АЛЬМЕГА

АНАЛИТИЧЕСКАЯ ГРУППА

НЕФТЕСЕРВИС

Весь технический процесс подготовки и добычи нефти и газа, а также обслуживание и мониторинг оборудования на месторождениях.началом освоения месторождения проводятся немало исследований, чтобы составить представление о том, как формировались геологические структуры, какими характеристиками может обладать предполагаемое месторождение и заключенная в нем нефть.

БУРЕНИЕ

Бурение — это процесс разрушения пород с помощью специальной техники — бурового оборудования.

Бурение нефтяных (газовых) скважин осуществляется по разным направлениям работы – горизонтальным, вертикальным или наклонным, и зависят от расположения почвенного или горного пласта.

Основные этапы бурения

Основные этапы бурения (или как их еще называют ключевые этапы бурения) делится следующим образом:

  • Доставка специальной техники на участок, где будет выполнятся работа. В зависимости от места расположения участка, техника может доставляться на место проведения работ или своим ходом, или по “зимнику” и даже вертолетам;
  • Непосредственно бурение скважины включает в себя несколько работ. Одна из которых – углубление ствола;
  • Для предотвращения разрушения ствола скважины и для предотвращения “засора”, пласты породы укрепляют. Для решения этой задачи в образовавшееся на очередном этапе бурения пространство закладывают специальную колонну из соединенных между собой труб. Пустоты между трубой и породой закрепляют цементным раствором: название этой работы – тампонирование;
  • Заключительный этап – освоение. Вскрывается последний пласт породы, формируется призабойная зона, проводится перфорация шахты и отток жидкости.

Работы по подготовке на участке

  • Составление плана работ;
  • Проведение разметки участка и его зонирование;
  • Вырубка деревьев;
  • Подготовка и создание поселка для размещения рабочих;
  • Подготовка основания для буровой установки;
  • Строительство фундаментов для установки на него цистерн с горючими материалами, буровым раствором и пр…;
  • Обустройство складского хозяйства;
  • Отладка оборудования вспомогательного технологического оборудования;
  • Сборка монтаж проверка техники;
  • Подводка линий электропередач для энергоснабжения оборудования и технических средств;
  • Монтаж основания для буровой вышки и установки вспомогательных элементов;
  • Установка буровой вышки и подъём ее на нужную высоту;
  • Отладка всего комплекса оборудования.

До начала работ по бурению, на скважину необходимо также завезти:

  • трубы для укрепления бурового ствола (обсадные трубы);
  • долото;
  • различную мелкую спецтехнику для проведения вспомогательных работ;
  • измерительные приборы, для осуществления измерений непосредственно в ходе бурения.

а также обеспечить водоснабжение и решить ряд других вопросов.

Нефтяная скважина - особенности бурения

Если для бурения скважин на воду может использоваться среднее и легкое оборудование, то спецтехника для бурения нефтяной скважины может использоваться только “тяжелая”. Процесс бурения может осуществляться только при помощи специального оборудования.

Переоснащение талевой системы: В процессе этих работ монтируется оборудование и апробируются малые механизмы.

Установка буровой мачты начинает процесс забуривания в грунт, при этом направление не должно разойтись с осевым центром буровой вышки.

После завершения процесса центровки, осуществляется создание скважины под направление. Под этим процессом понимают установку трубы для усиления ствола, а также заливку начальной части специальным цементным раствором.

После установки направления центровка между вышкой и роторной осью регулируется еще раз.

Шурф – неглубокая скважина, которая сооружается рядом с ротором и ее предназначение – для опускания ведущей трубы во время наращивания бурильных труб в момент, когда не бурят.

Бурение под шурф производится в центре ствола, и в период работы делается обсадка при помощи труб.

Под шурф бурят турбобуром или ротором. Для забуривания под шурф турбобуром над устьем скважины предварительно собирают долото, турбобур и ведущую трубу.

Для того, чтобы регулировать скорости вращения необходимо удерживать его посредством каната, который фиксируется на самой вышке.

За несколько дней до запуска буровой установки, после прохождения всех подготовительных мероприятий, необходимо проведение совещания, на котором обязательно присутствуют технологи, геологи, инженеры, бурильщики, на котором обсуждаются ряд ключевых вопросов:

Перед запуском буровой установки учитываются следующие моменты:

  • Схема залегания пластов на нефтяном месторождении: слой глины, слой песчаника с водоносами, слой нефтяных залежей;
  • Конструктивные особенности скважины;
  • Состав горной породы в точке исследований и разработок;
  • Учет возможных трудностей, а также иных различных факторов осложняющих работу, которые могут появиться при бурении нефтяной скважины в конкретном случае;
  • Рассмотрение и анализ карты нормативов.

Методы бурения

Существует много различных способов бурения:

  • Вращательный.Это механическое бурение, при котором порода разрушается за счет непрерывного вращения бурильного инструментас приложением осевой нагрузки.
  • Роторный.Вращательное бурение, при котором буровой снаряд вращается станком с вращателем роторного типа.Более 90 % объема буровых работ выполняется именно этим способом. В последние годы наметилась тенденция увеличения объемов роторного бурения и в РФ, особенно в восточных районах. Основные преимущества роторного способа перед турбинным – независимость регулирования параметров режима бурения, возможность срабатывания больших перепадов давления на долоте, значительное увеличение проходки за рейс долота в связи с меньшими частотами его вращения.
  • Турбинный.Способ вращательного бурения, при котором инструмент, разрушающий породу, вращается турбобуром.
  • Объемный.Также способ вращательного бурения, при котором породоразрушающий инструмент вращается винтовым (объемным) двигателем.
  • Бурение электробуром.Вращательное бурение, при котором породоразрушающий инструмент вращается электробуром.
  • Алмазный.Горная порода разрушается породоразрушающим инструментом, армированным алмазами.
  • Твердосплавный.Снова способ вращательного бурения, при котором горная порода разрушается породоразрушающим инструментом, армированным твердыми сплавами.
  • Дробовой.Вращательное бурение, при котором горная порода разрушается дробью.
  • Ударный.Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создается воздействием ударов породоразрушающего инструмент.
  • Ударно – канатный.Ударное бурение, при котором возвратно-поступательное движение, создаваемое станком, передается породоразрушающему инструменту канатом.
  • Ударно – штанговый.Ударное бурение, при котором возвратно-поступательное движение, создаваемое станком, передается породоразрушающему инструменту бурильными трубами.
  • Ударно – вращательный.Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создается в результате совместного воздействия ударов и вращения породоразрушающего инструмента.
  • Гидроударный.Ударно-вращательное бурение, при котором удары сообщаются породоразрушающему инструменту гидроударником.
  • Вибрационный.Механическое бурение, при котором внедрение бурового снаряда осуществляется вибробуром.
  • Гидродинамический.Бурение, при котором горная порода разрушается высоконапорной струей жидкости.
  • Термический.Бурение, при котором горная порода разрушается тепловым воздействием.
  • Электрофизический.Бурение, при котором горная порода разрушается под воздействием сил, возникающих в результате электрического разряда.
  • Взрывоударный.Бурение, при котором горная порода разрушается под воздействием сил, возникающих в результате взрыва.
  • Химический.Бурение, при котором горная порода разрушается под воздействием реагентов, вступающих с ней в химическую реакцию.
  • С промывкой.Бурение, при котором продукты разрушения горных пород удаляются потоком промывочной жидкости.
  • С продувкой.Бурение, при котором продукты разрушения горных пород удаляются потоком газа.

