Регистрация: 24.09.2014
Сообщения: 30200
Благодарил (а):
94 раз.
Поблагодарили:
627 раз.
|
Ачимовские горизонты Когда говорят о российской нефти, то в первую очередь в голову приходит Западная Сибирь, которая в шестидесятых годах XX века заложила основу для нынешнего статуса России как ведущей нефтяной державы. Этот богатейший регион даёт более половины добываемой в России нефти. Однако время идёт, а месторождения-гиганты постепенно истощаются. Традиционные залежи, которые человек разрабатывал многие десятилетия, заканчиваются. Им на смену приходят всё более и более сложные пласты, запасы которых принято называть трудноизвлекаемыми (ТрИЗ).
 145 млн лет назад на Земле начался самый длинный период мезозойской эры — меловой. В начале этого периода наша планета стала принимать привычные очертания. Суперконтинент Пангея распался на Лавразию и Гондвану, которые также начали разделяться на более мелкие части. Деление континентов вызвало изменения климата, которые привели к повышению уровня океана: в те времена он был на 200 м выше нынешнего. В те времена на большей части Западной Сибири простиралось обширное море. В течение миллионов лет вода периодически то отступала, то снова наступала, оставляя за собой толщи осадочных отложений. Реки и дожди смывали с суши и выносили в море органические вещества, которые и сформировали Западно- Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Она дала нам более 800 месторождений нефти и природного газа, в том числе гигантов, названия которых некогда прогремели на весь мир — Уренгойское, Самотлорское, Медвежье, Приобское, Ямбургское и другие. На мелководье осадки накапливались в спокойной обстановке более-менее равномерно, сформировав с течением времени традиционные запасы углеводородов. А вот органическое вещество, которое выносилось с суши и мелководья глубже в море, многократно перемешивалось и переслаивалось, образуя насыпи сложной формы, в итоге и стало основой ачимовской толщи. Западная Сибирь - крупнейшая нефтегазовая провинция мираАчимовские отложения охватывают практически всю Западную Сибирь, они залегают с северо- востока на юго-запад — от Гыданского полуострова и практически до Тюмени и Омска. Общая площадь распространения ачимовских песчаников превышает 920 тыс. км2, что составляет почти 1,5 территории Франции. Разработка ачимовских залежей на Ямбургском месторожденииАчимовские отложения расположены на глубинах от 2500 до 4000 м. С точки зрения сложности разработки, они занимают промежуточное положение между традиционными пластами и более древними и сложными отложениями баженовской свиты. По проницаемости, т. е. по способности проводить жидкость и газ, ачимовка примерно в 100 раз сложнее поддаётся освоению, чем традиционные породы. При этом она в 100 раз легче для разработки в сравнении с неприступным баженом. Низкая проницаемость не позволяет извлекать из ачимовских пластов более 7-14% от содержащихся в них запасов. Для традиционного коллектора этот показатель составляет 25-35%. Тем не менее, площадь перспективной зоны для изучения и разработки ачимовских отложений «Газпром нефть» оценивает в 183 тыс. км2, что уже совсем немало.
