Что такое превентор на скважине

Превентор скважины: назначение и проблемы эксплуатации

Смотрите также

Превентор скважины: назначение и устройство

На любой скважине в обязательном порядке устанавливается противовыбросовое обрудование (ПВО). Оно предназначено для герметизации устья скважины при возникновении чрезвычайных ситуаций. Открытое фонтанирование нефти может привести к пожарам и другим непредвиденным последствиям.

Рис. 1. Авария на скважине

Основным элементом ПВО является трехступенчатая система превенторов – плашечный, универсальный, вращающийся.

Плашечный превентор скважины состоит из корпуса, плашек и боковых крышек с гидроцилиндрами.

Он может быть предназначен для герметизации всей площади скважины – с глухой плашкой, и для работы при спущенных бурильных трубах для перекрытия затрубного пространства – с плашкой, вырезанной точно под размер трубы.

Рекомендуется устанавливать на скважину не менее двух перевенторов для разных ситуаций – и с глухой, и с вырезной плашкой.

Герметичность системы обеспечивается за счет уплотнительных колец.

Рис. 2. Превентор в разрезе

Управление работой превентора осуществляется дистанционно через пульт. При поломке пульта предусмотрена возможность ручного перекрытия скважины с помощью специальных штурвалов, установленных за пределами буровой системы.

Проблемы при срабатывании механизма, их причины и решение

Превеноры функционируют в агрессивных условиях окружающей среды, что оказывает значительное влияние на их работоспособность.

Во время длительного простоя узлы и детали подвергаются коррозии и разрушению.

Для обеспечения стабильного срабатывания чрезвычайно важного оборудования его элементы и механизмы обрабатывают специальными покрытиями, обладающими высокими антифрикционными и антикоррозионными свойствами.

На внутреннюю поверхность корпуса превентора и гидроцилиндры наносится антифрикционное твердосмазочное покрытие MODENGY 1014. Благодаря этому обеспечивается существенное снижение трения подвижных элементов и предотвращается налипание на корпус асфальтосмолопарафинистых отложений.

На крепежных деталях применяются MODENGY 1014 и MODENGY 1005. Они обеспечивают стабильный момент затяжки, предотвращают коррозию и облегчают процесс монтажа / демонтажа.

На поверхности деталей образуется устойчивый сухой слой, представляющий собой полимерную матрицу из частиц твердой смазки – политетрафторэтилена и дисульфида молибдена. Благодаря этому значительно увеличивается ресурс механизмов.

Покрытия остаются эффективными даже после продолжительного простоя узла. Это гарантирует правильное срабатывание герметизирующей системы в нужный момент.

Проверка превенторов на работоспособность

Превенторы являются главной частью противовыбросового оборудования. От их надежного срабатывания зависят не только материальные потери нефтедобывающей компании, но и здоровье людей и сохранность окружающей среды.

Превенторы должны подвергаться техническому осмотру каждый квартал специалистами буровой компании.

Каждые 8 лет (первый раз после 10 лет) эксплуатации превентора он подлежит обязательному освидетельствованию Ростехнадзором.

Поддержание работоспособности противовыбросового оборудования является ответственным процессом. В этом помогает применение специальных материалов, снижающих агрессивные воздействия окружающей среды и увеличивающих ресурс механизмов и деталей.

Присоединяйтесь

© 2004 – 2021 ООО «АТФ». Все авторские права защищены. ООО «АТФ» является зарегистрированной торговой маркой.

Источник

Превентор

Содержание

Разновидности превенторов

Оборудование противовыбросовое предназначено для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны окружающей среды.

В состав оборудования входят колонные фланцы, крестовины, надпревенторные катушки, система гидроуправления превенторами и задвижками, манифольд и трубопроводы, соединяющие гидроуправление, гидроуправляемые элементы.

По способу герметизации устья скважины противовыбросовое оборудование различается на:

Маркировка превенторов

Состоит из букв ОП, после чего идёт номер схемы, по которой выполнен превентор, далее условный диаметр буровой трубы в мм, потом условный проход манифольда, и расчётное рабочее давление при выбросе в атмосферах.

Технические условия эксплуатации противовыбросового оборудования и порядок его освидетельствования

Оборудование противовыбросовое работает в диапазоне температур от +55 °C до −40 °C. Превенторы подлежат обязательному техническому освидетельствованию: раз в 8 лет — Ростехнадзором, раз в квартал — техническими службами буровой эксплуатирующей компании.

Ссылки

Полезное

Смотреть что такое «Превентор» в других словарях:

превентор — приспособление, превентер Словарь русских синонимов. превентор сущ., кол во синонимов: 2 • превентер (1) • … Словарь синонимов

Превентор — (от лат. praevenio предупреждаю * a. preventor; н. Preventer, Sicherheitsschieber; ф. obturateur antieruption, vanne d eruption; и. impiderreventones) приспособление, устанавливаемое на устье скважины для герметизации и предупреждения… … Геологическая энциклопедия

превентор — Устьевое оборудование, обеспечивающее перекрытие контактным управляемым уплотнителем стволового прохода. Примечание В стволовом проходе могут находиться неподвижные или движущиеся колонны труб или тросы. [ГОСТ 28996 91] Тематики оборудование… … Справочник технического переводчика

превентор — 3.8 превентор (blowout preventor): Устьевое оборудование, обеспечивающее перекрытие контактным управляемым уплотнителем стволового прохода. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Превентор — (от лат. Praevenio предупреждаю) устройство для герметизации устья буримой скважины; служит для предотвращения открытого фонтанирования нефти или газа … Большая советская энциклопедия

ПРЕВЕНТОР — (от лат. praevenio предупреждаю) приспособление, устанавливаемое на устье буровой скважины для герметизации и предупреждения выбросов нефт. или газового фонтана. П. имеет металлич. корпус, внутри к рого размещаются подвижные плашки с уплотнениями … Большой энциклопедический политехнический словарь

превентор — прев ентор, а … Русский орфографический словарь

Превентор — ► preventer Приспособление, устанавливаемое на устье скважины для герметизации и предупреждения выброса из нее жидкости или газа. Имеет металлический корпус, внутри которого перемещаются плашки с уплотнениями для перекрытия затрубного… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

превентор — а, ч. Обладнання для герметичного перекриття устя свердловини, що буриться … Український тлумачний словник

превентор — іменник чоловічого роду, істота … Орфографічний словник української мови

Источник

Противовыбросовый превентор

В нефтегазовой отрасли негерметичная скважина может обернуться катастрофой. Не только ремонт будет стоить компании денег, но и пролитая нефть опасна как для рабочих, так и для дикой природы. Устройство, назначение которой предотвращать подобное развитие событий, называется превентор.

Установка оборудования, защищающего от разлива, относится к обязательному для монтажа на буровой установке. Работа без него не допускается. К соответствующему оборудованию относят:

Чем опасен выброс

Противовыбросовые механизмы являются одним из важнейших средств контроля скважин во время бурения и ремонтных работ. Выброс – это неконтролируемый поток газа, нефти или других скважинных жидкостей или газов в атмосферу или в подземный пласт. Он может произойти, когда пластовое давление превышает давление, приложенное к нему столбом бурового раствора.

Неконтролируемый поток опасен для жизни рабочей бригады, также он может разрушить установку для бурения скважин, привести к обширному загрязнению окружающей среды. Поток (нефть, газ, загрязненная вода) извергается из скважины, обычно с большой силой, нередко он воспламеняется, превращаясь в опасный по силе пожар, особенно если жидкость содержит горючий газ.

Правильное количество бурового раствора надлежащей плотности обычно предотвращает попадание глубинной жидкости в скважину и ее выброс. Однако, если бур входит в пласт с более высоким, чем ожидалось, давлением или если бригада позволяет уровню бурового раствора в скважине упасть, пластовое вещество может пойти в скважину, заполнив ее и вытеснив часть бурового раствора.

Виды превенторов

Как работает противовыбросового оборудование? Его задача надежно перекрыть нефтяную скважину, чтобы предотвратить ее повреждение и неконтролируемый поток вещества из глубины.

Большая заслонка в верхней части скважины перекрывает ее, если буровая бригада теряет контроль над пластовым давлением. Закрывая этот клапан (обычно управляемый дистанционно с помощью гидравлических приводов), буровики с помощью ряда мер восстанавливают контроль над пластом, проводя процедуры для увеличения плотности бурового раствора до тех пор, пока не появится возможность открыть противовыбросовый превентор при сохранении контроля давления в пласте.

Подобное оборудование отличается исполнением, размерами и значениями давления, на которое оно рассчитано.

Различные типы противовыбросовых устройств служат немного разным целям и используются по-разному. Прежде чем решить, какая разновидность требуется, сначала нужно разобраться, для чего разные механизмы служат.