Методы бурения

Существует много различных способов бурения:

  • Вращательный.Это механическое бурение, при котором порода разрушается за счет непрерывного вращения бурильного инструментас приложением осевой нагрузки.
  • Роторный.Вращательное бурение, при котором буровой снаряд вращается станком с вращателем роторного типа.Более 90 % объема буровых работ выполняется именно этим способом. В последние годы наметилась тенденция увеличения объемов роторного бурения и в РФ, особенно в восточных районах. Основные преимущества роторного способа перед турбинным – независимость регулирования параметров режима бурения, возможность срабатывания больших перепадов давления на долоте, значительное увеличение проходки за рейс долота в связи с меньшими частотами его вращения.
  • Турбинный.Способ вращательного бурения, при котором инструмент, разрушающий породу, вращается турбобуром.
  • Объемный.Также способ вращательного бурения, при котором породоразрушающий инструмент вращается винтовым (объемным) двигателем.
  • Бурение электробуром.Вращательное бурение, при котором породоразрушающий инструмент вращается электробуром.
  • Алмазный.Горная порода разрушается породоразрушающим инструментом, армированным алмазами.
  • Твердосплавный.Снова способ вращательного бурения, при котором горная порода разрушается породоразрушающим инструментом, армированным твердыми сплавами.
  • Дробовой.Вращательное бурение, при котором горная порода разрушается дробью.
  • Ударный.Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создается воздействием ударов породоразрушающего инструмент.
  • Ударно – канатный.Ударное бурение, при котором возвратно-поступательное движение, создаваемое станком, передается породоразрушающему инструменту канатом.
  • Ударно – штанговый.Ударное бурение, при котором возвратно-поступательное движение, создаваемое станком, передается породоразрушающему инструменту бурильными трубами.
  • Ударно – вращательный.Механическое бурение, при котором разрушающее усилие создается в результате совместного воздействия ударов и вращения породоразрушающего инструмента.
  • Гидроударный.Ударно-вращательное бурение, при котором удары сообщаются породоразрушающему инструменту гидроударником.
  • Вибрационный.Механическое бурение, при котором внедрение бурового снаряда осуществляется вибробуром.
  • Гидродинамический.Бурение, при котором горная порода разрушается высоконапорной струей жидкости.
  • Термический.Бурение, при котором горная порода разрушается тепловым воздействием.
  • Электрофизический.Бурение, при котором горная порода разрушается под воздействием сил, возникающих в результате электрического разряда.
  • Взрывоударный.Бурение, при котором горная порода разрушается под воздействием сил, возникающих в результате взрыва.
  • Химический.Бурение, при котором горная порода разрушается под воздействием реагентов, вступающих с ней в химическую реакцию.
  • С промывкой.Бурение, при котором продукты разрушения горных пород удаляются потоком промывочной жидкости.
  • С продувкой.Бурение, при котором продукты разрушения горных пород удаляются потоком газа.

Импортозамещение

Совсем недавно российский невтесервис был очень зависим от импортного оборудования. Сложная ситуация понудила приостановить деятельность некоторых нефтегазовых компаний. Но также послужила толчком к развитию отечественного нефтесервиса.

 – Долгие годы мы слышали, что у нас в нефтегазовой отрасли серьёзная зависимость от зарубежных производителей оборудования и комплектующих. В 2014 году даже писали,
что по данным Минпромторга РФ, доля импорта в поставках критически важного
нефтегазового оборудования у нас была на уровне 80%, а по отдельным позициям
российских аналогов не существовало вовсе. Ваш холдинг объединяет предприятия,
имеющие 70-летний опыт производства бурового и нефтегазового оборудования. Как вам работалось тогда, когда российский рынок был «захвачен» зарубежными
производителями, и как работается сейчас. Насколько изменилась деятельность
предприятий, входящих в «Уралмаш НГО Холдинг» после утверждения в 2015 году
Государственной программы импортозамещения?

ВЗГЛЯД
ПРОФЕССИОНАЛА

Наш журналист побеседовал с Маслаковым Андреем Игоревичем директором по маркетингу компании «Уралмаш НГО Холдинг» лидером по производству буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения.
С самого момента создания «Уралмаш НГО Холдинг» в 2010 году мы поставили себе задачу вернуть отечественному буровому оборудованию прежние позиции на рынке, а в дальнейшем вести работу по его совершенствованию и росту всех показателей. Буровые установки, изготавливаемые нашим Холдингом, представляют собой большой комплекс различных узлов и систем. На начальном этапе в собственном производстве мы изготавливали только основные исполнительные механизмы (буровая лебедка, узлы талевой системы, ротор, буровой насос) и металлоконструкции буровых установок. Электродвигатели и электроприводы, кабельная продукция, электронные компоненты системы энергообеспечения и управления буровой установкой закупались за рубежом. Также у иностранных производителей закупалось оборудование системы очистки бурового раствора и системы верхнего привода буровых установок. Основной причиной закупок иностранных комплектующих являлось отсутствие конкурентоспособных отечественных аналогов. Планомерное развитие собственных производственных и инжиниринговых мощностей позволило Холдингу уже к 2014 году разработать программное обеспечение для системы управления буровой установкой, наладить сборку отдельных элементов системы энергообеспечения и управления буровой установкой на собственных площадях, а также создать первую отечественную систему верхнего привода грузоподъемностью 320 тонн.

Совместная работа специалистов «Уралмаш НГО Холдинг» с рядом российских предприятий позволила освоить отечественной промышленностью производство прочей импортозамещающей продукции, необходимой для комплектации буровых установок.
В 2016 году были испытаны первые опытные образцы оборудования системы очистки бурового раствора, созданные по техническим требованиям «Уралмаш НГО Холдинг» на одном из российских предприятий.
В этом же 2016 году «Уралмаш НГО Холдинг» начал комплектовать свои буровые установки еще одной новой отечественной разработкой – электродвигателями для приводов основных исполнительных механизмов.
В дальнейшем российские компании освоили производство кабельной продукции, различных электронных компонентов для системы управления буровой установкой.
Таким образом, за семь лет «Уралмаш НГО Холдинг» снизил долю импортных комплектующих в изготавливаемых буровых установках с 60% до 5%.

Но, Холдинг не останавливается в своем развитии. В 2019 году номенклатура импортозамещающей продукции «Уралмаш НГО Холдинг» расширилась. Были созданы системы верхнего привода грузоподъемностью 250, 450 и 500 тонн, а также буровые насосы с рабочим давление до 52 МПа. В настоящее время ведется работа по проекту создания безредукторного верхнего привода и другого оборудования, не имеющего аналогов в России.
– Сейчас большое внимание уделяется освоению Арктического шельфа. Есть ли у вашего холдинга проекты, связанные с этим направлением? Насколько успешно они реализуются?

Хороший задел для создания бурового оборудования для Арктического шельфа в «Уралмаш НГО Холдинг» был заложен еще в 2011-2012 гг. в процессе разработки и изготовления уникальной буровой установки «Арктика». В этой установке был применен ряд инновационных решений, которые в дальнейшем будут приняты за основу при разработке буровых установок для Арктического шельфа. В настоящее время ведутся НИР по созданию универсальной буровой установки способной разбуривать шельфовые месторождения как с берега или искусственных насыпных островов, так и со стационарных платформ, при этом обладающей высокой монтажеспособностью. Различия, в основном, связаны с компоновкой и мощностью оборудования. Для морской платформы важным критерием является компактность расположения модулей бурового комплекса из-за ограниченности места, а также их коммуникация с другим технологическим оборудованием платформы. Технология бурения шельфовых месторождений с берега подразумевает строительство скважины с очень протяженным горизонтальным участком. В этом случае от буровой установки требуются повышенные показатели по грузоподъемности, мощности буровой лебедки, производительности и рабочему давлению буровых насосов. Работа в суровых погодных условиях Арктического шельфа предъявляет повышенные требования к обеспечению безопасности и комфортности буровой бригады. Поэтому общим для этих проектов является комплектация буровой установки и бурового комплекса системами механизации и автоматизации ручного труда буровиков, а также системой защиты от неблагоприятных климатических факторов. Еще одним общим свойством является жесткие требования по экологической безопасности, свойство, так называемого, нулевого сброса. Все возможные утечки технологических жидкостей с буровой установки должны собираться, перерабатываться или утилизироваться, не нанося вреда окружающей среде. Реализация этих проектов потребует создание новых узлов и систем бурового оборудования, а также разработку новых компоновочных решений. Проект достаточно ресурсозатратен, работа над ним займет не один год. Поэтому об их успешной реализации можно будет говорить не ранее 2023 года.
– В прошлом году Президент страны Владимир Путин в своём выступлении в рамках Петербургского международного экономического форума (ПМЭФ) предложил российским компаниям стать главными партнёрами государства в развитии передовых технологий. Ваш холдинг как-то ответил уже на этот президентский призыв?
Современные технологии разработки нефтегазовых месторождений предъявляют особые требования как к оборудованию, так и к системам контроля и управления этим оборудованием. Современная буровая установка представляет собой сложный комплекс различных узлов и механизмов, объединенных единой системой управления и контроля. Создание полностью автоматизированной системы контроля и управления всеми механизмами буровой установки является одной из задач в стратегии развития компании «Уралмаш НГО Холдинг». В настоящее время в «Уралмаш НГО Холдинг» идет работа над созданием интеллектуальной автоматизированной системы управления технологическими процессами буровой установки и интеллектуальной системой технического обслуживания основных узлов буровой установки. Отдельные элементы этих систем уже разработаны и проходят эксплуатационные испытания. Например, ПО «Осциллятор СВП» – интеллектуальная система управления силовым верхним приводом позволяющая за счёт осцилляции бурильной колонны снижать трение в стволе скважины, улучшать доведение нагрузки до долота во время наклонно-направленного бурения и сокращать время на ориентирование КНБК в сложных условиях. Мощный инжиниринговый центр, сочетающий уникальный опыт советской конструкторской школы и возможности разрабатывать современное высокотехнологичное оборудование с использованием инновационных решений и передовых технологий – одно из главных конкурентных преимуществ «Уралмаш НГО Холдинг».