Продолжение:
 Разработка ачимовских залежей на Ямбургском месторожденииВ связи со сложностью для разработки и наличием более доступных залежей до последнего времени полномасштабного освоения ачимовки не велось. Однако сегодня, в эпоху «трудных» углеводородов, именно с ней связаны ближайшие перспективы развития российской нефтегазовой отрасли. Ачимовские кладовые способны не просто обеспечить существующий уровень добычи на действующих месторождениях, но и увеличить его за счёт новых крупных активов. Ямбургское месторождение одно из крупнейших в мире по запасам ачимовских отложений
Сегодня ситуация меняется — на долю ТрИЗ приходится более 65% от общего объёма доказанных запасов нефти в России. По мере исчерпания традиционных ресурсов, отрасль всё больше обращается к трудноизвлекаемым: та же ачимовка способна поддерживать добычу нефти в Западной Сибири на высоком уровне ещё многие годы. Тем более, что имеется весомый бонус — эти отложения находятся под или рядом с давно разрабатываемыми залежами, в районах, где уже создана необходимая инфраструктура для добычи. Это позволит избежать вложений в строительство новых объектов нефтедобычи и загрузить имеющиеся. Будут сохранены и рабочие места, а в отдельных случаях и населённые пункты, расположенные рядом с месторождениями. Ресурсный потенциал ачимовской толщи Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна оценивается в 66 млрд тонн нефтяного эквивалента. Геологические запасы — в 10,4 млрд тонн нефти, 4,4 трлн м3 газа и 1,4 млрд тонн газового конденсата. Причём уровень вовлечения имеющегося потенциала в разработку не превышает 1% от начальных запасов. Только в периметре группы компаний «Газпром» геологические запасы ачимовки составляют 6 млрд тонн или около 60% всего их объёма. «Газпром нефть» в свою очередь имеет возможность вовлечь в активную разработку 0,5-1 млрд тонн такой нефти. При этом объём добычи может достигать 20-40 млн тонн в год!
 Офис газодобывающей компании «Ачимгаз» в Новом Уренгое (фото Славы Степанова)
Освоение ачимовки — задача национального масштаба. От её решения зависит экономика страны, региональные кадровые перспективы, развитие технологий и рынка нефтесервисных услуг. Именно поэтому в процесс создания эффективных инструментов освоения толщи включены не только ресурсодобывающие компании, но и научное сообщество, государство и производители оборудования. Успешность разведки ачимовских залежей углеводородного сырья, в большей мере, чем для обычных залежей, определяется качеством геологоразведочных работ. Для картирования ачимовских залежей необходимы данные пространственной, высокоразрешающей сейсморазведки с высокой плотностью наблюдений, обработанные с использованием современных программно-технических комплексов, а интерпретация данных должна выполняться с применением специальных методических приёмов интеллектуального бурения. Наличие аномально высокого пластового давления и высокая газонасыщенность разреза требуют высокого качества бурения, крепления и освоения глубоких скважин, а низкие коллекторские свойства ачимовских резервуаров, которые во многих случаях следует относить к «плотным песчаникам» — применения так называемых сланцевых технологий — горизонтального, многозабойного бурения и многостадийного гидроразрыва пластов. Эти задачи должны быть эффективно решены российским нефтесервисом, иначе богатства ачимовской толщи так и останутся «под замком». Всё это работает на одну из стратегических задач Тюменской области — развитие промышленной инфраструктуры. Многие тюменские промышленные компании, входящие в состав нефтегазового кластера, существенно нарастили объёмы производства за прошлый год, а в планах на 2025 год 165 проектов инвестиционной ёмкостью 79,9 млрд рублей. По оценке инвесторов дополнительно будет создано более четырёх тысяч рабочих мест.
В ноябре 2024 года органобентонит успешно прошёл испытания на месторождениях «Газпром нефти» на Ямале.
Первый отечественный органобентонит — порошок на основе природного глинистого материала бентонита — поможет развивать добычу углеводородов в Арктике. Новый реагент уже доказал свою эффективность при бурении скважин. Испытания проходили по стандартам Института нефтегазовых технологических инициатив. Первый отечественный органобентонит поможет повысить эффективность бурения и экологичность строительства скважин.
Буровой раствор с применением обычного бентонита, как правило, на 90-95% состоит из воды, в то время как органобентонит растворяют жидкостями на углеводородной основе. Буровой раствор с ним значительно более морозостойкий. Это важно при добыче в условиях Арктики, где сосредоточены огромные запасы нефти и природного газа. Такой раствор можно использовать повторно, а полученные при его регенерации отходы содержат меньше воды и занимают меньший объём. Их проще хранить, вывозить и утилизировать, что крайне важно при работах в арктическом регионе, где экосфера очень чувствительна.
