• Установка мембранного выделения гелиевого концентрата чаяндинское нгкм


    Чаяндинский проект

    Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) названо в честь протекающей рядом реки Чаянды — левого притока реки Нюи.

    СВИДЕТЕЛЬСТВО О РОЖДЕНИИ

    Открыто в 1983 году при испытании поисковой скважины 321.

    Обустройство ведется в рамках реализации государственной «Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» (Восточной газовой программы), утвержденной в сентябре 2007 года приказом Министерства промышленности и энергетики РФ.

    Координировать деятельность по реализации Программы Правительство РФ поручило ПАО «Газпром». Лицензию на разработку ПАО «Газпром» получило в 2008 году. Заказчиком работ по обустройству и эксплуатирующей организацией по чаяндинскому проекту было назначено ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

    По размеру запасов (B1+B2) относится к категории уникальных — порядка 1,2 трлн куб. м газа и около 61,6 млн тонн нефти и конденсата.

    Проектная годовая производительность — 25 млрд куб. м газа, 1,9 млн тонн нефти и 0,4 млн тонн газового конденсата.

    МЕСТО ЖИТЕЛЬСТВА

    ЧНГКМ расположено на территории Ленского и Мирнинского улусов (районов) Республики Саха (Якутия), в 170 км западнее города Ленска и в 240 км юго-западнее города Мирного. В 182 км от ЧНГКМ расположен аэропорт города Талакана, который соединен с месторождением круглогодичной автодорогой.

    Месторождение базируется в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, на юге Сибирской платформы в пределах Непского свода.

    Географические координаты: 60°27′46″ с. ш. 112°28′19″ в. д.

    Площадь около 7 тыс. кв. км.

    ОСОБЫЕ ПРИМЕТЫ

    Месторождение относится к крупным. Имеет сложное геологическое строение, особые термобарические пластовые условия и три основных горизонта — ботуобинский, хамакинский и талахский, которые отличаются по составу газа и продуктивности.

    Содержит восемь залежей углеводородов, две из которых нефтегазоконденсатные, а шесть — газоконденсатные. Глубина залегания залежей: 1 450–1 850 м.

    Характеристики сырья: нефть тяжелая, смолистая, сернистая, парафиновая; газ метановый, низкоуглекислый, азотный, низкоконденсатный, многокомпонентный, в том числе содержит значительные объемы гелия.

    Разработка месторождения осложнена суровыми климатическими условиями, зонами пониженных пластовых температур и аномально низким пластовым давлением. Из-за резко континентального климата амплитуда колебаний температуры воздуха превышает 100 °С — от +40 °С летом до —60 °С зимой.

    БИОГРАФИЯ

    В январе 2013 года распоряжением ОАО «Газпром» № 14 ООО «Газпром добыча Ноябрьск» было назначено заказчиком по обустройству Чаяндинского НГКМ и определено эксплуатирующей организацией.

    На тот момент в районе производства работ фактически отсутствовало сетевое электроснабжение, железнодорожное сообщение и автодороги круглогодичного использования, а также сервисно-ремонтные предприятия, что в совокупности с суровыми климатическими условиями создавало определенные сложности в освоении и разработке Чаяндинского НГКМ.

    Поэтому первым делом ноябрьские газовики приступили к масштабной подготовке для выхода строительного блока на чаяндинский плацдарм. Для стабильного снабжения стройплощадок материально-техническими ресурсами была выстроена мультимодальная схема логистики, предусматривающая несколько вариантов доставки в зависимости от сезона.

    В период навигации МТР доставлялись железнодорожным транспортом до Усть-Кута (в Иркутской области), а далее — на баржах по реке Лене. Зимой все необходимое для возведения объектов перевозили по федеральной сезонной автодороге (зимнику) «Вилюй».

    Кроме того, в районе ЧНГКМ была построена стволовая автодорога протяженностью 152 км и 10 мостов через водные объекты. А в поселке Пеледуй возведен речной грузовой причал для обеспечения приемки и временного хранения МТР и оборудования.

    В целом за все время до ввода первой очереди промысла в эксплуатацию на чаяндинские стройплощадки по линии заказчика (ООО «Газпром добыча Ноябрьск») и подрядных организаций было доставлено порядка 1,2 млн тонн груза.

    После пионерного выхода на месторождение началась реализация сразу двух инвестиционных проектов — «Обустройство нефтяной оторочки ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ» и «Обустройство газовой залежи Чаяндинского НГКМ».

    На чаяндинскую передовую вышли буровики. Им предстояло пробурить фонд эксплуатационных скважин. За 4 года было завершено бурением 175 газовых скважин из 335 проектных — это более 600 тыс. м проходки горных пород.

    Скважины Чаянды бурятся роторно-турбинным способом на глубину 3 тыс. м и имеют горизонтальное окончание, которое достигает 600 м, что обеспечивает оптимальную протяженность ствола скважины в продуктивном пласте.

    Примечательно, что породы Чаяндинского месторождения состоят из глины, песчаников и солевых отложений. Поэтому была подобрана уникальная рецептура буровых растворов, нейтральных к солям. Кроме того, при бурении применялась безамбарная методика: отходы производства не складировались на площадке, а вывозились на полигон промышленных и бытовых отходов для дальнейшей утилизации.

    Параллельно с бурением ноябрьские газовики приступили к возведению первоочередной производственной инфраструктуры. За короткий период необходимо было построить объекты так называемой «красной цепочки»: установку комплексной подготовки газа № 3, центральную дожимную компрессорную станцию, установку мембранного выделения гелиевого концентрата.

    УКПГ-3 — ключевой объект газового промысла, его площадь — 72 гектара. Установка включает в себя несколько ключевых элементов: узел входных шлейфов, установку пробкоприемников с сепараторами, цех низкотемпературной сепарации, установку стабилизации конденсата, установку регенерации метанола.

    В процессе строительства было отсыпано 5,1 млн кубометров грунта. Погружено почти 84 тысячи свай. Смонтировано 750 км линейных, магистральных и площадочных трубопроводов, 5250 км кабельно-проводниковой продукции, 49 тонн металлоконструкций, 15 тысяч тонн оборудования.

    На площадке УКПГ-3 также расположены центральная дожимная компрессорная станция (ЦДКС) и установка мембранного выделения гелиевого концентрата (УМВГК).

    ЦДКС состоит из четырех агрегатов по 25 МВт. Газоперекачивающие агрегаты такой мощности используются в дожимном комплексе предприятия впервые. Задача ЦДКС — повысить давление газа до 98 атмосфер для отправки в магистральный газопровод. Суточная производительность одного ГПА составляет 21,3 млн куб. м газа.