Капитальный ремонт скважин: современные технологии, подготовка к ГРП, обработка призабойной зоны, перспективные технологические решения – колтюбинг

Технологии, применяемые для капитального ремонта скважин, имеют пределы эффективности, и они достигнуты для подавляющей части разрабатываемых месторождений. Нефтедобывающие компании разных стран мира все больше используют колтюбинг. Практика внедрения колтюбинговых установок доказала их высокую эффективность, достигаемую благодаря повышению производительности труда в 3-4 раза и снижению стоимости ремонта в 2-3 раза сравнительно с применением подъемного оборудования.

Использование колтюбинга способствует созданию:

  • условий рациональной разработки нефтяного месторождения;
  • оптимальных режимов вскрытия, освоения, эксплуатации и ремонта скважин.

Это относится и к бурению в режиме депрессии, и к выполнению капитального ремонта без глушения скважин. Одновременно с этим ведется непрерывная работа специалистов над решением технических проблем с наземными и скважинными агрегатами колтюбинговой техники.

Плюсы и минусы использования ГНКТ (НТ) при проведении ремонта нефтяных скважин

Мировой практике применения колонн непрерывных труб уже более 30 лет. За этот продолжительный период были выявлены и неоднократно подтверждались плюсы использования данной технологии проведения внутрискважинных работ. Ее преимущества над традиционными методами заключаются в:

  • возможности выполнения работ в скважинах без их предварительного глушения;
  • обеспечении герметичности устья нефтяной скважины в процессе проведения всех внутрискважинных операций;
  • надежности и безопасности выполнения спуско-подъемных операций (СПО);
  • существенном улучшении условий труда рабочих бригад, задействованных в капитальном ремонте скважин;
  • сокращении времени при спуске и подъеме внутрискважинного оборудования на проектную глубину;
  • обеспечении возможности бурения, спуска забойных инструментов и приборов, а также выполнения операций подземного ремонта в горизонтальных скважинах и боковых стволах с горизонтальным окончанием;
  • отсутствии надобности освоения и вызова притока нефтяных скважин;
  • соблюдении более высоких требований в области экологии при проведении всех операций по ремонту и бурению скважин, в частности за счет меньших размеров комплексов оборудования для этих целей по сравнению с традиционными;
  • более существенном экономическом эффекте в результате использования колонн непрерывных труб как при ремонтных работах, так и в процессе бурения скважин.

Однако, помимо несомненных плюсов внедрения колтюбинговых технологий, существуют и определенные минусы их применения, а именно:

  1. в связи с существующим максимальным проходным диаметром и проблемами усталостного износа диаметр ГНКТ (НТ) чаще всего имеет диапазон 31,7–38 мм. Результатом этого является ограничение производительности закачки в нефтяную скважину (до 160–400 л/мин) с использованием смазывающих средств.
  2. При верно выполненной оснастке инжекторной головки максимальное рабочее давление на устье скважины равно 24,5 МПа. Для более высоких значений этого давления необходимо использование более толстостенных труб и направляющего желоба с увеличенным радиусом.
  3. В целях ограничения усталостного износа желательно поддерживание максимального рабочего давления закачки в скважину на уровне не более 35 Мпа.
  4. Из-за усталостного износа, способного стать причиной деформации поперечного сечения и появлению осевой нагрузки, критическая нагрузка смятия должна иметь ограничение в пределах 21–28 Мпа.
  5. Рекомендуемая максимальная глубина спуска труб в нефтяную скважину не превышает 5500 м.
  6. С увеличением диаметра и толщины стенки ГНКТ (НТ) максимальная вместимость барабана ограничивается в связи с действующими правилами и нормами перевозки габаритных грузов.
  7. Невозможность применения вращения колонны.

В связи с этими факторами для бурения основной нефтяной скважины обычно применяют традиционное оборудование, хотя имеются также проекты бурения с использованием колтюбинга. На сегодняшний день специалистами ряда сервисных организаций осуществляется около тысячи операций на скважинах с применением колонн непрерывных труб. Использовать ГНКТ (НТ) начали для реализации самых простых работ – очистки колонны труб и забоев от песчаных пробок. Применение данной технологии выполнялось с ГНКТ (НТ), имеющим наружный диаметр 19 мм. Существует буровое оборудование (установки), работающие с колоннами диаметром 114,3 мм. Внедрение в процесс ГНКТ (НТ) с промежуточными значениями диаметров в этом диапазоне (19 – 114,3 мм) позволяет выполнять практически все операции подземного ремонта скважин и бурения.

Отличительной особенностью процесса совершенствования данной технологии ведения работ и оборудования для ее реализации можно назвать весьма активное освоение этой группы оборудования (по темпам оно превышает освоение всей группы машин для обслуживания нефтяных скважин).

На сегодняшний день можно констатировать факт приближения нефтепромысловых установок, реализующих традиционные технологии, к «пику» своего совершенства. Потому оборудование для реализации технологий с применением ГНКТ (НТ) можно назвать «прорывом», который способствует значительному улучшению эффективности ремонтных работ и бурения нефтяных скважин. Особенно это актуально при выполнении операций на объектах, характеризующихся сложными географическими и климатическими условиями.  Вследствие того, что ГНКТ (НТ) не оснащаются мачтами или вышками, которые обязательны для традиционных установок, его удобно использовать на морских платформах и эстакадах с ограниченными размерами рабочих площадок.

 

Естественно, что с помощью рассматриваемого комплекса в определенной части еще не достигнуты параметры и режимы работ, которые обеспечивает традиционное оборудование. Но плюсы использования ГНКТ (НТ) и новые технические решения, помогающие их совершенствованию, обеспечивают непрерывное расширение области применения данного оборудования и улучшать эффективность выполнения операций.

Использование колтюбинга способствует созданию:

  • условий рациональной разработки нефтяного месторождения;
  • оптимальных режимов вскрытия, освоения, эксплуатации и ремонта скважин.

Это относится и к бурению в режиме депрессии, и к выполнению капитального ремонта без глушения скважин. Одновременно с этим ведется непрерывная работа специалистов над решением технических проблем с наземными и скважинными агрегатами колтюбинговой техники.

Конструктивные особенности колтюбинговых установок

Установка включает в себя функциональные узлы, смонтированные на платформе, размещенной на автомобильном шасси МЗКТ-65276-010.  Привод всех механизмов установки гидравлический с отбором мощности от двигателя базового шасси. Рабочее место оператора – это подъемная теплоизолированная кабина, оснащенная автономным обогревателем. НТ на оборудовании расположена на барабане узла намотки, который обеспечивает ее смотку–намотку при СПО и замену бурта, а также подвод в нее технологической жидкости, закачиваемой в нефтяную скважину. 

Проведение монтажа и демонтажа превентора и инжектора на устье скважины осуществляется установщиком оборудования, размещенном на задней части платформы. НТ спускают и поднимают при помощи инжектора. На последнем размещается желоб направляющий. Герметизация устья нефтяных скважин при СПО и в случае возникновения аварийных ситуаций во время ремонта скважин без их глушения выполняется герметизатором с блоком превенторов.  Гибридные установки обеспечивают возможность объединения буровых работ с применением бурильных труб с резьбовыми соединениями с плюсами использования непрерывной трубы. Оборудование данного типа – это комбинация обычной буровой вышки и установки с непрерывными трубами.

