Развитие отечественных технологий в области эксплуатации морских скважин Арктического шельфа России

Нефть и Газ Статья
выбрано
energybase

В настоящее время осуществляется реализация первого проекта в области промышленной добычи углеводородов на Арктическом шельфе России — разработка Приразломного нефтяного месторождения.

Природно-климатические условия региона, в котором осуществляется операционная деятельность компании «Газпром нефть шельф», сложность применяемых технологий, а также уникальность условий, в которых происходит развитие МЛСП «Приразломная» в текущий момент, делает данный проект одним из наиболее сложных в мировой нефтегазовой отрасли.

Ввод в эксплуатацию первой добывающей скважины МЛСП «Приразломная» осуществлен в декабре 2013 г., а уже в 2016 г. произошло произошло знаменательное событие в истории МЛСП «Приразломная»: начало добычи нефти с помощью насосного оборудования российского производства — компании «Новомет Пермь».


  • Дмитрий Прищепо начальник Управления добычи на шельфе ПАО «Газпром нефть»
  • Елена Хрулева руководитель направления по технологии добычи ПАО «Газпром нефть»
  • Андрей Пономарев руководитель направления, УДНГ ООО «Газпром нефть шельф»
  • Данила Мартюшев и.о. Директора Департамента инновационных разработок АО «Новомет-Пермь»
  • Михаил Сидоров начальник отдела маркетинга АО «Новомет-Пермь»

Опубликовано в журнале «Территория «НЕФТЕГАЗ» № 3 2019

Приразломное нефтяное месторождение

Месторождение открыто в 1989 году и содержит около 70 млн т извлекаемых запасов нефти. Данное месторождение расположено в юго-восточной части шельфа Печорского моря в 60 км к северу от пос. Варандей, в 320 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мар и в 980 км от г. Мурманска. Глубина моря в районе месторождения составляет 19−20 м. Все технологические операции, связанные с организацией процесса добычи углеводородов, подготовки нефти до товарной кондиции, ее хранения и отгрузки на танкеры, реализуются на морской ледостойкой стационарной платформе «Приразломная», расположенной в центральной части месторождения.

В апреле 2014 года была отгружена первая партия арктической нефти сорта «ARCO», добытой на месторождении — команду на отгрузку дал президент РФ Владимир Владимирович Путин.

В настоящий момент на месторождении извлечено из недр уже более 8,5 млн тонн нефти и введено в эксплуатацию 15 скважин. В рамках развития МЛСП «Приразломная» планируется строительство 32 скважин, проект разработки месторождения включает:

  • строительство многозабойных скважин;
  • строительство скважин с большим отходом от вертикали;
  • строительство скважин со сложным профилем;

Особенностями эксплуатации морских скважин являются:

  • необходимость обеспечения высокого уровня безопасности объекта в процессе эксплуатации скважины и при проведении внутрискважинных работ (ВСР);
  • значительные потери в добыче при каждой остановке скважины и при отказах внутрискважинного оборудования;
  • высокая стоимость ремонта скважин и проведения внутрискважинных работ;
  • высокая стоимость подъема пластовой ГЖС на поверхность;
  • обеспечение требуемой функциональности системы верхнего и нижнего заканчивания скважин;
  • необходимость обеспечения минимальных капитальных и операционных затрат проекта в течение всего цикла эксплуатации скважин.

Технические решения, применяемые на МЛСП «Приразломная», должны в максимальной степени соответствовать самым высоким требованиям в области безопасной и эффективной организации процесса морской добычи нефти и газа.

Рис 1. Система верхнего заканчивания добывающей скважины платформы «Приразломная»
Рис 1. Система верхнего заканчивания добывающей скважины платформы «Приразломная»

Развитие отечественных технологий

В последние годы происходит активное развитие отечественных нефтесервисных компаний, участвующих в проекте: разрабатываемое оборудование соответствует самым высоким стандартам морской нефтегазовой индустрии, а также учитывает уникальный опыт реализации проекта на Арктическом шельфе РФ.

Важно рассмотреть полученный опыт в развитии отечественных технологий в области эксплуатации морских скважин — оборудовании системы верхнего заканчивания (Риc. 1).

