В течение последних 5 лет нефтедобывающее предприятие, входящее в состав российского нефтяного гиганта, совершило огромный скачок вперед, внедрив в производство большое количество инновационных технологических решений и побив множество рекордов. «ФедералПресс» взялся разобраться, чему компания обязана своим успехом.
Пять лет назад входящая в нефтедобывающий комплекс «Роснефти» компания «Юганскнефтегаз» приняла решение перейти на систему раздельного сервиса, предполагающую прямое управление процессом строительства скважины заказчиком. За время реализации данной инициативы компании удалось увеличить производственные показатели бурения более чем на 47 %. Высококлассной команде специалистов удалось не только выполнить работы, направленные на сокращение цикла и стоимости строительства скважин, но и внедрить в производство ряд инновационных технологий, установить несколько рекордов.
Своим достижениям «Юганскнефтегаз» обязан не только задействованию передовых технологий, но и высокопрофессиональной команде специалистов, вносящих свой вклад в общее дело, что не остается без внимания: так, например, по итогам прошлого года представители блока бурения Денис Пактовский и Максим Пикуленко получили удостоверения рационализаторов за техническое предложение «Сокращение времени и стоимости строительства скважин за счет уменьшения количества спуско-подъемных операций при расширении ствола скважин с использованием риммера в компоновке низа бурильной колонны». Также именно сочетание опыта квалифицированного персонала и применения передового оборудования в 2018 году позволило компании перешагнуть 70-миллионный рубеж годовой добычи нефти, что является рекордным показателем.
История успеха
В 2016–2017 годах специалисты предприятия провели успешные опытно-промышленные испытания, первыми из подразделений «Роснефти» применив технологию по строительству горизонтальных скважин двухколонной конструкции. Интегрирование данной технологии позволило существенно сократить финансовые и временные затраты предприятия при бурении. Отличительной особенностью скважин комбинированной конструкции является объединение эксплуатационной колонны и хвостовика. Бурение секции под комбинированную эксплуатационную колонну до проектного забоя происходит в один рейс.
Переход на двухколонную конструкцию позволил сократить срок строительства горизонтальных скважин с 42 до 8–10 суток, при этом их глубина составляет свыше 4 тыс. метров, а длина горизонтального участка – более 1 тыс. метров. В декабре 2019 года предприятие установило рекорд по скорости строительства горизонтальной скважины двухколонной конструкции, пробурив ее всего за 7,44 суток, что на 20 % превосходит предыдущие достижения. Сейчас на месторождениях предприятия 40 % новых горизонтальных скважин строятся с применением оптимизированной конструкции обсадной колонны.
В 2018 году команда «Юганскнефтегаза» применила технологическое решение, позволяющее не останавливать работу по строительству скважины в период затвердевания цемента – испытания впервые проводились на Омбинском месторождении и технология уже применяется на Приобском, Среднеугутском и Петелинском месторождениях. В отличие от классической схемы, работы на период затвердевания цемента не прекращаются благодаря задействованию специального оборудования, с помощью которого нагрузка по удержанию веса обсадной колонны переносится на дополнительную опору. Как отмечают специалисты, данный метод позволяет избежать 16-часового простаивания буровой бригады без снижения качества строительства и цементирования скважины.
Также нефтяники ведут работу по облегчению конструкции водозаборных скважин. В июне 2019 года успешные опытно-промышленные испытания прошли на скважине № 47 Омбинского месторождения. Фактический срок бурения составил 5,17 суток, тогда как по стандартной технологии водозаборные скважины строят более 10 суток. Технология опробована на Кузоваткинском месторождении, планируется дальнейшее бурение водозаборных скважин оптимизированной конструкции.
В прошлом году на Соровском месторождении была построена уникальная горизонтальная многозабойная скважина двухколонной конструкции с тремя ответвлениями по технологии fishbone, аналогов которой нет в России. Общая длина скважины составила более 5,2 тыс. метров, протяженность горизонтального участка превышает 2,1 тыс. метров. По словам представителя «Юганскнефтегаза», запускной дебит составил более 600 тонн нефти, что на 80 % больше по сравнению с показателями близлежащих стандартных горизонтальных скважин. Применяемая при бурении технология fishbone позволяет существенно увеличить коэффициент извлечения нефти за счет большей площади охвата продуктивного пласта, что дает более высокий приток нефти. Эта технология применяется при строительстве новых скважин на предприятии.