Установки с применением колонны непрерывных труб отличаются компактными размерами. Поэтому их успешно монтируют на автомобильном шасси, с помощью которого осуществляется перемещение оборудования в условиях намывных кустов и дорог без твердого покрытия.

Установка должна нормально функционировать при температуре окружающей среды от – 45 до + 45°С и отличаться устойчивостью к агрессивным средам. Важно, чтобы монтажные и демонтажные работы в отношении данного оборудования выполнялись без использования дополнительной грузоподъемной техники.

Применение установки целесообразно для проведения следующих операций:

  • очистка эксплуатационных колонн от гидратопарафиновых пробок (выполняется путем промывки горячим солевым раствором с плотностью до 1200 кг/м 3 и температурой до 150°С);
  • удаление песчаных пробок;
  • извлечение бурового раствора из скважины;
  • ловильные работы при капитальном ремонте скважин (КРС);
  • цементирование скважин под давлением;
  • кислотные обработки под давлением;
  • разбуривание цемента;
  • изоляция пластов.

Кислотные обработки

Кислотные обработки с применением ГТ (НТ) выполняют в целях повышения эффективности воздействия кислоты на продуктивные пласты-коллекторы. С применением колтюбингового оборудования возможно проводить такие работы, как:

  • кислотная обработка призабойной зоны скважин при ухудшении эксплуатационных качеств пласта;
  • избирательная кислотная обработка призабойной зоны отдельных пропластков;
  • обработка вспененной кислотой большого интервала ствола скважины при пониженном давлении на забое.

Если сравнивать проведение кислотных обработок призабойной зоны скважин с использованием колонн ГТ (НТ) с выполнением тех же операций с применением обычных труб, то преимущества будут на стороне первых. Вот почему:

  1. Для осуществления скважинных работ нужно меньше площади для размещения наземных агрегатов.
  2. Нет надобности в использовании традиционных установок для ремонта нефтяных скважин.
  3. Улучшается охват пласта закачиваемой кислотой.
  4. Снижаются риски дополнительного загрязнения пласта при проведении работ.
  5. Исключено попадание трубной смазки и других нерастворимых материалов со стенок эксплуатационных или рабочих колонн с резьбовыми соединениями в интервалы продуктивного пласта.
  6. Улучшается эффективность обработок.
  7. Снижается потребление кислоты.
  8. Становится больше возможностей использования многопозиционных обработок.
  9. Реализуется возможность обработки пластов, находящихся ниже конца колонн лифтовых труб в нефтяных скважинах.
  10. Повышается безопасность проводимых операций.

В целях улучшения эффективности кислотных обработок следует еще до проектирования процесса установить способ заканчивания скважины. От него зависят геометрия ствола, состояние ПЗП и последующая технология обработки. Обычно неровная поверхность открытого ствола (размывы, уступы и др.) делает затрудненным спуск ГТ (НТ) и инструментов для обеспечения процесса интенсификации. При кислотной обработке пласта в таких нефтяных скважинах необходимо использовать средства изменения направления течения, а для изоляции зон – надувные пакеры или мостовые пробки.

Заканчивание скважин хвостовиком, имеющим щелевидные отверстия, не позволяет изолировать пространство между обсадными трубами и стволом скважины. Вследствие этого для блокирования этого интервала рекомендуются использование суспензии.

Проведение различных видов кислотных обработок с использованием колтюбинговых технологий подразумевает вовлечение в рабочий процесс таких материалов и оборудования, как:

  • колтюбинговая установка;
  • установка для кислотной обработки нефтяных скважин, оснащенная специализированным насосом;
  • емкость для запаса кислоты;
  • кислоты, ингибиторы, стабилизаторы и т.д.

Существуют также технологии кислотной обработки, подразумевающие подогрев кислоты.

Описание технологии при проведении кислотных обработок с использованием колтюбинговых технологий

Для выполнения данных работ НТ, при обеспечении непрерывной циркуляции воды, спускают на глубину нижних отверстий перфорации. После этого в нефтяную скважину через нее проводят закачку расчетного объема кислоты, а затем ее продавливают в продуктивный пласт. Обязательным условием должно быть то, что при закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб должна быть закрыта. Это способствует проникновению реагента через перфорационные отверстия в пласт.

Закачка и продавка проводятся при максимально возможной подаче жидкости. Для выполнения данных работ следует выполнять контроль за показателями давления в зоне перфорационных отверстий. Они не должны быть больше давления, при котором происходит разрыв пласта. Нередко при кислотных обработках малопроницаемых пластов закачка жидкости может проводиться в режиме гидроразрыва пласта. После выдерживания скважины под давлением в течение определенного периода времени реакции кислоты с горной породой выкидную задвижку открывают, непрерывную трубу приподнимают и начинают операцию по вызову притока.

Практика применения колтюбинговых установок привела к выводам о том, что наблюдается снижение расходов реагентов при такой обработке скважин примерно на 25-30%. Помимо этого, сокращается время выполнения этих операций.

Гидравлический разрыв пласта

ГРП используется в целях интенсификации притока нефти (газа) к забою скважины, вскрывающей низкопроницаемые коллекторы, путем создания в их призабойной зоне систему трещин. Для раскрытия естественных микротрещин и создания новых в призабойной зоне пласта создается давление, которое превышает бы прочность слагающего его материала. Достичь этого возможно с помощью закачки технологической жидкости в продуктивный пласт с расходом, величина которого больше расхода жидкости, поглощаемой пластом. Когда произойдет фиксация образовавшихся трещин путем нагнетания в них проппанта, гидравлическое сопротивление призабойной зоны значительно снижается и наблюдается увеличение дебита нефтяной скважины.

Сегодня гидравлический разрыв пласта по праву можно считать одной из ключевых задач, которой заняты производители оборудования для нефтегазового сервиса. Внедренные несколько лет назад новые технологии направлены на то, чтобы сделать экономически выгодным добычу углеводородов на месторождениях, которые ранее относились к нерентабельным объектам.

Развитие этих технологий привело к росту объемов нефтедобычи и, соответственно, к увеличению объемов выпуска оборудования для гидравлического разрыва пласта. На сегодняшний день большая польза ГРП является общепринятым фактом. Даже вблизи контактов с водой или газом, которые считались губительными для ГРП, высокопроницаемый гидравлический разрыв пласта теперь находит применение, поскольку таким образом обеспечивается контролируемое распространение трещины и ограничивается депрессия на пласт.

На начальном этапе использования ГРП сервисные и нефтедобывающие компании тратили много времени и денежных средств на исследования. Теории, описывающие процесс гидравлического разрыва пласта, становились все более сложными и вместе с тем более точными. Велась активная работа над совершенствованием оборудования, материала и самого процесса.

Гидравлический разрыв пласта направлен на решение ряда задач, таких как:

  • увеличение добычи нефти из пласта;
  • изменение темпов падения добычи;
  • восстановление добычи из пласта;
  • увеличение дебита скважины;
  • оптимизации работы скважины.

При ГРП используются следующие материалы и оборудование:

  • колтюбинговая установка, оснащенная непрерывной трубой с большим поперечным сечением, обеспечивающим закачку технологических жидкостей с необходимым расходом;
  • забойная компоновка, включающая пакеры для изоляции зоны перфорации от полости нефтяной скважины;
  • устьевое оборудование, состоящее из превентора и шлюза для спуска в скважину забойной компоновки (нередко шлюз заменяется системой из двух универсальных превенторов и промежуточной камеры);
  • насосный агрегат (как правило, применяются несколько агрегатов, в том числе бывает в запасе резервный агрегат);
  • пескосмесительные агрегаты;
  • емкости для технологических жидкостей;
  • станция управления процессом гидравлического разрыва пласта;
  • проппант и технологические жидкости.

Основные принципы проведения гидравлического разрыва пласта с применением колтюбинговых установок соответствуют существующим, разработанным для выполнения этих работ по классической технологии ‒ с помощью агрегатов капитального ремонта скважин. Отличия, обусловленные преимуществами колтюбинга, следующие:

  1. ГРП может проводиться при спуске оборудования в колонну лифтовых труб. Благодаря этому эксплуатация нефтяной скважины возможна сразу после выполнения гидравлического разрыва пласта.
  2. Сокращаются сроки рабочего процесса. Дело в том, что применение колтюбинговых технологий исключает надобность извлечения колонны лифтовых труб, находящихся в скважине, и спуска колонны НКТ с пакером для выполнения ГРП.