Система верхнего заканчивания включает насосное оборудование, обеспечивающее процесс подъема газожидкостной смеси на поверхность, дополнительное оборудование, обеспечивающее эффективное внедрение и эксплуатацию внутрискважинного оборудования, а также защитное оборудование, исключающее любую возможность появления угрозы безопасности окружающей среды и персонала.

Основными особенностями применяемого оборудования являются:

  • Наличие не менее 2 надежных барьеров безопасности функционирующих на протяжении всего цикла внедрения и эксплуатации внутрискважинного оборудования с целью обеспечения целостности конструкции скважины
  • Газогерметичное исполнение
  • Износостойкое исполнение
  • Стойкость к коррозии и эрозии
  • Высокая производительность системы
  • Возможность работы с высоким % свободного газа на приеме погружного насоса
  • Возможность измерения расширенного перечня параметров с помощью высокоточной системой ТМС
  • Обеспечение доступа к забою скважины при эксплуатации системы

Компания «Газпром нефть шельф» ставит самые высокие задачи в области достижения эффективности эксплуатации внутрискважинного оборудования, соответствующие целям международных лидеров в области морской нефтегазодобычи: участникам проекта выдвигаются требования обеспечения гарантии минимальной наработки на отказ для добывающих скважин — 850 суток, для нагнетательных скважин — 1095 суток, при этом целевая наработка на отказ, закладываемая в конструктив внутрискважинного оборудования, должна составить не менее 1850 суток.

Сервисные компании должны обладать всеми необходимыми производственными возможностями для реализации совместного проекта, включая наличие:

  • технологических и производственных центров для изготовления, испытаний, ревизии всего перечня внутрискважинного и поверхностного оборудования, а также дальнейшей технической поддержки проекта;
  • требуемого количества квалифицированного и аттестованного персонала;
  • полного перечня требуемого специализированного ПО, необходимого инструментального и нормативно-технического обеспечения, оснащенного сервисного центра для обслуживания и тестирования;
  • набора необходимых сертификатов/лицензий, в том числе — в области обеспечения охраны труда, промышленной и экологической безопасности.

Реализация проекта АО «Новомет-Пермь» для МЛСП «Приразломная»

Компания «Новомет» на момент начала работы над проектом разработки оборудования для МЛСП «Приразломная» уже имела успешный опыт производства и сервисного обслуживания систем УЭЦН для эксплуатации морских скважин.

Первый монтаж полнокомплектной УЭЦН производства АО «Новомет-Пермь» состоялся в августе 2013 г. на платформе «Admarine III» (Рис.2) египетской нефтегазодобывающей компании «General Petroleum Company». В текущий момент в обслуживании компании «Новомет» находятся 11 скважин на объектах данной компании в Красном море, максимальная наработка на отказ УЭЦН, находящихся в сервисном обслуживании «Новомет», составляет более 1000 суток.

С октября 2015 г. компания осуществляет поставки оборудования в компанию «Petroleos de Venezuela», предоставляемые технические решения применяются на платформах, расположенных в акватории озера Маракайбо, при этом достигнутый показатель максимальной наработки на отказ УЭЦН на данных проектах составляет более 1000 суток.

Рис.2 Платформа «Admarine III», Египет.
Рис. 2 Платформа «Admarine III», Египет.

В начале 2016 г. «Новомет» присоединяется к проекту по созданию отечественных решений в области систем верхнего заканчивания для эксплуатации морских месторождений на Арктическом шельфе Российской Федерации. Пермская компания прошла предквалификацию и подтвердила соответствие высоким стандартам ООО «Газпром нефть шельф» в области промышленной и экологической безопасности, а также в области обеспечения требуемого качества и надежности оборудования для эффективной реализации проекта МЛСП «Приразломная».

Работы над проектом начались в мае 2016 г., в то время как первые поставки оборудования на морскую платформу должны были состояться уже в октябре, а монтаж — в ноябре того же года. При этом подход к разработке, анализу и испытаниям оборудования осуществлялся в соответствии с лучшими мировыми практиками в области реализации морских проектов. В рамках совместной работы, специалистами компаний произведены расчеты всех возможных нагрузок на отдельные узлы системы верхнего заканчивания при эксплуатации, смоделированы процессы внедрения компоновки оборудования в скважину и проведения дополнительных внутрискважинных операций, проведена комплексная оценка рисков процессов монтажа и эксплуатации оборудования на платформе.