    Установка мембранного выделения гелиевого концентрата уникальна. Внедренная в ней технология мембранного извлечения гелия из природного газа непосредственно на промысле — первый в России подобный опыт, примененный в промышленном масштабе. Эта методика доказала свою эффективность и работоспособность в ходе опытно-промышленной эксплуатации пионерной установки на Ковыктинском месторождении в Иркутской области.

    Суть технологии в том, что каскады компрессорных аппаратов прокачивают газ через блоки мембранных элементов. Полученный пермеат (газ, обогащенный гелием) разделяется на две части: первая с тем количеством гелия, которое необходимо для Амурского ГПЗ, поступает в «Силу Сибири», вторая закачивается в пласт на подземное хранение.

    Система сбора и подготовки газа и газового конденсата будет состоять из 335 скважин, оснащенных оборудованием распределённой термометрии, датчиками давления и температуры, клапанами-отсекателями. Важная деталь: добыча будет вестись в дистанционном режиме. Эксплуатационный персонал будет выезжать лишь для проведения профилактических либо ремонтных работ, а также для проверки и настройки оборудования. Оператор с пульта на главном щите будет управлять всем технологическим процессом и при необходимости сможет перекрывать фонтанную и запорную арматуру, причем как трубное, так и затрубное пространство.

    Это позволят сделать современные системы мониторинга, которые в режиме онлайн передают параметры добычи, а также модули обвязки скважин и гидравлическая станция, подающая гидравлическую жидкость («агент») для управления исполнительными механизмами как в обвязке куста, так и в обвязке фонтанной арматуры. Таким образом обеспечивается и высокая автоматизация, и безупречная безопасность процесса.

    Кроме того, производственная инфраструктура промысла включает трубопровод подключения, соединяющий добычную и газотранспортную инфраструктуру, установку подготовки нефти, нефтепровод Чаянда — ВСТО, приёмо-сдаточный пункт, промбазу, химико-аналитическую лабораторию, электростанцию собственных нужд, котельную. И это далеко не полный перечень объектов, которые были возведены за небольшой промежуток времени, отведенный на обустройство.

    ХРОНОЛОГИЯ ПУСКА

    Апрель 2014 года — после расконсервации скважины № 321–14 в процессе выполнения геофизических исследований получен первый приток нефти.

    Апрель 2019 года — начало пусконаладочных работ на УКПГ-3.

    Июль 2019 года — подача газа с куста газовых скважин № 64 на площадку УКПГ-3. На магистральном газопроводе «Сила Сибири» сварен последний стыковочный шов, который соединил участок протяжённостью 1,8 км в зоне ответственности ООО «Газпром добыча Ноябрьск» с магистральным газопроводом «Сила Сибири».

    Август 2019 года — на установке комплексной подготовки газа № 3 зажжен факел, символизирующий начало жизненного цикла промысла.

    Сентябрь 2019 года — завершены строительно-монтажные работы и гидроиспытания трубопровода подключения от УППГ2 к УКПГ-3, получено разрешение на подачу газа. Со скважин УППГ-2 началось заполнение магистрального газопровода «Сила Сибири». Произведен «горячий» запуск «на кольцо» первого газоперекачивающего агрегата ЦДКС. Начаты пусконаладочные работы на котельной.

    Октябрь 2019 года — подана нефть на установку подготовки нефти для проведения пусконаладки под нагрузкой и подготовки нефти до товарной кондиции.

    Декабрь 2019 года — Чаяндинский промысел торжественно введен в эксплуатацию.

    Еще до ввода в строй производственной инфраструктуры на Чаянде были готовы объекты экологической направленности: полигон твердых бытовых и промышленных отходов, водозабор, канализационные очистные сооружения (КОС).

    В основе природосберегающих технологий, реализованных на полигоне ТБиПО,- метод «слоеного пирога» с использованием современных технологий — геомембраны, пеноплекса и геотекстиля. Полигон предназначен для сбора и утилизации отходов, образующихся в результате бурения газодобывающих скважин и отходов после обработки на канализационных очистных сооружениях.

    На КОС применена современная технология термической деструкции технологических и бытовых стоков. В установке достигается температура 1 200 градусов, которая превращает тонну стоков в 150 г безопасного пепла. Мощность установки — 300 куб. м отходов в сутки.

    Площадка водозаборных сооружений служит для обеспечения хозяйственно-питьевых и производственных нужд. На ней пробурено пять артезианских скважин, две из которых предназначены для питьевого водоснабжения, а три — для технических нужд. Кроме того, питьевая вода проходит предварительную обработку на молекулярном уровне — через мембранные элементы.

    ПЛАНЫ НА ЖИЗНЬ

    При эксплуатации Чаяндинского месторождения используются малолюдные технологии, предполагающие обеспечение контроля за работой оборудования и комплексное управление объектами в автоматическом режиме. Такой подход способствует оптимизации численности персонала, сокращению транспортных издержек, отказу от избыточного строительства инфраструктуры, связанной с пребыванием работников на объектах.

    Сегодня Чаяндинский промысел вобрал в себя все лучшее, что есть в отрасли. Технологии, реализованные при обустройстве объектов добычи и подготовки природного газа, включают в себя все самые перспективные разработки и касаются практически всех этапов технологической цепочки — от разведки до транспортировки. Они объединены одним важным принципом — глобальной автоматизацией процессов.

    Комплексы высокоинтеллектуального подземного оборудования скважин позволяют обеспечить максимальную эффективность и безопасность разработки месторождения. Благодаря турбодетандерам, которые можно назвать «сердцем» Чаянды, стало возможно использовать энергию превращения сырого газа в подготовленную товарную продукцию. Кроме того, установка стабилизации конденсата одновременно с основной выполняемой ею задачей еще и обогащает товарный газ ценными углеводородными компонентами, которые будут востребованы при его переработке на Амурском ГПЗ.

    ЛИЧНОСТНЫЕ КАЧЕСТВА

    Для качественной и оперативной реализации проекта компании потребовались лучшие представители профессий — проектировщики, сметчики, строители-энергетики, специалисты по строительному контролю и техническому надзору. В адрес предприятия поступило свыше 13 тысяч резюме со всей России, было проведено около 500 собеседований, отобраны и приняты на работу лучшие из лучших.

    Сегодня на месторождении трудятся сотрудники из разных регионов России. В соответствии с Соглашением о сотрудничестве по реализации приоритетного проекта Республики Саха (Якутия) «Местные кадры в промышленность в 2018–2022 гг.» на работу ежегодно принимают специалистов из числа коренного населения.

    В июле 2019 года пиковая численность работников, задействованных на объектах строительства Чаяндинского НГКМ, зафиксирована в числе около 15,5 тыс. человек, численность технических ресурсов — 2,5 тыс. единиц.

