Tag: Газпром нефть. Газпром нефть жагрин


Скрытый ресурс – Журнал «Сибирская нефть» — ПАО «Газпром нефть»

Подгазовые залежи — существенная часть запасов, с которыми «Газпром нефти» придется иметь дело в самой близкой перспективе. Достаточно сказать, что подобные залежи есть на таких крупных месторождениях, как Восточно-Мессояхское и Новопортовское, и сразу становится ясно: успех принятой в 2016 году программы технологического развития по разработке подгазовых залежей будет оказывать самое непосредственное влияние на показатели компании.

Подгазовые залежи или нефтяные оторочки — особый тип запасов, в которых над нефтяным слоем находится газовая «шапка», как правило, значительного объема. Нефтяная и газовая части в таких месторождениях связаны, и это вызывает различные сложности при их разработке. Так, например, добыча газа без учета ее влияния на нефтяную часть часто приводит к потере существенной части запасов. А прорыв газа к нефтяной скважине может сделать дальнейшую добычу нефти из нее невозможной.

Помимо Нового Порта и Мессояхи подгазовые залежи есть на Урманском, Арчинском, Новогоднем месторождениях «Газпром нефти», на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, Куюмбе и Чоне, а также на некоторых активах, которые разрабатываются совместно с компанией «Новатэк» (Яро-Яхинское, Самбургское месторождения). Кроме того, нефтяные оторочки присутствуют на многих месторождениях «Газпрома» (Заполярное, Уренгойское, Оренбургское, Ен-Яхинское, Чаяндинское, Песцовое), и материнская компания привлекает «Газпром нефть» для проведения работ на нефтяной части.

Запасы типа подгазовых залежей могут пополнять ресурсную базу нефтегазовых компаний и во время разработки месторождений «жирного» газа с высоким содержанием газового конденсата: в процессе добычи жидкая фаза может начать выделяться, формируя нефтяную оторочку. В свою очередь на месторождениях легкой нефти с высоким содержанием растворенного в ней газа при изменении давления в процессе добычи может сформироваться техногенная газовая шапка, как это, в частности, произошло на Новогоднем месторождении.

Суммарные извлекаемые запасы нефти и конденсата в подгазовых залежах «Газпром нефти» превышают 500 млн тонн

Суммарные извлекаемые запасы нефти и конденсата в подгазовых залежах «Газпром нефти» превышают 500 млн тонн. Из них только около 300 млн тонн можно добыть с применением традиционных технологий. Еще более 200 млн тонн нефти в компании надеются извлечь благодаря реализации новой технологической программы, разработанной сотрудниками Научно-технического центра «Газпром нефти».

Разработка запасов нефти и конденсата в подгазовых залежах

Вопрос рентабельности

До последнего времени подгазовые залежи не пользовались большим спросом у российских нефтяников. Причина этого кроется в различных особенностях таких запасов, осложняющих разработку и определяющих их статус, как трудноизвлекаемые. Достаточно сказать, например, что в отличие от традиционных нефтяных месторождений в подгазовых залежах на нефть, как правило, одновременно действуют два агента вытеснения: снизу — вода, а сверху — газ. Это усложняет прогнозирование нефтеотдачи и проектирование скважин, ведь больше параметров приходится брать в расчет.

Однако главная проблема при разработке подгазовых залежей, крайне негативно влияющая на их рентабельность, — прорывы газа к скважине. Чтобы их избежать или максимально отсрочить, депрессию* в скважинах необходимо удерживать на относительно низком уровне. Это позволяет в итоге повысить коэффициент извлечения нефти (КИН), однако отрицательно сказывается на дебите, который напрямую зависит от величины депрессии на пласт. Добыча в этом случае может оказаться нерентабельной.

«Разработку большинства нефтяных оторочек „Газпром нефти“ невозможно вести традиционными методами, не допуская при этом прорывов газа и сохраняя положительную экономику, — отметил начальник управления научно-методического сопровождения геологии и разработки новых активов Научно-технического центра „Газпром нефти“ Максим Федоров. — Решением проблемы может стать увеличение коэффициента охвата». Поэтому скважины на таких месторождениях делают все более длинными и многоствольными. Это позволяет увеличить площадь притока, одновременно понизить депрессию на пласт и сохранить приемлемые объемы добычи.

