Друзья!
Из Сети.
"Глава региона посетила Приобское месторождение, где ей продемонстрировали новейшие беспилотные технологии, разработкой которых занимается компания «Газпром нефть- Хантос». Развитие инноваций в этой области позволить существенно снизить расходы на транспортировку грузов и повысить безопасность для персонала.
Так, в настоящее время проходят испытания беспилотные КАМАЗы. Беспилотная Газель Next уже задействована в работе, ее маневренность нисколько не уступает машине, управляемой человеком. Доставкой грузов будет заниматься и вертолет-беспилотник грузоподъемностью до 100 кг.
Также в эксплуатацию введен робот, сканирующий грузы на складе. После сканирования грузов он формирует список содержимого.
«Экономия и эффективность использования именно такого способа по перевозке грузов на этой специальной площадке, которая занимается тем, что собирает грузы и передает потребителю их на 15 процентов выше, чем автомобилем управлял квалифицированный водитель. Это тоже важно, это вопрос о безопасности» — прокомментировала губернатор региона Наталья Комарова".https://znpress.ru/
...Други!
Да, за последние годы нефтяники ХМАО-Югры
многое сделали для развития и внедрения новых технологий.
Не отстаёт, кстати, от соседей и РН-Юганскнефтегаз.
Об этом-ниже.
Вл.Назаров
************
1.Легко ли добыть нефть. Как воскресить скважину: зарезка бокового ствола
Больше месяца назад я начал серию статей о том, каким образом можно восстановить дебит (производительность) скважины. За это время я успел побывать на карантине, приехать домой и попасть снова на две недели карантина, четыре раза сдать тест на коронавирус, а также написать четыре статьи на эту тематику: общие положения (Легко ли добыть нефть. Как воскресить скважину: теория), перфорацию скважины (Легко ли добыть нефть. Как воскресить скважину: перфорация), солянокислотные обработки (Легко ли добыть нефть. Как воскресить скважину: СКО и РИР) и ремонтно-изоляционные работы (Легко ли добыть нефть. Как воскресить скважину: новые горизонты)
Сегодня напишу о том, как можно восстановить дебит скважины с помощью зарезки (забуривания) бокового ствола (ЗБС). В теме про конструкцию скважин я писал, что скважины бывают различного типа. Чаще всего бурятся вертикальные скважины (особенно их много бурили раньше). При этом способе бурения ствол скважины пробуривается под углом, близким к развернутому, относительно устья скважины. По мере истощения легкодоступных запасов, которые добывали с помощью вертикальных скважин, нефтяникам пришлось работать над совершенствованием технологий строительства скважин. В 40-х годах прошлого столетия Александр Григорян и Константин Царевич (американские нефтяники Джон Истман, Роман Хайнс и Джордж Фейлинг, впервые применили его немного раньше, в 1934 году) технологию проходки скважин, ствол которых находится под углом, относительно устья скважины. В результате появились наклонно-направленные и горизонтальные скважины. При этом не надо думать, что горизонтальные скважины идут строго под углом 90 градусов относительно устья и вертикального ствола, они просто близки к нему и идут в пределах участка пласта.
Но какую бы мы не сделали скважины, после ввода ее в работу формируется зона (контур) питания скважины. Эта зона питания скважины характеризуется пониженным давлением относительно другой части пласта, и ее форма напоминает воронку, ее так и называют - воронка депрессии. Именно благодаря депрессии (пониженному давлению), к скважине и происходит приток жидкости и газа. Формируется призабойная зона пласта.
В результате длительной работы скважины в контуре питания обязательно происходят процессы, которые снижают дебит скважины. Во-первых, происходит кольматация (загрязнение) пор пласта, в результате чего снижается проницаемость пласта. Во-вторых, происходит снижение содержание нефти в зоне питания, происходит ее обводнение, в результате чего резко снижается подвижность нефти, а при обводненности около 80% нефть вообще теряет подвижность. Но самое опасное - это появление конусов обводнения - локального поднятия поверхности подошвенной воды при эксплуатации скважине в нефтяных и газовых залежах. В результате вода прорывается в скважину и нефти уже не видать или ее будет очень мало, хотя ее еще много вокруг скважины.
