На Самотлоре повышают эффективность производства с помощью отечественных технологий

Нижневартовск. «Самотлорнефтегаз», добывающий актив НК «Роснефть», повышает эффективность производства. Предприятие ведет масштабную работу по внедрению передовых технологических решений.

Инновации применяются по всей цепочке производственной деятельности, в том числе в рамках развития импортозамещения.  Ставка преимущественно на разработки корпоративных научно-исследовательских институтов и оборудование отечественных заводов-производителей.

«Роснефть» с 2015 года реализует «Программу локализации и импортозамещения техники и технологий» для обеспечения устойчивости своей производственной деятельности и выполнения задач правительства РФ в области локализации и импортозамещения. В ее основе лежат цели и задачи, предусмотренные стратегией и долгосрочной программой развития НК «Роснефть». В рамках программы импортозамещения «Роснефть» стремится к диверсификации поставок и расширению участия российских производителей в обеспечении предприятий компании.

В число самых эффективных геолого-технических мероприятий, используемых на горизонтальных скважинах Самотлора, входит многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП). Доля скважин с МГРП в общем объеме бурения «Самотлорнефтегаза» составляет около 80%.

Одно из последних новшеств, внедренных сотрудниками «Самотлорнефтегаза» для усовершенствования МГРП, сочетает в себе две технологии: полное цементирование хвостовика скважины с муфтами ГРП, которые приводятся в действие сбросом втулок с растворимыми шарами единого типоразмера. Инновация позволяет сократить срок бурения с МГРП и сэкономить ресурсы.

«До этого в процессе многостадийного гидроразрыва пласта использовались муфты с растворимыми шарами разного диаметра - от большого к маленькому. Каждый из них «доставлялся» в индивидуальном седле, которое впоследствии препятствовало цементированию скважины, - объясняет Семен Кудря, менеджер управления геологического сопровождения бурения АО «Самотлорнефтегаз». - Это ограничивало количество стадий и возможности разобщения зон между ними. То есть при традиционной технологии разобщение зон производилось только с помощью заколонных пакеров, что удорожало операцию.  Теперь размер шаров один, потому что их транспортирует «умная» втулка. В скважине не создаются препятствия, и продавочная пробка при цементировании проходит через весь хвостовик до забоя. Такая особенность позволяет зоны разобщения цементировать, что сказывается на сроках строительства скважин с МГРП и, следовательно, даёт возможность повысить экономическую эффективность».

В итоге новый подход обеспечивает сокращение цикла бурения и освоения одной скважины на юрских и ачимовских отложениях до 5 суток - с 47 до 42.

Кроме того, полное цементирование хвостовика может проводиться при спуске в скважину для разделения стадий ГРП любого числа муфт нового образца. Это дает возможность проводить операции гидроразрыва с неограниченным количеством стадий и увеличить запускной дебит скважин в среднем на 40%. Муфты нового образца на Самотлор доставляются из Волгограда.

Современное бурение на Самотлоре невозможно представить без применения инноваций, так как, все новые скважины на месторождении высокотехнологичные. Свыше 98% введенных за последние пять лет скважин имеют горизонтальное окончание. Протяженность самой длинной из них составляет 5974 метра, причем отход от вертикали превышает две тысячи метров. Такая конструкция существенно увеличивает поверхность притока и, следовательно, производительность скважины.

Для повышения эффективности строительства новых скважин на Самотлоре применяется целый комплекс инновационных технологий, позволяющий добиваться повышения экономической эффективности. 

Бурить сложные профили с большим отходом от вертикали и увеличивать длину горизонтального участка скважины с высокой точностью проходки по продуктивному пласту стало возможным в том числе благодаря использованию на месторождении роторно-управляемой системы (РУС) отечественного производства.

«Оборудование дает возможность в автономном режиме управлять траекторией наклона ствола скважины, при необходимости оперативно изменить ее, а также уменьшить риски механического и дифференциальных прихватов. За счет снижения силы трения между колонной и стенкой скважины РУС позволяет стабильно поддерживать высокую скорость проходки с доведением максимального показателя до 80 м/ч, — отметил Денис Лисовский, менеджер отдела инжиниринга бурения скважин АО «Самотлорнефтегаз». - Такое преимущество дало возможность сократить срок строительства одной скважины на Самотлорском месторождении до 40 часов».

Выпуском оборудования занимается одна из ведущих научно-производственных компаний города Твери. Комплекс способен на 100% заменить аналогичные зарубежные технологии в области бурения.  

К числу эффективных отечественных инноваций, которую «Самотлорнефтегаз» применяет для интенсификации добычи нефти, смело можно отнести технологию откачки газа из затрубного пространства скважин с помощью мобильной компрессорной установки.

«Принцип работы данной установки заключается в откачке газа из затрубного пространства скважины, что приводит к снижению забойного давления и увеличивает приток из пласта, соответственно, увеличивается производительность насосного оборудования, и мы получаем дополнительно добычу нефти, - рассказывает Дмитрий Белов, главный специалист сектора эксплуатации оборудования АО «Самотлорнефтегаз»».

В результате применения нового подхода на Самотлорском месторождении удалось увеличить среднесуточный прирост добычи нефти с одной скважины на восемь тонн. Экономический эффект превысил два млрд руб. за период реализации с 2018 года.

Еще одна отечественная новинка, которая внедрена на Самотлоре - НГСВ. Эта аббревиатура подразумевает важное технологическое оборудование на объектах подготовки и перекачки нефти - нефтегазосепараторы со сбросом воды. Оно изготовлено на одном из передовых производственных предприятий города Пензы и полностью адаптировано к климатическим условиям Западной Сибири. Нефтегазосепаратор работает при температурном диапазоне от - 55 ˚С до + 37 ˚С. При этом температура стенки аппарата, находящегося под расчетным давлением, может опускаться до - 60 ˚С ниже нуля.

Начальник управления подготовки нефти и газа АО «Самотлорнефтегаз» Дмитрий Краснов подчеркивает, что реализация проекта позволила оптимизировать процесс подготовки скважинной жидкости в соответствии с современными требованиями.

«Преимущество оборудования в том, что поступившая эмульсия в сепараторе сразу разделяется на нефть, газ, а также воду, которая в очищенном виде возвращается в систему поддержания пластового давления, минуя ряд дополнительных технологических ступеней. Пропускная способность каждого сепаратора составляет 22 тыс. м куб.м. в сутки», - рассказывает Дмитрий Георгиевич.

Аппараты полностью автоматизированы. Благодаря оснащению современными датчиками вся необходимая информация о давлении и температуре продукта в сепараторе доступна в круглосуточном режиме. Также регуляторы позволяют оперативно принимать необходимые мероприятия по корректировке уровня жидкости. Кроме того, НГСВ оснащены манометрами и сигнализаторами. 

В числе приоритетов «Самотлорнефтегаза» не только повышение эффективности добычи, но и улучшение экологических показателей. Предприятие является одним из крупнейших работодателей Югры, которое объединяет более семи тысяч высококлассных специалистов, неравнодушных к состоянию окружающей среды региона. Один из верных способов для поддержки экологичности производства - методика количественной оценки объема эмиссии метана от неорганизованных источников на объектах добычи углеводородов. Для этого специалисты широко применяют современные высокочувствительные устройства. С начала реализации программы по контролю проявления метана в 2021 году проведено свыше семи тыс. наземных замеров на площадочных объектах, с воздуха с помощью аэрокоплексов, управляемых внешними операторами, обследовано более 1,3 тыс. км трубопроводов.

Материал опубликован в газете АНГИ за октябрь.

Фото: пресс-служба «Самотлорнефтегаза».