    Штат Чаяндинского нефтегазопромыслового управления сегодня уже превышает 600 сотрудников. Кроме того, на объектах Чаянды трудятся представители строительного блока компании — более 300 сотрудников Ленского отделения УОРиСОФ, а также сотрудники большинства вспомогательных управлений компании.

    МИРОВОЗЗРЕНИЕ

    Работа на месторождении организована вахтовым методом. На момент обустройства промысла сотрудники проживали на территории временных зданий и сооружений — для них были построены два комфортабельных общежития вместимостью более 400 мест. Помимо комнат для проживания и личной гигиены в них есть помещения для стирки и сушки спецодежды, для занятий спортом. Кроме того, на ВЗиС находятся столовая и административно-бытовой корпус, кабинеты которого оборудованы связью, доступом в интернет и телефонией.

    В данный момент возводится опорная база промысла с вахтовым жилым поселком. Там предусмотрены 4 общежития на 640 мест, столовая, склады, магазин, химчистка. Строится пожарное депо и многофункциональная АЗС. Будет на опорной базе и свой спортивный корпус с просторным залом для проведения соревнований по волейболу и мини-футболу, тренажерным залом, пунктом медицинского обслуживания.

    ПЕРСПЕКТИВЫ

    Якутский проект является приоритетной задачей предприятия и залогом его развития на долгие годы. С целью увеличения ресурсной базы Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в период с 2020-го по 2025 год планируется строительство шести разведочных скважин. Еще четыре года будет продолжаться эксплуатационное бурение. К следующему этапу, рассчитанному на полный цикл развития, приступили строители — ведутся активные работы по возведению установки предварительной подготовки газа № 2, впереди — работа над УКПГ-4.

    Чаяндинское месторождение сегодня — центр притяжения лучших кадров и самых современных технологий. Здесь проверяются на прочность характеры, оттачиваются навыки и умения, растут люди, превращаясь в опытных производственников. За шесть минувших лет ЧНГКМ стало вузом для нового поколения газовиков, которому покорились запредельно суровые недра.

    Мы горды своей причастностью к этому масштабному проекту — формированию Якутского центра газодобычи. Мы приложили все силы к тому, чтобы чаяндинский газ поступил в срок в магистральный газопровод «Сила Сибири».

    Наш труд не прошел даром, и нам по праву есть чем гордиться! С рождением, Чаянда! Долгих лет жизни и славных производственных достижений!

    Подрядчик «Газпрома» остановил работы на Чаяндинском месторождении :: Бизнес :: РБК

    Только за 3–6 мая с месторождения для прохождения обсервации за пределами Якутии было вывезено 1100 человек

    Фото: Игорь Агеенко / РИА Новости

    Строительные работы на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) в Якутии, где при тестировании наличие коронавируса SARS-CoV-2 показали более чем 3 тыс. тестов, приостановлены. Об этом сообщил журналистам представитель группы компаний «Стройтранснефтегаз» (подрядчик «Газпрома»).

    По его словам, в настоящее время приоритетной задачей является обеспечение безопасности работников-вахтовиков и их вывоз в регионы постоянного проживания. После этого на месторождении планируется провести тотальную дезинфекцию.

    «Решения о перевахте работников и возобновлении работ будут приняты только после реализации неотложных мер, нормализации эпидемиологической ситуации и снятия карантина на месторождении», — сообщил представитель «Стройтранснефтегаза».

    По его словам, только за 3–6 мая с месторождения для прохождения обсервации за пределами Якутии было вывезено 1100 человек. 29 апреля глава Якутии Айсен Николаев говорил, что на Чаянде находится примерно 10,5 тыс. работников. 3 мая Минздрав сообщил, что на месторождении тестирование на коронавирус прошли около 10 тыс. человек, из которых у трети первичные тесты показали наличие вируса.

    Доверено строительство самой производительной в России установку по выделению гелия

    Подготовительные работы по строительству установки мембранного выделения гелиевого концентрата (далее – УМВГК) из природного газа начались в середине апреля 2017 года. На сегодняшний день в рамках заключенного договора между Заказчиком в лице ПАО «Газпром» и Генеральным подрядчиком АО «СтройТрансНефтеГаз» сформирован Проектный офис для реализации проекта строительства. В качестве подрядной организации на выполнение всего комплекса работ по строительству установки привлечено ООО «ГАС». УМВГК будет состоять из блоков мембранного разделения 1-й и 2-й ступени, межступенчатой и дожимной компрессорной станции. Ввод объекта в эксплуатацию планируется в IV квартале 2019 года.


    «Мы начали строительство гелиевой установки с подготовки территории и должны выполнить весь комплекс работ вплоть до начала этапа пуско-наладочных работ, включая поставку технологического оборудования и логистику оборудования Заказчика и Подрядчика», – рассказывает заместитель начальника строительно-монтажного управления-1 Сергей Стоянов – «все работы планируем закончить согласно утвержденному графику производства работ».


    Для выполнения всех видов работ планируется задействовать более 2 400 специалистов и порядка 450 единиц техники. В данный момент идут подготовительные работы по организации инфраструктуры жилых и производственных объектов для размещения необходимых людских и технических ресурсов.


    Это вторая подобная установка по выделению гелия в России. Известно, что гелий невозобновляемый ресурс, и его сфера применения достаточно широка: от медицины до радиоэлектроники, поэтому это действительно драгоценный природный ресурс, который должен использоваться рационально.


    Чаяндинское НГКМ является базовым месторождением для формирования Якутского центра газодобычи и ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири», одновременно это одно из самых крупных месторождений с промышленно значимым запасом гелия в природном газе – 1 400 млн м3. Высокая концентрация гелия в голубом топливе обусловила необходимость мембранной очистки газа. ООО «ГАС» построит установку выделения гелиевого концентрата с проектной мощностью 21 млрд м³ в год, в России ещё нет установок такой производительности.

    Чаяндинское месторождение

    Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение — одно из крупнейших на Востоке России. Является базовым для формирования Якутского центра газодобычи и ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири» (наряду с Ковыктинским месторождением в Иркутской области). Создание Якутского центра газодобычи в первую очередь направлено на обеспечение газом российских потребителей. С его развитием будут созданы необходимые условия для газоснабжения и газификации населенных пунктов Якутии и других регионов Дальнего Востока.

    «„Газпром“ — путь на Восток», 30 минут

    Цифры и факты

    Открыто в 1983 году в Ленском районе Республики Саха (Якутия).

    По размеру запасов (B1+B2) относится к категории уникальных — порядка 1,2 трлн куб. м газа и около 61,6 млн тонн нефти и конденсата.

    Проектная годовая производительность — 25 млрд куб. м газа, 1,9 млн тонн нефти и 0,4 млн тонн газового конденсата.

    Газ месторождения имеет сложный компонентный состав, в том числе содержит значительные объемы гелия.

