АО «Самотлорнефтегаз», дочернее общество ПАО «НК «Роснефть», расширяет инновационную деятельность. На вооружении нефтяников – эффективные методы. Так, специалисты управления геологического сопровождения бурения скважин Общества благодаря передовой технологии установили отраслевой рекорд в ходе проведения операции многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Специалисты другого подразделения предприятия – управления эксплуатации трубопроводов – смогли результативно решить вопрос засорения высоконапорных водоводов. Об опыте внедрения передовых технологий и производственных достижениях нефтяников Самотлора – в нашем обзорном материале.
Формула ускорения
Многостадийный гидроразрыв пласта на скважинах со сложными геологическими условиями нефтяники Самотлора сейчас проводят за 84 часа. И это отраслевой рекорд. Никак не иначе. Поскольку до недавнего времени данный вид геолого-технического мероприятия занимал в три раза больше времени. Добиться такого результата позволило уникальное решение.
Главное отличие и преимущество инновационного метода для проведения многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах после бурения по сравнению с традиционным методом заключается в использовании в качестве рабочей жидкости подтоварной воды из фонда поддержания пластового давления (ППД). Именно забор воды из системы ППД, которая благодаря развитой инфраструктуре есть практически на каждой кустовой площадке Самотлорского месторождения, значительно упростил процесс проведения операции гидроразрыва пласта.
«Классическая схема МГРП подразумевает завоз жидкости на кустовую площадку. Завезенную воду, добавив специальные реагенты, необходимо подготовить к закачке, а в зимний период еще и подогреть. Все это до начала закачки занимает время, а порой и приводит к ожиданию. При новом варианте вода уже на месте и даже в холодное время года имеет необходимую температуру. Следовательно, подготовительный этап проходит намного быстрее, что сказывается на общей скорости проведения операции гидроразрыва пласта», – поясняет заместитель начальника отдела планирования и мониторинга эксплуатационного бурения управления геологического сопровождения бурения скважин АО «Самотлорнефтегаз» Алик Абдеев.
Реализация проекта шла в несколько этапов, среди которых основным является использование линейного геля вместо сшитого. Требования к реологии жидкости при ГРП на линейном геле сведены к минимуму. Именно этот факт и позволил в ходе операции ГРП для закачки в пласт применить воду из системы ППД.
В дополнение скажем, что система закачки на линейном геле позволяет снять риски прорыва трещины в водоносный горизонт, что кардинально влияет на результат и на ежесуточный дебит нефти по скважине. К тому же за счет использования небольшого количества компонентов – их в два раза меньше, чем для ГРП по классическому алгоритму, – данная жидкость наиболее экологична.
На перспективную инновацию специалисты предприятия возлагают большие надежды. «До конца года при освоении скважин со сложной геологией после бурения операции ГРП мы будем проводить по данному передовому методу», – подчеркнул Алик Мидхатович.
Надо отметить, что рекордные 84 часа, за которые проведен многостадийный ГРП по новой технологии, нефтяники Самотлора называют только началом ускорения. «Это первые наработки. Мы пока налаживаем эту схему и планируем активизировать процесс. Скорость закачки постепенно будет увеличиваться», – отметил Алик Абдеев.
Ожидается, что инновация будет применяться при большеобъемных ГРП с более значительным количеством стадий. Напомним, на Самотлоре на сегодняшний день максимальный рубеж МГРП – 29 стадий, тогда как еще в 2015 году было 16.
Апробация многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах после бурения по инновационной технологии с закачкой в пласт воды из системы ППД до этого в отечественном топливно-энергетическом комплексе велась точечно. Именно на активах «Самотлорнефтегаза» такое передовое решение подтвердило свою перспективность. Ожидается, что оно будет тиражироваться.
Технология чистоты
А эта технология – тоже впервые внедренная нефтяниками Самотлора, только с разницей в три года – уже получила довольно широкое распространение в профессиональных кругах. Сегодня гидробародинамическим способом очистки высоконапорных труб, успешно применяемым «Самотлорнефтегазом», интересуются представители не только отечественных нефтедобывающих предприятий, но и ряда зарубежных стран, в частности, Казахстана и Китая.
Инновация направлена на удаление твердых отложений с внутренней поверхности труб. Образующиеся там наросты серьезно влияют на рабочее давление и объемы закачки, сдерживая процесс. Из-за этого раньше нефтяникам приходилось с определенной периодичностью менять участки труб с большой степенью загрязнения. Теперь водоводы чистят, тем самым продлевают срок их службы в два раза. И в помощниках у нефтяников – технология гидробародинамической очистки, позаимствованная у аграриев. Правда, серьезно адаптированная.
«Оборудование отечественное. Завод-производитель на основании технического задания, составленного нами, приспособил технологию под водоводы, которые используются на месторождении. Задача была непростая, так как трубы на Самотлоре имеют гораздо меньший диаметр (100–250 мм), большую протяженность и высокое рабочее давление жидкости (до 170 кг/см²)», – рассказывает главный специалист производственно-технического отдела эксплуатации трубопроводов Вадим Анисимов.
Суть метода в том, что рабочая жидкость под высоким давлением приводит в движение специальный поршень, который с виду напоминает цветок и состоит из эластичных, но разных по жесткости металлических «лепестков». Устройство начинает перемещаться внутри трубы, и вода, прорываясь через пластины-лепестки, создает гидродинамические потоки. После удаления твердых отложений с внутренней поверхности труб восстанавливается их пропускная способность. Следовательно, это снижает энергетические затраты и увеличивает КПД оборудования.
Для получения соответствующей рекомендации к использованию в условиях нефтяного месторождения технология прошла двухэтапное тестирование. «Мы проводили стендовые испытания на трубе, 45 % сечения которой закрывали твердые отложения. После проведения мероприятия с применением нового метода 95 % отложений были удалены, – рассказывает Вадим Викторович. – Потом технологию апробировали в полевых условиях на водоводах общей длиной 1200 метров и также получили отличный результат. Все это стало основанием для внедрения инновации в производственный процесс».
К слову, изначально одним из важнейших пунктов требований к технологии, предъявленных АО «Самотлорнефтегаз», был обязательный сбор и утилизация удаленных из труб отходов. И оно полностью выполняется: раздробленные засоры вместе с потоком жидкости попадают в специальный контейнер для дальнейшей безопасной переработки.
«Мы применяем технологию замкнутого цикла, то есть отложения утилизируются, а вода очищается и вновь возвращается в работу», – уточнил Вадим Анисимов.
За один раз снаряд проходит расстояние в 1000 метров. Больший отрезок брать не целесообразно, так как в таком случае снижается качество очистки. Поэтому через километр устройство останавливают и выводят отложения в шламонакопитель.
Вводят снаряд в трубу через камеру пуска и приема. Проблемные участки определяются заранее, в основном на основании наблюдений перепада давления. Также внимательно изучаются сами отложения: они имеют разную степень твердости. Поэтому для эффективного их удаления нужно точно подбирать пластины для снаряда.
Движение поршня внутри трубопровода отслеживает специальный трекер: система поиска оперативно обнаружит снаряд в случае его остановки.
За два предыдущих теплых сезона «Самотлорнефтегаз» с помощью гидробародинамического метода очистил более 34 км трубопроводов. На летний период 2020 года запланированы работы на участках общей протяженностью 15 км. И они в самом разгаре.
Фото: АО «Самотлорнефтегаз»