Справляться с неприятным газовым фактором помогает и еще одна перспективная технология — устройства контроля притока, состоящие из дистанционно управляемых клапанов и систем измерения на забое. Они позволяют ограничивать приток нефти в скважину и тем самым предупреждают прорывы газа, а если прорыв все-таки произошел, дают возможность отсекать проблемные участки ствола.

Александр Жагрин,руководитель дирекции по добыче «Газпром нефти»

«Легкой нефти» в России практически не осталось, для развития и достижения стратегических целей, «Газпром нефть» вынуждена выходить на новые амбициозные проекты. Таким стал в свое время «Новый Порт». Следующие шаги в этом направлении — разработка нефтяных оторочек, в частности, принадлежащих материнской компании «Газпром». Проекты связанные с подгазовыми залежами имеют значительный потенциал в России. Работая сегодня на нефтяных оторочках нефтегазоконденсатных месторождений, мы получаем уникальный опыт применения и развития современных технологий, который будет востребован при освоении подобных залежей в будущем.

Вывести проект по разработке подгазовых залежей в плюс удается также за счет оптимизации затрат на бурение и инфраструктуру. Это дает возможность сократить сроки окупаемости и получить прибыль за более короткое время, пока газ и вода еще не успели добраться до скважин.

При разработке месторождений, которые имеют как нефтяную, так и газовую часть, важно правильно определить приоритеты: будет ли более эффективной добыча нефти или газа, или, возможно, их стоит добывать одновременно. Ключевыми параметрами здесь выступают так называемый М-фактор (соотношение объемов газовой и нефтяной частей) и толщина нефтяной оторочки. Если М-фактор высок, то есть газа на месторождении заметно больше, чем нефти, а толщина нефтяного слоя при этом не велика (менее 9 метров), как правило, следует делать выбор в пользу добычи газа. В случае более мощной нефтяной оторочки добычу нефти и газа ведут одновременно. Относительно небольшая газовая шапка говорит о том, что преимущество стоит отдать нефти.

Выбор стратегии разработки

Источник: Olamigoke&Peacock (2009г., SPE128603)

В мировой практике при разработке нефтяных оторочек в 63% случаев выбор делался в пользу первоочередной добычи нефти. На 24% месторождений нефть и газ добывались одновременно, и лишь в 13% случаев добывался только газ.

Ценный опыт

В отличие от отечественных нефтяных компаний, мировые лидеры отрасли уже ни одно десятилетие ведут добычу нефти из подгазовых залежей. За это время был накоплен значительный опыт по борьбе с прорывами газа: для этого используют горизонтальные и многоствольные скважины, активные и пассивные системы управления притоком по стволу скважины, закачку в пласт различных химических составов.

Так, например, на месторождении Oseberg в Северном море компания Statoil строила горизонтальные скважины длиной до 2,5 км, а также использовала «умные» системы заканчивания с управлением притоком. На месторождении Shaybah в Саудовской Аравии бурились «фишбоны»**, имеющие до 10 стволов с общей протяженностью до 12 км. Системы управления притоком использовались на месторождении Troll в Северном море. Различные варианты поддержания пластового давления с закачкой воды и газа были опробованы компанией Petronas на месторождении Samarang в Малайзии. На ряде месторождений, в том числе в России, использовалось барьерное заводнение***. На месторождениях США (Northeast Hallsville и Byron) закачка полимеров на нефтяных оторочках обеспечила прирост КИН до 13%. Использование пенообразующих составов на месторождении Snorre позволило снизить газовый фактор на 50% на срок до 6 мес.

Что касается «Газпром нефти», пока наибольших успехов компания добилась в освоении технологий бурения, которые помогают получать экономически рентабельный дебит по нефти. Речь идет о строительстве протяженных горизонтальных, а также многоствольных скважин. Так, на Новопортовском месторождении уже пробурены скважина с двухкилометровым горизонтальным стволом, а также двуствольные скважины. На Восточно-Мессояхском месторождении компания осваивает строительство «фишбонов» с многочисленными ответвлениями. Пробурено уже четыре такие многоствольные скважины. Средняя суммарная длина их горизонтальных стволов с «отростками» составляет порядка 2500 метров.