    Реализация проекта

    «Газпром» получил лицензию на разработку Чаяндинского месторождения в 2008 году, после чего провел комплекс геологоразведочных работ.

    В 2014 году на Чаяндинском месторождении началась пробная добыча нефти. В перспективе чаяндинская нефть будет направляться в нефтепровод «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО).

    В 2015 году «Газпром» приступил к обустройству газовых залежей месторождения.

    В 2019 году на месторождении началась добыча газа.

    Технологии

    Чаяндинское месторождение имеет сложное геологическое строение и особые термобарические пластовые условия. Поэтому для его освоения «Газпром» будет применять самые передовые технические достижения.

    В суровых природно-климатических условиях Якутии будут использоваться малолюдные технологии, предполагающие обеспечение контроля за работой оборудования и комплексное управление объектами в автоматическом режиме. Такой подход способствует оптимизации численности персонала, сокращению транспортных издержек при перевозках людей, отказу от избыточного строительства инфраструктуры, связанной с пребыванием работников на объектах.

    Месторождение имеет большую площадь, поэтому для снижения затрат на строительство линий электропередач на удаленных кустах газовых скважин планируется применять автономные источники энергоснабжения (на основе возобновляемых источников энергии).

    На Чаяндинском месторождении впервые в России в промышленном масштабе будет использована технология мембранного извлечения гелия из природного газа непосредственно на промысле. Она позволит направлять в газопровод то количество гелия, которое будет востребовано рынком.

     

    Репортажи и фотоальбомы

    СТНГ построит на Чаяндинском месторождении установку для очистки газа от гелиевого концентрата

    СТНГ построит на Чаяндинском месторождении установку для очистки газа от гелиевого концентрата

    04.07.2017

    В работах будет задействовано около 2 тысяч сотрудников, срок реализации проекта – 4 квартал 2019 года

    АО «Стройтранснефтегаз» заключило договор с ПАО «Газпром» на условиях «Под ключ» на строительство установки мембранного выделения гелиевого концентрата (МВГК) проектной мощностью 21 млрд м³ в год. Мембранная технология для очистки газа стала необходимой в связи с его высоким содержанием на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении - 1400 млн м3. Ранее установок МВГК такой производительности в России не строилось.

    В рамках реализации проекта компания построит установку, состоящую из блоков мембранного разделения 1-й и 2-й ступени, межступенчатую и дожимную компрессорные станции, а также осуществит заказ и поставку технологического оборудования. Работы по формированию рельефа начались в середине апреля 2017года, ввод объекта в эксплуатацию планируется в четвертом квартале 2019 года. На объекте будет задействовано около 2000 специалистов и более 500 единиц техники. Первые поставки оборудования запланированы на ноябрь 2017г.

     ***

    АО «Стройтранснефтегаз» выступает генеральным подрядчиком по обустройству Чаяндинского НГКМ – одного из крупнейших на Востоке России. Месторождение является базовым для формирования Якутского центра газодобычи и ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири". Создание Якутского центра газодобычи направлено на обеспечение газом российских потребителей, а также экспорт голубого топлива по МГ «Сила Сибири» в Китай. 

    турбокомпрессорные агрегаты для межступенчатой компрессорной станции

    Заказчик ООО "Газпром добыча Ноябрьск"
    Комплекс работ Разработка, изготовление, поставка, шеф-монтаж, пусконаладочные работы
    Объём
    поставленного
    оборудования
    • агрегат турбокомпрессорный ТКА 10/1 66ГЦ-869/1,5-16 ГТУ (3 ед.)
    • агрегат турбокомпрессорный ТКА 10/2 5ГЦ2-85/15-106 ГТУ (3 ед.)
    Технические характеристики единичного ГПА
    • Производительность: 69282 нм³/ч
    • Давление на входе: 1,5 МПа
    • Давление на выходе: 10,58 МПа
    • Мощность ГТД: 10000 кВт
    • Марка ГТУ: ПС-90ГП-3
    Назначение Компримирование пермеатного потока газа и подача пермеата на мембранные модули, где происходит отделение гелия из газа
    Конструктивные преимущества
    • Применены магнитные подшипники с обеспечением 100% запаса по несущей способности осевых электромагнитов
    • Полностью «сухой» компрессор за счет «сухих» газодинамических уплотнений, магнитных подшипников и отсутствия мультипликатора
    • Высокая степень повышения давления (отношение давлений в рабочей точке установки 66ГЦ-869/1,5-16 - 10,46, в установке 5ГЦ2-85/15-106 - 7,057)
    Особенности
    решения
    Двухсекционные корпуса сжатия, с расположением колес по секциям «спина к спине» для разгрузки упорных подшипников от осевых газодинамических сил
    Ввод в эксплуатацию Текущий проект

    Чаяндинское месторождение

    Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение - одно из крупнейших месторождений на востоке России. Месторождение составляет основу Якутского центра газодобычи и служит ресурсной базой газопровода «Сила Сибири» (наряду с Ковыктинским месторождением в Иркутской области).

    Якутский центр газодобычи в первую очередь предназначен для обеспечения газом российских потребителей. Развивая этот центр, «Газпром» создаст необходимые условия для газоснабжения и газификации Якутии и других регионов Дальнего Востока России.

    Цифры и факты

    Чаяндинское было обнаружено в 1983 году в Ленском районе Республики Саха (Якутия).

    Это уникальное месторождение по запасам В1 + В2, которые составляют около 1,2 трлн кубометров газа и около 61,6 млн тонн нефти и газового конденсата.

    Годовая проектная добыча месторождения составляет 25 млрд кубометров газа, 1,9 млн тонн нефти, 0,4 млн тонн газового конденсата.

    Чаяндинское производит многокомпонентный газ с большим содержанием гелия.

    Реализация проекта

    После получения в 2008 году лицензии на разработку Чаяндинского месторождения «Газпром» провел на нем комплексные геологоразведочные работы.

    В 2014 году начата опытно-промышленная добыча нефти на месторождении. В конечном итоге нефть с Чаяндинского месторождения будет закачиваться в нефтепровод Восточная Сибирь - Тихий океан.

    В 2015 году «Газпром» приступил к обустройству Чаяндинского газового месторождения.

    В 2019 году на месторождении началась добыча газа.

    Technologies

    Чаяндинское месторождение отличается сложным геологическим строением и особыми температурно-температурными условиями формирования. Поэтому «Газпром» будет использовать самые современные технические решения при разработке месторождения.

    В суровых природно-климатических условиях Якутии «Газпром» будет использовать легкокомплектующие технологии, обеспечивающие автоматизированный контроль оборудования и комплексное управление объектами. Такой подход поможет оптимизировать укомплектование персоналом, снизить командировочные расходы для пассажирских перевозок и избежать создания избыточной жилой инфраструктуры.Поскольку месторождение занимает большую площадь, на удаленных кустах газовых скважин планируется использовать автономные энергосистемы на основе возобновляемых источников энергии, чтобы сэкономить средства на строительстве линий электропередачи.