Кольцевые (универсальные)

Кольцевое устройство – это большой специализированный агрегат, используемый для герметизации, контроля и мониторинга нефтяных и газовых скважин. Его принцип работы в перекрытии отверстие скважины, в которой находятся бурильная колонна. Надежность блокировки не зависит от того, какая часть бурового оборудования должна быть перекрыта (это может быть любая часть трубы или замок).

Обычно оно устанавливается над плашечными превенторами, которые образуют уплотнение в кольцевом пространстве между трубой и стволом скважины или, если трубы нет, над самим стволом скважины.

Плашечные

Под этим оборудованием понимают несколько типов устройств. Это могут быть трубный или глухой тип, либо оборудованные срезающими плашками. Принцип действия такого устройства в том, что при возникновении чрезвычайной ситуации перекусывает буровую колонну и зажимает ее плашками с гидравлическим приводом.

Превентор буровой герметизирует саму скважину, предотвращая утечку бурового раствора и попадание в нее посторонних материалов. При необходимости оно также позволяет контролировать поток жидкости. Некоторые модели оборудования включают опцию удаленного управления

Вращающиеся

Этот вид агрегатов называют также роторными герметизаторами. Их задача – установка на устье скважины, в которой вращается буровая труба, и герметизация ее.

Превенторы всех типов производятся в нашей стране. Так, завод ВолНА изготавливает плашечные и универсальные модели. Все они отвечают требованиям ГОСТ. Все они имеют небольшой вес, отличаются высокими техническими характеристиками и надежностью.

Профилактические работы

Поскольку противовыбросовые превенторы критически важны для безопасности бригады, буровой установки и самого ствола скважины очень важна правильная установка согласно монтажной схеме. Эти устройства проверяются, испытываются и ремонтируются через регулярные промежутки времени, определяемые сочетанием оценки рисков, местной практики, типа скважины и требований законодательства.

Испытания оборудования варьируется от ежедневных на критических скважинах до ежемесячных или менее частых испытаний для мест добычи, которые, как считается, имеют низкую вероятность проблем с контролем.

Источник

Устройство и принцип действия превенторов

Превентор, выпускаемый ВЗБТ (рис. ХШ.2) состоит из стального литого корпуса 7, к которому на шпильках крепятся крышки / четырех гидравлических цилиндров 2. В полости А цилиндра 2 размещен главный поршень 3, укрепленный на што­ке 6. Внутри поршня размещен вспомогательный поршень 4, служащий для фиксации плашек 10 в закрытом состоянии от­верстия Г ствола скважины. Для закрытия отверстия плашками жидкость, управляющая их работой, поступает в полость А, под действием давления которой поршень перемещается слева на­право.

Вспомогательный поршень 4 также перемещается вправо, и в конечном положении он нажимает на кольцо-защелку 5 и фиксирует тем самым плашки 10 в закрытом состоянии, что исключает самопроизвольное их открытие. Чтобы открыть от­верстие Г ствола, надо передвинуть плашки влево. Для этого управляющая жидкость должна быть подана под давлением в полость В, которая перемещает вспомогательный поршень 4 по штоку 6 влево и открывает защелку 5. Этот поршень, дойдя до упора в главный поршень 3, передвигает его влево, тем са­мым раскрывая плашки. При этом управляющая жидкость, на­ходящаяся в полости Ј, выжимается в систему управления.

Как видно, плашечный превентор с гидравлическим управ­лением должен иметь две линии управления: одну для управ­ления фиксацией положения плашек, вторую для их перемеще­ния. Превенторы с гидравлическим управлением в основном применяют при бурении на море. В ряде случаев нижний пре­вентор оборудуется плашками со срезающими ножами для пе­ререзания находящейся в скважине колонны труб.

Для бурения на суше применяют в основном однокорпусные плашечные превенторы с двойной системой перемещения пла­шек: гидравлической и механической без системы гидравличе­ского управления их фиксацией. По конструкции эти превенто­ры (рис. XIII.3) значительно проще. Такой превентор состоит из корпуса 2, внутри которого помещаются плашки и крышки с гидроцилиндрами 1 и 5. Корпус 2 представляет собой сталь­ную отливку коробчатого сечения, имеющую проходное верти­кальное отверстие диаметром Dи сквозную горизонтальную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Пере­крывающие устье скважины плашки комплектуются под опре­деленный размер трубы. При отсутствии в скважине бурильных труб устье перекрывается глухими плашками.

Плашки превентора разъемной конструкции состоят из кор­пуса 9, сменных вкладышей 11 и резинового уплотнения 10. Плашку в собранном виде насаживают на Г-образный паз а штока 7 и вставляют в корпус превентора. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками гидроцилинд­ров / и 5, шарнирно подвешенными на корпусе. Крышка к кор­пусу крепится болтами 4.

Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непо­средственного воздействия гидравлического усилия на уплот­няющий элемент, либо вследствие воздействия этого усилия на уплотнение через специальный кольцевой поршень.

Универсальные превенторы со сферическим уплотняющим элементом и с коническим уплотнителем изготовляет ВЗБТ.

Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия (рис. XIII.4) состоит из корпуса 3, кольцевого плунжера 5 и кольцевого резинометал-лического сферического уплотнителя /. Уплотнитель имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двухтаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плун­жер 5 ступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотни­тель / фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4. Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры А и Б, изолированные друг от друга манжетами плун­жера.

При подаче рабочей жидкости под плунжер 5 через отвер­стие в корпусе превентора плунжер перемещается вверх и об­жимает по сфере уплотнение / так, что оно расширяется к цент­ру и обжимает трубу, находящуюся внутри кольцевого уплот­нения. При этом давление бурового раствора в скважине будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в сква­жине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отвер­стие. Верхняя камера Б служит для открытия превентора. При нагнетании в нее масла плунжер движется вниз, вытесняя жид­кость из камеры А в сливную линию. Уплотнитель расширяется и принимает прежнюю форму.

Кольцевой уплотнитель позволяет:

протаскивать колонны общей длиной до 2000 м с замками или муфтами с конусными фасками под углом 18°;

расхаживать и проворачивать колонны;

многократно открывать и закрывать превентор.

Конструкция превентора допускает замену уплотнителя без его демонтажа. Управление универсальным превентором может осуществляться либо с помощью ручного плунжерного насоса, либо с помощью насоса с электроприводом. Время закрытия универсального превентора гидроприводом 10

Вращающийся превентор применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую тру­бу, замок или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газо­образным агентом, с равновес­ной системой гидростатическо­го давления на пласт, опробо­вать пласты в процессе газо­проявлений.

Источник

Хочу сразу сказать, что мои статьи носят характер научпопа и дают обобщённое и краткое представление о теории и практике работы нефтяной промышленности, поэтому многие останется за рамками статьи, думаю коллеги отнесутся с пониманием, а тем, кто не связан с нефтяной промышленностью эти статьи будут понятны и интересны. При том я стараюсь упрощать материал и использовать терминологию по минимуму.

В первой части я остановился на причинах возникновения ГНВП и написал, что с любым проявлением легко справиться при появлении первых признаков, но если упустить этот момент, то потом зачастую бывает поздно и дело может закончится нерегулируемым выбросом пластового флюида – открытым фонтаном, который кроме экологического загрязнения наносит многомиллионный ущерб и крайне опасен, т. к. может загореться и это неизбежно приведет к человеческим жертвам.

Поэтому самое главное правило контроля скважины во время ГНВП – обратить внимание на появление первичных признаков и при их появлении немедленно загерметизировать устье, а уже потом проводить работы по борьбе с ними.

Давайте разберем, какие признаки ГНВП бывают. Они бывают прямые и косвенные. Начнем с прямых:

1. Выделение на устье газа, перелив жидкости из скважины

2. Повышение скорости выходящего потока жидкости и увеличение объема. Это хорошо видно при промывке скважины, бурении и пр. Если мы закачиваем в скважину, предположим, один кубический метр, а на выходе получаем полтора, то скважина начала работать

3. Повышение газосодержания промывочной жидкости

1. Увеличение механической проходки (бурения) скважины

2. Изменение параметров технологической жидкости. Т. е. если мы бурим (промываем, райбируем, фрезеруем и тд.) и это сопровождается циркуляцией жидкости, то нужно измерять плотность и вязкость жидкости. Если ее плотность и вязкость снижается, то это практически сто процентов, что в нее поступает скважинный флюид

3. Изменение давления на насосах

После появления прямых признаков ГНВП необходимо сразу герметизировать устье, а при косвенных надо усилить контроль. Но это в теории. А на практике может быть бригада дуболомов, которых набрали по объявлению, они просто не могут до последнего обращать внимания, пока скважина не начнет плеваться. Или все видят прекрасно, что начались проявления, но по команде сверху (стране нужна нефть, нужны скважинооперации, потому что за это дает денюжки заказчик), да и сами рабочие торопятся и работают до последнего( да как-нибудь спустим, осталось ерунда, а потом отдыхать), пока не начнется выброс.

