CC BY
837
мышленности // Экономика и управление нефтегазовой промышленностью. - 2007. - № 11-12. - С. 14-17.
2. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д., ИваникВ.В., ИвановА.В., Кудинов Ю.С., Пономарев В.А., Саркисов А.С. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - 341 с.
3. Андронова И.В. Формирование информационной базы для прогнозирования результатов деятельности нефтегазодобывающих структур // В кн.: Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки. - М., 2008.
4. Бахитов Р.Р., Коробейников Н.Ю. Принятие решения о выборе инвестиционного проекта // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №1. -С. 34-35.
5. Бодди Д., Пэйтон Р. Основы менеджмента / пер. с англ. - СПб.: Питер, 2009.- 816 с.
6. Бушуев В.В., Соловьянов А.А., Журавлев В.Г., Чернегов Ю.А. Мониторинг и проектирование эффективных технологий топливно-энергетического комплекса. - М.: ВНИИОЭНГ, 2007. - 60 с.
7. Гольдштейн Г А Инновационный менеджмент.-Таганрог: ТЭТУ, 2008.
8. Грайфер В.И., Галустянц В.А., Винницкий М.М. Методология и практика управления инновационной деятельностью (на примере нефтедобывающей промышленности). - М.: Нефть и газ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009.
9. Грайфер В.И., Галустянц В.А., Винницкий М.М. Роль инновацион- |_ ных процессов в стабилизации нефтяной промышленности России // Нефть, газ и бизнес. - 2008. - № 2.
10. Донцова Ш. Инновационная деятельность: состояние, необходимость государственной поддержки, налоговое стимулирование // Менеджмент в России и за рубежом. - 2008. - № 3.
INNOVATIVE TECHNOLOGIY IN WELL DRILLING OF JSC SURGUTNEFTEGAZ Pashchenko Ekaterina Nikolaevna, Student, Faculty of Economics and Finance E-mail: [email protected]
Senyugina Irina Alekseevna, PhD of Economics, Associate Professor,
Chair of Economics and Management
North-Caucasian Federal University, Stavropol
LO
ГЧ
O"
I--------
The article is devoted to raising oil production in old fields and increase oil recovery from reservoirs, back-up oil wells, which could not be returned to the operating fund of other methods by sidetracking wells. ~
Keywords: sidetracking; return on oil production; the whipstock; round-podeinye operation.
ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В БУРЕНИИ УДК330.3 СКВАЖИН ОАО ”СУРГУТНЕФТЕГАЗп
■
69
Статья посвящена вопросам повышения уровня добычи нефти на старых месторождениях и увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами путем зарезки боковых стволов скважин.
Ключевые слова: зарезка боковых стволов; рентабельность добычи нефти; клин-отклонитель; спуско-подъемные операции.
© Пащенко Е.Н., 2012 © Сенюгина И.А., 2012
Часто, после извлечения нефтяныхзапасов из залежи, ее консервируют, и в большинстве случаев больше не используют. А это не верно. В залежи остается довольно много нефти. Это стало настоящей проблемой в наше время. Поэтому и начали применять различные технологии по извлечению нефти из уже использованных месторождений. О них и пойдет речь.
Зарезка боковых стволов - это одна из наиболее эффективных технологий, которая позволяет добиться повышения уровня добычи нефти на старых месторождениях и увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. Путем бурения боковых стволов в разработку вводятся ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной. Технико-экономические расчеты подтверждают высокую эффективность эксплуатации боковых стволов для всех типов залежей. Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов как правило ниже её среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение двух лет.
При зарезке вторыхстволов используется как отечественное, так и импортное оборудование. Управление по зарезке боковых стволов
ПАЩЕНКО
Екатерина
Николаевна,
студентка,
факультет
Экономики и финансов,
Северо-Кавказский
федеральный
университет,
Ставрополь
° Инновации
СЕНЮГИНА Ирина Алексеевна,
кандидат
экономических наук, доцент, кафедра Экономики и управления, Северо-Кавказский федеральный университет, Ставрополь
и капитальному ремонту скважин (УЗБСиКРС) в этом году стало крупнейшим из буровых подразделений ОАО "Сургутнефтегаз".
Отечественные нефтяные компании и компании ближнего зарубежья никогда не проводили такие работы. Средняя глубина, на которой специалисты компании вели строительство боковых стволов, составила около 3 тыс. метров. Средняя длина горизонтальных участков -350 метров. Освоены участки с углами проводки 86-90 градусов. За прошлый год себестоимость строительства бокового ствола была снижена на 15%. В текущем году эта тенденция к уменьшению себестоимости сохранится, поскольку компания ожидает эффект от реализации программы по импортозамещению, в которую включилось уже 17 российских заводов.
