Лукойл буровая


ЛУКОЙЛ: ставка на шельф | Нефтянка

На каспийском месторождении им. Владимира Филаноского компания начала бурение первой эксплуатационной скважины. Бурение ведется с морской ледостойкой стационарной платформы (ЛСП-1). Как сообщает компания, этот производственный этап предшествует началу промышленной добычи нефти. По сообщению «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», сейчас на месторождении им. В. Филановского продолжаются достроечные работы на морских объектах. Начало коммерческой добычи нефти на месторождении им. В. Филановского анонсировалось на третий квартал этого года, но сейчас в компании осторожно говорят о втором полугодии 2016 г.

Запуск этого месторождения на шельфе Каспия, наряду с вводом в строй Пякяхинского нефтегазоконденсатного месторождения в Западной Сибири должен поддержать падающую добычу в России ЛУКОЙЛа. Благодаря успешной разработке Западной Курны-2 в Ираке компании удалось увеличить производственные показатели: в целом по всем активам компании нефтедобыча выросла на 3,6%, до рекордного показателя для российской ВИНК – в 100,7 млн т. Но в России добыча продолжала падать, сократившись за год на 0,8%, до 85,6 млн т н. э., главным образом из-за истощения зрелых активов ЛУКОЙЛа в Западной Сибири.

Месторождение им. Владимира Филановского, названное в честь известного российского нефтяника, является крупнейшим из открытых в России за последние 25 лет. Компания обнаружила это многопластовое нефтегазоконденсатное месторождение на лицензионном участке Северный в Каспийском море в конце января 2006 г. первой пробуренной поисковой скважиной, давшей фонтанный приток легкой безводной малосернистой нефти дебитом более 800 т в сутки. Месторождение расположено в северной части акватории Каспийского моря, в 220 км от Астрахани, на глубине моря от 7 до 11 м.

Извлекаемые запасы нефти составляют 128 млн т, а природного и попутного газа – более 41 млрд куб. м. В октябре 2012 г. ЛУКОЙЛ впервые в России провел тестовую операцию гидроразрыва пласта в море на одной из поисково-разведочных скважин Филановского. До проведения работ максимальный приток нефти при испытании продуктивных пластов в данной скважине составлял всего 3,7 т в сутки. После применения ГРП дебит вырос в 20 раз. На основании полученных результатов был выполнен прогнозный расчет вариантов освоения запасов нефти исследуемой залежи и ввода ее в разработку с дополнительными 44 млн т запасов.

Проект освоения месторождения предполагает выход на добычу до 6-8 млн т нефти и 1 млрд куб. м в год. Как сообщают в пресс-службе астраханского губернатора, все объекты в рамках обустройства месторождения были построены на местных верфях. В 2015 г. на Филановском завершены строительно-монтажные работы на объектах обустройства первой очереди, введены в эксплуатацию первая платформа жилого модуля, а также морские и наземные нефте- и газопроводы. В этом году ЛУКОЙЛ планирует запустить месторождение в промышленную эксплуатацию, ввести в разработку четыре горизонтальные скважины, а также провести морские операции по установке опорных оснований объектов второй очереди обустройства.

Финансовая отдача от Филановского и Пякяхинского, как рассчитывают в ЛУКОЙЛе, будет работать на компанию в долгосрочной перспективе. В отношении каспийского месторождения действует льготное налогообложение: ставка НДПИ на нефть составляет 15% от стоимости углеводородного сырья. Кроме того, компания освобождена от уплаты экспортной пошлины на нефть с Филановского до конца марта 2032 г.

Как отмечают в компании, в среднесрочной перспективе Северный Каспий является для ЛУКОЙЛа одним из ключевых регионов роста добычи нефти и газа. Филановское – это второе месторождение, разрабатываемое ЛУКОЙЛом на Каспии. В 2009-2010 годах было завершено обустройство и введено в эксплуатацию соседнее с Филановским месторождение им. Юрия Корчагина: в декабре 2009 г. здесь было начато эксплуатационное бурение, а в апреле 2010 г. запущена промышленная добыча нефти. На конец прошлого года накопленная добыча на Корчагине составляла 5,7 млн т. По итогам 2015 г. на месторождении извлечено 1,662 млн т нефти. Доказанные запасы нефти оцениваются в 119 млн баррелей. Фонд скважин на месторождении им. Ю. Корчагина составляет 28 скважин, из которых 23 эксплуатационные (22 дают продукцию).