Для герметизации устья при ГНВП используется противовыбросовое оборудование (ПВО). Оно эффективно при появлении первых признаков ГНВП, выбросе, но если начался открытый фонтан, то использовать его бесполезно. Более того, нередко его расстреливают из пушки или танка, чтобы можно было его снять и сбить пламя.

Комплект противовыбросового оборудования сам по себе невелик, по крайней мере в КРС. В его входят превентор и специальная запорная компоновка, комплект герметизирующего оборудования (КГОМ), состоящий из основания (катушки) и нескольких типов вставок, манифольдных линий и блока дросселирования. При этом основа основ ПВО – это превентор и запорная компоновка, часто используют и КГОМ, а вот манифольд (система трубопроводов высокого давления) и блок дросселирования используют далеко не всегда.

Практически любому ремонту скважины предшествует ее глушение, потом монтируют подъемник, с помощью которого и производят ремонт, а потом монтируют ПВО и только после этого приступают к ремонту.

При этом ПВО ставят не наобум, а по строго определенной схеме монтажа (обвязки устья) ПВО, которые были еще разработаны в советские времена: http://www.gosthelp.ru/text/GOST1386290Oborudovaniepr.html

Эти схемы утверждаются противофонтанной службой региона. Единственно, что непонятно для меня, почему для скважин одной категории в разных регионах схемы обвязки разные. Например, в Оренбуржье у нас монтаж ПВО превращался в мучение, мы тянули по схеме №1 выкидную трубу длинной сто метров, ставили блок дросселирования, отбойные щиты, делали дистанционные тяги к превентору, а на северных месторождениях нет ни выкидных линий, ни дистанционных тяг, ни отбойных щитов (только при ПВР). Думаю, что все упирается в банальную экономию времени и средств

В бурении ставят сразу два превентора, на самом верху всегда находится универсальный или кольцевой превентор, он имеет округлую форму и состоит из стального корпуса, в полости которого находится мощное кольцевое упругое резиновое уплотнение. Под уплотнением находится гидравлический поршень, который гидравлическим давлением поднимается наверх, сжимая уплотнитель, который, в свою очередь, обхватывает буровую трубу, создавая изоляцию. Отличительная черта этого типа превентора заключается в том, что благодаря эластичности уплотнителя превентор может быть закрыт на трубах различного диаметра или замках.

Еще одной отличительной чертой кольцевого превентора является то, что он позволяет протаскивание трубы через закрытый превентор (до износа уплотнителя можно протащить до 2500 метров труб), что немаловажно при попадании в пласты с высоким давлением, а также он позволяет проворачивать буровую колонну.

Превентор универсальный в разрезе, виден бронзовый уплотнительный поршень

Принцип работы гидравлического превентора, видео дурацкое, но другого не нашел

В КРС чаще всего используются превентор ППШР-2фТ (Превентор плашечно-шиберный двухфланцевый) и ПП-2-ФТ (превентор плашечный сдвоенный)

А так он выглядит в реальности. Ну никакой романтики

Принцип работы превентора достаточно прост. Превентор имеет осевой канал для прохода НКТ. Внутри корпуса располагается плашечный затвор, состоящий из двух плашек. Трубные плашки герметизируют трубы НКТ по наружному диаметру, а шиберная пластина или глухие плашки перекрывает стволовой проход превентора при отсутствии в скважине труб НКТ.

Винты приводов имеют снаружи квадратные торцы для установки штурвалов или дистанционного управления и две проточки для визуального контроля положения плашек и шиберной пластины. Плашки превентора передвигаются по полозьям в корпусе независимо друг от друга, при вращении соответствующего штурвала механизма привода.

Максимальное смещение при герметизации трубы, от центра допускается 3 – 5 мм. При вращении штурвала по часовой стрелке винт привода плашки выкручивает толкатель, который придает плашке поступательное движение к центру. Вторая плашка приводится в движение вращением второго штурвала, расположенного с другой стороны превентора на том же уровне.

Общий принцип работы превентора

Глухие плашки монтируются в превенторе ПП-2-ФТ, а в превенторе ППШР-2фТ вместо глухих плашек шибер

На сегодня все, осталась третья, заключительная часть

Наука | Научпоп

6.1K поста 69.3K подписчиков

Правила сообщества

ВНИМАНИЕ! В связи с новой волной пандемии и шумом вокруг вакцинации агрессивные антивакцинаторы банятся без предупреждения, а их особенно мракобесные комментарии — скрываются.

Основные условия публикации

— Посты должны иметь отношение к науке, актуальным открытиям или жизни научного сообщества и содержать ссылки на авторитетный источник.

— Посты должны по возможности избегать кликбейта и броских фраз, вводящих в заблуждение.

— Научные статьи должны сопровождаться описанием исследования, доступным на популярном уровне. Слишком профессиональный материал может быть отклонён.

— Видеоматериалы должны иметь описание.

— Названия должны отражать суть исследования.

— Если пост содержит материал, оригинал которого написан или снят на иностранном языке, русская версия должна содержать все основные положения.

Не принимаются к публикации

— Точные или урезанные копии журнальных и газетных статей. Посты о последних достижениях науки должны содержать ваш разъясняющий комментарий или представлять обзоры нескольких статей.

— Юмористические посты, представляющие также точные и урезанные копии из популярных источников, цитаты сборников. Научный юмор приветствуется, но должен публиковаться большими порциями, а не набивать рейтинг единичными цитатами огромного сборника.

— Посты с вопросами околонаучного, но базового уровня, просьбы о помощи в решении задач и проведении исследований отправляются в общую ленту. По возможности модерация сообщества даст свой ответ.

— Оскорбления, выраженные лично пользователю или категории пользователей.

— Попытки использовать сообщество для рекламы.

— Многократные попытки публикации материалов, не удовлетворяющих правилам.

— Нарушение правил сайта в целом.

Окончательное решение по соответствию поста или комментария правилам принимается модерацией сообщества. Просьбы о разбане и жалобы на модерацию принимает администратор сообщества. Жалобы на администратора принимает @SupportComunity и общество пикабу.

У нас щас новая фишка от суперов- все превентора должны быть с обогревом. Мопов у нас мало так что монтируем рубашки подогрева и подрубаем к ним обратку с гкш. Поскольку в минус 30 гидравлика чуть тёплая то и превентора во льду

Я правильно понял что без превентора скважин в принципе не может быть, и без него работы на скважине просто напросто запрещены?

Нефтяные истории

Вот такая херня. Ты работу сделай сегодня, а мы тебе заплатим потом. Может быть если не забудем.

Был некоторый спад в работе, второй месяц подряд. Экономиста это начало задевать, мол за что им платить 3,5 в день, когда они работают всего десять раз в месяц.

Опытные люди сказали, чтобы не лез, куда не нужно. Сегодня десять в месяц, а через месяц будет по три операции в день. Одна скважинооперация приносит 200-500 тысяч, даже с учётом техники окупается зарплата многократно.

Люди стали возмущаться и увольняться. Он продолжал гнуть свое, наберём новых. Но их не так уж легко набрать, особенно надёжных, проверенных, опытных. Начальство недовольно.

Начинается разбор полётов, как такое вышло, почему раньше такого не было. Экономист предстаёт перед светлыми очами генерального директора, после чего сова улетает в неизвестном направлении с заявлением. Оплату возвращают по прежней схеме, за смену, неважно, была работа или нет. Но чтобы привлечь людей, пришлось её поднять до 4 тысяч. Сэкономили

Интересное рассуждение мудрого человека

«Первая советская нефть пошла за границу в конце 1960-х или начале 1970-х. И мы вдруг выяснили, что фантастически богаты. Но жили же мы без этих нефти и газа, и стали при этом мощнейшей мировой державой»

Оборудование для добычи нефти)

Вобщем это УЭЦН (установка электро центробежного насоса).
Если можно так выразиться,это модульная конструкция,которая позволяет добывать от 16 до 1800 тон жидкости в сутки.(в зависимости от конфигурации,параметров скважины и пожеланий заказчиков).

Сравнительно ШГН (Штанговый Глубинный Насос,та самая «качалка» вдоль дороги,добывает не более 15 тон в сутки.)

Учите английский и впахивайте: шесть советов новичкам от нефтяника с 30-летним стажем

Привет. Это очередной материал от NEFT.media. Мы не раз видели на «Пикабу» вопросы от начинающих нефтяников, как строить карьеру, на что ориентироваться. И поговорили с одним из опытных супервайзеров. Если хотите не голословно поспорить с героем, а поделиться собственным опытом — будем рады записать вашу историю. Контакты оставим внизу.