Отпадает необходимость в проведении операции глушения скважины для извлечения технологического оборудования и сопровождающая ее операция по вызову притока.

Гидравлический разрыв пласта с применением колтюбингового оборудования предполагает:

  • монтаж на устье скважины противовыбросового оборудования;
  • разворачивание комплекса оборудования для закачивания технологической жидкости;
  • спуск в скважину непрерывной трубы с забойной компоновкой и перевод пакеров в рабочее состояние;
  • приготовление технологических жидкостей к закачке в нефтяную скважину;
  • закачку расчетного объема жидкости–разрыва пласта, жидкости–проппантоносителя и продавочной жидкости;
  • промывку нефтяной скважины от остатков проппанта в полости скважины;
  • извлечение непрерывной трубы;
  • гидродинамическое исследование нефтяной скважины в целях выявления эффективности проведенного гидравлического разрыва пласта.

Таким образом, на сегодняшний день колтюбинговые технологии можно считать одним из перспективных и активно развивающих направлений капитального ремонта нефтяных скважин. Их совершенствование и внедрение в практику актуально в современных условиях нефтедобычи, для которых характерно сложное геологическое строение месторождений, ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства пластов и наличие пластовых вод.

Совершенствование программного обеспечения (ПО) для интерпретации данных

Инновационные решения позволяют решать ряд задач и вести контроль в нефтяной промышленности при помощи программного обеспечения. Современные IT-технологии дают возможность:

  • хранить в единой базе данных информацию со скважин;
  • формировать технологию выполнения подземных операций на определенный период времени;
  • вести контроль отклонений от обозначенного режима работы;
  • определять «уязвимые» места в скважинах, требующие ремонта.

И это далеко не полный перечень задач, успешно решаемых в нефтяной отрасли с помощью программного обеспечения.

Плюсы применения программ по планированию и обработке данных исследований месторождений, учету добычи нефти

Совершенствование ПО для интерпретации данных – это практически непрерывный процесс. Специалистами ведутся работы по исследованию распределения потоков информации по разработке месторождений нефти. При получении этих данных определяются участки наиболее сложных процессов обработки сведений и выделяются несколько информационных уровней для интерпретации данных. Вся эта кропотливая работа предшествует составлению отчетной документации.

Поскольку получаемая по нефтяным месторождениям информация структурируется в соответствии с источниками ее возникновения и обработки, для нефтедобывающих компаний весьма удобна такая схема разработки программного обеспечения, при которой накопление полученных данных и их интерпретация выполняется в виде автоматизированных рабочих мест (АРМ) специалистов соответствующих служб. Как правило, для разработки программ применяются широко распространенные языки программирования FOXPRO2 и DELPHI5. Последние давно показали свою эффективность при разработках клиентских приложений для работы с базами данных.

Для специалистов нефтедобывающих компаний использование программного обеспечения необходимо для выполнения ряда информационных операций, таких как:

  • составление отчетов за месяц по добыче нефти;
  • проведение гидродинамических исследований;
  • обработка и интерпретация полученных данных

и мн.др.

Работа над совершенствованием программного обеспечения позволяет держать под контролем всю базу справочных данных и архивных показателей по каждому месторождению со дня эксплуатации скважины до ее ликвидации.

Использование усовершенствованных пакетов программ дает возможность специалистам выполнять следующие важные задачи:

  • исследование необходимых для расчетов показателей по месторождениям из баз данных и из справочной базы;
  • ввод в систему сведений по результатам измерений и выполнение расчетов;
  • перенос полученных данных расчетов на магнитные и бумажные носители, а также сохранение результатов в базе данных;
  • поиск в базах информации по запросам и ее копирование (перенос) на дисплей либо на твердый носитель на заданную дату (или даты);
  • работа со справочниками.

Таким образом, усовершенствованное программное обеспечение значительно расширяет ИТ-возможности специалистов. Применение пакетов программ «нового поколения» позволяет:

  • вести каталог месторождений с геологическими данными;
  • посуточно выполнять обработку сведений по всем эксплуатируемым скважинам;
  • вести сбор данных для составления месячной отчетности по добыче нефти и закачке агентов в пласт с целю ППД;
  • в конце отчетного месяца выполнять архивацию информации с возможностью внесения о внесенные данные изменений в последующем (как правило, в таких действиях возникает необходимость при изменении эксплуатационных показателей работы нефтяной скважины в результате проведения подземного и капитального ремонта скважин).

Более того, применение современных программных продуктов позволяет при необходимости выполнять визуализацию эксплуатационных показателей любого месторождения. Эту информацию можно распечатать на принтере либо просматривать на экране монитора.

Что касается программного обеспечения АРМ (автоматизированных рабочих мест) цеха подземного и капитального ремонта скважин, то прямой целью его применения является автоматизация работы по составлению документов на проведение ремонтных и восстановительных операций на объектах. Применение этих информационных технологий позволяет визуализировать различные справочные данные касательно этапов добычи нефти. Таким образом можно вести тщательный сбор и контроль информации как по скважинам, так и по применяемому оборудованию. Это, в свою очередь, улучшает качество составления наряд-заданий для бригад мастеров-ремонтников.

Цифровые платформы разведки и добычи нефти

Крупнейшими нефтяными компаниями для решения первостепенных производственных задач преимущественно в геологоразведке и разработках месторождений применяются платформы цифровизации. Такой подход является существенной поддержкой многих бизнес-процессов. Это касается как анализа трудноизвлекаемых залежей нефти, так и составлением программ бурения новых объектов. 

Цифровая платформа аккумулирует применяемую для последующего анализа все геолого-технические данные. Другими словами, выполняется комплексный перевод производственных процессов в цифровую форму.

Давно известным фактом является информация о том, что использование передового программного обеспечения, в котором воплощены инновационные технологии, аккумулирует в себе лучшие практики, оптимизированные бизнес-процессы и структуры данных. А это значит, что применение ПО способствует росту нефтяной компании.

Такими полезными в бизнесе могут быть, к примеру, ERP-системы. Однако здесь встает другой вопрос: что делать тем компаниям, чей бизнес базируется на поиске и применении инновационных (а не традиционных) физических и математических подходов? Вполне логично, что в этом случае от готового программного обеспечения может и не быть такой пользы, как от разработок, ориентированных именно на специфику бизнес-процессов таких предприятий.

С другой стороны, и здесь есть свои «подводные камни». Среди существенных недостатков использования «домашнего» программного обеспечения основными являются:

  • нехватка специалистов, задействованных в разработке ПО;
  • «сдвиг» в сторону процессного подхода;
  • «ослабленный» контроль качества

и др.

Среди преимуществ применения такого ПО – низкий порог вхождения в процесс автоматизации, глубокая вовлеченность разработчиков в производственные процессы, специализация программ под «русло» предприятия.

Стимулом к применению «своего», «домашнего» программного обеспечения может быть стремление нефтедобывающей компании занять лидирующие позиции на рынке. Использование лишь стандартных программ, известных всем конкурирующим предприятиям, никогда не станет толчком к опережению. Так, если нефтяная компания стремится войти в десятку мощных организаций на отечественном рынке, то ей просто необходимо разработать собственную интенсивно развивающуюся платформу.

 Применение новых технологий – это, по сути, интеграция стандартного и специализированного программного обеспечения. Как правило, разработка программ «под компанию» имеет конкретную направленность. Другими словами, такие платформы фокусируются на достижении определенной цели и одновременно обеспечивают необходимые темпы развития.

Можно без преувеличения сказать, что использование в работе передовых IT – технологий является одним из способов продвижения нефтяной компании на рынке. Это однозначно способствует повышению ее конкурентоспособности, наряду с применением передовых методов увеличения нефтедобычи.