В процессе подготовки оборудования к монтажу на МЛСП «Приразломная», все узлы компоновки прошли комплексные испытания в тестовой скважине многофункционального стендового комплекса «ОКБ БН «Коннас» — подразделения компании «Новомет» (Рис. 3−4). Технические характеристики данного комплекса позволяют проводить испытания УЭЦН в условиях, максимально приближенных к параметрам эксплуатации скважин МЛСП «Приразломная».

Целями испытаний являлись:

  • проверка механической целостности всей системы: удобство монтажа/демонтажа всех элементов, входящих в комплект оборудования;
  • проверка соответствия заявленных характеристик УЭЦН при эксплуатации в составе компоновки системы верхнего заканчивания;
  • проверка работоспособности пакерного оборудования и клапана-отсекателя.

Данные испытания позволили выявить имеющиеся несовершенства оборудования и устранить их до момента монтажа на морской платформе, т. е. значительно снизить риски при эксплуатации оборудования в реальной скважине.

В настоящее время каждый комплект оборудования, готовящийся к отправке на объекты ООО «Газпром нефть шельф», проходит комплексные испытания в тестовой скважине, тем самым гарантируется его работоспособность в реальных морских скважинах и минимальные риски при внедрении и эксплуатации.

Рис. 3 Тестовая скважина многофункционального стендового комплекса.
Рис. 3 Тестовая скважина многофункционального стендового комплекса.
Рис.4 Комплексные испытания системы верхнего заканчивания в тестовой скважине ОКБ БН «Коннас»
Рис. 4 Комплексные испытания системы верхнего заканчивания в тестовой скважине ОКБ БН «Коннас»

Первые поставки оборудования

Первый монтаж оборудования системы верхнего заканчивания производства компании «Новомет-Пермь» состоялся на МЛСП «Приразломная» в ноябре 2016 г., установка успешно запущена в работу. Примечательно, что с помощью данной установки достигнут рекорд суточной добычи нефти для того этапа реализации проекта.

Внутрискважинное оборудование, внедрение которого произошло в 2016 г., включает УЭЦН 7А габарита с байпасной системой Y-Tool и системой высокоточной погружной телеметрии, обеспечивающий контроль расширенного перечня параметров в процессе эксплуатации погружного оборудования, в том числе давления и температуры на выкиде ЭЦН.

Система верхнего заканчивания также включает гидравлически управляемый трубный клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, гидравлически активируемый пакер, а также линию подачи ингибиторов на прием ЭЦН в составе нефтепогружного кабеля и другое дополнительное оборудование, обеспечивающее эффективный процесс внедрения и эксплуатации оборудования в скважине. Конструктивные особенности оборудования предусматривают возможность применения различных конфигураций системы верхнего заканчивания в случае необходимости.

Кроме поставки внутрискважинного оборудования, компания «Новомет» предоставляет ООО «Газпром нефть шельф» услуги по подготовке комплекса оборудования к монтажу на МЛСП «Приразломная», специалисты проводят работы по монтажу комплекса ВСО и УЭЦН, а также дальнейшему техническому обслуживанию внутрискважинного оборудования и СЧП.

Текущее состояние проекта.

Взаимодействие компаний «Газпром нефть шельф» и АО «Новомет-Пермь» продолжается. На текущем этапе проведены комплексные расчёты и определены требуемые конфигурации систем ВСО и УЭЦН для всех групп скважин Приразломного нефтяного месторождения. Специально для данного проекта были разработаны 2 новых типоразмера мультифазных насоса, отсутствовавших в производственной линейке «Новомет» ранее: МФОН7А-1600, МФОН7А-2250, оптимизирован дизайн электрической части системы УЭЦН, а также ВСО.