Вадим Ильин — выпускник Уфимского нефтяного института. С 1997 года работал на вахтах в Объединенных Арабских Эмиратах, Йемене, Ливии и Ираке, на разных предприятиях, от «Когалымнефтегаза» и «Русского сервиса» до зарубежных представительств «Лукойла» и Halliburton. Из помощника бурильщика третьего разряда дорос до супервайзера, которому платили 1 тыс. долларов в день. На этом фото Вадим в центре в сером комбинезоне.

Стремитесь туда, где лучше

В середине 1990-х на русский север стали заходить иностранные подрядчики со своим оборудованием. На одной их базе я увидел красивый красный подъемник с белой мачтой. По сравнению с грязным, измазанным в мазуте оборудованием русских сервисных компаний это было как небо и земля. Я тогда сразу понял: вот тут хочу работать — и я тут буду работать.

Тогда зарубежные компании как раз внедряли программы интеграции и набирали персонал из местных русских ребят. Наши видели, что иностранцы работают как бешеные, и не очень сильно туда стремились. А мне терять было нечего: я четко понимал, что в иностранных компаниях есть какое-то будущее.

Позже, когда уже начал работать за границей, мне объяснили: надо всегда искать место, где лучше, и это нормально. Не нормально, если ты всегда и всем доволен.

Руководство компаний прекрасно знает, что сотрудники постоянно в поисках более высокой позиции и лучшего места. Никто не расценит ваш уход как предательство. Поэтому, даже если у вас сейчас есть работа, всегда присматривайтесь к новым горизонтам.

Моя первая должность в зарубежной компании называлась rust about — «ржавчина вокруг» (прим. ред. — возможно, герой так шутит, потому что должность разнорабочего называется roustabout). Это самая низовая позиция в бригаде: нужно было мыть, убирать и драить оборудование. В трудовой было написано, что я оператор подземного ремонта скважин пятого разряда. Впахивать действительно пришлось: у нас была 12-часовая смена, с 6:00 до 18:00.

На всех низовых позициях работали русские. Я попал туда с другом — возможно, поэтому вдвоем нам было легче. Мы освоили некоторые технологии, научились работать на импортном оборудовании и примерно через год начали постепенно заменять иностранный персонал. Из rust about я дорос до рабочего на площадке — floor man, потом до верхового — derrick man, а в итоге стал ассистентом бурильщика.

Меня повышали как раз потому, что в какой-то момент у меня включались мозги. Я пытался понять, куда мы идем, в чем моя задача и как ее правильнее сделать. Если ты не тормоз, всегда сможешь вырасти и чего-то достичь. Все зависит только от твоей соображалки и личных качеств.

Меня всегда вот что поражало: везде, в каких бы зарубежных компаниях я ни работал, нет этого нашего русского «надо сачкануть», перекурить, пойти покушать.

Там все работают. А покурить или поесть — если будет время. Поэтому они так хорошо зарабатывают. Вывод: если хочешь, чтоб тебе платили, ты должен хорошо работать и отдаваться этой работе.

Помню случай с севера, когда мы занимались ремонтом скважин. Это не непрерывный процесс и время на перекуры было всегда. Однажды из Соединенных Штатов прилетел новый бурильщик, и я заметил, что он набирает сэндвичи с собой. Я тогда удивился — зачем, ведь мы вернемся на обед. А он: «А ты откуда знаешь? Вдруг времени не будет?» Для него было очевидно: если по контракту положено работать 12 часов, ты должен работать 12 часов, а не бегать в столовую кушать. Я у них очень быстро этому научился.

Молодежь часто спрашивает, как попасть на работу в зарубежную компанию. Элементарно: учите английский! На производстве с вами никто по-русски говорить не будет. Сегодня возможностей выучить язык намного больше, чем раньше. Я учил английский по старой, купленной с рук книжке Драгункина и сына потом по ней научил. Всем ее рекомендую.

Я научился понимать иностранцев на слух где-то через год. В бытовке, на перекурах говорили о быте, о жизни — практика была обалденная.

Если поставить такую задачу — можно уже через полгода все понимать, а через год заговорить. Хотя акцент, конечно, останется.

Не бойтесь увольнения

Нужно четко понимать: в любой западной компании в любой момент тебя могут уволить. Ничего личного — просто бизнес.

Я сам попал в такую историю, когда в нулевых началось повальное сокращение персонала в Halliburton. Никто не разбирался кто я и откуда: я просто оказался в категории людей, подлежащих сокращению. Да, все было по-человечески, мне выплатили деньги. Но что дальше? «Не знаем, давай, до свидания».

Я знаю много русских ребят, которых западные компании взяли еще студентами и вкладывались в них нуля — курсы, тренинги, летние стажировки. Но все равно они потом попали под сокращение. Если тебя считают нужным сократить — тебя сократят, несмотря ни на твои заслуги, ни на то, сколько денег в тебя вложили. В то же время, если ты остался без работы, за полгода без проблем сможешь найти новую. Мне постоянно писали и предлагали разные проекты. Грамотный специалист без работы не останется.

Я не верю в разговоры про грамотно составленное резюме, после которого тебя сразу куда-то возьмут. Возможно, один раз это и правда сработает. Но вообще на хорошие должности людей с улицы не подбирают. В основном все продвигаются благодаря личным контактам: тебя кому-то рекомендуют. Отсюда вывод: просто будь человеком и поддерживай со всеми нормальные отношения.

Если у вас есть свой опыт в нефтянке — хоть позитивный, хоть негативный — смело пишите нам. Это можно сделать в инстаграме Neft.media или связаться с нашими журналистами по электропочтам shatalova@neft.media и kuznetsov@neft.media.

На нефтяном трубопроводе в Мексиканском заливе вспыхнул пожар

Автор пишет, что от писем с рацпредложениями в нефтяные компании нет никакой реакции. Вполне возможно, что в Татнефти письма таки читают. =)

Следом идет патентная заявка от АО Татнефть от 28.02.2019 ( https://i.moscow/patents/RU2713287C1_20200204 ).

Я технически в этом ничего не понимаю, но разделы Реферат и Формула изобретения совпадают слово в слово.

Интересно услушать комментарии юристов по патентному праву.

Поиск и разведка нефтегазовых месторождений на европейском Севере

Ненецкий автономный округ занимает четвёртое место в России по запасам нефти. В регионе насчитывается 93 месторождения углеводородного сырья. Большие запасы обусловлены тем, что территория округа – это северная часть Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, занимающей территорию около 600 тыс. км² (сопоставимо с площадью Украины).

За счёт того, что продуктивные пласты залегают относительно неглубоко, разработка месторождений в Ненецком АО является высоко рентабельной. При этом разведанные запасы нефти в регионе выработаны только на четверть, а газа – не более, чем на 1,5%. Поиском и разведкой месторождений углеводородов в этом регионе занимается ПАО «ГЕОТЕК Сейсморазведка», одна из крупнейших геологоразведочных компаний в мире. В этом сезоне специалисты компании завершают двухгодичную разведку Ванейвисского и Лаявожского нефтегазоконденсатных месторождений по заказу компании «Газпром».

Ненецкий автономный округ, расположенный преимущественно в субарктической зоне, богат и другими полезными ископаемыми. Помимо нефти, газа и газового конденсата, здесь обнаружены золото, алмазы, марганец, медь, никель, а также агаты и флюорит.

Ванейвисское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1973 году, располагается в 47 километрах от Нарьян-Мара, столицы региона. Это третье по запасам газа месторождение в регионе, освоение и разработка которого еще не начаты.

База сейсморазведочной партии №100 «ГЕОТЕК Сейсморазведка», которая в этом сезоне завершает работы на Лаявожском и Ванейвисском месторождениях общей площадью более 600 км².

Полевой лагерь: жилые и производственные вагон-дома на санях – «балки», полностью оснащенные для комфортного проживания и работы при минусовых температурах и шквальных ветрах. Работники партии, более 250 человек. Большая часть из них приезжают из Республики Коми и Ненецкого АО.

Сейсморазведка в тундре зимой требует использования специальной техники. Один из незаменимых помощников – многоцелевой тягач МТЛБ.

Гусеничный транспортер ГАЗ-34039 (на переднем плане) – ещё одна машина повышенной проходимости, которая оптимально подходит для эксплуатации за Полярным кругом.

Большеземельская тундра. Климат Ненецкого округа в основном субарктический, континентальный. Он определяется наличием многолетней мерзлоты, близостью холодного моря, обилием заливов, рек, болот и озёр. В целом, для округа характерна длительная зима, короткое лето, сильные ветра и небольшая величина снежного покрова.

Топографы осуществляют вынос в натуру с одновременной привязкой пунктов геофизических наблюдений и закрепляют их на местности вешками.

Контроллер современной двухчастотной навигационной спутниковой системы GPS/GLONASS, позволяющей в режиме RTK (Real Time Kinematic) определять положение точек геофизических наблюдений с сантиметровой точностью.