Программа действий

Среди основных вызовов при разработке подгазовых залежей на активах «Газпром нефти» принятая программа технологического развития выделяет необходимость наращивать опыт по созданию интегрированных моделей месторождений, а также по применению различных систем поддержания пластового давления, совершенствовать используемые модели прогнозирования газового фактора, улучшать оборудование для геофизических исследований в условиях притока газа в скважину. Важной задачей в рамках программы станет подбор наиболее подходящих конструкций заканчивания скважин в зависимости от горно-геологических условий, а также тестирование методов увеличения нефтеотдачи (МУН), которые могут защитить от прорывов газа (закачка разнообразных гелей, полимерных составов, пен и т. п.).

Так как при высоком содержании газа в нефти использование для ее подъема электрических центробежных насосов с газосепараторами становится неэффективным потребуется либо усовершенствовать эти агрегаты, либо отказаться от них в пользу газлифтного метода. А для месторождений, где добыча газа из газовой шапки уже началась, актуальным становится поиск эффективных методов локализации остаточных извлекаемых запасов.

Отдельный, чрезвычайно важный с учетом низкой продуктивности большинства месторождений, вопрос — возможность применения на нефтяных оторочках гидравлического разрыва пласта. Опасность этого очень востребованного сегодня метода интенсификации добычи состоит в том, что ГРП в подгазовой зоне повышает риск прорывов газа, а значит должен использоваться особенно аккуратно.

Эффективная разработка подгазовых залежей требует применения инновационных технологий

Всего программа технологического развития по разработке подгазовых залежей включает в себя 13 проектов, направленных на поиск решений перечисленных проблем и вызовов. «Главный приоритет программы на ближайший год — наращивание компетенций в области создания интегрированных моделей месторождений», — рассказал Максим Федоров. Такой проект сейчас реализуется на Новом Порту. Особенность интегрированной модели состоит в том, что подземная и наземная часть проектируются при тесном взаимодействии функций, так, чтобы получить оптимальное решение, избежать узких мест в инфраструктуре и последующих затрат на их ликвидацию.

Вообще Новопортовское месторождение сейчас, пожалуй, главный полигон для реализации проектов программы по разработке подгазовых залежей. Так, летом 2017 года здесь начнется закачка газа в газовую шапку для повышения нефтеотдачи — первый в «Газпром нефти», да и в целом в России пример создания системы поддержания пластового давления (ППД) с обратной закачкой газа таких масштабов. Проект даст важный практический опыт создания систем ППД на месторождениях с подгазовыми залежами и позволит в дальнейшем реализовывать подобные решения максимально эффективно.

Ряд первоочередных проектов планируется реализовать и на Мессояхе. Один из них посвящен развитию технологий проведения и интерпретации промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин. Именно они позволяют получить исходные данные для проектирования и выбора режимов эксплуатации скважин. Однако в случае подгазовых залежей традиционные методики часто приводят к некорректным результатам, а потому требуют совершенствования.

Здесь же на Мессояхе стартует проект, посвященный поиску оптимальных технологий заканчивания скважин для разных геологических условий. Полученный в итоге инструмент поможет в выборе такого варианта заканчивания скважины (многозабойные скважины, горизонтальные скважины большой протяженности, гидроразрыв пласта), который позволит получить наилучшие результаты на каждом конкретном участке.

* Пластовая депрессия (депрессия на пласт) — разность между пластовым и забойным давлением в работающей скважине. Чем давление в пласте выше давления на забое, тем больше приток жидкости к скважине.

** «Фишбон» — многозабойная скважина, у которой от одного горизонтального ствола в разные стороны отходят многочисленные ответвления. По форме она напоминает рыбий скелет (англ. fishbone).