В текущем году планируются работы по бурению скважины с четырьмя боковыми стволами. Дополнительный эффект специалисты общества планируют получить от совмещения зарезки боковых стволов с другими технологиями.На 12 месторождениях будут осуществлены технологические проекты с системой разработки горизонтальными и боковыми стволами, на 26 месторождениях технологические проекты предусматривают также применения строительства пологих скважин. "Сургутнефтегаз" следует основному принципу: крупный успех применения технологий может быть заключен только в системности и комплексности.
Большая часть месторождений нефти и газа, разрабатываемых в РФ и СНГ, находится в поздней стадии эксплуатации. Поэтому задача восстановления рентабельной добычи нефти приобретает особую актуальность. Бурение бокового ствола (БС) из вырезанного участка обсадной колонны является одним из наиболее существенных способов восстановления бездействующих и повышения нефтеотдачи малодебитных скважин. Оборудование и инструменты для зарезки БС, проектируемые и изготавливаемые пермскими машиностроителями, весьма эффективны и конкурентоспособны на отечественном рынке.
На сегодняшний день наибольшее распространение получили следующие два способа забуривания бокового ствола из обсаженной эксплуатационной колонны вертикальной или наклонной скважины:
1. Вырезка секции обсадной колонны, с последующей зарезкой БС.
2. Вырезка "окна" в обсадной колонне при помощи вырезающих фрез с устанавливаемого клина-отклонителя и последующей зарезки БС скважины с этого клина-отклонителя.
ООО "БИТТЕХНИКА" с момента основания специализируется в области проектирования и производства оборудования для зарезки БС с клина-отклонителя. К существенным преимуществам такого способа строительства БС скважин необходимо отнести:
- высокую точность ориентирования за счет того, что направление бурения дается уже установленным и с ориентированным клином-отклонителем;
- возможность использования роторного бурения;
- небольшой объем фрезеруемого металла (для 1-го способа зарезки БС необходимо вырезать не менее 7-8 м обсадной колонны), что ведет к уменьшению числа спуско-подъемных операций;
- вырезание одновременно нескольких колонн;
- возможность вырезки "окна" в обсадной колонне любой прочности, а также в плохо закрепленных колоннах.
Клин-отклонитель состоит из желоба с отклоняющей плоскостью с углом наклона 2,5°, а также узла фиксации клина-отклонителя в обсадной колонне. Спуск клина-отклонителя в скважину осуществляется на инструменте одновременно со стартовым фрезером или при помощи спускового устройства. Для осуществления направленной вырезки "окна" в колонне клин-отклонитель ориентируется по азимуту. По достижении клином-отклонителем забоя силой тяжести бурильного инструмента срезается стопорный штифт в узле фиксации клина-отклонителя. Плашка, перемещаясь по пазам, выходит из узла
фиксации и врезается в стенку обсадной колонны. Узел фиксации надежно расклинивается внутри колонны и удерживает клин-отклонитель от проворота, таким образом, отпадает необходимость цементирования клина-отклонителя. При дальнейшем увеличении нагрузки на клинотклонитель происходит его отсоединение от стартового фреза. После чего вращением инструмента производится начальное фрезерование обсадной колонны. Далее с помощью оконного фреза вырезается "окно" в колонне, а затем фрез его калибрует. В завершение при выходе фрезерующей компоновки из колонны проводится смена компоновки для дальнейшего бурения дополнительного ствола.
В настоящее время на ООО "БИТТЕХНИКА" налажено производство трех моделей клиньев-отклонителей - серии "М", серии "П" и серии "С" практически для всех существующих стандартных типоразмеров обсадной колонны. Также на предприятии имеется техническая возможность изготовления указанного оборудования по "индивидуальным" требованиям потребителя. В новых моделях клиньев-отклонителей (серии "П" и "С") корпус узла фиксации после подготовки клина-отклонителя к работе становится жестко связанным с желобной частью, а подвижный элемент, служащий для выдвижения расклинивающей плашки, находится внутри этого корпуса и срабатывает только при непосредственной опоре клина-отклонителя на забой. Поэтому исключается преждевременное срабатывание узла фиксации клина-отклонителя при еготранс-портировке до забоя, которое может произойти из-за разной толщины стенок обсадной колонны или недостаточной подготовки колонны для проведения работ по зарезке БС. В дополнение к вышесказанному клин-отклонитель серии "С" при посадке на забой принудительно изгибается таким образом, что верхняя часть желоба прижимается к одной стороне колонны, а нижняя часть желоба - к другой, что обеспечивает лучшее дальнейшее прохождение инструмента, а также возможность установки данного клина-отклонителя в интервалах с большим углом наклона ствола скважины.
Для удобства осуществления технологии вырезки "окна" с клина-отклонителя вырезающие фрезы изготавливаются и поставляются в комплекте. Стандартный комплект фрез состоит из стартового фреза, оконного (торцевого) фреза и арбузообразного (калибровочного) фреза.