В результате получается такая «сетка» 300х300 метров. Площадь исследований, расчерченная сейсмопрофилями.

Идущие следом за топографами самоходные буровые станки осуществляют бурение взрывных скважин.

Вращательное роторное шнековое бурение.

Установка сейсмоприёмников. Зарегистрированные ими колебания – сейсмограммы, обрабатываются специальными вычислительными комплексами. После геолого-геофизической интерпретации эта информация дает представление о строении земной толщи и наиболее перспективных для скопления углеводородов участках – залежах.

«Сейсмокосы». По-научному: четырехканальное звено полевой телеметрической системы сбора данных. Синие коробки – FDU (Field Digital Unit), полевые цифровые модули, каждый из которых – маленький, но мощный компьютер, преобразующий аналоговый сигнал датчиков в цифровую кодовую последовательность и передающий данные по цифровому кабелю в реальном времени с частотой дискретизации 2 мс.

Возвращение техники в партию с ночной смены.

Правда ли, что нефть образовалась из останков динозавров?

Нередко пишут о том, что в образовании «чёрного золота» важнейшую роль сыграли продукты разложения древних обитателей нашей планеты — динозавров. Мы проверили, так ли это.

(Для ЛЛ: существуют разные теории, но. нет)

Об этом занимательном факте можно прочитать на экономическом портале «Кто в курсе», в учебном курсе для начальных классов «Рыбы, ископаемые и топливо» от Общества инженеров-нефтяников, в повести Виктора Пелевина «Македонская критика французской мысли» и многих других источниках. Распространено подобное мнение и на Западе, где упоминается в образовательных блогах. И в российских, и в зарубежных источниках приводятся свидетельства того, что эта информация долгое время преподавалась в средних школах.
Также в Сети распространён мем:

Учёные до сих пор не пришли к единому мнению о том, как образовалась нефть. Существуют две принципиально разные теории её происхождения. Согласно первой — органической, или биогенной, — основой для нефти стали останки древних организмов и растений, которые на протяжении миллионов лет осаждались на дне морей или покрывались слоями на континенте. Затем, после переработки микроорганизмами и под воздействием температуры и давления, они сформировали богатые органическим веществом нефтематеринские (способные рождать нефть) породы.

Породы эти могут стать основой для нефти в так называемом нефтяном окне — зоне на глубине 1,6–4,6 км с температурой от 60 до 150 °C. В верхней его части температура недостаточно высока, и нефть получается «тяжёлой»: вязкой, густой, с высоким содержанием смол и асфальтенов. Внизу же температура пластов поднимается настолько, что молекулы органического вещества дробятся на самые простые углеводороды — образуется природный газ. Затем под воздействием различных сил углеводороды мигрируют из нефтематеринского пласта в выше- или нижележащие породы.

Из этого короткого описания может сложиться ложное ощущение скоротечности процесса образования нефти из органических останков. На самом деле он, по расчётам учёных, занимает в среднем от 10 до 60 млн лет.

❗️ Другое дело — искусственные условия: если для органического вещества создать соответствующий температурный режим, то на его переход в растворимое состояние с образованием всех основных классов углеводородов достаточно часа. Подобные опыты сторонники органической гипотезы толкуют в свою пользу: преобразование органики в нефть налицо.

В пользу биогенного происхождения нефти есть и другие аргументы. Так, большинство промышленных скоплений нефти соседствуют с осадочными породами. Мало того, живая материя и нефть сходны по элементному и изотопному составу. В частности, в большинстве нефтяных месторождений обнаруживаются биомаркеры — например, пигменты хлорофилла, широко распространённые в живой природе. Ещё более убедительным можно считать совпадение изотопного состава углерода в биомаркерах и других углеводородах нефти. Всё это делает органическую теорию происхождения вещи значительно более популярной в современной науке.

Однако и сторонники неорганической теории приводят ряд аргументов в пользу своей точки зрения. Версий неорганического происхождения нефти в недрах земли и других космических тел много, но все они опираются на одни и те же факты.

Во-первых, многие (хотя и не все) месторождения связаны с зонами разломов. Через эти разломы, по мнению сторонников неорганической концепции, нефть и поднимается с больших глубин ближе к поверхности Земли. Во-вторых, месторождения нефти встречаются не только в осадочных, но и в магматических и метаморфических горных породах (хотя они могли оказаться там и в результате миграции). Кроме того, углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов. Наконец, третий, наиболее весомый аргумент в пользу неорганической теории состоит в том, что углеводороды есть не только на Земле, но и в метеоритах, хвостах комет, атмосферах других планет и рассеянном космическом веществе. Так, присутствие метана отмечено на Юпитере, Сатурне, Уране и Нептуне. На Титане, спутнике Сатурна, есть реки и озёра из смеси метана, этана, пропана, этилена и ацетилена. А поскольку считается, что за пределами Земли на данный момент нет жизни, сторонники неорганической теории этим доказывают, что углеводороды вполне обходятся и без органики.

Очевидно, что посильный вклад динозавров в образование нефти может рассматриваться только в рамках первой теории — органической. Однако против этого есть два серьёзных аргумента.

1. Согласно господствующей сегодня концепции, нефть существовала в течение львиной доли времени существования нашей планеты (4 млрд лет). В пользу этого, помимо технических выкладок, говорят многочисленные находки. Например, в 1998 году в Австралии крошечные капли нефти были обнаружены внутри скальных пород, возраст окончательного образования которых доходит до 3,8 млрд лет. В то же время динозавры (кроме так называемых птичьих) просуществовали с отметки примерно в 250 млн лет назад до отметки в 66 млн лет назад. Иными словами, если всю историю существования нефти разбить на 16 равных отрезков, то динозавры попадут в последний, 16-й. Без них нефть вполне удачно образовывалась, хотя немалая часть существующих запасов нефти и появилась в последний отрезок.

2. Животные не составляют и 1% от общей биомассы Земли. Таков расклад сейчас, таким он был, если верить специалистам, и миллионы лет назад. По мнению ученых, исходным материалом для образования нефти служили и продолжают служить микроорганизмы, населяющие прибрежные морские воды, — планктон, 90% которого составляет фитопланктон. Иными словами, нефть — это в первую очередь результат разложения растений, а во вторую (или даже десятую) — животных, и то преимущественно мелких, но почти обязательно морских.

Таким образом, официальная наука не позволяет говорить о каком-то мало-мальски заметном участии динозавров в образовании нефти. В то же время опровергнуть наличие хотя бы микроскопической роли этих животных в процессе тоже невозможно.

Откуда же вообще возникло всеобщее заблуждение «нефть — из динозавров»? Современные исследования говорят о том, что оно могло стать результатом обширной рекламной кампании нефтяной корпорации Sinclair Oil, начавшейся в 1930-е годы в США. Корпорация спонсировала археологические раскопки динозавров, отправляла гигантские модели этих созданий на Всемирные выставки в Чикаго и Нью-Йорке, не говоря о всевозможной символике и сувенирах.

И по сей день динозавр Дино украшает логотип корпорации, в чём-то способствуя жизни этого мифа.

В Нижегородской области вор сдал на металлолом 10-миллионное оборудование нефтяников за 50 тысяч рублей

Питерской конторе надобно было перевезти подвесное оборудование от трубогибочной машины. Дорогущий (160 лямов) станок доверили переправить из Твери в Новый Уренгой знакомой логистической компании. Но на такую махину нужно три фуры, потому к работе подключили трёх ИПэшников.

С первыми двумя проблем не было. А вот третий со своей долей доехал только до Нижегородской области. Точнее, до пункта вторчермета. Там он толкнул деталь за 56к рублей (при её стоимости в 10 миллионов). В питерской компании о пропаже прознали, а дальше — полиция, беготня, опрос работников в пункте приёма. Там подтвердили, что был тут недавно гражданин, сдавший штучку на 56к, — карты сложились. Жулика усиленно ищут.

Тем временем в Новом Уренгое у нефтяников встала работа — без этой части станок не имеет смысла.

Просто о сложном: проницаемость коллекторов

Под проницаемостью коллектора понимается способность пористой горной породы пропускать сквозь себя жидкость или газ при разнице давлений.

Надо понимать, что непроницаемых пород не существует. При сверхвысоких давлениях все горные породы способны пропускать через себя жидкость и газ. Но вот в реальных условиях такие давления неосуществимы. Некоторые породы с мелкими порами, плотной упакованной структурой, такие как глины с упорядоченной пакетной упаковкой, мергели, глинистые сланцы практически непроницаемы, не смотря на то, что их пористость может быть высокой. А вот породы с крупными порами, например известняки, доломиты, песчаники хорошо проницаемы для нефти, воды и/или газа

Проницаемость горных пород при линейной фильтрации описывается законом Дарси. Был такой ученый Анри Фелибер Гаспар Дарси, который изучал гидравлику и описал закономерности движения жидкости в пористой среде. Также в честь него названа внесистемная единица проницаемости. 1 Дарси (Д) соответствует проницаемости горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1 см2, при ламинарном (струйном, линейном, без завихрений и пульсаций) режиме фильтрации, при перепаде давления в 1 атм на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см3 жидкости, вязкость которой 1 сП (сантипуаз, примерно равен динамической вязкости воды).