Первым морским активом, введенным в эксплуатацию ЛУКОЙЛом в 2004 г., стало Кравцовское на Балтике. Это самое крупное месторождение на балтийском шельфе было открыто в 1983 г. на структуре D-6, в 22 км западнее Куршской косы. По итогам прошлого года морская добыча дочерней компании «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», разрабатывающей Кравцовское, составила 394 тыс. т нефти, а всего на месторождении уже извлечено более 7 млн т. Однако для того чтобы поддержать производственные объемы добычи на шельфе Балтики, компании необходимы новые ресурсы. Не так давно на лицензионных участках ЛУКОЙЛа в Балтийском море два своих первых буровых сезона отработала принадлежащая «Газфлоту» СПБУ «Арктическая», введенная в эксплуатацию в 2012 г. По результатам разведки ЛУКОЙЛ заявил об открытии здесь 3 нефтяных месторождений – D41, D33, D6-южное. По словам руководства компании «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», строительство новых нефтедобывающих платформ для морских проектов на шельфе Балтийского моря должно начаться в 2017 г., а добыча – в 2021 г. В ближайшей перспективе планируется разработка новой концепции продолжения разведки и освоения шельфа Балтики.

Среди наиболее интересных новостей о морских нефтегазовых проектах ЛУКОЙЛа за рубежом, недавнее получение доли в уже третьей лицензии российской компании на шельфе Норвегии, а также новые проекты в Западной Африке: завершение сделок по приобретению у компании Bowleven 30% участия в проекте по разработке участка Etinde на шельфе Камеруна, у Hess 38% в нефтяном соглашении по Блоку Deepwater Tano/Cape Three Points и у компании Chevron 45% в проекте по разработке и добыче углеводородов на блоке ОМL-140 на глубоководном шельфе Нигерии. Кроме того, компания достигла успеха в поисковом бурении на шельфе Румынии в акватории Черного моря, где было открыто месторождение газа, а также на шельфе Нигерии на блоке OML-140, где были открыты нефтяные залежи.

Мария Кутузова

Комментариев:

neftianka.ru

Нефтяная платформа Лукойл | Работа

Это продолжение рассказа о том, как устроена морская нефтяная платформа. Первая часть с общим рассказом о буровой и о том, как живут на ней нефтяники. Все управление Морской Ледостойкой Стационарной Платформой (МЛСП) происходит с Центрального Пульта Управления (ЦПУ):

3.

Вся платформа нашпигована датчиками, и даже если где-то в неположенном месте рабочий закурит сигарету, об этом сразу будут знать в ЦПУ и, чуть позже, в отделе кадров, который подготовит приказ об увольнении этого умника еще до того, как вертолет доставит его на большую землю:

4.

Верхняя палуба называется Трубной. Здесь собирают свечи из 2-3 бурильных труб и отсюда же управляют процессом бурения:

5.

6.

Трубная палуба - единственное место на буровой, где есть хоть какой-то намек на грязь. Все остальные места на платформе надраены до блеска.

Большой серый круг справа - это новая скважина, которую в данный момент бурят. На бурение каждой скважины уходит около 2 месяцев:

7.

Подробно процесс бурения я уже описывал в посте о том, :

8.

Главный бурильщик. У него кресло на колесиках с 4 мониторами, джойстиком и разными другими клевыми штуками. Из этого чудо-кресла он управляет процессом бурения:

9.

Насосы, качающие буровой раствор под давлением в 150 атмосфер. На платформе 2 рабочих насоса и 1 запасной (о том, зачем они нужны и о назначении других устройств, читай в статье о том, ):

10.

Шарошка - долото. Именно она находится на острие бурильной колонны:

11.

С помощью бурового раствора, нагнетаемого насосами с предыдущей фотографии, крутятся эти зубья, а выгрызанная порода уносится наверх с отработанным буровым раствором:

12.

На данный момент на этой буровой платформе уже работает 3 нефтяных, 1 газовая и 1 водяная скважины. Еще одна скважина находится в процессе бурения.

Единовременно можно бурить всего одну скважину, а всего их будет 27. Каждая скважина от 2,5 до 7 километров длинной (не глубиной). Нефтяной пласт залегает на 1300 метрах под землей, так что все скважины горизонтальные и как щупальца расходятся от буровой:

13.

Дебит скважин (то есть, сколько нефти она качает в час) от 12 до 30 кубов:

14.

В этих баллонах-сепараторах попутный газ и воду отделяют от нефти, и на выходе после прогона через установку подготовки нефти, которая отделяет от нефти все примеси, получают товарную нефть:

15.

