подсоединения резервуара к стволу скважины.
Технология fishbone использует меньше жидкости и значительно снижает риск загрязнения грунтовых вод, уменьшая объем работ по утилизации используемой для стимуляции добычи жидкости.
А значит, негативного воздействия на окружающую среду при использовании fishbone - значительно меньше.
Технология опробована как в карбонатных коллекторах, так и при добыче метана угольных пластов.
Зарубежный опыт показывает увеличение добычи до 8,3 раз.
В российской технологии fishbone, используемой Мессояханефтегаз, есть и важные отличия от западной:
- не используется раствор соляной кислоты, который, к примеру, в карбонатных коллекторах, ничего хорошего для экологии не дает.
- конструкции из труб не собирается на поверхности, а формируется во время строительства горизонтального ствола, когда с определенной точки производится бурение отростков на вышележащий нефтеносный пропласток, после чего осуществляется подъем компоновки до точки срезки. Затем производится срезка в основной ствол и так – до следующей заданной точки. То есть, бурим основной ствол и ответвления от него.
Поэтому, использование на Мессояхе технологии fishbone - более эффективно, чем на Западе.
Западная технология предполагает сборку конструкции fishbone заранее и включает основную трубу и прикрепленные к ней трубки меньшего диаметра.
При нагнетании жидкости под давлением около 2,1 т/м2 в конструкцию, трубки выдвигаются и проникают в породу.
Технология fishbone позволяет существенно увеличить охват нефтенасыщенных участков пласта по сравнению с традиционной горизонтальной скважиной при меньшем объеме буровых работ, чем при создании многоствольной скважины.
Конструкция позволяет направить каждое из ответвлений в отдельные нефтяные участки, не задевая соседние пласты с газом или водой.
Ответвления могут отходить в любом направлении от горизонтального ствола и их стоимость значительно ниже, чем затраты на бурение отдельных скважин, однако сам процесс бурения таких скважин существенно сложнее.
Дополнительно осложняло процесс и то, что Восточно-Мессояхское месторождение стало самой северной точкой России, где была применена эта технология.
Перед началом бурения специалисты Научно-технического центра Газпром нефти разработали геомеханические модели скважин новой конструкции, а затем круглосуточно контролировали процесс строительства скважин в Центре сопровождения бурения.
На текущий момент технология опробована на 4 скважинах Восточно-Мессояхского месторождения.
Общая длина всех пробуренных стволов превышает 10 км, из них больше 6 км - это длина ответвлений.
Технология позволила увеличить стартовый дебит нефти на 40% по сравнению с традиционной горизонтальной скважиной.
Технологическая стратегия Газпром нефти предусматривает использование широкого спектра новаций, который включает :
- строительство скважин новой конструкции,
- использование более эффективных буровых растворов,
- участие в разработке отечественного бурового оборудования,
- внедрение новых технологий ГРП.
Газпром нефть в ближайшие недели планирует ввести в эксплуатацию Мессояхские месторождения.
В мае 2016 г Мессояханефтегаз завершил строительство напорного нефтепровода с Мессояхской группы месторождений.
Ввод в эксплуатацию МНП Заполярье - Пурпе пропускной мощностью до 45 млн т состоится в ноябре 2016 г.
Это даст возможность для увеличения добычи нефти на Мессояхских месторождениях - в 2017 г она может составить 3 млн т, к 2020 г - 5,5 млн т.
Ранее компания планировала выйти на полку добычи в 5 млн т в 2018 г.
neftegaz.ru
|
www.oilcareer.ru