В ближайшей перспективе органобентонит планируют вывести на рынок, чтобы он стал доступен для промышленного применения на месторождениях по всей стране. По словам Аминова, в будущем его можно было бы использовать и в других сферах — например, в производстве лакокрасочной продукции и смазочных материалов.
Искусственный интеллект используют в тюменском решении по повышению добычи нефти. Разрабатывают интеллектуальную систему ИИ-помощника горного инженера и бурового мастера ученые Тюменского госуниверситета совместно с компанией «Недра-С». Основа разработки — технология накопительного волнового акустического воздействия, которая позволяет извлекать углеводороды без применения химических веществ. Генератор силовых волн устанавливают на устье скважины. С запуска акустических волн и начинается обработка пласта. Они изменяют поровое давление и создавая условия для порообразования. Так достигается критическое насыщение и подвижность в капиллярной части коллектора, что позволяет повышать коэффициент извлечения нефти.
Сейчас технологию доработывают в области цифровизации и автоматизации с помощью искусственного интеллекта. Интеллектуальный ИИ-помощник бурового мастера также может использоваться для ликвидации межколонного давления, уплотнения цементного раствора, при строительстве высотных зданий и эстакад для уплотнения трубобетона. Разработка отвечает задачам нацпроекта «Наука и университеты». Главная цель которого — вывести Россию в пятёрку мировых лидеров по разработкам в приоритетных областях.
Тюменская компания установила рекорд в России по длине поднятого керна.
 Специалисты группы компаний «СибБурМаш» из Тюмени пробурили и подняли на поверхность колонну керна длиной 102,5 м. Это новый рекорд России по длине рейса с отбором за одну спуско-подъемную операцию, сообщает пресс-служба компании.
Керн извлекли из одной из скважин Верхнесалымского месторождения. Она проходит через Ачимовские отложения, где наблюдается переслаивание песчаников, аргиллитов и алевролитов. Они отличаются изменчивыми свойствами — разной прочностью, пористостью, способностью «отдавать» нефть. Отобранная проба позволит специалистам более подробно изучить характеристики пород и определить максимально эффективные способы добычи.
Глубина спуска составила 3,2 — 3,3 км. Чтобы пробурить колонну диаметром 10 см, рабочим потребовалось 11 часов 15 минут.
Напомним, что предыдущий рекорд «СибБурМаш» был зафиксирован 13 ноября 2023 года на этом же месторождении и составил 79,18 м.
Тюменский завод Кенера расширяет сервисное направление. Тюменские компании активно осваивают новые направления деятельности. Одним из таких примеров является завод «Кенера», который специализируется на производстве буровых установок. Одним из ключевых направлений для предприятия теперь станет ещё и сервисное обслуживание на месторождениях.
На предприятии запустили масштабный проект, который начался в конце 2024 года. Заказчиком выступило одно крупное предприятие из Астрахани, которое нуждается в ремонте бурового оборудования на морской буровой платформе. Часть этого оборудования будут обслуживать непосредственно на месте эксплуатации, часть уже находится в заводских цехах, где проводится дефектовка и полным ходом идут ремонтно-восстановительные работы. На самом деле в России не так много компаний, которые обладают компетенциями для проведения такого рода работ.
Представители завода уверены, что развитие сервисного направления имеет большие перспективы. Ведь появление новых направлений — это новые компетенции, что приведет к инвестициям в производство и созданию рабочих мест.