Электронная разработка таких активов, как геология, разработка скважин, анализ и добыча нефти, выполняется с использованием высокоэффективных подходов. Так, здесь основное внимание сосредоточено на продуктах, а не на проектах по автоматизации. Как известно, любая представленная на нефтяном рынке продукция имеет свой жизненный цикл. И говорить здесь нужно не о применении программного обеспечения, а о выводе продукта на рынок. Разумеется, для успешного достижения этой цели необходим маркетинговый «ход», направленный на привлечение внутренних потребителей и сокращение ниши у другого программного продукта компании.

Команда ввода продукта базируется на принципах Agile. Следует отметить, что фокусирование на конкретном продукте эффективнее применения матричных команд и общего проектного офиса. Поскольку так у компании больше шансов успеха на рынке.

Другим эффективным подходов является привлечение готовых команд со своими продуктами. Жизненный цикл одного продукта длится примерно 5-7 лет, поэтому предпочтительнее сотрудничество с внешними или собственными стартапами для развития и поддержки продукта.

Сегодня нефтяные компании имеют отличную возможность применения платформы для создания автоматизированных рабочих мест инженеров по следующим направлениям геологии и разработки скважин:

  • аналитическая сейсмика;
  • петрофизика;
  • структурная геология;
  • разработка зрелых месторождений

и др.

Таким образом, можно утверждать, что применяемое сегодня нефтяными компаниями усовершенствованное программное оборудование является своего рода связующим центром между многочисленными технологическими операциями (а их насчитывается несколько сотен). ПО охватывает практически все направления таких организаций:

  • геологоразведку;
  • геологию;
  • обустройство нефтяных месторождений;
  • бурение скважин;
  • разработка;
  • добыча нефти.

От того, насколько согласованны эти звенья, а также от степени их соответствия задачам нефтяной компании и способности к адаптации к новым условиям во многом определяется результат от использования технологий в производственном процессе и общий успех бизнеса.

На сегодняшний день нефтедобывающими компаниями широко используется ряд интегрированных программных продуктов, к примеру:

  • Schlumberger Petrel (это платформа для разведки и добычи нефти, использование которой дает возможность интерпретации сейсмических данных, корелляции нефтяных скважин, проектирования моделей коллекторов, расчета объемов, составления карт и стратегии разработки в целях эксплуатации коллекторов по максимуму).
  • RFD tNavigator (интерактивный пакет, позволяющий выполнять гидродинамическое моделирование пласта).
  • NGT-Smart (нишевые системы, представляющие собой экспертно-аналитический программный комплекс для поддержки принятия решений в процессах управления и мониторинга разработки месторождений).

Это далеко не полный перечень программных продуктов, применяемых нефтяной отрасли в целях систематизации данных и решения ряда задач.

Цифровую платформу можно считать консолидирующим звеном, предоставляющим единый пользовательский интерфейс для включенных в нее продуктов. Это не что иное, как цифровые рабочие места специалистов ключевых специальностей. В такой платформе предусмотрены:

  • цифровое рабочее место геолога, предназначенное для поддержки геолого-разведочных операций и нефтяной геологии;
  • цифровое рабочее место инженера по разработке месторождений (предполагает набор программных инструментов для управления процессом геолого-технических операций и вводом в эксплуатацию новых скважин, управления основной добычей, создания концептов по разработке месторождений и геолого-гидродинамического моделирования;

а также цифровые рабочие места для других специальностей (перспективному планированию, системному инжинирингу и т.д.).

Совершенствование программного обеспечения для интерпретации данных – это задача, для решения которой привлекаются лучшие эксперты, специализирующиеся в направлениях:

  • ИТ-архитектура;
  • информационная безопасность;
  • инфраструктурное обеспечение;
  • среда разработки.

Именно эти ресурсы позволяют своевременно реагировать на изменения нефтяного рынка и потребности бизнес-пользователей.

Как пандемия повлияла на ускорение цифровизации в нефтяной отрасли

Хотя на многие отрасли мировой экономики пандемия коронавируса, охватившая почти все страны, оказала разрушающее влияние, но она благотворно подействовала на развитие цифровых технологий в сфере добычи нефти. Так, в мае этого года стало известно о различных проектах цифровизации в российской нефтяной отрасли.

Компании начали более активно использовать информационные технологии именно в силу распространившейся пандемии коронавируса COVID-19. Главная цель этих действий – спасти экономику от тяжелых последствий. В «ход» пошло использование нефтяными компаниями беспилотных транспортных средств и применение искусственного интеллекта.

Более того, нефтяные лидеры России активно взялись за создание цифровой закупочной платформы.  Она должна обеспечить взаимодействие заказчиков и контрагентов, его прозрачность и контроль решений сторон. Применение цифровой платформы позволит значительно упростить и автоматизировать:

  • процессы закупок;
  • логистику;
  • финансовые взаиморасчеты сторон.

Положительным аспектом использования цифровых технологий является и то, что это будет способствовать ускорению реализации масштабных проектов и в то же время сократить издержки и трудозатраты на задействование большого количества подрядчиков и поставщиков.  Помимо этого, система закупок станет в целом менее разрозненной.

Информационные сервисы должны сопровождать клиента от этапа формирования потребности до этапа управления запасами. Это уникальная возможность контроля таких ключевых бизнес-процессов, как:

  • инспекционные данные;
  • поставка материально-технических ресурсов.

При этом клиенту будет доступна аналитическая информация по исполнению заявок. Это будет способствовать снижению рисков поставки некачественного оборудования и несоблюдения сроков поставки.

Для поставщиков применение такой платформы не менее удобно, поскольку у них появилась возможность размещать на площадке каталог продукции, тем самым использовать ее как дополнительный канал продаж.

В условиях пандемии для нефтяных компаний России одной из важных задач стала разработка в ускоренном темпе закупочной системы с бесшовным клиентским опытом. Планируется в ближайшем будущем масштабировать такую систему на другие проекты.

Одними из наиболее перспективных информационных проектов можно считать:

  • систему поддержки принятия инвестиционных решений при работе с месторождениями нефти;
  • решения для промышленной безопасности на базе компьютерного зрения;
  • инструмент автоматизации процессов интегрированного моделирования для добывающих активов.

Для реализации поставленных задач будут привлечены не только «внутренние» силы компаний в лице сотен специалистов, но и экспертизы различных IT-компаний. Ожидается, что такой подход обеспечит комплексную поддержку разработок и повысит эффективность их внедрения в бизнес-процессы.

В перспективе – автоматизация таких процессов, как:

  • верификация и фильтрация промысловых данных;
  • виртуальная расходометрия;
  • узловой анализ нефтяных скважин;
  • расчет профиля нефтедобычи для 3-хмесячного интегрированного операционного плана;
  • мониторинг состояния и прогнозирование отказов электроприводных центробежных насосов (ЭЦН);
  • конфигурация ресурсных планов проектов развития сети нефтедобычи;
  • мониторинг общей ресурсной потребности.

Применение интеллектуальной системы мониторинга оборудования на АЗС

Еще в декабре прошлого года стало известно об опыте объединения «Газпромнефть» оборудования всех АЗС в единую интеллектуальную систему – мониторинговый центр инфраструктуры (МЦИ). Здесь возможно выполнять в онлайн-режиме контроль состояния оборудования и следить за процессами эксплуатации АЗС, связанными с сохранностью и качеством топлива.

Об эффективности внедрения такой системы говорят следующие факты. Программное ядро мониторингового центра в течение одной секунды выполняет обработку около 100 тысяч сигналов и проводит свыше 50 тысяч расчетов. Данные об отслеживании остатков нефтепродуктов непрерывно поступают с каждой подключенной к системе АЗС.

Модулями машинного обучения и предиктивной аналитики МЦИ проводится подсчет сигналов, поступающих с подключенных устройств на станциях. Тут же выполняется заблаговременное оповещение о необходимости сервисного обслуживания оборудования АЗС.

Применение мониторингового центра способствует уменьшению числа технологических простоев примерно на 30% и сокращению сроков выполнения ремонтных и сервисных работ на 21%. В результате поддержка рабочего состояния оборудования автозаправочных станций осуществляется на 99%. Другими словами, обеспечивается бесперебойная работа всех АЗС, что, в свою очередь, повышает эффективность обслуживания клиентов сети станций.