От Платформы проложен подводный трубопровод длиной 58 километров до плавучего нефтехранилища, установленного вне ледовой зоны Каспия:

16.

В трубопровод нефть закачивают магистральные насосы:

17.

Эти компрессора качают попутный газ обратно в пласт для поддержания пластового давления, которое выталкивает нефть на поверхность, соответственно, отдача нефти становится больше:

18.

Воду, которую отделили от нефти, очищают от механических примесей и возвращают обратно в пласт (ту же самую воду, что и выкачали из недр)

19.

Насосы 160 атмосфер закачивают воду обратно в пласт:

20.

На платформе есть своя химическая лаборатория, где контролируют все параметры нефти, попутного газа и воды:

21.

22.

Буровую снабжают электричеством 4 турбины, работающие от попутного газа, суммарной мощностью около 20 МЕГАватт. В белых ящиках турбины на 5 мегаватт каждая:

23.

Если турбины по каким-либо причинам отрубятся, буровую будут питать резервные дизель-генераторы:

24.

Электрощитовая занимает 2 этажа:

25.

Специальные котлы дожигают выхлоп из турбины и им обогревают жилой комплекс. То есть, даже выхлоп, как у машины из глушителя, утилизируется и в атмосферу попадает ноль загрязняющих веществ:

26.

27.

Мы застали редкий момент, когда попутный газ просто сжигали на факельной стреле, так как в это время заливали бетон между стенками скважины и обсадной колонной, а вообше, 98% попутного газа используется на собственные нужды:

28.

Источник

www.alshar.ru

Итоги работы механизированного фонда ПАО «ЛУКОЙЛ» в 2016 году

Пo итогам 2016 года действующий мехфонд скважин российских предприятий ПАО «ЛУКОЙЛ» вырос на 1,8% и составил 29 896 скважин. Увеличение средней наработки скважин на отказ наблюдалось по всему фонду за исключением скважин, оборудованных установками штанговых винтовых насосов.

Несмотря на достигнутую положительную динамику основных показателей работы мехфонда, некоторые показатели НГДО до сих пор не соответствуют нормам, принятым в Компании, что требует более активной работы экспертов в составе целевой сетевой группы «Повышение эффективности работы механизированного фонда» ПАО «ЛУКОЙЛ».

13.05.2017 Инженерная практика №01-02/2017 Ренев Дмитрий Юрьевич Менеджер Управления обеспечения добычи нефти и производства сервисных работ ПАО «ЛУКОЙЛ»

Действующий механизированный фонд скважин российских предприятий ПАО «ЛУКОЙЛ» за 2016 год вырос на 1,8% по сравнению с аналогичным периодом 2015 года и составил 29 896 скважин. Рост фонда наблюдался по всем НГДО Компании, кроме ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» (см. таблицу).

Таблица. Динамика действующего фонда скважин российских предприятий ПАО «ЛУКОЙЛ», 2014-2016 гг.Рис. 1. Структура осложненного фонда скважин ПАО «ЛУКОЙЛ» в 2016 г.

Осложненный фонд ПАО «ЛУКОЙЛ» в 2016 году насчитывал 13 659 скважин, или 45,6% от действующего фонда. Несмотря на то, что на многих скважинах осложненного фонда сочетается сразу несколько осложняющих добычу факторов, статистика ведется по доминирующему виду осложнений. Более половины осложнений приходится на АСПО, 14% скважин осложнены коррозией, 12% – солеотложениями, 9% – образованием высоковязкой эмульсии (ВВЭ), на ряде скважин встречаются мехпримеси и гидраты (рис. 1). Наиболее существенно в течение 2016 года выросло число скважин, осложненных АСПО и коррозией (рис. 2).

Рис. 2. Динамика осложненного фонда скважин ПАО «ЛУКОЙЛ» по видам осложнений в 2015-2016 гг.

ДИНАМИКА СРЕДНЕЙ НАРАБОТКИ НА ОТКАЗ

Средняя наработка на отказ механизированного фонда скважин ПАО «ЛУКОЙЛ» в 2016 году составила 690 сут, что несколько превышает показатель 2015 года (678 сут). Рост наработки наблюдался по всем НГДО Компании, при этом наибольший прирост достигнут в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» – 674 сут (+2%) (рис. 3).

Рис. 3. Динамика средней наработки на отказ мехфонда по НГДО ПАО «ЛУКОЙЛ», 2015-2016 гг.