Конус обводнения и его формирование
Если не помогает ни один из перечисленных выше методов повышения нефтеотдачи, то прибегают к гораздо более затратному - забуриванию бокового ствола. Она заключается в том, что в определенном участке скважины (напротив продуктивного пласта), пробуривают новый, горизонтальный ствол, которые может тянуться на сотни метров. Пятьсот метров - это вполне себе норма, а вовсе не исключение. В результате в работу вовлекаются ранее не используемые участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы, извлечь которых ранее не представлялось возможности. По сути боковой ствол позволяет заменить уплотнение скважины, при этом существенно снижаются затраты, иной раз в разы, чем при бурении скважины с нуля. Если учесть, что бездействующий фонд скважин исчисляется десятками тысяч, то технология ЗБС позволяет восстановить работу многих месторождений без организации большого бурения.
Теперь о технологии. Перед бурением бокового ствола на скважину заезжает бригада капитального ремонта скважин, чтобы провести подготовительные работы. Проводят глушение скважины, извлекают оборудование, после чего проводит работу геофизическая партия. Она точно определяет глубину пласта для разработки. После этого бригада КРС спускает пакер и устанавливает цементный мост, отсекая часть неиспользуемого ствола скважины. Также проводят опрессовку эксплуатационной колонны для выяснения негерметичности, так как ЗБС необходимо делать только в скважине с герметичной колонной (хотя бы по регламенту).
После этого бригада КРС съезжает и заезжает бригада ЗБС со специальной мобильной буровой установкой для ЗБС типа МБУ-160 (140, 125) производства Кунгурского машиностроительного завода или ее аналога. Теоретически боковой ствол может забурить и бригада КРС, но я никогда про это не слышал, не слишком приспособлен подъемник для этого, да и квалификации для этого нет.
Установка для ЗБС
Сначала скважину обследуют геофизики, потом шаблонами и печатями (часто это делает КРС), выбирают место для забуривания ствола. После чего начинают бурение. Его могут вести двумя способами:
1. Вырезают участок обсадной трубы и в этом месте начинают боковой ствол. Берут расстояние между муфтами обсадных колонн, это и легче, и меньше влияет на прочность колонны. Сейчас применяется редко.
2. Бурят с помощью отклоняющего клина
К сожалению (или счастью) я не работал в бурении, поэтому про горизонтальное бурение знаю только теоретически, поэтому предоставляю слово @Akumba, который писал про наклоннонаправленное бурение, думаю при забуривании бокового ствола применяются сходные технологии (Как добывают нефть.Наклонно направленное бурение)
Если пласт низкопроницаемый, то часто забуривание бокового ствола совмещают с гидроразрывами пласта вдоль него, что приводит к увеличению зону питания скважины. Такая технология называется Fishbones - рыбья кость. Центральный ствол с трещинами от ГРП напоминает позвоночник рыбы, отсюда и название.
После этого все происходит как после пробуривания и освоения новой скважины. Разница только в том, что на горизонтальных скважинах не используют штанговые насосы (известные станки-качалки), а при спуске электроцентробежного насоса используют специальные протекторы (протектолайзеры), чтобы не кабель (КПБП) не был нарушен в горизонтальном стволе скважины.
https://pikabu.ru/
*************
2.Зачем бурить старую нефтяную скважину?
Сегодня поговорим о бурении дополнительного ствола в уже построенной нефтяной скважине.
Как известно, на глубине в несколько тысяч метров залегает нефтяной пласт, который мы вскрываем пробуренной скважиной и добываем нефть. В теории все четко и красиво. Нарисовала схему - красным отмечена буровая вышка, черным нефтяной пласт.
Но жизнь вносит свои коррективы и на деле все не так гладко, как в учебниках. У инженера нефтяника стоит задача - выработать запасы из объекта разработки, который чаще всего состоит не из одного пласта, а из нескольких - они могут быть совершенно разными и по характеристикам самого пласта и по дебиту добываемой нефти.
Возьмем для примера объект разработки, состоящий из двух нефтяных пластов.
Залегающий глубже - с бОльшими запасами и лучшими пористостью и проницаемостью.
В него бурим основной ствол (нефтяную скважину) и концентрируем все силы на нем.