*** Барьерное заводнение — закачка воды на газонефтяном контакте для создания барьера между нефтяной оторочкой и газовой шапкой для предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины и вторжения нефти в газовую шапку.

www.gazprom-neft.ru

«Газпром нефть» повышает нефтедобычу в ХМАО с помощью передовых технологий

29 октября 2018

«Газпромнефть-Хантос» при экспертной поддержке Научно-Технического Центра «Газпром нефти» впервые провел на Южно-Приобском месторождении (ХМАО — Югра) высокотехнологичный гидроразрыв пласта с применением уникального состава жидкости для ГРП. Особое сочетание использованных при операции веществ обеспечила повышение нефтеотдачи до 10% со скважины.

На южной лицензионной территории Приобского месторождения впервые был проведен гидроразрыв пласта (ГРП)* на горизонтальных скважинах с применением уникальной комбинации жидкостей ГРП. При операции был использован состав на водяной основе с загустителем из природного гуарового полимера. Смесь состояла из маловязкой жидкости, обеспечивающей при закачке в пласт удлинение трещин, и вязкой, необходимой для транспортировки пропанта (химического агента, который не позволяет образовавшимся трещинам закрыться).

Благодаря оптимальной пропорции жидкостей при высокотехнологичном ГРП на Южно-Приобском месторождении было достигнуто удлинение трещин на 15-20% в сравнении с типовыми. Повышение скорости и объема закачки веществ в пласт обеспечило более обширный охват пласта. В результате применения новой смеси рост добычи углеводородов составил от 7 до 10% со скважины.

Реализация пилотного проекта по ГРП с использованием нового похода не потребовала дополнительных затрат. В ближайшее время технология интенсификации нефтедобычи может быть тиражирована на другие активы «Газпром нефти» с подходящими геологическими условиями.

«Газпромнефть-Хантос» занимается повышением экономической эффективности добычи углеводородов. Работая с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами, вовлекая в разработку краевые участки месторождений, предприятие создает систему экономически рентабельных технологий. Примененный метод показал свою жизнеспособность: нам удалось без увеличения затрат получить дополнительный приток углеводородов«, — отметил генеральный директор «Газпромнефть-Хантоса» Алексей Кан.

«Газпром нефть» — признанный эксперт в проведении сложных операций нефтедобычи, который успешно реализует высокотехнологичные проекты. Для достижения поставленных целей и повышения эффективности добычи углеводородов мы применяем лучшие практики и технологии, модернизируя и адаптируя их под особенности активов компании«, — отметил директор дирекции по технологиям «Газпром нефти», генеральный директор Научно-Технического центра Марс Хасанов.

* Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — это один из наиболее эффективных способов повышения нефтедобычи на активе и увеличения коэффициента извлечения нефти из недр. Метод основан на закачке смеси жидкостей и специального расклинивающего агента (пропанта) в нефтяной пласт под высоким давлением на глубине в несколько километров. В результате операции в породе образуются трещины, обеспечивающие приток нефти к скважине. Чем длиннее трещины, тем большую зону пласта они охватывают, что позволяет добыть больше углеводородов.

** В «Газпромнефть-Хантосе» при проведении ГРП используется жидкость на водяной основе, где в качестве загустителя используется природный гуаровый полимер.

«Газпромнефть-Хантос» создан в 2005 году и является одним из основных добывающих активов «Газпром нефти». В задачи предприятия входят геологоразведка и эксплуатация месторождений, расположенных в Ханты-Мансийском автономном округе и Тюменской области: Южная лицензионная территория Приобского месторождения, северо-восточная часть Пальяновской площади Красноленинского месторождения, Южное, Орехово-Ермаковское, Зимнее, Южно-Киняминское, месторождение им. А. Жагрина, Малоюганское.

  • Фотогалерея «Газпромнефть-Хантос»:

Теги: Научно-технический центр, добыча, технологии добычи

www.gazprom-neft.ru

Месторождение им. А. Жагрина в Кондинском районе отнесли к категории крупных

Месторождение им. А. Жагрина в Кондинском районе отнесли к категории крупных

«Газпромнефть-Хантос» ведет геологоразведочные работы на новом лицензионном участке с 2015 года.