    Чаяндинское месторождение станет первым в России месторождением, на котором мембранная технология извлечения гелия из природного газа будет использоваться при промышленной добыче, что позволит закачивать в газопровод столько гелия, сколько требует рынок.

    Репортажи и фото

    .

    3 Спрос на гелий | Продажа национального запаса гелия

    Ядерные реакторы нового поколения

    Концепция газонаполненного ядерного реактора, впервые обсуждавшаяся в 1950-х годах, в настоящее время разрабатывается для производства энергии. Два класса реакторов, обычно известные как высокотемпературные реакторы (HTR) и очень высокотемпературные реакторы (VHTR) (включая реакторы с галечным слоем), используют активные зоны с графитовым замедлителем для производства энергии и гелий в качестве теплоносителя.В применении к ядерным реакторам гелий имеет явные преимущества: (1) высокая способность к теплопередаче, (2) химическая инертность и (3) отсутствие образования изотопов и, следовательно, отсутствие вредных радиогенных побочных продуктов. Такие конструкции серьезно рассматриваются и разрабатываются в США, а также в других странах, включая Южную Африку, Нидерланды и Китай. Помимо того, что они являются потенциально значительными источниками энергии, эти реакторы будут иметь критически важное вторичное использование: в качестве высокоэффективных инсинераторов для утилизации излишков оружейного плутония.

    Согласно отчету Международной группы экспертов по изменению климата за 2007 год, производство электроэнергии с помощью ядерного топлива могло бы стать хорошим вариантом для снижения выбросов парниковых газов. В настоящее время примерно 16 процентов мирового производства энергии происходит за счет ядерного деления (IPCC, 2007), при этом в 2005 году было произведено 2 626 ТВтч энергии с использованием 65 500 тонн урана. Ядерные реакторы планируются или предлагаются для Китая, Индии, Японии, Кореи, России и Южной Африки. Количество гелия, необходимое для каждого реактора, оценивается примерно в 1 млн куб. Футов, а уровень потерь составляет примерно 0.1 миллион кубических футов в год. 6

    Хотя будущие потребности в гелии для производства энергии VHTR и HTR достоверно количественно не определены, потребление гелия в этом конкретном секторе США и во всем мире будет расти. Готовых заменителей нет, учитывая высокие температуры и тепловые нагрузки, требуемые этими объектами. Усилия по переработке и восстановлению могут снизить предполагаемые потери гелия.

    Обнаружение утечек

    Благодаря своей низкой вязкости и большому коэффициенту диффузии гелий является отличным газом для обнаружения утечек и широко используется в качестве такового в науке и технике.В одном методе обнаружения используется вакуумный насос для втягивания гелия, распыленного вне системы, через утечку в чрезвычайно чувствительный детектор утечки гелия на основе масс-спектрометра. Этот процесс обнаружения является золотым стандартом для любой отрасли, которая полагается на высокий вакуум, включая промышленность электроники и передовых материалов, в научных исследованиях, а также в испытаниях и производстве больших ракетных двигателей.

    .

    Газпром наращивает мощности Чаяндинского месторождения

    Правление «Газпрома» приняло к сведению информацию о реализации крупных инвестиционных проектов.

    На востоке России продолжается планомерное расширение производственных мощностей на Чаяндинском месторождении в Якутии. В 2020 году планируется ввести в эксплуатацию 103 газовые скважины, установку предварительной подготовки газа (ГПТУ-2) и мембранную установку извлечения гелиевого концентрата. Кроме того, завершится наращивание мощностей на действующей установке комплексной подготовки газа (УКПГ-3), которая обеспечивает подачу газа в газопровод «Сила Сибири».

    Ведется подготовительная разработка Ковыктинского месторождения в Иркутской области, в настоящее время ведется эксплуатационное бурение и расчистка площадки для строительства первого УКПГ.

    Завершаются строительно-монтажные работы на компрессорной станции (КС) имени Ивана Москвитина на газопроводе «Сила Сибири», и уже ведется строительство объектов следующей очереди проекта. На участке трассы трубопровода от Ковыктинского месторождения до Чаяндинского месторождения продолжаются подготовительные работы.

    В рамках проекта строительства Амурского ГПЗ продолжаются пуско-наладочные работы первых двух технологических линий. На третьей и четвертой технологических нитках устанавливается газоразделительное оборудование. На пятой и шестой нитках завершается заливка фундаментов и начат монтаж трубопроводных эстакад. В целом готовность проекта составляет 66 процентов.

    «Газпром» продолжает работу по расширению газопровода Сахалин - Хабаровск - Владивосток на участке Комсомольск-на-Амуре - Хабаровск.На сегодняшний день сварено более половины его линейной части - 206 километров.

    В Надым-Пур-Тазовском районе «Газпром» завершает реализацию комплексного проекта по транспортировке жидких углеводородов. В рамках данных работ будут введены в эксплуатацию следующие объекты: нефте- и конденсатопровод Уренгой - Пур-Пе, соединительный конденсатопровод, НПС «Уренгойская», установка стабилизации конденсата. Объекты будут транспортировать конденсат, добываемый с ачимовских отложений Уренгойского месторождения.

    Компания развивает Ямальский центр газодобычи. В текущем году, например, на Бованенковском месторождении будут подключены 52 газовые скважины. На Харасавэйском месторождении ведется бурение эксплуатационных скважин, сваривается и прокладывается соединительный газопровод, идущий на Бованенковское.

    Расширяются мощности Северного газотранспортного коридора. Готовятся к вводу в эксплуатацию вторые цеха на КС Чикшинская (газопровод Бованенково - Ухта 2), а также на КС Новоприводинская и Новоюбилейная (газопровод Ухта - Торжок 2).На участке от Грязовца до строящейся КС «Славянская» возводятся газотранспортные объекты.

    В районе поселка Усть-Луга реализуется проект создания интегрированного комплекса по переработке и сжижению природного газа (газоперерабатывающий комплекс, входящий в Комплекс по переработке этансодержащего газа в районе поселка Усть-Луга). в ходе выполнения. Место будущей стройки сейчас расчищается.

    Продолжаются работы по строительству комплекса по производству, хранению и отгрузке СПГ в районе КС «Портовая».

    Вопрос о статусе крупных инвестиционных проектов Компании будет вынесен на рассмотрение Совета директоров ОАО «Газпром».

    от .

