«Самотлорнефтегаз» повышает эффективность производства

Компания делает это за счет внедрения отечественных инноваций

Инновации отечественного производства сегодня является ключевым драйвером для повышения эффективности разработки зрелых месторождений. Например, на Самотлоре, который на протяжении 55 лет является надёжной ресурсной базой страны.

«Самотлорнефтегаз», добывающий актив НК «Роснефть», активно внедряет передовые технологии по всей цепочке производственной деятельности, в том числе в рамках развития импортозамещения. Применяемые инновации в основном являются разработками корпоративных научно-исследовательских институтов и отечественных заводов-производителей.

Препятствия бывают не только на пути следования различных транспортных средств. Без барьеров не проходит и такое геолого-техническое мероприятие, как МГРП — многостадийный гидроразрыв пласта. Вернее будет сказать об этом в прошедшем времени — «не проходило». Дело в том, что нефтяники-новаторы нашли верный способ решения данной проблемы и тем самым дали зелёный свет для проведения МГРП с неограниченным количеством стадий.

— 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 Семён Кудря, менеджер управления геологического сопровождения бурения АО «Самотлорнефтегаз». — Это ограничивало количество стадий и возможности разобщения зон между ними. То есть при традиционной технологии изолирование 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.

Муфты МГРП нового образца производятся в Волгограде. Их использование обеспечивает сокращение цикла бурения, освоения одной скважины на юрских и ачимовских отложениях до 5 суток — с 47 до 42 и получении экономии в 4,5 млн рублей. Полное цементирование хвостовика может проводиться при спуске в скважину для разделения стадий ГРП любого числа муфт нового образца, что даёт возможность проводить операции гидроразрыва с неограниченным количеством стадий и увеличить запускной дебит скважин в среднем на 40%.

На Самотлорском месторождении для повышения эффективности строительства новых скважин применяется целый комплекс инновационных технологий, позволяющий добиваться повышения экономической эффективности. Одно из последних новшеств — роторно-управляемая система (РУС). Она по специальному заказу «Самотлорнефтегаза» на Самотлор поставляется из Твери.   Комплекс способен на 100% заменить аналогичные зарубежные технологии в области бурения. Особенность роторно-управляемой системы заключается в работе на гидромеханическом принципе с непрерывным вращением части колонны. Это позволяет бурить сложные профили с большим отходом от вертикали и увеличить длину горизонтального участка с высокой точностью проходки по продуктивному пласту, что в свою очередь повышает дебит новых скважин.

- Оборудование дает возможность в автономном режиме управлять траекторией наклона ствола скважины, при необходимости оперативно изменять ее, а также уменьшать риски механического и дифференциальных прихватов. За счет снижения силы трения между колонной и стенкой скважины РУС позволяет стабильно поддерживать высокую скорость проходки с максимальным показателем до 80 м/ч. Такое преимущество дало возможность сократить срок строительства одной скважины на Самотлорском месторождении до 40 часов. Оборудование совместимо с современной телеметрической системой и комплексом расширенного каротажа при бурении, - рассказал Денис Лисовский, менеджер отдела инжиниринга бурения скважин АО «Самотлорнефтегаз».

Отметим, что в настоящее время большинство скважин на Самотлоре являются высокотехнологичными. 98,5% из построенных за последние пять лет, имеют горизонтальное окончание. Протяжённость самой длинной горизонтальной скважины составляет 5974 метра, причем отход от вертикали превышает 2 тыс. метров. Такая конструкция существенно увеличивает поверхность притока и, следовательно, производительность скважины.

Еще одна эффективная инновация, которую «Самотлорнефтегаз» применяет для интенсификации добычи нефти, – технология откачки газа из затрубного пространства скважин с помощью мобильной компрессорных установок. Они тоже   отечественного производства. На Самотлор доставляются из Ставрополя.

— Мобильные компрессорные установки мы применяем для откачки газа из затрубного пространства скважин. В результате снижается забойное давление и увеличивается приток из пласта, соответственно, увеличивается производительность насосного оборудования, и мы получаем дополнительно добычу нефти, - рассказывает Дмитрий Белов, главный специалист сектора эксплуатации оборудования АО «Самотлорнефтегаз».

Эффективность использования компрессорной установки сопоставима с комплексом работ, которые проводят бригады капитального (КРС) и текущего ремонта (ТРС) скважин, хотя, конечно, о полной замене речь не идёт. Ещё один плюс в пользу мобильных установок — при их использовании не нужно останавливать работу скважины.

Для подбора скважин-кандидатов специалистами корпоративного научного института «Роснефти» в г. Самаре разработана специальная методика, которая на данный момент полностью подтвердила свою высокую точность.

Результат применения нового подхода на Самотлорском месторождении – увеличение среднесуточного прироста добычи нефти 8 тонн на одну скважину. Экономический эффект от применения технологии мобильных компрессорных установок на Самотлоре превысил 2 миллиарда рублей за период реализации с 2018 года.

«Пенза — Самотлор». Именно такой маршрут протяжённостью более 2,6 тыс. километров преодолели новые нефтегазосепараторы со сбросом воды (НГСВ), которые установлены на одном из объектов подготовки и перекачки нефти «Самотлорнефтегаза». Работе комплекса не страшны климатические условия Западной Сибири. НГСВ способны действовать без сбоев в диапазоне от минус 55оС до плюс 37оС летом.

- Реализация проекта позволила оптимизировать процесс подготовки скважинной жидкости в соответствии с современными требованиями, - рассказал начальник управления подготовки нефти и газа АО «Самотлорнефтегаз» Дмитрий Краснов. - 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. Таким образом в результате реализации данного проекта снизились операционные затраты на обслуживание оборудования.

Пропускная способность каждого сепаратора— 22 тыс. куб. м.

Новые НГСВ полностью автоматизированы. Современные датчики передают полную картину на монитор обслуживающих операторов. Вся информация о давлении, 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.

За свою 55-летнюю историю промышленной добычи углеводородов Самотлор дал стране более 2,8 млрд тонн нефти и 400 млрд м3 газа. Сегодня реализуемая «Роснефтью» программа импортозамещения позволяет применять передовые технологии отечественного производства, что способствует повышению эффективности добычи на зрелом месторождении.

Ранее мы писали, как инновации принесли «Самотлорнефтегазу» экономическую отдачу в 2,6 млрд рублей.