Подводя итоги всему вышеизложенному, можно обозначить 12 приоритетных программ в нефтяной отрасли. Среди них:

  • цифровая трансформация геологоразведки;
  • цифровая трансформация капитального строительства;
  • цифровая трансформация управления добычей;
  • интегрированное планирование и контроллинг;
  • цифровая трансформация геологоразведки и разработки;
  • цифровое производство (нефтеперерабатывающие заводы и промышленная безопасность);
  • управление надежностью (нефтеперерабатывающие заводы и промышленная безопасность);
  • цифровое управление барьерами;
  • цифровая трансформация финансово-экономической службы;
  • цифровая модель компании;
  • цифровая трансформация управления персоналом;
  • единая правовая среда.

Объединяющим фактором в этих программах является то, что все они без исключения направлены на улучшение эффективности бизнес-процессов и развития нефтяной отрасли.

Автоматизированное внутрискважинное оборудование «умная скважина» и др.

Активно применяемый в нефтедобывающей отрасли термин «интеллектуальная», или «умная скважина» представляет собой довольно обширное понятие, поскольку на сегодняшний день существует и используется автоматизированное внутрискважинное оборудование различных уровней интеллектуальности.

История возникновения «умных скважин»

Начало интеллектуализации мировой нефтедобычи было заложено еще в конце минувшего столетия. Этот был период, когда из-за истощения «легких» сухопутных месторождений нефтяным компаниям пришлось вплотную взяться за осваивание морского шельфа и нетрадиционных запасов. Возникла необходимость в строительстве технологически сложных и дорогостоящих скважин. Обслуживание таких объектов было соответствующим (т.е. недешевым). Все это послужило причиной создания «интеллектуальных» скважин (ИС), контроль и управление которыми возможно осуществлять в режиме реального времени.

Первая такая скважина была построена в 1997 году на платформе на месторождении Snorre в Северном море. Разработками там занималась норвежская компания Saga Petroleum (позднее стала частью Statoil, ныне Equinor). Благодаря созданной системе появилась возможность контроля давления и температуры в каждой зоне. Также это позволило оптимизировать процесс нефтедобычи.

Технологии, заложенные в этой и последующих «интеллектуальных» скважинах, базируются на постоянных скважинных датчиках температуры, давления и других параметров, а также управляемых с поверхности клапанов, регулирующих приток из отдельных зон или боковых стволов.

Информация, зафиксированная датчиками, в режиме реального времени передается на станцию управления. Затем выполняется обработка специализированным ПО. Таким образом, оператор может регулировать работу внутрискважинного оборудования. 

Как считают специалисты, такие скважины точнее было бы называть «высокоавтоматизированными» или «технологически контролируемыми». Так или иначе, но имевшие начало в 1997 году технологии имели дальнейшее развитие и продолжают совершенствоваться по сей день. С наступления нынешнего столетия в процесс разработки решений для «умных» скважин активно включились все ведущие игроки глобального рынка.

Нефтяные компании развивали системы умных скважин в рамках программ “умного месторождения”. Работа была направлена как на повышение надежности, долговечности и функциональности внутрискважинного оборудования, так и на увеличение его количества. Так, в более ранних, упрощенных вариантах «интеллектуальная» скважина оснащена точечно размещенными датчиками. Однако по прошествии некоторого времени были внесены предложения по внедрению сложных систем, в которых применяются сотни и даже тысячи распределенных датчиков.

На сегодняшний день «продвинутые» системы интеллектуальных скважин применяют новые цифровые технологии:

  • промышленный интернет вещей (ПоТ);
  • искусственный интеллект;
  • нейросети

и др.

Возможно дистанционное управление скважинами, осуществляемое по каналам беспроводной связи компьютеров или мобильных устройств. Но стоит заметить, что идеальная, полностью автономная интеллектуальная скважина, которая способна самостоятельно определять режим работы для получения лучшее результата, пока не создана. По ожиданиям специалистов, скоро такая технология может появится.

Как «умные» скважины завоевывали мир

Надо сказать, что интеллектуальные скважины не сразу получили широкое распространение. Первоначально такая технология использовалась в основном на морских месторождениях крупнейших мировых компаний. Но практика ее применения показала, что это правильный путь. И вот тогда, с 2005 года, интеллектуальные скважины начали использовать в разных странах. Строительство аналогичных скважин началось и на суше. Особенно активно такие технологии внедрялись на Ближнем Востоке. 

Создание «умной» скважины было необходимо с целью экономии на дорогостоящих внутрискважинных работах на удаленных или важных проектах. Однако опыт применения данной технологии показал, что с ее помощью можно решать и немало других задач. Так, уже в начале прошлого десятилетия стало ясно, что интеллектуальное заканчивание существенно оптимизирует эксплуатацию наклонно-направленных, горизонтальных и многоствольных нефтяных скважин. Ведь, по сути, это дает возможность одновременного проведения раздельной эксплуатации в отдельных интервалах или боковых стволах. «Интеллектуальные» скважины и измерения многофазных потоков в реальном времени дали возможность выполнять полноценную нефтедобычу на нескольких объектах либо в отдельности, или в одно и то же время. Дистанционное управление добычей может проводиться с центрального поста головного технологического комплекса.

Интеллектуальные скважины способствуют повышению нефтеотдачи. В середине прошлого десятилетия три интеллектуальные горизонтальные скважины на пласте Statfjord (Северное море), отличающиеся неоднородностью, позволили компании, занимающейся нефтедобычей на этих объектах, существенно повысить охват и улучшить дренирование коллектора. Результатом явилось увеличение извлекаемых запасов с участка более чем в два раза.

Другое преимущество технологии заключается в том, что система интеллектуальных скважин дает возможность бороться с наводнением. Так, в практике мировой нефтедобычи был случай, когда при обводненности участка более 20% внедрение интеллектуальной системы с многопозиционными скважинными клапанами регулирования притока и поверхностными дебитометрами для избирательного контроля водопритока из разных зон обводненность удалось снизить практически до нуля.

Использование «умных» скважин снижает неопределенность свойств коллектора. К такому выводу привела практика применения ИС при разработке глубоководного месторождения на шельфе Нигерии.

Интеллектуальные системы с регулируемыми клапанами открыли путь новой технологии в нефтедобыче. Речь идет о «бескомпрессорной» или естественной газлифтной эксплуатации. Данная технология подразумевает использование газа из подземного пласта или газовой шапки той же нефтяной скважины в целях повышения производительности. Нефтедобывающие компании разных стран мира неоднократно и вполне успешно применяли на практике этот метод.

Более того, использование «умных» скважин способствует уменьшению количества нефтяных скважин на месторождении. Все эти свойства позволяют нефтедобывающим компаниям добиться значительной экономии затрат, даже несмотря на то, что сами системы ИС стоят недешево. По подсчетам специалистов, «умные» скважины» обеспечивают снижение себестоимости эксплуатации месторождений приблизительно на 20%.

Интеллектуальные скважины в России

Отечественные нефтяные компании начали внедрение ИС позднее мировых лидеров. При этом предпочтение отдавалось тому, что уже было проверено на практике зарубежными нефтедобывающими компаниями.

Если говорить об истории применения интеллектуальных скважин в нашей стране, то впервые внедрение данной технологии было реализовано в 2006-2009 годах. Тогда «умными» системами были оборудованы добычные, водозаборные и водонагнетающие нефтяные скважины на Салымской группе месторождений. На основе примененных технологий была разработана интегрированная модель добычи нефти.

В 2009 году первая интеллектуальная скважина пробурена на морской платформе «Пильтун-Астохская-Б» проекта «Сахалин-2». Приблизительно в тот же период горизонтальные «умные» скважины с устройствами контроля притока заработали на Ванкорском месторождении. В течение первых двух лет показатели дополнительной добычи нефти превысили полмиллиона тонн. Этого удалось добиться благодаря внедрению ИС.  

На сегодняшний день данная технология введена в практику всеми лидирующими нефтяными компаниями нашей страны. Особенно это касается сложных дорогих проектов (к примеру, шельфовых). Кроме того, отечественные нефтяники применяют «умные» скважины за рубежом (к примеру, в Ираке и других странах).

От «умной» скважины к «умному» месторождению

Необходимо отметить, что ИС – это основной компонент более широкой концепции – «умного» или «интеллектуального» месторождения. Данная концепция охватывает все технологические и управленческие процессы на месторождении, а также экологический контроль. Сегодня в нашей стране насчитывается более 40 проектов «умных» месторождений с общей добычей 140 млн тонн нефти в год. Это не много не мало 27% от объема производства в России. В частности, ителлектуальные технологии используются на всех отечественных шельфовых нефтегазовых проектах.