Извлекаемые запасы месторождения им. Александра Жагрина увеличены до 30,9 млн тонн нефтяного эквивалента – таковы результаты проведенной государственной экспертизы геологических материалов, утвержденные Федеральным агентством по недропользованию. Таким образом, комиссия подтвердила сделанный экспертами «Газпромнефть-Хантоса» геологический прогноз по площади нефтеносности.

Согласно действующей классификации нефтяных участков месторождение имени Александра Жагрина отнесено к категории крупных.

Месторождение открыто в конце 2017 года на перспективном лицензионном участке в Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. «Газпром нефть» одобрила в Государственной комиссии по запасам заявку на присвоение новому месторождению имени Александра Жагрина в честь бывшего главы дирекции по добыче, скоропостижно скончавшегося в декабре 2017 года. Под руководством Александра Жагрина «Газпром нефть» не просто успешно наращивала добычу – этот показатель рос рекордными для отрасли темпами.

«Газпромнефть-Хантос» ведет геологоразведочные работы на новом лицензионном участке с 2015 года. В кратчайшие сроки в условиях полной автономии подготовлены и проведены сейсморазведочные работы, создана геологическая модель резервуара, пробурена поисково-оценочная скважина глубиной более 3 тыс. метров. При испытании основного перспективного объекта первой поисково-оценочной скважиной был получен приток безводной нефти с расчетным дебитом 50 куб. м в сутки.

В 2018 году «Газпромнефть-Хантос» продолжит геологоразведочные работы на месторождении, в том числе будут проведены 3D сейсмические исследования и пробурены еще три поисково-оценочные скважины. Всего в соответствии с планом развития актива до 2023 года здесь планируется пробурить 195 эксплуатационных скважин.

www.vsluh.ru

Газпром нефть Archives | Меридиан-Строй

На Московском НПЗ внедряется система усовершенствованного управления технологическими процессами (СУУТП), которая повышает эффективность и оптимизируют работу производственных установок завода.

Об этом компания сообщила 16 февраля 2017 г.

Оптимизация бизнес-процессов на НПЗ — это задача, решение которой — важное условие дальнейшего повышения эффектности бизнеса «Газпром нефти».

Вынужденное сокращение добычи нефти в мире, растущие природоохранные требования, требования к качеству нефтепродуктов, изменчивый спрос на продукты переработки, как в количественном, так и в качественном отношении, вынуждают компании искать решения.

Добавьте к этому постоянные требования по обеспечению эффективной работы на каждом этапе технологического процесса переработки и повышенные требования к безопасности на НПЗ — все это требует постоянного  улучшения работы как отдельных установок, так и целого комплекса оборудования без изменения технологии.

Именно поэтому нефтянка активно внедряет передовые IT-решения уже несколько 10-летий.

Все начиналось с внедрения разнородного КИПиА — низшего уровня автоматизации, включающего оборудование и системы, так называемую «лоскутную» автоматизацию. На большинстве НПЗ этот этап давно прошли.

Следующий  уровень в пирамиде автоматизации — это автоматизация управления технологическими процессами (АСУТП), которая, помимо  экономического эффекта, позволяет свести к минимуму человеческий фактор, что тоже очень важно.

Очередной уровень — это создание интеллектуальных СУУТП (за рубежом — Advance Process Control system), которые делают бизнес-процессы более эффективными.

В АСУТП (они поэтому и называются автоматизированными, а не автоматическими) важная роль отведена оператору установки, который должен:

— успевать оперативно реагировать на 10ки различных сигналов, от которых зависит качество конечного продукта и стабильность всего производственного процесса;

— точно соблюдать технологию, для чего требуется удерживать параметры на границах критических значений.

Повысить интеллект АСУТП, чтобы помочь оператору, можно за счет дополнения их сложными многопараметрическими контроллерами и использования виртуальных анализаторов.

Так получается современная СУУТП.

 

Интеллектуальность СУУТП заключается в том, что она не просто позволяет регулировать каждый параметр в зависимости от внешних факторов и качества сырья, а задает рабочий алгоритм, заранее просчитывая и учитывая различные комбинации.