    Установки жидкого гелия и системы регенерации гелия

    Установки жидкого гелия и системы регенерации гелия | Криомех

    Установки жидкого гелия

    Установки жидкого гелия

    Cryomech позволяют пользователю сжижать гелий из любого источника комнатной температуры. Теперь лаборатории могут самостоятельно управлять потреблением и хранением жидкого гелия. С системой извлечения гелия Cryomech предприятия с несколькими криостатами с разной скоростью кипения могут использовать одну установку жидкого гелия.

    Характеристики

    • Работает на Cryomech Pulse Tube Crycooler, отличается высокой надежностью и длительным временем между обслуживанием
    • Круглосуточная работа
    • Пользовательский интерфейс с цифровым сенсорным экраном, который включает:
      - Удаленный мониторинг и управление
      - Цифровой автоматический индикатор уровня
      - Диагностика системы
    • Прочный, нержавеющая сталь, жидкий гелий Dewar
    • Криогенная изоляция экстракционной линии и клапана для перекачки жидкого гелия с малыми потерями
    • Конструкция увеличивает надежность за счет исключения клапанов JT, которые обычно используются в других продуктах сжижения

    Установки жидкого гелия

    Модель
    (Нажмите, чтобы узнать больше)
    Требования к охлаждающей воде Скорость разжижения Энергопотребление Емкость Дьюара Размеры системы / шт> Вес системы Модель криокулера (только с водяным охлаждением) Требуемый расход газообразного гелия Давление Дьюара
    LHeP15 2.3 галлона в минуту (9 л / мин) при 80 ° F (27 ° C) ≥15 л / день 8,4 кВт при 60 Гц 7,9 кВт при 50 Гц 60 л 47 дюймов x 28 дюймов x 61 дюймов 790 фунтов (358 кг) PT410 / CPA289C 7.3 SLPM (0,26 SCFM)
    LHeP22 3 галлона в минуту (11.5 л / мин) при 27 ° C (80 ° F) ≥22 л / день 10,7 кВт при 60 Гц 9,2 кВт при 50 Гц 150 л 56 дюймов x 30,5 дюймов x 72 дюймов 1040 фунтов (472 кг) PT415 / CPA1110 10.7 SLPM (0,38 SCFM)
    LHeP28 МИН 3.6 галлонов в минуту (13,6 л / мин) при 80 ° F (27 ° C) ≥28 л / день 12,5 кВт при 60 Гц 11,4 Вт при 50 Гц 150 л 56 дюймов x 30,5 дюймов x 72 дюймов 1040 фунтов (472 кг) PT420 / CPA1114 13.61 SLPM (0,48 SCFM)
    LHeP55 МИН 3.6 галлонов в минуту (13,6 л / мин) при 80 ° F (27 ° C) ≥55 л / день 12,5 кВт при 60 Гц * (2x) 11,4 Вт при 50 Гц * (2x) 350L Внешний диаметр 36 дюймов x высота 85 дюймов *** 560 фунтов (254 кг) *** PT420 (2x) / CPA1114 (2x) 26.7 SLPM (0,9 SCFM)
    LHeP80 МИН 3.6 галлонов в минуту (13,6 л / мин) при 80 ° F (27 ° C) Максимальная температура для каждого компрессора (всего 3) ≥80 л / день 12,5 кВт при 60 Гц ** (3x) 11,4 Вт при 50 Гц ** (3x) 500 л Внешний диаметр 42 дюйма x высота 85 дюймов *** 900 фунтов (408 кг) *** PT420 (3x) / CPA1114 (3x) 38.9 SLPM (1,4 SCFM)

    * Установка жидкого гелия LHeP55 состоит из (2) отдельных охлаждающих головок; для каждого из них требуется собственный компрессор.
    ** Установка жидкого гелия LHeP80 состоит из трех (3) отдельных охлаждающих головок; для каждого требуется собственный компрессор
    *** только холодные головки и дьюар

    Системы восстановления гелия

    Системы восстановления гелия Cryomech включают следующие компоненты:

    • Мешок для сбора атмосферного гелия
    • Компрессор восстановления гелия
    • Газовые баллоны
    • Автоматический очиститель

    Дополнительная информация о компонентах системы восстановления гелия Cryomech

    Мешок для сбора атмосферного гелия - Мешок для извлечения гелия изготовлен из прочного полимерного материала на виниловой основе.Датчики лазерного позиционирования автоматически запускают восстановительный компрессор (описанный ниже), когда мешок полон, и останавливают компрессор, когда мешок пуст. Многие пользователи предпочитают простую и эффективную конструкцию Cryomech для атмосферного хранения газообразного гелия, поскольку она исключает избыточное давление в их инструментах, которое может вызвать неблагоприятные эффекты, включая повышенную температуру ванны с LHe.

    Компрессор восстановления - Компрессор восстановления среднего давления сжимает газообразный гелий, хранящийся в сумке для восстановления, при атмосферном давлении до давления до 400 фунтов на квадратный дюйм (27.58 бар), тогда как наша опция высокого давления достигает 2400 фунтов на кв. Дюйм (165,47 бар). Работа полностью автоматическая, а герметичная конструкция системы обеспечивает нулевую потерю гелия. Скорость восстановления компрессора восстановления среднего давления составляет ~ 8,5 стандартных кубических футов в минуту (~ 20 литров жидкости в час), а скорость восстановления компрессора восстановления высокого давления составляет ~ 5,1 кубических футов в минуту (~ 10 литров жидкости в час).

    Накопительные цилиндры и коллектор - Сжатый газообразный гелий, выходящий из компрессора регенерации при давлении 400 фунтов на кв. Дюйм (27.58 бар) или 2400 фунтов на кв. Дюйм (29,3 бар) поступает в накопительные цилиндры через коллектор из нержавеющей стали. Регулятор давления прикреплен к выходному отверстию коллектора для регулирования потока гелия в очиститель гелия. Каждый баллон среднего давления может хранить ~ 17 литров жидкого гелия, а баллон высокого давления может хранить ~ 11 литров жидкого гелия.

    Автоматический очиститель - Компания Cryomech разработала автоматический очиститель гелия для продажи вместе со своими очистителями с жидким азотом.В отличие от очистителей с охлаждением жидким азотом, которые требуют еженедельной заправки жидким азотом и ежемесячной регенерации ловушки, автоматический очиститель работает бесконечно без какого-либо вмешательства пользователя. Охлаждение ловушки обеспечивается криокулером Cryomech GM, и все оборудование, необходимое для регенерации ловушки, входит в состав очистителя. ПЛК с 5-дюймовым сенсорным экраном автоматически определяет, когда необходимо регенерировать ловушку, и эффективно выполняет процесс регенерации. Общее время простоя для регенерации составляет менее восьми часов.Автоматический очиститель полностью совместим со всеми существующими установками жидкого гелия Cryomech.

    Ищете специальные опции?