Поиск своих решений

Нефтяные компании нашей страны используют для интеллектуальных скважин в основном оборудование импортного производства и ПО. Но в России ведется работа над созданием и внедрением собственных технологий. Один из таких проектов носит название «Цифровая скважина». Он базируется на промышленном интернете вещей. В данной технологии используется, в первую очередь, оборудование российского производства. ПО также разработано отечественными специалистами. Использование «Цифровой скважины» обеспечивает дистанционное управление нефтяными скважинами с применением мобильного приложения или компьютера. Таким образом, необходимость присутствия персонала на участке сводится к возможному минимуму. Данные решения используются на месторождениях в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономном округах.

Но «цифровая скважина» – не единственная отечественная технология в области систем ИС. В нашей стране ведется работа над созданием и внедрением таких технологий для «умных» скважин, как:

  • телеметрические системы;
  • ПО;
  • внедрение «цифры»

и др.

Но, несмотря на это, эксперты считают, что отечественная «нефтянка» в сфере интеллектуализации добычи пока остается «догоняющей». С другой стороны, нарастающие темпы работы в этом направлении подают шансы российским компаниям не оказаться в числе отстающих.

Какой может быть «умная» скважина

Интеллектуальная скважина в самом простом случае состоит из системы подземных датчиков и регулирующих клапанов, позволяющие принять меры для оптимизации добычи или закачки. Но «умной» скважиной можно считать и ту, на которой размещен только один из этих двух видов оборудования (т.е. датчики или клапаны контроля).

Другой пример – скважина с подземным клапаном-отсекателем, функционирующим лишь в двух режимах: ОТКРЫТ/ЗАКРЫТ. Альтернативным вариантом является регулируемый дроссельный клапан с возможностью работы на штуцерах разного размера. Его использование обеспечивает более широкое управление зональным притоком или закачкой.

В отдельных случаях многозональная скважина может быть оборудована одним подземным датчиком давления или температуры, но при этом иметь несколько регулирующих клапанов. В той же скважине, кроме датчиков давления/температуры, могут быть установлены расходомеры в каждой зоне, а датчики температуры распределены по стволу скважины. Эти два варианта конструкции обеспечивают разные возможности для мониторинга и определения специфики добычи/закачки нефти по отдельным зонам.

Перед специалистами отечественной и мировой нефтяной отрасли стоит задача по созданию нового поколения датчиков, которые подошли бы для работы при более высоких показателях температуры и давления. Также в перспективе:

  • усовершенствование скважинных сейсмоакустических датчиков;
  • разработка бескабельных систем.

Что касается совершенствования скважинных клапанов, то работа здесь состоит из следующих пунктов:

  • минимизация гидравлических и электронных линий управления;
  • срабатывание клапана по радиочастотному коду (RFID);
  • генерация электроэнергии в скважине для работы клапанов и датчиков.

Сегодня нефтяные лидеры зарубежных стран плодотворно работают в направлении «умных» скважин. Всесторонний контроль параметров в процессе разработки дает такие возможности, как:

  • повышение коэффициента добычи нефти;
  • улучшение экономической эффективности;
  • повышение безопасности производства.

И отечественные, и зарубежные нефтедобывающие компании пришли к осознанию плюсов применения и экономической целесообразности оснащения скважин системами мониторинга.  Не менее важно внедрение данной технологии для:

  • оперативного контроля и своевременного принятия решений по ГТМ;
  • контроля и поддержания пластового давления;
  • интерпретации данных гидродинамики.

Это обеспечит определение геологической специфики пласта на большом удалении от скважины и позволит получить более точную информацию о запасах нефти. Следует отметить, что системы мониторинга не только способствуют повышению безопасности, но и снижают себестоимость, поскольку в случае их применения отпадает надобность в регулярной остановке скважины в целях выполнения

ГДИС манометрами, спускаемыми на проволоке или кабеле

Можно с уверенностью сказать, что «умная» скважина – это такая скважина, которая в состоянии сама подстраиваться под меняющиеся условия. Это оборудование работает в соответствии с установленным режимом, заданным гидродинамической или технологической моделью (наземной инфраструктурой).

Что касается развития данной технологии в нашей стране, то здесь имеют место некоторые негативные факторы. Дело в том, что основные месторождения пробурены давно и находятся на поздней стадии эксплуатации. Другими словами, оборудование уже устаревшее, а показатели извлечения углеводородов с каждым годом падают. Вследствие этого затраты на такие проекты будут иметь существенную величину и довольно продолжительный период окупаемости.  С теми же проблемами сталкиваются и нефтяные компании зарубежных стран.

По мнению некоторых экспертов, масштабное внедрение интеллектуальных систем в какой-то мере «тормозят» такие факторы, как:

  • недостаточная автоматизация нефтедобывающей отрасли;
  • использование морально устаревшего и изношенного оборудования;
  • сокращение извлекаемой нефти на эксплуатируемых скважинах;
  • все увеличивающаяся отдаленность осваиваемых месторождений;
  • повышение доли тяжелой нефти, содержащей вредные примеси

и т.д.

Несмотря на все это, в условиях повышения конкуренции со стороны зарубежных производителей модернизация нефтяного машиностроения и повышение эффективности нефтедобычи жизненно необходимы для обеспечения энергетической безопасности и стабильного экономического развития России.

Как уже было сказано выше, «умная» скважина – это комплекс оборудования, функционирующего в автоматическом режиме. Его применение позволяет выполнять сбор необходимой информации от приборов и датчиков. Данный комплекс оборудования подходит для первичной диагностики и фильтрации явно неверной информации. Затем интеллектуальная скважина выполняет передачу сведений на верхний уровень, где уже мощные программные комплексы под контролем высококвалифицированных специалистов их обрабатывают и выдают заключение. После того, как заключение будет получено, принимается решение (автоматически или специалистом), необходимое для продолжения работы в выбранном режиме или его коррекции. На следующем этапе поступает команда на оснащение скважины оборудование в целях исполнения принятого решения.

Хотя данную технологию часто называют умной или интеллектуальной скважиной, однако технически правильнее называть ее высокоавтоматизированной или технологически контролируемой.  Однако ее внедрение стало настоящим прогрессом в нефтяной отрасли. По сути, это возможность создания электрического диполя установкой электрического разделителя в нижней части обсадной колонны и организации передачи забойной информации в процессе добычи нефти или газа по электромагнитному каналу связи. ИС – это информационный канал связи с забойной системой каротажа околоскважинного пространства и блоками датчиков в совокупности с вычислительной системой, связанной с базами данных и знаний, и забойным устройством управления, который регулирует поток жидкости в процессе эксплуатации.

Необходимо отметить, что под «умными» скважинами не совсем правильно понимаются технические решения в направлении автоматизации и телемеханизации нефтедобывающих операций, поскольку они не соответствуют таким принципам, как:

  • прямая связь интеллектуальной скважины с внешним миром с применением информационных каналов связи для получения сведений и организации целесообразного поведения;
  • открытость «умной» скважины за счет наличия самонастройки, самоорганизации и самообучения;
  • возможность прогнозирования интеллектуальной скважиной изменений внешней среды и собственного поведения;
  • наличие у «умной» скважины структуры построения сложных интеллектуальных систем управления. Это необходимо в тех случаях, когда неточность данных о модели объекта управления (нефтяная скважина, околоскважинное пространство или продуктивный пласт) либо о его поведении может быть скомпенсирована благодаря повышению интеллектуальности «умной» скважины или соответствующих алгоритмов управления;
  • сохранение автономного функционирования при разрыве связей или потере управляющих воздействий от вышестоящих уровней иерархии ИС.

При этом несомненным преимуществом технологии интеллектуальных скважин является возможность вести в режиме онлайн раздельный учет добычи по отдельным пластам – объектам разработки, а также регулировать закачку воды по пластам в нагнетательных скважинах.

pr@to-inform.ru
тел. 8-916-441-79-31

Поделиться:

Share on google
Share on vk
Share on odnoklassniki
Share on telegram
Share on email
Share on whatsapp
Share on facebook