Далее наша цель - заполучить запасы из второго нефтяного пласта, который хоть и уступает по свойствам, но тоже ценен. И здесь уже тонкая работа инженера-разработчика, которая зависит от ситуации.
Можно либо пробурить боковой ствол сразу, либо когда дебит из лучшего пласта начнет со временем немного падать.
Существует еще одновременно-раздельная эксплуатация, которая позволяет добывать сразу одной скважиной из нескольких пластов с разными дебитами, но я намеренно не хочу пока о ней говорить - сегодня статья о другом.
В пробуренном основном стволе устанавливают клин-отклонитель, вырезают в стенках скважины окно, затем спускают колонну с долотом и бурят дополнительный ствол.
Технология позволяет выработать запасы из нескольких пластов одновременно, при этом используя один основной ствол скважины, что экономит и деньги, и самый невосполнимый ресурс - время.
https://dzen.ru/girl_engineer
***************
3.В «РН-Юганскнефтегазе» опробовали новую технологию
Об опытно-промышленных испытаниях технологии ТАМЛ при восстановлении скважин методом зарезки бокового ствола рассказали в ООО «РН-Юганскнефтегаз».
Начальник отдела планирования и мониторинга бурения ГС и ЗБС Владимир Юрьевич Демьянов отметил, что технологии бурения и заканчивания многоствольных скважин разделяются на шесть уровней сложности по международной классификации ТАМЛ. Выбор уровня сложности зависит от требований к герметичности стволов и их соединений в зависимости от геологических условий. В ООО «РН-Юганскнефтегаз» впервые выполнена реконструкция скважины с четвертым уровнем сложности (ТАМЛ-4), в котором основной и боковой стволы обсажены и зацементированы.
Применение технологии ТАМЛ-4 позволяет увеличить добычу скважины путем вовлечения в работу неразрабатываемых запасов нефти с помощью пробуренного бокового ствола, при этом основной ствол продолжает свою работу. Таким образом, необходимость бурения более дорогой новой уплотняющей скважины отпадает. За счет снижения затрат получается хороший экономический эффект.
Данная технология будет эффективна на объектах ООО «РН-Юганскнефтегаз» со средне- и низкопроницаемыми пластами, например, на Приобском, Приразломном и других месторождениях.
Руководитель добавил, что потребность реконструкции скважин по технологии ТАМЛ-4 с сохранением работоспособности основного ствола возникает на участках, где бурение новых скважин низкорентабельно. При обсуждении вариантов по вовлечению в разработку незадействованных запасов нефти принято решение протестировать данную технологию. На первоначальном этапе были подобраны наиболее подходящие скважины-кандидаты, затем индивидуально проработана техническая возможность их реализации. Подрядчиком по заканчиванию скважин оперативно изготовлена конструкция для спуска в скважину, и совместно с техническими специалистами ООО «РН-Юганскнефтегаз» проведено сопровождение работ по заканчиванию.
Главный специалист сектора ЗБС отдела технологий бурения скважин Управления технологий и инжиниринга бурения ООО «РН-Юганскнефтегаз» Адам Алиевич Нальгиев сообщил, что технология ТАМЛ при ЗБС опробована на Приобском месторождении — в январе 2023 года там пробурен один боковой наклонно-направленный ствол. Механическая скорость проходки достигла 22,08 м/ч, длина бокового ствола составила 665 метров. При строительстве скважины использовались клин-отклонитель (для направления фреза оконного при вырезке окна) с возможностью извлечения после вырезки «окна» и пакер-подвеска хвостовика, представленная легкоразбуриваемым модулем (для возможности его нормализации после проведения ГРП).
Бурение производилось с привлечением подрядчиков, в том числе НФ ООО «РН-Бурение».
Сложность бурения по данной технологии заключается в качественной консервации основного ствола и использовании оборудования, позволяющего произвести вырезку «окна», с последующим его извлечением, а также использовании модернизированной подвески хвостовика с последующим его разбуриванием без негативного влияния на герметичность стволов.
Пласты, на которых пробурен ЗБС, являются низкопроницаемыми. Для их рентабельной эксплуатации было проведено три операции ГРП в боковом стволе с общей массой пропанта 190 тонн, с проведением гидропескоструйной перфорации каждого интервала. ГРП выполнены компанией ООО «РН-ГРП».