Хоть единица и внесистемная, есть и дольные единицы, чаще всего применяется для измерения проницаемости используют тысячную долю миллидарси (мД).

За свой вклад в науку Анри Дарси был удостоен памятника во французском Дижоне

Различают абсолютную, фазовую и относительную проницаемость.

В реальных условиях породы насыщены не исключительно нефтью, а сложной смесью нефти, воды и газа (флюидом), то есть представляют собой многофазную систему.

Просто о сложном. Нефть, природный газ и газовый конденсат

Пришло время рассказать подробнее про них

Начну с нефти, кто ее не видел может посмотреть, что она из себя представляет (видео мое)

Разрядка скважины, на выходе попутный газ (видео мое)

Газ может быть свободным, часть газа растворена в нефти, он выделяется из нее при добыче, такой газ называют попутным. Но больше всего газа в связанной с водой твердой форме, напоминающей снег или лёд. Такая форма газа называется газовым гидратом

Если интересуют подробности, то можно прочитать эти статьи:
Легко ли добыть нефть. Природный газ

Просто о сложном. Как под землей залегает нефть

При словах «нефтяное месторождение» многие представляют огромные озера нефти, которые расположены глубоко под землей. Примерно как в этой иллюстрации

В реальности эта порода выглядит так

Керн из известнякового коллектора

Пористость пород обеспечивает фильтрационно-емкостные свойства пласта, которые определяются пористостью и проницаемостью.

Венесуэльское битумное озеро Пич-Лейк

Сам по себе битум тое является ценным сырьем, но явно уступает нефти и гораздо дороже в переработке. И чтобы не произошло такого казуса, вторым обязательным условием сохранения нефти и газа под землей является наличие пород-покрышек, или как их еще называют флюидоупор.

В следующей статье я напишу о строении, типах месторождений и как измеряют их запасы

Как нефтянику правильно ходить в туалет

Вот такие инструкции у нас на работе повесили во всех кабинках)

Где и сколько добывают нефти в России

Добыча иностранными компаниями ведется только в рамках соглашения о разделе продукции (СРП) и составляет порядка 3,5% добываемой нефти в России
12 компаний добывают 89 % всей российской нефти, а остальные 324 – всего 11%. Многие мелкие компании, например, оренбургская Преображенскнефть, эксплуатируют 1-3 небольших месторождения.

Добыча нефти ведется в 34 регионах России, но сосредоточена крайне неравномерно.

Основа российской нефтяной промышленности – Западная Сибирь. Главный регион – ХМАО. Но в ХМАО большинство месторождений сильно истощены, поэтому добыча нефти в нем медленно, но стабильно снижается. Сорок лет назад в нем добывали 60 % всей нефти РСФСР, но в прошлом году в нем добыли 51% российской нефти.

Второй регион по объемам добываемой нефти – ЯНАО. Добыча нефти в нем относительно невелика, в прошлом году добыли почти 9% всей нефти, но в добыче газа это лидер, который вырывается на корпус вперед – свыше 80% всего нашего газа добывают именно там.

Следующий район нефтедобычи – это «второй Баку». Так называют Урало-Поволжье, добывать нефть в котором начали еще до войны, в тридцатых годах. Здесь имеются два лидера: Татарстан и Оренбургская область, которые попеременно разделяют третье и четвертое место по нефтедобыче. В прошлом году пальма первенства безоговорочно принадлежала Татарстану, там добыли 37 миллионов тонн нефти.

Очень хорошим потенциалом обладает Астраханская область, только на шельфе Каспийского моря имеется порядка миллиарда тонн, но ввиду того, что добыча там сопровождается большими сложностями (много сероводорода, большие глубины, трудности морской добычи) добыча ведется там довольно медленно, порядка 6-7 миллионов тонн ежегодно.
Также неплохо ведется добыча в Самарской области и Башкортостане, в других регионах добыча ниже (Удмуртия, Чувашия, Пермский край).

Третьим районом добычи нефти является Тимано-Печерская нефтегазносная провинция. Добыча там осуществляется в двух регионах: Республике Коми и находящемся за полярным кругом в сложных погодных условиях – Ненецком автономном округе (НАО). Если добыча нефти в Коми достигла пика в 1980-х годах, то в НАО добыча начала развиваться только в 1990-х годах из-за прихода иностранных инвесторов в рамках соглашения о разделе продукции. В Тимано-Печоре добывается 5,5% от добычи в стране.

Самым старым районом нефтедобычи в России является Сереный Кавказ, где добыча нефти ведется более ста лет. В результате добыча в нем совсем невелика, не более 0,3% всей добычи, в основном в Краснодарском крае и Ставрополье, а в Чечне, Ингушетии и Дагестане добыча нефти снизилась до нескольких сотен тонн. Знаменитые некогда Грозненские промыслы, к которым рвался Гитлер, дают всего 202 тонны нефти в день. Примерно такая же ситуация в Калмыкии, правда там объемы добываемой нефти всегда были невелики.

Наиболее же молодым регионом по добыче нефти является Восточная Сибирь и Дальний восток. Месторождения были открыты там давно, но ввиду труднодоступности района и практически полного отсутствия инфраструктуры добыча велась в промышленных масштабах только на Сахалине. Но после распада СССР у нас появился новый друг –Китай с его огромным рынком. В результате была распечатана эта кубышка. В 1990-х гг. началась добыча нефти на шельфе Сахалина – проекты СРП Сахалин 1,2 (позже – 3). С 2010-х гг. добыча стала активно развиваться в Красноярском крае, Иркутской области и Якутии, откуда нефть преимущественно экспортируется в азиатские страны (Китай, Япония, Корея) по трубопроводу ВСТО. В регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока добывается 13,5% нефти, больше всего – на Ванкорском месторождении Красноярского края. Большие запасы нефти и близость азиатских рынков сбыта делает восточные регионы самыми перспективным для развития нефтедобычи.

За период с 1980 г. по 2000 г. добыча нефти в России сократилась на 40%, преимущественно за счёт падения добычи в ХМАО, Татарстане и Башкирии. С 2000 г. по 2019 г. произошло как частичное восстановление добычи в старых нефтедобывающих регионах, так и начало добычи на востоке страны. Это позволило вплотную приблизиться к советскому рекорду 1983 года – 563 млн тонн. При этом можно было превысить и эти показатели, но объемы добычи нефти сдерживались картельным соглашением в рамках ОПЕК+

Легко ли добыть нефть. Сколько живет месторождение

Сегодня я рассмотрю вопрос времени разработки месторождения и этапы его разработки. Надо понимать, что какой-то единого периода разработки не существует, каждое месторождение по своему уникально, как люди, и также как люди период его «жизни» может отличаться в разы. Существуют очень старые месторождения, возраст которых перевалил за сотню лет. Это многие месторождения Азербайджана, Западной Украины, в нашей стране по 120 лет Ширванскому, Майкопскому, Хадыженскому месторождению, примерно столько же лет Грозненским промыслам. Да, они дают немного нефти, скважины малодебетные, но работают и добывать из них можно еще не один год, а то и десяток лет.

Время разработки месторождения зависит от множества факторов: пластовых условий, запаса энергии, хода разработки и тд. и тп. Кроме того, в связи с совершенствованием методов повышения нефтеотдачи время разработки месторождения может значительно увеличиваться. В качестве примера можно привести знаменитое Ромашкинское месторождение в Татарстане, которое было открыто в 1948 году. Его планировали разрабатывать до 2065 года, но в связи с интенсивным применением методов увеличения нефтеотдачи «жизнь» его продлили аж до 2190 года.

В разработке любого нефтяного месторождения выделяют четыре стадии
Первая стадия сопровождается разбуриванием месторождения, в этот период в залежи нефти много энергии, дебиты (производительность) скважин высокая, добыча происходит на естественных режимах, с использованием накопленной в месторождении пластовой энергии. Этот период относительно недолгий, 5-10 лет, а потом переходит в другой период – постоянной добычи. Как модно нынче говорить – добыча выходит на плато, не растет, но и не снижается, и эта красота длится тоже порядка десяти лет. В принципе разработку можно также вести на естественном режиме, но так добыча интенсифицирована, то и на этой стадии фонд механизируют и начинают добычу нефти с помощью глубинных насосов или другим искусственным способом.