Команда «Юганскнефтегаза» также ведет планомерную работу по разработке, тестированию и внедрению новых оптимальных дизайнов породоразрушающего инструмента. Благодаря этому скорость бурения при строительстве горизонтального участка скважин трехколонной и двухколонной конструкции выросла до 83,7 и 101 м/ч соответственно.
Технологичность, безопасность
С 2018 года предприятие испытывает и внедряет отечественные телеметрические системы для проведения каротажа в процессе бурения горизонтальных и наклоннонаправленных скважин. Технология получила одобрение госорганов для проведения каротажей на территории Западной Сибири. Возможности нового оборудования позволяют сократить цикл бурения скважин, снизить капитальные затраты и увеличить коммерческую скорость. Предприятие применило данную технологию при строительстве скважин проекта «Бажен», которые также были введены в эксплуатацию.
И. о. заместителя начальника управления технологий и инжиниринга бурения Марат Васильевич Латыпов сообщил, что предприятие проводит большой объем работ по реконструкции скважин методом зарезки боковых стволов. Для увеличения эффективности цикла восстановления скважин специалистами «Юганскнефтегаза» проводится системная работа, целью которой является сокращение срока и стоимости реконструкции.
Компания уже провела опытно-промышленные испытания при реконструкции трех скважин методом ЗБС с применением современных роторно-управляемых систем и с каротажем в процессе бурения, отмечает Латыпов. По итогам цикл реконструкции сократился более чем на пять суток. Также специалисты опробовали новую систему заканчивания скважин – цементируемые хвостики с разрывными муфтами для проведения гидроразрыва пласта.
В прошлом году компания приступила к активной фазе разбуривания Эргинского кластера. Специалисты отмечают, что количество высокотехнологичных горизонтальных скважин комбинированной конструкции на данном участке превышает 95 %. В июне текущего года здесь обновлен рекорд предприятия по коммерческой скорости бурения горизонтальных скважин комбинированной конструкции – 15 тыс. 335 м/ст.-мес.
С целью снижения количества осложнений компания ввела на своих объектах круглосуточную поддержку бурения и задействовала удаленный мониторинг в онлайн-режиме. Проведены опытные работы по строительству скважины с использованием комплекса оборудования автономной станции геолого-технических исследований и передачи данных партией ННБ с возможностью удаленного доступа, что также повышает безопасность на производстве.
Специалисты «РН-Юганскнефтегаза» при строительстве скважин опробовали расширенный комплекс геологот-ехнического контроля (ГТК). Он работает на основе системы сбора данных GeoNext. В ООО «РН-Юганскнефтегаз» уже отметили ряд преимуществ новой системы. Во-первых, комплекс оснащен современным программным обеспечением. Оно помогает фиксировать скрытое непроизводительное и сверхнормативное время, затраченное в процессе бурения.
«Полученная информация помогает оптимизировать процесс возведения скважины, а также сократить цикл ее строительства», – отмечает начальник сектора ГТИ отдела инжиниринга бурения скважин Управления технологий и инжиниринга бурения ООО «РН-Юганскнефтегаз» Денис Пактовский.
Другая новинка «Юганскнефтегаза», внедренная в рамках стратегии «Роснефть-2020», – наддолотный модуль. Оборудование представляет собой автономную систему, которая крепится между долотом и винтовым забойным двигателем. При бурении устройство измеряет и регистрирует пластовое давление, температуру, осевую нагрузку на долото, частоту его вращения, передает информацию на материнскую телесистему по беспроводному электромагнитному каналу, а затем «отправляет на поверхность» полный объем данных. Это позволяет оперативно координировать режим работы бурового оборудования и траекторию скважины.
Также специалисты тестируют различные рецептуры буровых растворов, что позволило повысить их эффективность вместе со снижением стоимости.
Несмотря на достигнутые результаты, ООО «РН-Юганскнефтегаз» ставит перед собой еще более амбициозные задачи. Для их воплощения планируется тиражирование применения телеметрических систем с каротажем в процессе бурения, испытание новых образцов породоразрушающего инструмента и забойных двигателей.
Фото: ООО«РН-Юганскнефтегаз»