Как обещал, публикую ответы на вопросы читателей по добыче нефти. Там будет и про российское оборудование, и про Баженовскую свиту, и, например, про планы на ближайшие десятилетия.
Напомню, эти вопросы мне (или, точнее, нефтяникам) задавали в комментариях к посту про месторождение «Газпромнефть-Хантос». Длинные вопросы я публикую со значительными сокращениями, однако желающие прочесть их целиком могут сделать это самостоятельно вот здесь:
https://fritzmorgen.livejournal.com/1344051.html
В.: Действительно ли оборудование по большей части российское? У меня другая информация.
О.: Для отечественного бизнеса создана достаточно комфортная среда: у него есть возможности «подтянуть» технологии с точки зрения услуг и усовершенствовать их, чтобы соответствовать нашим требованиям и вписаться в планы по добыче углеводородов, которые есть у компании. В «Газпромнефть-Хантосе» доля отечественного оборудования максимальна — более 90%. В области применения технологий предприятие стремится к этому показателю, в капитальном строительстве импорт пока присутствует, в основном речь об IT-технологиях.
При этом «Газпромнефть-Хантос» выступает в качестве пилотной площадки по обкатке нового оборудования. Например, в 2018 на Южно-Приобском месторождении проведены испытания отечественной роторно-управляемой системы, серийное производство которой может начаться в России уже в следующем году. На сегодня РУС является передовым техническим решением для бурения сложных высокотехнологичных многоствольных и горизонтальных скважин. Система позволяет очень точно управлять траекторией бурения и строить скважины с горизонтальным стволом протяженностью более 12 км.
Раньше для таких операций российские нефтяные компании использовали импортное оборудование. За 83 часа интенсивной работы в рамках проекта (включая проведение необходимых технологических операций) с помощью РУС в скважине пробурено 900 м со средней скоростью 34 м/ч. На 2018 год запланировано проведение дополнительных испытаний, по результатам которых и будет определена возможность серийного выпуска этого оборудования.
В.: Что будет, когда вода из пласта выйдет на поверхность? Деревья? Трава? Люди? Болезни?
О.: Вода, закачиваемая в скважины для поддержания пластового давления, находится в тех же пластах, что нефтяная или газовая залежь. Добытая, но непереработанная нефть содержит, помимо других примесей, и воду.
Вода, отделенная от нефти, поступает на установку подготовки воды, где она также очищается от механических примесей (соли, окиси железа и т. д.). Затем очищенная вода вместе с пресной водой закачивается обратно в продуктивные пласты для поддержания пластового давления. Обратный выход воды из скважины невозможен ввиду технологической особенности конструкции скважины, оснащенной специальным клапаном, который блокирует выход жидкости на поверхность.
В.: Что именно закачивается в скважину, очему используется именно гидроразрыв пластов, не эффективней было бы просто бахнуть взрывчаткой?
О.: Гидравлический разрыв пласта — технология, уже много десятилетий применяющаяся во всем мире. В скважину с помощью мощных насосных станций закачивается расклинивающая жидкость, создающая в породе трещины, по которым нефть попадает в забой. Для поддержания трещины в открытом состоянии используется расклинивающий агент — пропант.
С развитием горизонтального бурения широкое применение получила технология многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), предполагающая создание трещин сразу на нескольких участках скважины. Сегодня это серийная технология повышения нефтеотдачи, однако метод постоянно совершенствуется. В частности, при разработке сложных низкопроницаемых коллекторов стала очевидна недостаточная эффективность стандартного МГРП, при котором каждая новая зона разрыва отделяется от предыдущей композитным или металлическим шаром. Диаметр шаров уменьшается от зоны к зоне и не позволяет провести более 10 операций гидроразрыва из-за конструктивных особенностей скважины. Новый вид компоновки — бесшаровый — таких ограничений не имеет.
При проведении бесшарового МГРП в качестве изолятора используются многоразовые уплотняющиеся «подушки» — пакеры, которые увеличиваются в размере при сдавливании и отделяют зоны с уже проведенными гидроразрывами. После выполнения работ пакер возвращается к исходному размеру, а оборудование транспортируется к следующему порту.
В.: Что сложнее: добыча нефти или полёты в космос?
О.: Полет в космос — необычайно сложное с технической точки зрения мероприятие. Для подготовки полета ракеты проделывается огромная, комплексная, не прощающая ошибок работа. Она требует огромных затрат, постоянного анализа и своевременной модернизации оборудования и технологий.
В этом нефтедобыча и подготовка к полету в космос схожи, поскольку эксплуатация месторождения подразумевает проведение очень дорогостоящих подготовительных мероприятий: это и глубинные исследования — сейсморазведка, гравиразведка, магниторазведка, и бурение, и гидроразрыв пласта. Тут необходимы знания из математики, геометрии, физики, химии, биологии. В свою очередь строительство скважины — тоже очень сложный технологический процесс.