Развитие отечественных технологий происходит в условиях адаптации системы верхнего заканчивания к все усложняющимся условиям эксплуатации фонда скважин. Изменение характеристик системы произошло по следующим направлениям:

  • Усиление конструкции
  • Снижение жесткости компоновки
  • Работа с высоким уровнем свободного газа на приеме ЭЦН
  • Повышение температурного рейтинга оборудования
  • Обеспечение сокращения времени монтажа

По состоянию на 05.12.18 на МЛСП «Приразломная» внедрено четыре комплекта оборудования поставки АО «Новомет-Пермь»:

  • Добывающие скважины:
    • первая установка в работе с 14.11.2016 г, текущая наработка на отказ — 751 сут.
    • вторая установка в работе с 26.03.2018 г., текущая наработка на отказ — 254 сут.
  • Нагнетательные скважины:
    • первая установка в работе с 02.01.2017 г., текущая наработка на отказ — 702 сут.
    • вторая установка в работе с 09.06.2018 г. с наработкой 179 сут.

Важно отметить, что компания «Газпром нефть шельф» постоянно развивает систему комплексного анализа подбора и эксплуатации оборудования, а также контроля качества продукции. С 2015 г. в значительной степени усилены следующие направления:

  • система комплексного анализа внутрискважинного оборудования на предмет соответствия всем потенциальным нагрузкам при внедрении и эксплуатации в скважине
  • требования к контролю качества, как комплектующих, так и конечной продукции, организация безопасной транспортировки оборудования
  • перечень и порядок проведения специализированных испытаний внутрискважинного оборудования
  • подготовка к выполнению работ на МЛСП «Приразломная»

Компания «Новомет» развивает компетенции персонала, а также технологические площадки компании в России с целью соответствия самым высоким требованиям в области производства и сервисного обслуживания оборудования, предназначенного для эксплуатации морских скважин.

Дальнейшее развитие

В настоящий момент специалисты ООО «Газпром нефть шельф» и АО «Новомет» оценивают возможности дальнейшего развития отечественных высокотехнологичных разработок в области эксплуатации механизированного фонда скважин. Одним из направлений является технология «ColibriESP» в новых типоразмерах и модификациях, адаптированных для высокопроизводительных морских скважин.

Напомним, ColibriESP — революционная технология освоения и эксплуатации скважин установкой сверхмалого габарита, монтаж и спуск которой осуществляется без подъема колонны труб НКТ — установка помещается прямо внутрь колонны НКТ, а спуск в скважину осуществляется на грузонесущем кабеле.

Технология упрощает и удешевляет монтаж УЭЦН, позволяя производить его без привлечения бурового комплекса, а значит без прерывания графика бурения новых скважин, что в условиях морских месторождений экономит целые недели. Скорость при проведении спуско-подъемных операций на грузонесущем кабеле может достигать 1,5 м/с, а время монтажа, демонтажа установки составляет всего несколько часов.

На сегодня данная технология уже успешно испытана на нефтяной платформе компании «Petronas» в Малайзии, текущая наработка УЭЦН 2 габарита на грузонесущем кабеле превысила 600 суток. Монтаж осуществлен на стационарной платформе BODP-C компании Petronas. Монтаж проведен в газлифтную скважину с применением передовых технологий в области внутрискважинного и поверхностного оборудования. Запорно-фланцевая арматура оборудована автоматическими гидравлическими превенторами дистанционного управления, а в скважине предусмотрен клапан-отсекатель, обеспечивающий безопасность при последующей замене ЭЦН. Монтаж установки осуществлен через лубрикатор. В силу его достаточной длины (25 метров), монтаж всей компоновки проведен за один подход (вся установка в сборе помещалась в лубрикатор). Если платформа не оснащена подъемником достаточной длины, существует возможность монтажа Colibri ESP за несколько подходов, посекционно.

Технология ColibriESP позволила компании Petronas перевести скважину из газлифтного способа в механизированную добычу на платформе, не оснащенной оборудованием для спускоподъемных операций, обойтись без дорогостоящего переоснащения платформы.

Рис.5 Отработка технологии монтажа ColibriESP на нефтяных платформах на тренировочной скважине Petronas.
Рис. 5 Отработка технологии монтажа ColibriESP на нефтяных платформах на тренировочной скважине Petronas.
Рис.6 Монтаж ColibriESP на грузонесущем кабеле на платформе BODP-C. Petronas, Малайзия, месторождение Bokor
Рис. 6 Монтаж ColibriESP на грузонесущем кабеле на платформе BODP-C. Petronas, Малайзия, месторождение Bokor