Тюменские инженеры создают импортозамещённое оборудование для нефтесервиса. 1 тыс. 200 микротрансформаторов — аналог французской компании — для сейсморазведки собирают специалисты ООО «ЭПЛТ» в Тюмени. Это первый крупный заказ для компании, которая существует на рынке третий год. Тут сами закупают компоненты у 40 поставщиков, сами делают конструкторскую документацию, паяют и собирают. Начинается производство импортозамещенных изделий для нефтесервисных компаний с создания двух опытных образцов. Затем инженеры проводят опытные полевые испытания. При их успешном подтверждении выходят на серийное производство. Директор предприятия Евгений Галяпин 15 лет работал инженером в компании «Шлюмберже», занимался поставкой оборудования на экспорт. Его авторские разработки, примерно 50 приборов, работают в США, Китае, Казахстане и других странах. В 2022 г. решил заняться производством запчастей для оборудования, которое попало под санкции. Организовал компанию. 460 изделий сотрудники выпустили за 2024 г. Заказчики — шесть ведущих нефтегазовых компаний. На 2025 г. объём заказов в разы больше. ООО «ЭПЛТ» делает по образцу либо по заданию заказчика запасные части для нефтегазовых, нефтесервисных компаний — это печатные платы, коннекторы, микротрансформаторы, трансформаторы, дроссели. Также поставляют конструкторскую документацию на электронику, механику. Уникальность тюменской компании заключается ещё и в том, что она выпускает на рынок оборудование, которое работает при температуре плюс 150 °C и давлении 1200 атмосфер, то есть для трудноизвлекаемых запасов нефти и газа.
Обновлённую версию датчиков давления выпустили в ООО «Тюмень Прибор». Это новые датчики с улучшенными техническими характеристиками, с межповерочным интервалом в пять лет. Испытания проходят на базе Тюменского центра стандартизации и метрологии. К марту-апрелю бедет получена разрешительная документация. Датчик можно будет установить на технологическую точку, и он может без снятия на поверку работать пять лет. Это большой плюс для заказчиков, минимизация издержек на поверку. Все датчики давления после производства проходят проверку стабильности нуля на специальном стенде. Специалисты отмечают, что ноль у прибора должен быть стабильным, не плавать вверх, вниз. К стенду одновременно можно подключить 16 единиц. Испытание длится 72 часа. После этого приборы поступают на поверку в лабораторию. Инженер за смену поверяет по различным параметрам до 30 единиц. Преимущества тюменского датчика в том, что его можно посмотреть току — это аналоговый сигнал, по давлению, и по харт-сигналу — это на удалённость. Если оператор где-то на месторождении, он может также подключиться по харт-сигналу, посмотреть, либо по аналогам. Погрешность датчика — плюс, минус 65 тысячных. Датчики давления начали производить в компании «Тюмень Прибор» в 2022 году. Основные заказчики — участники Нефтегазового кластера. Тюменские преобразователи давления находятся в реестре Минпромторга РФ как импортозамещенный продукт. Это аналог американской и японской продукции. Завод поставляет на рынок более 1 тыс. единиц продукции ежегодно. В 2025 году увеличат объём производства датчиков с улучшенными техническими характеристиками.В этом году ООО «Тюмень Прибор» произведёт ещё и более трёх тысяч печатных плат.
 ООО «Тюмень Прибор» в 2025 г. получило второй заказ на три тысячи сборки плат в коллаборации с китайскими производителями. Россияне и китайцы учатся друг у друга. Например, в России бодее высокие требования к качеству продукции и китайцы научились, как правильно тестировать платы, потому что в ООО «Тюмень Прибор» разработали свою систему тестирования, она выявила ряд некоторых недостатков и китайская сторона устраняет их. Отечественные производители плат и микроэлементов пока не конкурентоспособны по цене в сравнении с китайскими изделиями. Тюменская компания решила развивать потенциал, начать создавать их из компонентов, которые поступают из Китая. Для этого делегация побывала на заводах, определила наилучших поставщиков.В 2024 г. тюменские приборостроители изготовили партию сборных плат для одной из российских нефтесервисных компаний. Заказчик использует их на датчиках расходомеров. Чуть позже завод подписал с китайским партнёром договор на поставку комплектующих для КИПиА в 2025 году — сенсоры, платы, дисплеи — на сумму 42 млн рублей.Тюменская компания наращивает производство футляров и ограждений для нефтяников Объёмы производства футляров для трубопроводов, ограждений на месторождениях, соединительных элементов для нефтяников нарастила тюменская компания НИП НК «Сибирь» с начала 2024 г. Этому способствуют новое технологичное оборудование, взаимодействие с учеными и участие в Нефтегазовом кластере. Продукция, в частности, футляры для трубопроводов, конкурентная. Компания уникальна не только в большой Тюменской области, но и в масштабах страны. НИП НК «Сибирь» выпуском изделий из композитных материалов для промышленности, нефтегазового сектора занимается два года. Футляры для защиты нефте- и газопроводов поставляют по всей стране. Сейчас некоторые изделия будут поставлять для «Газпром нефти» на опытные испытания — это площадка для обслуживания скважин, которую можно собрать на месте. Также активно занимаюся оснасткой для кабель несущих систем, защитой для инженерных сооружений, в том числе, под водой. Для расширения производства НИП НК «Сибирь» планирует получить новый земельный участок под строительство цехов и склада. Компания вправе рассчитывать на господдержку.
