или Чем живет сегодня КЦДНГ-1 ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз»
В первом добывающем цехе ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» журналисты «Северных ведомостей» бывают чаще всего. Этому способствует масса самых разных причин, но в качестве основных, пожалуй, следует назвать три. Во-первых, с прошлого года цех является для всех образцово-показательным после внедрения здесь новых стандартов культуры производства. Во-вторых, на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения часто проходят опытно-промышленные работы, для результатов которых всегда найдется место в нашей рубрике «Ноу-хау». Ну, а в-третьих, здесь трудятся отличные специалисты, всегда доброжелательные к гостям. Так было и в этот раз: стоило позвонить начальнику КЦДНГ-1 Николаю Щукину и спросить, чем живет сегодня пермокарбон, как тут же был получен ответ: «Приезжайте, покажем».
Упорядоченный процесс…
Как выяснилось на месте, работа по созданию полноценных условий для труда в соответствии с высокими лукойловскими стандартами в первом цехе продолжается постоянно. В частности, нефтяники соблюдают целый комплекс правил, в который входят содержание в чистоте и порядке рабочего места, обязательное использование специальной одежды в корпоративном стиле и др.
– За прошедший год мы провели полный ремонт кабинетов в полевом офисе, административно-бытовом комплексе и помещении диспетчерской. Так же упорядочили в соответствии с нормами процесс ведения производственной документации, восстановили недостающие файлы, – рассказал технолог КЦДНГ-1 Тимирлан Арсамаков.
Показательным первый цех стал, в том числе, и благодаря налаженному в прошлом году процессу автоматизации нефтепромысла. В диспетчерской, из которой при помощи телемеханики осуществляется контроль над работой фонда скважин, за добычей углеводородов внимательно наблюдает оператор пульта управления. Этот кабинет – главное связующее звено между объектами Усинского месторождения и офисом. Здесь специалист получает и обрабатывает необходимую информацию, а в случае возникновения нештатных ситуаций, незамедлительно оповещает об этом инженеров.
Последние, кстати, после осмотра полевого офиса, предложили журналистам провести производственную экскурсию. Ну а мы, как люди исключительно любопытные, разумеется, не отказались.
…и горизонтальный охват
Первый цех примечателен еще и тем, что здесь извлекают нефть с разнящимися характеристиками. Безусловно, пермокарбоновая залежь Усинского месторождения считается самой перспективной, поэтому новые технологии применяются повсеместно – от способов бурения до методов интенсификации добычи.
Мы побывали, на одном из самых интересных объектов – кусте скважин № К-119. О том, как здесь строились «горизонталки» с помощью метода интеллектуального заканчивания скважин, мы уже рассказывали в предыдущих наших публикациях. А вот как новые объекты работают сегодня, нам показали опытные экскурсоводы.
– Пермокарбоновая залежь разрабатывается, в основном, при помощи подогрева пласта паром, который разжижает нефть, делая ее текучей. Вот почему скважины 2ГС и 4ГС были пробурены параллельно паронагнетательной 3ГС, – рассказывает заместитель начальника КЦДНГ-1 Тахсинбек Мусиев. – Благодаря длинным горизонтальным участкам происходит больший охват пласта, а дебит одной скважины достигает 200 куб м нефтесодержащей жидкости в сутки. Такая технология разбуривания куста уже доказала право на свое существование, поэтому будет широко применяться и в будущем.
И еще одно ноу-хау: кроме уже известного постоянного паротеплового воздействия, на К-119 имеются объекты, где проводятся пароциклические обработки (ПЦО). При данном методе закачка пара прямо в эксплуатационную скважину происходит в течение продолжительного времени, до месяца включительно. После столь продолжительного разогрева пласта достигаются довольно высокие дебиты.
300 градусов по Цельсию
На действующем фонде куста № К-119 пермокарбоновой залежи показатели добычи скоро решительно устремятся вверх. Для повышения нефтеотдачи здесь была построена парогенераторная установка, которую в августе планируют запустить в эксплуатацию. На новом объекте, где на данный момент проводятся пусконаладочные работы, и продолжилась наша экскурсия.
– Новую установку оснастили по последнему слову техники, в том числе и с точки зрения промышленной и экологической безопасности, – говорит геолог КЦДНГ-1 Мурад Гаджиметов. – Автоматика позволит обеспечить надежность производственных процессов и предотвратить выход из строя оборудования. Для каждой скважины будут подобраны свои параметры пара, исходя, прежде всего, из определенной его сухости и давления.
По словам специалистов, на устье паронагнетательной скважины температура достигает плюс 300 градусов по Цельсию, а давление – порядка 90 атмосфер. Именно благодаря созданному давлению теплоноситель перекачивается в сетку паропровода, а затем – к кустовым площадкам.
Методом обезвоживания
Наряду с внедрением парогенераторных установок развитие пермокарбоновой залежи требует еще и большего проведения различных современных мероприятий. Об этом инженеры первого цеха напоминают всегда, когда мы посещаем промысел. Ну, а помогают им в этом специалисты отдела повышения нефтеотдачи пластов предприятия.
Известный факт, что «черное золото» извлекается все сложнее, когда не хватает естественной энергии месторождения и снижается эффективность поддержания пластового давления путем закачки воды. На этом этапе разработки и начинают применять современные технологии.
Во время производственной экскурсии мы успели побывать на одном из таких объектов – скважине № 2804, где на момент нашего визита как раз закончили закачку кислотной глицерно-борной композиции (ГБК) пролонгированного действия.
– Данная технология направлена на интенсификацию добычи нефти за счет увеличения дебитов добывающих скважин с высокой степенью обводненности, – говорит Тахсинбек Алигаджиевич. – После закачки ГБК в пласт мы проводим геофизические работы при компрессировании – для определения профиля притока. Эта процедура поможет нам подобрать необходимое глубинное насосное оборудование.
По словам специалистов, композиция ГБК наиболее эффективна в карбонатных коллекторах, в частности – на пермокарбоне. Инженер отдела повышения нефтеотдачи пластов Владимир Стусь рассказал нам подробно о новом методе интенсификации:
– Данная смесь обладает замедленной реакцией с карбонатными породами, предотвращает образование в пористой среде нерастворимых продуктов реакции кислоты, оказывает обезвоживающее действие, восстанавливает исходную проницаемость коллектора. Кроме того, при использовании ГБК в пласте образуется углекислый газ, который растворяется в нефти и снижает ее вязкость, что вызывает благоприятное изменение соотношения подвижности углеводорода в водной его фазе.
К слову, как пояснил инженер Стусь, плотность высоковязкой пластовой нефти составляет 962 кг/м2. Для сравнения, эталонная марка «черного золота» BRENT имеет плотность 825-828 кг/м2. Вот почему для добычи пермокарбонового углеводорода и доведения его, что называется, до кондиции, требуется самое современное оборудование. Именно поэтому первый цех ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» и выбран как полигон для отработки передовых технологий.
КСТАТИ
В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции сосредоточено около двух миллиардов тонн геологических запасов высоковязких углеводородов. Из них около 700 миллионов тонн принадлежит пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, где к настоящему времени добыто только чуть более 60 миллионов тонн.
Илья ГРИГОРЬЕВ
На снимках Александра КАВИЕВА: (слева направо) М. Гаджиметов, Т. Мусиев и технолог КЦДНГ-1 Гапур Арсамаков на скв. № 3ГС; ведутся геофизические работы после закачки ГБК на СКВ №2804; новая парогенераторная установка К-119