А вот на третьем периоде механизированной добычи уже не избежать, и называется он периодом падающей добычи. По названию можно понять, что добыча начинает постепенно снижаться, в этот период в пласт начинают активно заканчивать воду (или газ) с целью поддержания пластового давления, а добыча уже ведется с помощью глубинных насосов.
Эта стадия длится также около десяти лет и постепенно переходит в четвертую стадию – завершающую. Эта стадия самая длительная, и в сумме может длиться гораздо дольше, чем первые три и длиться много десятилетий. Во время этой стадии добыча нефти постепенно снижается, дебиты скважин падают, число скважин снижается, продукция обводняется, а когда ее обводненность достигает порядка 98 процентов, то месторождение уходит на покой.

Если взять газовое месторождение, то в нем имеется не четыре, а три стадии. Это связано с тем, что газ имеет гораздо большую подвижность и подчиняется газовым законам, в том числе и Бойля-Мариотта РV=const. То есть при отборе определенного объема газа на определенный процент, на такой же процент снижается и пластовое давление.

Если взять аналогию с газовым шариком, то когда мы пробьем надутый шарик он начинает активно сдуваться, а потом эта скорость резко снижается, так как снизилось и давление газа.

Так и с газовым месторождением, по сути первая же скважина начинает снижать давление в нем. Первая стадия его разработки – это период растущей добычи. По аналогии с шариком, так как в нем много энергии, то от одной дырки он будет спускаться долго (если шарик достаточно большой). Потом, как и нефтяное, оно выходит на период стабильной добычи, после чего добыча газа начинает быстро снижаться.

Великая нефтехранящая держава или почему нельзя построить много нефтехранилищ

В моих темах про консервацию скважин и сжигание нефти не раз высказывалась мысль, что если нефть некуда девать, то можно взять и построить нефтехранилищ. Мысль, кажется, вполне соблазнительная. Белорусский Батька хотел дешевой нефти – мечты сбываются. Назначил помбура министром нефтяной промышленности, залил хранилища нефтью по 20-25 долларов за баррель, гони бензин, цены вырастут до сорока – озолотишься. Создал великую нефтехранящую державу, стриги купоны. Но как это часто бывает, что такие простые решения не более, чем неосуществимые сладкие мечты, которые в реальности реализовать сложно, долго и безумно дорого.

Начнем с того, что хранилища нефти существуют. Думаю название «Кушинг» известно каждому диванному нефтянику. Кроме этого, самого большого в мире, существует немало и других, правда размером поменьше. В том числе и в нашей стране, и у Батьки, любой нефтеперерабатывающий завод его обязательно имеет. И не только, они обеспечивают равномерную загрузку нефтепроводов, компенсируют пиковые нагрузки и сезонную неравномерность потребления нефти, в них имеется аварийный запас и стратегические резервы

Нефтехранилище в Кушинге

Хранилища нефти бывают надземными и подземными. Начнем с подземных. Самые простейшие представляют резервуар, закопанный в землю. Они имеют малую емкость, поэтому для хранения стратегических запасов их рассматривать невозможно. Другое дело природные резервуары. Это подземные полости, которые образованы вымывом пород, смещением пластов и тд. По сути своей подземные слепые пещеры (каверны). Также это могут быть горные выработки – пустоты, которые образуются при извлечении породы, например заброшенные шахты. Такие подземные хранилища имеют меньшие потери на испарение, меньшие затраты на сохранение нужного температурного режима, меньше затрат на сооружение. Одно беда – их мало, особенно если учесть, что они должны быть полностью изолированы от внешней среды, чтобы не было утечек.

Вы можете сказать – а можно ли их сделать искусственно. Да вообще не вопрос, все упирается в цену. Ведь сразу под поверхностью земли построить их невозможно. Там почвенный слой, грунтовые воды, будут оползни, обвалы, отравление подземных вод. Надо углубляться на глубины не менее нескольких сотен, а то и пары тысяч метров. Кроме того, далеко не везде их можно построить, сверху над хранилищем должен быть слой нефтенепроницаемых пород-ловушек, например каменной соли, глины, аргиллита и пр.

Я не физик-атомщик, но нефть способно накапливать в себе сильное радиоактивное заражение. Думаю, что это связано с жидкой природой самой нефти, кроме того, она является растворителем. Пусть и очень мало растворяется породы окружающие, но этого достаточно, чтобы эту нефть никто не купил. Кроме того, имеется вероятность прорыва зараженного вещества даже при подземном взрыве. Например, в СССР при серии подземных промышленных ядерных взрывов (Программа №7) такие прорывы случались пять раз. Такие же случаи были и у американцев в рамках аналогичной программы «Плаушер». Поэтому при всей соблазнительности данной идеи она нереализуема. Правда, надо отметить, что таким способом делали промышленные хранилища газа, видимо он не подвержен такому сильному заражению. А может и от такой идеи отказались, новой информации я не нашел.

Наземные же хранилища сейчас практически везде представлены РВС – резервуарами вертикальными стальными. Другое их название – резервуар Шухова, потому что автором этой конструкции был гениальный русский инженер-конструктор Владимир Григорьевич Шухов.

Побывав на промыслах Нобеля в Баку, изучив применявшиеся тогда кубические резервуары, а также открытые нефтехранилища, он разработал конструкцию клепанного вертикального стального резервуара, конструкция которого была описана в статье «Механические сооружения нефтяной промышленности» в 1883 году. Такая конструкция имеет гораздо меньшую массу, чем кубическая, благодаря конической крыше, которая может быть и висячей, уменьшаются потери на испарение, а установка на песчаную подушку без мощного фундамента, существенно удешевил конструкцию. Она оказалась настолько удачной, что в тех или иных вариациях используется сейчас во всем мире.

Старый клепаный резервуар Шухова

Почему же Батьке бы не взять и сделать таких резервуаров? А вот теперь мы переходим к самому главному – от теоретического разглагольствования к простейшим расчетам. Итак, усатый Президент решил сделать Беларусь нефтедобывающей, тьфу, великой нефтехранящей державой. Даешь резервуары. Обычно объем такой «бочки» составляет порядка 100-120 тысяч кубометров. Избыток нефти на сегодняшний день порядка трех миллионов кубических метров, т. е. надо тридцать таких резервуаров. И это всего для хранения всего суточного избытка нефти. Но по регламентам и нормативам на сооружение одного резервуара отводится год. Т. е. ежедневно надо закладывать тридцать резервуаров, и так 356 дней, 10680 резервуаров. Размах стройки будет сопоставим с Великой Китайской Стеной, на все это не хватит бульбы и белорусов, придется китайцев экспортировать.

Ну ладно, сгонит Батька своих бездельников, мы дадим своих, подсчитаем, сколько это будет стоить. Для примера возьмем хранилище в Сингапуре на 2,4 миллиона кубометров, без малого тот объем, который избыточно добывается ежедневно.

То самое сингапурское нефтехранилище

Стоимость этого проекта составила 760 миллионов долларов. Предположим, что у Батьки не забалуешь и распилов, откатов, воровства не будет, тогда хранилище на 3 миллиона тонн будет стоить 950 миллионов баксов, один резервуар обойдется бюджету 3,16 миллиона долларов. В кубическом метре вмещается порядка 7 баррелей нефти, то есть стоимость барреля в этой бочке составляет 45 долларов. Именно такую сумму Батьке надо вложить, чтобы построить хранилище. Если он продаст всю бульбу, трикотаж и даже свои усы сдаст за деньги – не хватит денег. Не говоря уж о том, что сооружение мало построить, на его содержание тоже тратится немалая сумма.

Также некоторые выдвигали идеи, что можно выкопать траншеи, сделать гидроизоляцию и заливать туда нефть. Господа, это вообще несерьезно. Во-первых, откуда такая уверенность, что изоляция будет надежной? Ведь речь про быстровозводимые сооружения, кинут полипропиленовые рулоны, насколько они надежны? А другие дороги. Далее – огромные потери на испарение. Это сотни тысяч кубометров в год, это окисление нефти и падение ее качества, это экологически проблемы. А взрывопожаробезопасность вообще не выдерживает никакой критики, если будет пожар – то будет настоящая катастрофа. Поэтому такой вариант не устроит никого и никто не разрешит делать такие хранилища. Поэтому идея великой нефтехранящей державы неосущствима, Батьке и другим любителям дешевой нефти остается одно – договариваться.

Как снижают добычу нефти. Взгляд изнутри

Также нашлись те, кто вскрыл злокозненные планы и начал утверждать, что, мол, снижение добычи только на бумаге, а в реальности никто не снижает, спасают месторождения, сожгут, выльют в тайгу, но не снизят. Реально, это уже просто смешно, но мой комментарий, что снижают, был жестко заминусован, мол ты то откуда знаешь, мы знаем лучше. Интересно, а многие ли из них отличат нефть от газового конденсата? Думаю, что большинство даже водяную скважину не отличат от нефтяной, но они знают все про нефть))). Но я не согласен с ними, и скажу, почему.