С точки зрения опасности нефтедобыча стоит на втором месте после горно-шахтной отрасли. Поэтому вот так вот сходу сказать о том, что тяжелее, непросто. Кстати, земные глубины таят в себе не меньше тайн, чем космос, потому что заглянуть туда в буквальном смысле мы не можем.
В.: Чем мы отличаемся от таких стран-добытчиков, как Сомали, Нигерия, Ангола, Габон, Судан и Экваториальная Гвинея?
О.: Месторождения предприятия расположены в Ханты-Мансийском автономном округе и Тюменской области. Здесь совершенно особые условия: долгая зима с низкими температурами, множество рек и озер, болота, которые замерзают практически круглый год. Извлечение нефти затрудняет и то, что залежи находятся на больших глубинах, в относительно тонких пластах, характеризуются сложным строением коллекторов и геологически неоднородны. В итоге бурение скважин осуществляется на глубину более 4,5 тысячи метров.
При этом более 50 лет Западная Сибирь является надежным источником углеводородного сырья для России и ее партнеров. За это время в Югре добыто свыше 10 млрд 600 млн тонн нефти. На сегодня 67% текущих извлекаемых запасов относят к трудноизвлекаемым. Официально ресурсы только баженовского и абалакского комплексов оцениваются по меньшей мере в 11 млрд тонн, а значит, эта кладовая способна обеспечить экономические горизонты России на десятилетия вперед.
В. Как насчёт экологии, сильно ли добыча нефти вредит природе?
О.: Последовательное осуществление комплекса природоохранных мероприятий позволяет компании не допускать нефтяных разливов и в течение долгого времени не прибегать к рекультивации нефтезагрязненных земель.
Система обеспечения надежности трубопроводов в «Газпромнефть-Хантосе» — одна из лучших среди добывающих предприятий Югры. Регулярные мероприятия по диагностике и ремонтно-предупредительным работам выполняются с использованием новейших научных достижений. Все трубопроводы, нуждающиеся в защите от коррозии, ингибируются. Вновь строящиеся нефтесборные сети монтируются с внутренним антикоррозийным покрытием.
Для «Газпромнефть-Хантоса» приоритетами всегда были и остаются высокие экологические стандарты, неукоснительное соблюдение природоохранных требований и осуществление деятельности с ориентиром на безопасность и минимизацию негативного воздействия на окружающую среду.
По итогам 2017 года «Газпромнефть-Хантос» стал победителем окружного конкурса на звание «Лучшее нефтегазовое предприятие Югры в сфере отношений, связанных с охраной окружающей среды».
Также «Газпромнефть-Хантос» входит в рейтинг 100 лучших организаций России в области охраны окружающей среды, является обладателем свидетельства «Хранители кедровых лесов Югры — 2017» за реализацию программы в сфере восстановления природных ресурсов. В прошлом году предприятие высадило саженцы кедра на площади более 63,6 га.
Кроме того, в 2015 году на Южно-Приобском месторождении введен в эксплуатацию Южно-Приобский газоперерабатывающий завод, благодаря которому уровень утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях «Газпромнефть-Хантоса» превысил 95%.
В.: Почему не упомянуты потокоотклоняющие технологии и полимерное заводнение?
О.: Для разработки месторождений используются добывающие и нагнетательные скважины. Через нагнетательные скважины в пласт закачиваются вода, газ или реагенты, которые вытесняют нефть в сторону добывающих скважин. Такой способ разработки позволяет повысить объем добычи, «вымывая» из пласта дополнительные объемы нефти. Это один из основных методов освоения месторождений в российской нефтегазовой отрасли, получивший название «заводнение».
Одним из важных факторов, влияющих на эффективность разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения, является геологическая неоднородность продуктивного разреза. Ускоренными темпами вырабатываются пропластки с повышенной проницаемостью в разрезе. При этом, как правило, менее проницаемые пропластки осваиваются более медленными темпами или вовсе не вовлекаются в разработку.
Ограничение водопритоков в скважинах является одним из важных мероприятий, направленных на повышение эффективности добычи нефти из обводненных пластов нефтяной залежи. Сущность всех технологий сводится к тампонированию наиболее проницаемых пропластков продуктивного разреза и увеличению фильтрационного сопротивления воды по промытым высокопроницаемым слоям с аномально высоким темпом выработки запасов.
В связи с этим на разрабатываемых месторождениях «Газпромнефть-Хантоса» используются физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов, одним из которых является выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. Такая обработка нагнетательной скважины должна обеспечивать не просто блокирование промытых интервалов, а приводить к уменьшению скоростей фильтрации воды в этих интервалах на возможно большем расстоянии от нагнетательной скважины.
В.: А что мешает оснастить бур ультразвуковым сенсором и бурить не вслепую?
Бурение скважины вслепую, наверное, ни одно предприятие позволить себе не может, так как это дорогостоящий процесс, ошибки здесь непростительны.