Стартовый фрез предназначен для спуска клина-отклонителя и начального фрезерования "окна", оконный фрез - для непосредственного прорезания "окна" в обсадной колонне, арбузообразный фрез - для калибрования окна. Подготовка к работе фрез достаточно простая и сводится к внешнему осмотру всех фрез на предмет повреждений режущей поверхности и целостности резьбовыхсоединений. Потом производится стыковка стартового фреза с клином-
отклонителем для спуска его на забой и начального фрезерования.
На сегодняшний день ряд деталей и узлов, используемых в клиньях-отклонителях, а также технология изготовления фрез, разработанные на ООО "БИТТЕХНИКА", защищены патентами РФ.
В настоящее время на предприятии проводятся исследовательские и опытно-конструкторские работы по следующим скважинным инструментам и оборудованию: клин-отклонитель извлекаемый; клин-отклонитель с гидравлическим распорным устройством; ловильный инструмент для извлечения клина-отклонителя; труболовка наружная универсальная; кольцевые, конусные и торцевые фрезеры. В дальнейшем, по мере развития буровых технологий, приведенный перечень будет существенно расширяться.
"Сургутнефтегаз" планирует в текущем году выполнить более 300 операций по восстановлению работы нефтяных скважин методом зарезки боковых стволов, что позволит получить из них 960 тыс. тонн нефти, а с учетом ранее восстановленных скважин - более 2 млн 500 тыс тонн дополнительной добычи нефти.
В первом полугодии компания ввела в эксплуатацию 7 новых комплексов для восстановления работоспособности скважин и повышения коэффициента нефтеизвлечения пластов методом зарезки вторых стволов.
Зарезка вторых стволов позволяет дать большой экономический эффект, так как применение этой технологии сокращает средства, затраченные на бурение скважины-дублера взамен ликвидируемой. Зарезка на уже пробуренной скважине позволяет обойти неизвлекаемые механические препятствия в скважине и восстановить ее работоспособность. Опыт работ показывал, что даже небольшой (10-15 м) увод второго ствола в сторону от первого позволяет значительно снизить количество воды в добытой нефти.
Так как вторые стволы бурят на уже используемом месторождении, при их зарезке нужно учитывать возможность пересечения новой скважины с ранее пробуренными. Для этого производят расчет траектории новой скважины с учетом места входа скважины в пласт и расположения ранее пробуренных скважин. Для бурения вторых стволов используется буровой инструмент меньшего диаметра, позволяющий его свободное хождение в колонне первоначальной скважины. Например, при диаметре обсадной колонны 146 мм обычно применяют долота диаметром 123,8-124 мм, в 168-мм колонне можно использовать 124-мм, 143-мм долота и стандартный инструмент БК-73 с муфтами 105 мм. Благодаря меньшему диаметру инструмента, можно добиться как большего искривления второго ствола, так и меньшей длины открытого первого ствола (что сокращает затраты на трубы).
ГЧ
О
ГЧ
I-
о
1_
□
«Л
гч
■ QII
I—
—
Kfiv
■
71
145 Инновации
Мировая статистика нефтедобычи утверждает, что после 40-45 лет эксплуатации на многих месторождениях неизбежен спад объемов добычи. Сегодня многие месторождения нефти нашей страны, разрабатываемые с 60-70-х годов, вплотную подошли к этой отметке. Есть уже немало и таких, которые простаивают из-за нерентабельности и обводненности продуктивных горизонтов, хотя извлечено нефти всего 12-20 процентов от объема подтвержденных запасов. Означает ли это, что от них следует отказаться?
Зарезка боковых стволов позволяет вернуть в разработку нефтяные скважины, которые по ряду геолого-технических условий не могли быть задействованы при выполнении обычных операций. Благодаря этой технологии в разработку введены ранее не задействованные участки пласта, а также трудно извлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной.
Использование достижений научно-технического прогресса было, есть и останется одним из основных направлений в производственной деятельности "Сургутнефтегаза".
Литература:
1. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д., Иваник В.В., Иванов А.В., Кудинов Ю.С., Пономарев В.А., Саркисов А.С. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. -341 с.
2. Андронова И.В. Формирование информационной базы для прогнозирования результатов деятельности нефтегазодобывающих структур // В кн.: Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки. - М., 2008.
3. Бахитов Р.Р., Коробейников Н.Ю. Принятие решения о выборе инвестиционного проекта // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №1. -С. 37-39.
4. Бушуев В.В., Соловьянов А. А., Журавлев В.Г., Чернегов Ю.А. Мониторинг и проектирование эффективных технологий топливно-энергетического комплекса. - М.: ВНИИОЭНГ, 2007. - 80 с.
5. Коржубаев А.Г., Соколова И.А., ЭдерШ.В. Современныетенденции в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности России // Бурение и Нефть. - 2009. - № 11. - С. 120-139.