    Для научных исследований часто требуется специальное оборудование, которое никогда раньше не производилось. Cryomech осознает это и поощряет наших клиентов предлагать нам свои индивидуальные приложения.

    Запрос цитаты


    www.cryomech.com
    113 Falso Drive
    Сиракузы, Нью-Йорк 13211
    Телефон: (315) 455-2555
    Факс: (315) 455-2544

    Свяжитесь с нами, чтобы узнать о дополнительных возможностях.

    .

    добыча нефти | Определение и факты

    Добыча нефти , добыча сырой нефти и, часто, попутного природного газа с Земли.

    Полупогружная платформа для добычи нефти, работающая на глубине 1800 метров (6000 футов) в бассейне Кампос, у побережья штата Рио-де-Жанейро, Бразилия.

    © Divulgação Petrobras / Agencia Brasil (CC BY-SA 3.0 Brazil)

    Нефть - это природный углеводородный материал, который, как полагают, образовался из остатков животных и растений в глубоких осадочных пластах.Нефть, будучи менее плотной, чем окружающая вода, была вытеснена из пластов источника и мигрировала вверх через пористые породы, такие как песчаник и известняк, до тех пор, пока не была окончательно заблокирована непористой породой, такой как сланец или плотный известняк. Таким образом, нефтяные месторождения оказались в ловушке геологических особенностей, вызванных складчатостью, разломами и эрозией земной коры.

    Трансаляскинский трубопровод

    Трансаляскинский трубопровод проходит параллельно шоссе к северу от Фэрбенкса.

    © Райнер Гросскопф — Photodisc / Getty Images

    Нефть может существовать в газообразной, жидкой или почти твердой фазе по отдельности или в комбинации. Жидкую фазу обычно называют сырой нефтью, а более твердую фазу можно назвать битумом, гудроном, смолой или асфальтом. Когда эти фазы встречаются вместе, газ обычно находится над жидкостью, а жидкость - над более твердой фазой. Иногда нефтяные месторождения, поднявшиеся во время образования горных хребтов, подвергались эрозии с образованием смолистых отложений.Некоторые из этих месторождений были известны и эксплуатировались на протяжении всей истории человечества. Другие приповерхностные залежи жидкой нефти медленно просачиваются на поверхность через естественные трещины в вышележащих породах. Накопления из этих просачиваний, называемые каменным маслом, в 19 веке использовались в коммерческих целях для производства лампового масла путем простой дистилляции. Однако подавляющее большинство нефтяных месторождений находится в порах естественной породы на глубине от 150 до 7600 метров (от 500 до 25000 футов) под поверхностью земли.Как правило, более глубокие отложения имеют более высокое внутреннее давление и содержат большее количество газообразных углеводородов.

    Когда в 19 веке было обнаружено, что из каменного масла можно получить дистиллированный продукт (керосин), пригодный для фонарей, начались активные поиски новых источников каменного масла. В настоящее время все согласны с тем, что первой скважиной, пробуренной специально для обнаружения нефти, была скважина Эдвина Лорентина Дрейка в Титусвилле, штат Пенсильвания, США, в 1859 году. Успех этой скважины, пробуренной недалеко от выхода нефти, побудил продолжить бурение в том же районе. и вскоре привело к аналогичным исследованиям в другом месте.К концу века растущий спрос на нефтепродукты привел к бурению нефтяных скважин в других государствах и странах. В 1900 году мировая добыча сырой нефти составляла почти 150 миллионов баррелей. Половина этого объема была произведена в России, а большая часть (80 процентов) остальной части была произведена в США ( см. Также бурового оборудования).

    Получите эксклюзивный доступ к контенту из нашего первого издания 1768 с вашей подпиской. Подпишитесь сегодня

    Появление и рост использования автомобилей во втором десятилетии 20-го века создали большой спрос на нефтепродукты.Годовая добыча превысила один миллиард баррелей в 1925 году и два миллиарда баррелей в 1940 году. К последнему десятилетию 20-го века в более чем 100 странах насчитывалось почти миллион скважин, добывающих более 20 миллиардов баррелей в год. К концу второго десятилетия 21 века добыча нефти выросла почти до 34 миллиардов баррелей в год, из которых растущая доля была обеспечена за счет сверхглубоководного бурения и нетрадиционной добычи нефти (в которой нефть добывается из сланцев, битуминозных песков и т. или битум, или добывается другими методами, отличными от обычного бурения).Нефть добывается на всех континентах, кроме Антарктиды, которая защищена от разведки месторождений экологическим протоколом к ​​Договору об Антарктике до 2048 года.

    Первоначальная скважина

    Дрейка была пробурена недалеко от известного участка просачивания сырой нефти с поверхности. В течение многих лет такие просачивания были единственным надежным индикатором наличия подземных запасов нефти и газа. Однако по мере роста спроса были разработаны новые методы оценки потенциала подземных горных пород. Сегодня разведка нефти требует интеграции информации, полученной в результате сейсмических исследований, геологического построения, геохимии, петрофизики, сбора данных географических информационных систем (ГИС), геостатистики, бурения, разработки резервуаров и других методов исследования поверхности и недр.Геофизические исследования, включая сейсмический анализ, являются основным методом разведки нефти. Методы гравитации и магнитного поля также являются исторически надежными методами оценки, которые можно применять в более сложных и сложных условиях разведки, таких как подсолевые структуры и глубоководные участки. Начиная с ГИС, гравиметрические, магнитные и сейсмические исследования позволяют геологам эффективно сосредоточить поиск целевых объектов для изучения, тем самым снижая риски, связанные с разведочным бурением.

    сырая нефть

    Натуральный выход нефти.

    Предоставлено Норманом Дж. Хайном, доктором философии.

    Существует три основных типа методов разведки: (1) поверхностные методы, такие как картографирование геологических объектов, обеспечиваемое ГИС, (2) территориальные исследования гравитационных и магнитных полей и (3) сейсмографические методы. Эти методы указывают на наличие или отсутствие геологических особенностей, благоприятных для скоплений нефти. До сих пор нет возможности предсказать наличие продуктивных подземных залежей нефти со 100-процентной точностью.

    .

    Ультразвуковая технология интенсификации добычи нефти и газового конденсата

    1. Подготовительные организационно-технические мероприятия

    Анализ информации, предоставленной заказчиком;

    Подбор нефтяных скважин для акустического воздействия с учетом их технико-эксплуатационных характеристик и динамики изменения дебита с момента ввода в эксплуатацию.

    Информация должна включать:

    - карты ГИС,

    - профиль притока,

    - проницаемость прослоя,

    - технико-эксплуатационные показатели нефтяной скважины,

    - информация о ремонтно-технических операциях по интенсификации добычи нефти и газа.