Перед началом бурения для определения цели проводится тщательный анализ результатов сейсмических работ, затем в процессе бурения используются геофизические материалы соседних аналогичных скважин. Также применяются специализированные приборы (каротажи), позволяющие ориентироваться в призабойной зоне и максимально эффективно углублять скважину на основе электрических, магнитных, газовых и многих других физических методов идентификации горной породы.
В.: Какие условия труда у обычных работяг?
О: В «Газпромнефть-Хантосе» трудятся более 1800 человек из разных регионов РФ. На производственных объектах созданы комфортные и безопасные условия для сотрудников, работающих вахтовым методом. Вахтовики проживают в современных общежитиях, оснащенных кондиционерами, душевыми кабинами, комнатами отдыха, медпунктом, тренажерным залом. Обеспечены бесплатным питанием.
А в целях безопасности во время проведения работ каждый сотрудник на месторождении снабжается комплектами средств индивидуальной защиты.
В.: Почему Баженовская свита так называется?
Баженовская свита (первоначально «пачка») как геологическое тело в разрезе
мезозоя Западно-Сибирского осадочного бассейна впервые выделена в 1959 году Фабианом Гурари на основе изучения глубоких скважин в Омской области близ сельского поселения Баженово. В честь этого населенного пункта и дали название свите.
В.: Чем добыча нефти на «Хантосе» отличается от добычи сланцевой нефти с помощью гидроразрыва пласта?
О.: Начиная с 2013 года предприятие ведет активную работу с нетрадиционными (сланцевыми) запасами углеводородов. В 2014 году получен первый промышленный приток сланцевой нефти на Пальяновской площади Красноленинского месторождения. В 2016 году здесь был реализован полный цикл разработки баженовской свиты — пробурены две высокотехнологичные горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта и получен промышленный приток 45 тонн нефти в сутки.
Баженовская свита — это группа нефтематеринских горных пород (свита), выявленная на территории около 1 млн кв. км в Западной Сибири. Свита залегает на глубинах 2–3 км и имеет небольшую толщину. В баженовской свите сконцентрирована большая часть горючих сланцев России, содержащих как твердое органическое вещество (кероген), так и жидкую легкую нефть низкопроницаемых коллекторов (часто называемую сланцевой нефтью).
По прогнозным оценкам, объем геологических запасов углеводородов в баженовской свите достигает 18–60 млрд тонн, по оптимистическим оценкам геологов, ресурсы баженовской нефти могут составлять 100–170 млрд тонн. Однако эффективных технологий работы с баженовской свитой на сегодня не существует.
Гидроразрыв пласта на Бажене — это отдельная технология, имеющая с классическим ГРП лишь схожие цели и принципы.
С 2013 года «Газпром нефть» изучает потенциал ТРИЗ (трудноизвлекаемых запасов) и ведет непрерывный поиск технологий освоения этих ресурсов, технологий, которые в будущем смогут обеспечить рентабельную добычу. После детального изучения геологических и геомеханических параметров, а также после реализации целого ряда уникальных для РФ опытно-промышленных испытаний в 2015 — 2016 году был получен опыт строительства высокотехнологичных горизонтальных скважин.
Этот опыт позволил сделать несколько важных выводов:
— во-первых, стала ясна необходимость детального изучения геологических особенностей разреза, без учета которых невозможно пробурить скважину;
— во-вторых, были выявлены существенные различия в подходах по сравнению с большинством традиционных пластов, в первую очередь это касается ГРП и оборудования заканчивания скважин.
Например, подход к планированию и закачке ГРП в корне отличается от традиционных дизайнов, такого понятия как базовый план закачки здесь попросту не существует, подход для каждой конкретной стадии индивидуален.
Кроме того, ГРП на Бажене подразумевает использование разных типов жидкости, обладающих широким диапазоном свойств, что полностью идет в разрез с теорией и практикой классического ГРП. Стоит отметить и такой важный тип стимуляции нетрадиционных пластов как скоростные закачки, средний расход которых в несколько раз превышает расходы классических ГРП, достигая 16 м3мин.
Различия легко осязаемы, если вспомнить, что основная масса работ в РФ выполняется с расходами до 4 м3/мин. Не менее важен для понимания различий и другой аспект скоростных закачек — объем жидкости, нагнетаемой в пласт. Если средний объем жидкости традиционного ГРП составляет 300-600 м3, то для скоростной закачки эта цифра составляет порядка нескольких тысяч кубических метров на стадию. Легко понять, что стимуляция Бажена более энергозатратный процесс, это влечет за собой изменения состава и мощности оборудования, как минимум требуется двукратное увеличения числа насосов высокого давления.
PS. Другие посты про добычу и переработку нефти можно найти вот здесь:
https://fritzmorgen.livejournal.com/tag/Отечественный производитель
← Ctrl ← Alt
Ctrl → Alt →
← Ctrl ← Alt
Ctrl → Alt →