Все дело в том, что я сейчас нахожусь на вахте на одном из крупнейших месторождении нефти в России. Оно настолько большое, что разделено на несколько лицензионных участков, которые разрабатываются разными компаниями. Естественно, мне никто не скажет точных цифр, насколько планируют снизить добычу. Это и коммерческая тайна, я к ней допуск не имею. Но по косвенным признакам легко понять, что добычу снижают. В чем это заключается?

1. Снижение числа буровых. Меньше бурят, меньше новых скважин, меньше нефти. При этом снижается число и больших буровых, и число станков ЗБС – забуривания боковых стволов.

2. Снижение числа бригад капитального ремонта скважин. До 15 мая должно встать под забор 22 бригады, это немногим меньше половины всех бригад КРС, задействованных на месторождении. Число ремонтов снизится, добыча упадет.

3. Изменение типов ремонта скважин. Если раньше преобладал ремонт, который приводил к росту добычи: ввод новых скважин, освоение после забуривания бокового ствола (ЗБС), освоение после гидроразрыва пласта (ГРП), смена насосов, подготовка к ЗБС и ГРП, то сейчас преобладать другие. Это длительные аварийные работы, которые могут идти неделями, а то и месяцами. На одной скважине, за этот период раньше могли сменить по 10-13 остановившихся насосов. Это перевод добывающих скважин в пьезометрические (наблюдательные). Также много работ по переводу низкодебитных скважин во временную консервацию (спуск воронки).

4. В это же время появилось много работ по проведению солянокислотных обработок (СКО). Если раньше было много работ СКО при неподрыве планшайб и ликвадации прихватов, то сейчас начали делать много УСО (удаление солееотложений), бесподходных СКО (на работающий насос без бригады), СКО нагнетательных скважин (для поддержки приемистости). Все это приводит к увеличению срока работы насосов, увеличению межремонтного периода работы скважин.

5. Увеличение числа работ по поддержанию в рабочем состоянии транспортной инфраструктуры – продувка трубопроводов, прокачка ингибиторов и пр. Это увеличит срок их работы и снизит затраты на ремонт.

Кроме этого, я просто уверен, есть и другие работы, которые приводят к снижению добычи (например остановка некоторых скважин), просто у меня нет информации об этом, это вне зоны моей компетенции.

1. Работы по снижению добычи нефти однозначно проводятся

2. Данные работы разноплановые, некоторые проводятся с целью снижения добычи, другие направлены на увеличение срока службы нефтегазопромыслового оборудования, что приводит к сокращению затрат на их ремонт

Дешевле ли сжигать нефть, чем снизить добычу?

Вчера, во время обсуждения цены на нефть (Дополнение к посту «Отрицательная цена на нефть простыми словами»), я не раз и не два прочитал, что снижать добычу нефти невыгодно, дешевле нефть сжигать, чем останавливать работу скважины. На мои просьбы обосновать такие утверждения начали писать, что, мол, работы по консервации скважины стоят настолько дорого, что дешевле сжечь.

Я сразу понял, что без журналистов тут не обошлось. Полез в сеть и нашел ссылку на Рейтерс, которая ссылалась на некого noname (кто бы сомневался) представителя российской нефтяной компании, который сказал, что это будет сделано во имя спасения месторождений. И я в очередной раз убедился, что журналистика у нас, да и в мире, давно опустилась до низкого уровня, до дна, что в ней, главное, хайпануть, преподнести жареные факты, а обосновать и подсчитать, во сколько обойдутся такие предложения – не нужно, пипл, как говориться, хавает.

Я уже писал ранее, что при грамотно проведённой консервации скважины риски снижения дебита (продуктивности) скважины стремятся к минимуму (В Саудовской Аравии достаточно вентиль перекрыть. ). Затратное ли это дело – о да. Особенно если консервация будет длиться более года. Стандартный порядок длительной консервации (читать не обязательно, можете смело пропустить два списка и абзац):

1. Приезжает на скважину бригада капитального ремонта скважин (КРС)

2. Делает глушение скважины

3. Поднимает спущенное оборудование

5. Заполняют пространство от забоя до места посадки пакера (выше зоны перфорации) жидкостью, не изменяющей коллекторские свойства пласта, обычно применяют обратную эмульсию.

6. Спускает ретейнер (неизвлекаемый пакер, обычно мостовую пробку или взрывной пакер) и сажает его в нужном месте, выше интервала перфорации

7. Спускают перо или цементировочную воронку, делает заливку цементного моста

8. Делают опрессовку моста и колонны на герметичность, проверяют механическую устойчивость моста путем разгрузки колонны труб НКТ

9. Делают заливку ствола скважины раствором, создающим гидростатическое давление, зону промерзания заливают незамерзающим раствором хлорида кальция или дизельного топлива

10. Спускают воронку на глубину 500 метров

11. Скручивают вентили с фонтанной арматуры, ставят заглушки, отсекают от АГЗУ

12. Все. Мог кое-что позабыть или перепутать по давности лет, но несущественное

Если консервация непродолжительная, то происходит все гораздо проще:

1. Бригада КРС переезжает на скважину

2. Глушение скважины

3. Подъем оборудования

4. Промывка скважины и заполнение незамерзающей жидкостью, создающей противодавление на пласт

5. Спуск воронки на пятьсот метров

Кажется, все звучит ужасно, ой как много всего, в реальности работы на 4-5 дней, максимум неделю. Если вы дадите параметры скважины и стоимость материала, то я смогу вам подсчитать примерную суму расходов. Но вряд-ли они превысят миллион-полтора рублей. И это затраты на длительную консервацию скважины, при консервации на год затраты становятся минимум раза в два меньше. Тоже самое касается затрат на обратный процесс – расконсервацию скважины. Расконсервация скважины проходит в другом порядке, дольше и затратнее. Примем, что в два раза.

Итак, подсчитаем затраты. Будем филантропами, консервация у нас будет стоить 1,5 миллиона рублей, а расконсервация – 3 миллиона. Цифры примерные, даже завышены, это же не бурение, тут расходы в разы меньше. Итого мы потратим четыре с половиной миллионов. Сумма внушительная. Но что будет стоить дешевле – консервация/расконсервация или сжигание нефти? Давайте подсчитаем.

Но теперь переходим к другому аспекту. Сколько же будет стоить сжигание. Во-первых, никто толком не знает, когда поднимется цена на нефть. Мне кажется, что этот кризис довольно длительный, он уже идет месяц, почти половина срока, когда, теоретически, мы сжигаем нефть. А если полгода, 180 дней? 103 дня мы будем сжигать нефть впустую, затраты в 2,5 раза больше, чем на консервацию/расконсервацию. А если год будет дешевая нефть?

Представляете, вы сжигаете в факеле за год более 21 миллиона рублей. Дешевле, чем останавливать – ой-ли. А если скважина более дебитная, 10 тонн по нефти, то что будет дешевле, потратить на консервацию 4-5 миллионов или 40 миллионов тупо сжечь?
Далее. Вы должны также иметь ввиду, что нефть со скважины вы не сжигаете. По той причине, что безводная нефть бывает на очень малом количестве скважин. Практически всегда нефть обводнена, чтобы ее сжечь, вам надо ее подготовить, избавить от воды и соли, а потом сжечь. Знают ли журналисты Рейтерс и некие «представители российской нефтяной компании» про это? Вряд-ли.

Идем еще дальше. Дело в том, что сжечь нефть просто так нельзя. Точнее можно, лить в емкость и сжигать. Но при этом образуется огромное количество продуктов неполного сгорания углеводородов – сажи. Чтобы снизить ее количество, нефть надо аэрировать, образовывать аэрозоль нефти и воздуха. Для этого нужно дополнительное оборудование, дополнительные траты. Сжечь тысячи, миллионы тонн нефти, о которых ничто сумняшеся пишут журналисты – еще та техническая задача. Не говоря уж о том, что даже если будет мало сажи, то будет выделяться огромное количество оксида азота и серы. За такие вещи экологические организации наложат колоссальные штрафы. А если учесть, что Россия учасник Киотского протокола, то покупка квот обойдется в миллионы, нет, миллиарды долларов. Какая уж тут выгода, а нет никакой выгоды, сплошное разорение.

Что мы имеем в итоге. Я ни в коем случае не являюсь неким экспертом и аналитиков с сфере добычи нефть. Много людей, которые гораздо более компетентны в этих вопросах. Н по моему личному мнению, утверждающегося на некотором объеме знаний и опыту, считаю, что заявления, что сжигать нефть выгоднее, чем снижать ее добычу, не обоснованы никакими расчётами и являются выдумкой журналистов или зиждутся на недопонимании слов неуказанных представителей российских нефтяных компаний

Источник