 Тюменская компания «Интегра-Сервисы» разработала технологию пенного цементирования. Технология пенного цементирования для зыбких пластов при бурении и обслуживании скважин — аналог иностранной продукции. Первые партии сырья уже используют нефтяники Нягани. Технологию можно сравнить со строительной монтажной пеной. Механизм действия такой: газ подается в цементный раствор, проходя по скважине, он начинает расширяться и крепит её. «Интегра-Сервисы» — единственная в России компания, которая успешно провела работу по пенному цементированию. До этого подобные операции проводили только зарубежные компании. Всё оборудование и сырьё отечественное, и тут готовы конкурировать с иностранцами предоставляя данную услугу.
 Над рецептом тампонажных растворов для нефтяных месторождений в Арктике тоже работает команда технологов и инженеров «Интегра-Сервисы». Для этого заказа нефтяников нужно учесть наличие вечной мерзлоты и соленой воды в шельфе.
Подбором дизайна для арктической смеси занимаются с конца прошлого года. Заказчик уже отметил высокое качество цементирования, но над идеальным состоянием ещё предстоит потрудиться. Дизайн — это то, из чего состоит цементная смесь. Минимальное время на разработку одной рецептуры составляет одни сутки. Это процесс не всегда линейный, а даже творческий. Кейс раствора для Арктики — первый с момента существования исследовательского центра. В лабораториях на Ямале и Югре разрабатывают и проверяют десятки растворов. Тут же сейчас сосредоточены на растворе для арктических месторождений, он должен максимально соответствовать требованиям заказчика.
Одной из сложностей работы над проектом специалисты называют замещение импортных химических добавок. Поэтому, получая ту или иную отечественную добавку, аналоги американских и китайских, приходится экспериментировать.
На Вынгапуровском ГПЗ произвели уникальный ремонт зарубежного двигателя силами российских специалистов. Современные вызовы требуют от «СИБУРа» активного внедрения новых решений и пересмотра привычных процессов. Недавние примеры из практики подтверждают, что компания уверенно движется в сторону технологической независимости. В декабре прошлого года на Вынгапуровском ГПЗ в Ноябрьске впервые в истории компании был выполнен капитальный ремонт газотурбинного двигателя силами российских специалистов. Ранее такие работы проводились только с привлечением иностранных подрядчиков. Это был важный опыт, который показал, что отечественные специалисты способны выполнять сложные ремонты и предлагать решения, полностью соответствующие первоначальным характеристикам оборудования.
 Ремонт проводился компанией KR Group, которая вернула двигателю характеристики, сопоставимые с новым оборудованием c гарантией на двигатель сроком 12 месяцев. Ставка на российскую экспертизу полностью оправдала себя. Технологическая независимость и повышение эффективности процессов становятся важными шагами к укреплению позиций компании на рынке нефтехимии. Газоперерабатывающие заводы «СибурТюменьГаза» располагают самой масштабной и современной инфраструктурой по переработке побочного продукта нефтедобывающей промышленности — попутного нефтяного газа.
В публикации использованы фото из открытых источников и материалы совместного проекта ПАО «Газпром нефть» и коммуникационного агентства Neftegaz.RU.
https://sdelanounas.ru/blogs/164980/
|
|