Средняя наработка на отказ скважин мехфонда ПАО «ЛУКОЙЛ», оборудованных УЭЦН, в 2016 году составила 683 сут, в то время как в 2015 году 669 сут. Увеличение средней наработки на отказ фонда УЭЦН произошло во всех НГДО Компании, самый значительный прирост был зафиксирован в АО «РИТЭК» – 681 сут (+8,5%) (рис. 4).

Рис. 4. Динамика средней наработки на отказ фонда УЭЦН по НГДО ПАО «ЛУКОЙЛ», 2015-2016 гг.

Средняя наработка на отказ фонда скважин ПАО «ЛУКОЙЛ», оборудованных УШГН, за 2016 год составила 802 сут, так же увеличившись по сравнению с 2015 годом (767 сут). Рост средней наработки на отказ по фонду УШГН произошел во всех НГДО, кроме ООО «ЛУКОЙЛ-Калиниградморнефть», наработка снизилась на 0,9% и составила 1099 сут (рис. 5).

Рис. 5. Динамика средней наработки на отказ фонда УШГН по НГДО ПАО «ЛУКОЙЛ»Рис. 6. Динамика средней наработки на отказ фонда УШВН в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «РИТЭК», 2015-2016 гг.

Фонд скважин, оборудованных установками штанговых винтовых насосов (УШВН), эксплуатируется в двух НГДО Компании: ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и АО «РИТЭК». В 2016 году снижение средней наработки по этому фонду наблюдалось в обоих НГДО (рис. 6). Значительный разброс динамики средней наработки на отказ связан с небольшим фондом скважин, оснащенных УШВН, около 140 единиц.

В последнее время в ПАО «ЛУКОЙЛ» значительными темпами растет фонд скважин, оборудованных электровинтовыми насосами (УЭВН). По итогам 2016 года этот фонд в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» составлял примерно 600 скважин (самый крупный фонд УЭВН в России), а в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» – около 200.

Рис. 1. Структура осложненного фонда скважин ПАО «ЛУКОЙЛ» в 2016 г.

В 2016 году средняя наработка на отказ фонда ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» снизилась с 359 до 352 сут, а ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» – выросла с 405 до 547 сут (рис. 7). Более низкий показатель наработки этих насосов в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» объясняется более сложными условиями их эксплуатации.

Динамика средней наработки на отказ по мехфонду, остановленному для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) (рис. 8), показывает, что в 2016 году наблюдалось снижение наработки в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» на 59 сут, в АО «РИТЭК» – на 20 сут. По ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» прирост составил 56 и 1 сут соответственно.

Рис. 8. Динамика средней наработки на отказ по мехфонду скважин, остановленных для проведения ГТМ, 2015-2016 гг.

Согласно требованиям ПАО «ЛУКОЙЛ» доля отказов ГНО с наработкой менее 100 сут не должна превышать 5% от общего числа отказов. Это требование за период с I по IV квартала 2016 года было полностью выполнено только в двух НГДО Компании: ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (рис. 9).

Рис. 9. Отказы ГНО с наработкой до 100 сут по НГДО ПАО «ЛУКОЙЛ», % от общего числа отказов

Наибольшее число отказов с наработкой до 100 сут пришлось на ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», при этом за указанный период произошло повышение показателя с 9,8% до 11,3%. Также превышение установленного показателя отмечается по АО «РИТЭК» в I квартале 2016 года.

Рис. 10. Доля ремонтов мехфонда скважин, не отработавших гарантийный срок, % от действующего фонда

Доля ремонтов мехфонда скважин, не отработавших гарантийный срок, в 2014-2016 годах снизилась во всех НГДО ПАО «ЛУКОЙЛ» (рис. 10).

В заключение хотелось бы призвать экспертов к более активной работе в составе целевой сетевой группы «Повышение эффективности работы механизированного фонда» ПАО «ЛУКОЙЛ», а также к рассмотрению предложений, поступающих с портала инновационного сотрудничества, и их внедрению в программу ОПР.

Другие статьи с тегами: Винтовые насосы, Осложненный фонд скважин

glavteh.ru

ЛУКОЙЛ - Актуальные темы

  • Акустическое воздействие для интенсификации извлечения тяжелых высоковязких нефтей.

  • Газовые методы (циклическая закачка сухого газа, циклическая закачка жирного газа/ПНГ, углекислого газа и др.).

  • ГДИС многозабойных скважин.

  • Геофизические методы исследования интервалов паронагнетательного воздействия.

  • Глубокопроникающая перфорация.

  • ГРП с применением чистых жидкостей разрыва (на основе ПАВ).