    Разработка плана работ по УЗИ нефтяной скважины и согласование его с исполнителями.

    Геофизическое оборудование включает в себя геофизический лифт и передвижную геофизическую лабораторию, обеспечивающую фоновую термометрию, съемку и привязку погружных тросов к продуктивной зоне пласта.

    Изготовление геофизического подъемника и троса с малой геофизической головкой (диаметр 38мм).

    Параметры кабеля КГ-3:

    - рабочее сопротивление жилы Р-12-15 Ом / км,

    - Длина кабеля - 3000-5000 м.

    Оснащение мобильной геофизической лаборатории сетевым кабелем для сети 3 фазы, 380 В, 50 Гц (с потребляемой мощностью до 15 кВт), вилкой типовой трехфазной и автоматическим выключателем на максимальный ток 25 A

    Подготовка измерительного оборудования для подготовительных и контрольных проверок оборудования технологической системы ультразвукового воздействия и измерений параметров кабельной линии. В состав измерительного оборудования входят: задающий генератор, осциллограф, вольтметр переменного напряжения.

    2. Подготовительные работы на участке геофизиков

    Доставка ультразвукового оборудования на площадку геофизика. Типовая структура оборудования состоит из одного комплекта наземного генератора и двух типов акустических излучателей. Общий вес оборудования с упаковочной тарой 50-75 кг.

    Проверка работоспособности ультразвукового оборудования согласно инструкции по эксплуатации, подключение оборудования к геофизическому лабораторному оборудованию и с геофизическим лифтовым кабелем.

    Измерение коэффициентов передачи геофизического кабеля в диапазоне рабочих частот. Проверка предельных характеристик кабеля при работе преобразователя и акустического излучателя через кабель на эквивалент нагрузки.

    Подготовка ультразвукового оборудования и специального геофизического оборудования к выходу для работы на нефтяных скважинах.

    Технические условия на конкретные нефтяные скважины,

    - время ультразвуковой стимуляции,

    - режимы излучения,

    - количество станций и их расположение в продуктивной зоне.

    Согласование работ с ведущим геологом и заказчиком службы снабжения, установка времени начала и окончания УЗИ.

    3. Подготовительные работы на нефтяных скважинах

    Доставка геофизического оборудования к месту работ на нефтяной скважине.

    Проверка технической готовности нефтяной скважины к УЗИ, в том числе возможности электроснабжения, наличия подъемного оборудования.

    Монтаж геофизического лифта и геофизической лаборатории, наземного генератора, технологической системы ультразвукового воздействия и измерительного оборудования.

    Проведение геофизических измерений перед УЗИ, в т.ч .:

    - Фоновая термометрия продуктивной зоны,

    - Подключение оборудования к цепи заземления и прокладки кабельных соединений.

    - Подключение сетевого кабеля;

    - Контроль напряжения электросети;

    - Подключение ультразвукового преобразователя к выходу геофизического кабеля;

    - Проверка сопротивления изоляции.

    - Подключение выходного кабеля генератора к коллектору геофизического лифта,

    Подключение питания к генератору, включение оборудования согласно инструкции.

    Контроль правильности подключения, контроль импеданса нагрузки и функционирования ультразвукового преобразователя.

    Доставка ультразвукового оборудования в продуктивный пласт на станцию.

    Установка параметров в режиме излучения.

    Регистрация параметров излучения в рабочем архиве (входное давление, входной ток, режим и частота излучения).

    Проведение ультразвуковой стимуляции по согласованной программе.

    Регистрация параметров излучения для каждого рабочего места.

    Завершение ультразвуковой стимуляции.

    Подъем ультразвукового преобразователя, контроль работы; отключение электроснабжения, демонтаж кабельных соединений, подготовка оборудования к транспортировке.

    Проведение геофизических измерений после УЗИ, в том числе фоновой термометрии в продуктивной зоне нефтяной скважины.

    Окончание работ на нефтяной скважине.

    4. Контроль работы нефтяной скважины после ультразвукового воздействия.

    Анализ геофизических измерений после стимуляции.

    Оценка энергетической эффективности воздействия.

    Предварительное заключение о результативности УЗИ для интенсификации нефти.

    Составление и согласование программы последующего наблюдения за нефтяной скважиной.

    Рекомендуемая периодичность измерений: один раз в неделю в течение первого месяца и один раз в месяц в остальное время года.

    Составление, оформление и согласование акта работ по нефтяной скважине.

    Коллектор карбонатный, пористо-кавернозный (смешанный), возраст D3 (слой Fo), глубина 1789,4 - 1809,5 м, Tпл-50 ° C, пористость - 9,2%. Нефть: плотность (в поверхностных условиях) - 0,8769 г / см3; в условиях эксплуатации - 0,8421 г / см3, динамическая вязкость 7,29 мПа * с.

    Комментарии:

    Это одна из первых скважин, прошедших акустическую обработку 25.02.2007 г. одна из первых в серии наших тестовых обработок для ЗАО «Компания Печоранефть» и является «Чемпионом» по продолжительности постстимуляционного эффекта, который длится до настоящего момента и приближается к 3 годам (36 мес.). При этом стабильный эффект был достигнут с карбонатными породами-коллекторами, а затраты на стимуляцию окупились через 5 дней после стимуляции (за счет реализации дополнительно добытой нефти). Перед акустическим воздействием эта скважина была известна резким падением дебитов нефти, несмотря на весь комплекс геолого-технологических мероприятий.

    Скважина «Рекордсмен» в серии ультразвуковых обработок для ЗАО «Печоранефтегаз» по улучшению показателя дебита - в 4,5 раза (450%!). В то же время скважина отличается высокой стабильностью работы (с некоторым увеличением процентного содержания воды) с сохранением впечатляющего эффекта более 2 лет.

    Эти результаты для скважины 1142D, типичные для серии испытаний в Румынии на маргинальных отложениях, характеризуются тем, что после ультразвуковой обработки общий дебит жидкости не изменился, но дебит нефти увеличился в полтора раза (1 .5) раз при значительном снижении обводненности с 60% до 30% (в 2 раза).

    Комментарии:

    Оптимизация комплекса сопутствующих геофизических исследований чрезвычайно важна по финансовым причинам, так как стоимость этих исследований (глубина привязки и оценка работы скважины «до» и «после» воздействия) обычно намного превышает фактическое значение ультразвуковое лечение. Представленные здесь результаты исследований, проведенных компанией Weatherford (США) в сопровождении наших процедур в Румынии, иллюстрируют адекватную систему для быстрой оценки эффективности ультразвукового лечения и принятия решений.Мы идем в сторону оптимизации набора методов и внедрения технических средств и технологий для различных условий, а также их автономности (вместе с нашими скважинными ультразвуковыми преобразователями).

    .

    Смотрите также