Система программируется на основе статистической модели технологического процесса, может выбирать оптимальный режим и стабилизировать на нем работу установок.

Говоря простым языком инженеров-технологов, автоматизированная система виртуальных анализаторов позволяет получить достоверную оперативную информацию о техпроцессе, обеспечивая с помощью математической модели имитацию данных с поточных анализаторов.

Все это позволяет повысить производительность техпроцесса, качество продукции, сократить время переходных процессов, увеличить время поддержания оптимального технологического режима, снизить потребление энергоресурсов и т.д.

«Газпром нефть» уже не один год успешно реализует комплексную программу автоматизации своих нефтеперерабатывающих активов, проводит серьезную работу по повышению эффективности рабочих процессов и эксплуатационной готовности нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), снижению операционных затрат и развитию уровня автоматизации производства.

Программа охватывает все НПЗ компании и обеспечивает рост выхода светлых нефтепродуктов, увеличивает производительность и энергоэффективность заводских установок. В 2016 г. на Московском НПЗ новая СУУТП была смонтирована на установках первичной переработки нефти, каталитического риформинга, газофракционирования и гидроочистки дизельного топлива.

К 2018 г. новые СУУТП начнут работу еще на 5 установках Московского НПЗ.

Вы спросите можно ли и далее повышать интеллектуальность СУУТП? Ответ прост — можно. Для того, чтобы система могла не только информировать, но и сама оперативно реагировать, нужно создать искусственный интеллект, усложнив математическую модель, ведь создание математической модели техпроцесса и использование виртуальных анализаторов — это лишь первый шаг к машинному обучению.

Нужно обучить машину:

— анализировать на основе математических методов виртуальные показатели;

— прогнозировать необходимое управляющее воздействие на изменение техпроцесса на основе анализа;

— воздействовать на параметры техпроцесса;

— анализировать не по одной функции, а на основе нескольких параметров.

В части софта для СУУТП в отечественной нефтепереработке российские разработки вполне могут конкурировать с западными, — считает кандидат технических наук, доцент Московского технологического университета В. Холопов, отмечая, что любая СУУТП  — это не «коробочный» продукт, а настраиваемые и собираемые отдельно под каждое конкретное производство системы, с реализацией которых отечественные разработчики вполне успешно справляются. При этом очевидно отставание по элементной базе, т.е. приборам, которыми мы пользуемся: контроллерам, вычислительным системам и т.д.

Комментарий эксперта:

Вячеслав Куликов, Dr.-Ing., Руководитель экспертной организации в России и СНГ, ООО «Эмерсон»:

— Усовершенствованное управление технологическими процессами – это устоявшаяся, проверенная временем технология. Основные ее элементы – многопараметрические регуляторы и виртуальные анализаторы на базе математических моделей.

СУУТП могут применяться для любых непрерывных технологических процессов, так как применяемый математический аппарат один и тот же. На практике наибольшее применение СУУТП получили в нефтепереработке, на крупнотоннажных установках, где даже небольшое повышение производительности или выхода ценных продуктов влечет за собой существенную экономическую выгоду для предприятия. Известны многочисленные применения в нефтехимии, химии, в энергетике, на целлюлозно-бумажных предприятиях и в других отраслях с непрерывным циклом производства.

Общее между СУУТП и модным сейчас машинным обучением и нейронными сетями, безусловно, есть, и более того – эти технологии применялись в СУУТП практически с момента их возникновения. Для создания СУУТП необходима идентификация математических моделей процесса на основе предоставленных данных о процессе, а машинное обучение – это по сути развитие технологий поиска зависимостей и моделей, отражающих реальный мир, где основную роль выполняет не человек, а компьютерные программы. С развитием информационных технологий стала возможна обработка гораздо больших массивов данных, чем ранее, что позволяет находить более точные, скрытые зависимости между параметрами, а также адаптировать модели к изменениям в технологическом процессе.

Нейронные сети – это одна из технологий, позволяющая определить такие скрытые зависимости, в системе управления DeltaV она реализована в виде специального функционального блока СУУТП.

www.meridian-stroy.su