  • Заводнение водными растворами на основе композиции «ПАВ-Полимер-Щелочь».

  • Заводнение водными растворами ПАВ. Разработка новых ПАВ и композиций ПАВ со сверхнизким межфазным натяжением на границе с нефтью, высокой термо- и хемостабильностью, низкой адсорбцией.

  • Закачка воды низкой минерализации.

  • Интеграционные программные средства, средства суперкомпьютерных вычислений.

  • Кислотные обработки с применением потокоотклонителей. Пенокислотные обработки.

  • Кислотный ГРП и большеобъемные соляно-кислотные обработки (БСКО).

  • Комплексная оптимизация системы разработки месторождения на основе 3D гидродинамического моделирования и методов теории оптимального управления с использованием инновационных алгоритмов ремасштабирования адаптации истории и регулирования разработки.

  • Микробиологические методы ПНП в нагнетательных скважинах.

  • Мониторинг трещинообразования в пласте при ГРП и ППД на основе методов микросейсмики.

  • Новые разработки в ГРП (удешевление стоимости без снижения эффективности, технологии супер-ГРП).

  • Оборудование для контроля пластового флюида с замером температуры, давления и состава в скважинах на основе нанотехнологий.

  • Обоснование технологий доизвлечения остаточной нефти и заводненных пластов на основе технологической структуризации запасов остаточной нефти.

  • Полимерное заводнение. Разработка новых полимеров и полимерных систем с высокой термо- и хемостабильностью, низкой адсорбцией.

  • Применение горизонтальных скважин с множественным поинтервальным ГРП.

  • Прогноз и картирование зон обводнения продуктивных отложений при добыче нефти и газа по результатам реконструкции локальных геодинамических условий в осадочной толще.

  • Программные средства актуализации геологических и гидродинамических моделей.

  • Программные средства анализа разработки, оценки полноты и достоверности исходных данных, определения технологической эффективности ГТМ, подбора объектов воздействия.

  • Программные средства гидродинамического моделирования.

  • Программные средства секторного моделирования, оптимизации размещения скважин, параметров боковых стволов, ГРП.

  • Программные средства экспертизы моделей.

  • Разработка методики определения эффективности технологий интенсификации с использованием моделей порового пространства на базе лабораторных томографических исследований керна.

  • Разработка технологии водоизоляции в горизонтальных скважинах с многозонным ГРП.

  • Разработка технологии водоизоляции с применением изолирующих составов селективного действия.

  • Разработка технологии направленной интенсификации притока в горизонтальных скважинах.

  • Разработка технологии направленной кислотной обработки на основе композиций кислот с регулируемой вязкостью рабочего агента.

  • Разработка технологии направленной/поинтервальной интенсификации притока в горизонтальных скважинах с многозонным ГРП.

  • Разработка технологии повышения КИН месторождений высоковязких нефтей тепловыми методами с применением композиции «Полимер-ПАВ» высокой термо- хемостабильностью (для температуры 150-200 С).

  • Разработка технологии селективной водоизоляции в горизонтальных скважинах.

  • Разработка технологии увеличения охвата пластов заводнением с применением полимерных составов с регулируемым временем гелеобразования с высокой термо- и хемостабильностью.

  • Регулирование охвата пластов заводнением с применением полимер-полимерных составов.

  • Секторное моделирование на быстрых симуляторах горизонтальных скважин с поинтервальным ГРП в условиях заводнения.

  • Современные геофизические методы контроля работы горизонтальных участков скважин.

  • Суперпарамагнитные технологии и материалы для повышения нефтеотдачи пластов.

  • Тепловые методы.

  • Термогазовый метод повышения нефтеотдачи пластов Баженовской свиты.

  • Термогравитационное дренирование пласта с закачкой пара (ТГДП).

  • Технологии замера и получения технологических параметров пласта в режиме реального времени в горизонтальных скважинах.

  • Технологии исследования профиля притока добывающих наклонно-направленных и горизонтальных скважин без извлечения глубинно-насосного оборудования.

  • Технологии локализации остаточных извлекаемых запасов с восстановлением простаивающего фонда на основе создания «on-line» системы промыслового и геофизического мониторинга.

  • Технологии РИР. Ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны, в т.ч. негерметичности «головы», «хвостовика» и «хвостовика» в скважинах после ЗБС. Ликвидация негерметичности резьбовых соединений в эксплуатационных колоннах газовых скважин.

  • Технологии эффективной разработки низкопроницаемых коллекторов.

  • www.lukoil.ru


    Смотрите также