После освоения и вывода на режим скважину запустили с дебитом нефти более 50 тонн в сутки, что на 10 тонн в сутки больше расчетного дебита. Этот результат подтверждает высокую эффективность ЗБС по данной технологии.
Отметим, что «РН-Юганскнефтегаз» первым среди предприятий Роснефти провел ОПИ ТАМЛ ЗБС. В настоящее время на следующей скважине ведутся подготовительные работы для бурения бокового горизонтального ствола с проведением четырех стадий ГРП, по результату планируется тиражирование технологии с ориентировочным объемом более десяти скважин в год.
Начальник отдела мониторинга эксплуатационного бурения ООО «РН-Юганскнефтегаз» Константин Сергеевич Скляр добавил, что в планах — реализация технологии ТАМЛ при эксплуатационном бурении на Приобском месторождении. Планируется бурение двух стволов с длиной каждого около 1150 метров и проведением по восемь стадий ГРП. По результатам бурения, освоения и запуска скважины будет приниматься решение о продолжении реализации опытно-промышленных испытаний данной технологии.
https://ugra.mk.ru/
***************
4.«РН-Юганскнефтегаз» сократил на семь суток цикл восстановления скважин методом зарезки боковых стволов
В стандартной схеме при ЗБС используется винтовой забойный двигатель (ВЗД). При его применении в процессе набора параметров кривизны для достижения геологической цели вся колонна бурильных труб находится без вращения, это влияет на равномерность искривления ствола скважины. Для повышения эффективности геологотехнического мероприятия специалисты Управления технологий и инжиниринга бурения ООО «РН-Юганскнефтегаз» решили апробировать роторную управляемую систему (РУС) при реконструкции скважин методом ЗБС. На предприятии технология уже используется в эксплуатационном бурении и при строительстве горизонтальных скважин двухколонной конструкции. Управление отклоняющим блоком здесь происходит с поверхности, при бурении искривленных участков ствола колонна бурильных труб находится в постоянном вращении, отклонение долота достигается за счет работы специальных выдвижных лопаток, они отталкиваются от стенки скважины. В результате исключается риск потери подвижности буровой компоновки, улучшается качество очистки скважины от выбуренной породы, более чем на 70% — до 30 м/ч увеличивается механическая скорость проходки. Ствол скважины получается более плавным, отсутствует микроизвилистость и микроинтенсивность, которые напрямую влияют на качество стенок скважины и дальнейший спуск хвостовика. Кроме того, сокращение цикла восстановления было достигнуто в том числе и за счет проведения каротажа в процессе бурения, то есть были исключены дополнительные спускоподъемные операции для проведения геофизических исследований скважины (ГИС) на трубах. В результате, в режиме online была получена более полная информация о структуре ствола скважины. Использование РУС в совокупности с проведением ГИС в открытом стволе скважины, дают возможность провести реконструкцию скважины методом ЗБС за 14-15 суток, сократить сроки ввода ее в эксплуатацию, увеличить длину горизонтального участка до 1000 м.
Первые опытно-промышленные испытания (ОПИ) прошли на Правдинском месторождении ООО «РН-Юганскнефтегаз», идет подготовка ко второму ОПИ на Салымском месторождении, сообщили в пресс-службе предприятия.
Потенциал у новой технологии большой, так как ежегодно на предприятии порядка 400 нефтяных скважин восстанавливают методом зарезки бокового ствола. Применение данного ГТМ позволяет увеличить добычу на месторождениях зрелого фонда, вовлечь в разработку не задействованные участки пласта и вышележащие горизонты. С активным внедрением в производственный процесс новых методик растет количество зарезок боковых стволов с горизонтальным окончанием, которое уже сейчас составляет около 70% от всех реконструированных скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз». Зарезка боковых горизонтальных стволов — хороший способ добиться высоких дебитов, повысить извлекаемость запасов.
ООО «РН-Юганскнефтегаз» — крупнейшее предприятие в составе ПАО «НК «Роснефть», ведёт работу на 36-х лицензионных участках. Накопленная добыча предприятия превышает 2,35 млрд тонн нефти.
https://www.rogtecmagazine.com/?lang=ru
******************
Материалы из Сети подготовил Вл.Назаров
Нефтеюганск
26 января 2024 года.