ООО Ноябрьскгаздобыча

Генеральный директор: Михаил Иосифович Галькович

Тел. (34564) 682-37

Факс: (34564) 686-12

ООО Ноябрьскгаздобыча - крупное современное предприятие, в котором трудятся почти три тысячи работников. Вот уже более 20 лет предприятие ведет добычу газа на юге Ямало-Ненецкого автономного округа. Сегодня в составе ООО Ноябрьскгаздобыча четыре газовых промысла - Вынгапуровский, Комсомольский, Западно-Таркосалинский, Губкинский. В 2000 году ООО Ноябрьскгаздобыча добыто 64,5 млрд. м3 газа, в том числе в рамках договоров на оказание услуг - 15,6 млрд. м3 углеводородного сырья. На сегодняшний день предприятие занимает четвертое место в России по объемам добычи природного газа.

В 2001 году ООО Ноябрьскгаздобыча планирует начать разработку нового газового месторождения - Вынгаяхинского имеет лицензию на разработку Еты-Пуровского газового месторождения - его предприятие намерено обустраивать в ближайшие годы.

ООО Ноябрьскгаздобыча делает ставку на ввод в строй месторождений газа, которые по объему запасов можно отнести к средним. Фирменным знаком предприятия стали мобильность, концентрация усилий на быстром и качественном обустройстве и вводе в строй небольших и средних по объемам запасов газовых месторождений. Сделать это позволяет хорошая транспортная схема, квалифицированный кадровый состав, рациональное расположение структурных подразделений, материально-технических баз и рабочих поселков ООО Ноябрьскгаздобыча . Низкая себестоимость добычи газа - один из главных отличительных признаков работы этого предприятия.

Сегодня в ООО Ноябрьскгаздобыча работают высококвалифицированные специалисты, имеющие бесценный опыт освоения и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в сложных условиях радикальных социально-экономических реформ. В обществе трудятся около 3000 человек. Наработанный опыт позволяет коллективу предприятия в комплексе решать вопросы освоения газовых месторождений.

Руководство ООО Ноябрьскгаздобыча одной из главных задач на сегодняшнем этапе развития предприятия считает внедрение на производстве современной техники, освоение новых технологий. Так, в регионе только ООО Ноябрьскгаздобыча имеет бустерную установку - УБ 14-125-25 Г, которая позволяет осуществлять нагнетание газожидкостных смесей с использованием промысловых газов при проведении технологических операций по освоению, эксплуатации и капитальному ремонту скважин. В 2001 году в цехе интенсификации и капитального ремонта скважин введена в эксплуатацию новейшая колтюбинговая установка М-10 - теперь ноябрьские газовики выполняют различные виды капитального ремонта без глушения скважин, что существенно ускорило ремонт скважин и повысило качество работ. В то же время значительных результатов добились ноябрьские газовики, осваивая и внедряя новые технологии глушения скважин, блокировки пластов, промывки песчаных пробок пенами, изоляции водопритока при производстве капитального ремонта газовых скважин с аномально-низкими пластовыми давлениями.

С середины 90-х годов в ООО Ноябрьскгаздобыча ведется серьезная работа по комплексной автоматизации производственных процессов. У ноябрьских газовиков есть опыт сотрудничества с американской фирмой Сompressor Controls Corporatipon , с отечественными производителями автоматизированных комплексов и программного обеспечения - НПО Автоматика г. Омск, Научно-исследовательским институтом измерительных систем (НИИИС) г. Нижний Новгород и другими. Впервые среди предприятий газовой промышленности в нашей стране на Западно-Таркосалинском газовом промысле ООО Ноябрьскгаздобыча на установке по комплексной подготовке газа был применен новый, более эффективный абсорбент - триэтиленгликоль (ТЭГ).

В ООО Ноябрьскгаздобыча есть свое Управление технологического транспорта и специальной техники. В управлении сосредоточена необходимая транспортная и специальная техника, предназначенная для выполнения всего объема работ по обустройству газовых месторождений и их эксплуатации. В апреле 2001 года создано ремонтно-эксплуатационное управление, основная задача которого - объединение усилий подразделений и служб, обеспечивающих ремонт технологического оборудования и исправность систем жизнеобеспечения.

ООО Ноябрьскгаздобыча имеет собственную программу социального развития и социальной защиты работников. Основные права ноябрьских газовиков защищены отраслевым тарифным соглашением и коллективным договором предприятия, который предусматривает ряд дополнительных гарантий и льгот для работников ООО Ноябрьскгаздобыча .

Не нашли нужную информацию? Поиск по сайту

Компания Газпром добыча Ноябрьск в Губкинском

Вебсайт:

ООО Газпром добыча Ноябрьск - 100-процентное дочернее общество ОАО Газпром. Расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Предприятие ведет добычу и подготовку газа на собственных лицензионных участках - Вынгапуровском, Комсомольском, Западно-Таркосалинском, Вынгаяхинском, Еты-Пуровском месторождениях, а также оказывает услуги по добыче и подготовке газа на Губкинском и Муравленковском месторождениях. В рамках программы разработки малых месторождений Обществом осваиваются лицензионные участки в Свердловской области. В ходе реализации Восточной газовой программы обустраиваются Кшукское и Нижне-Квакчикское газоконденсатные месторождения, ведутся работы по обустройству Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в республике Саха (Якутия). Годовой объем добычи составляет порядка 70 миллиардов кубометров. На предприятии работают более 3,8 тысячи человек.

Структура компании

Вынгапуровский газовый промысел — старейший промысел ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Пуск промысла состоялся 30 декабря 1978 года. А уже в 1979 году был добыт первый миллиард кубометров газа. За 35 лет здесь добудут порядка 335 миллиардов кубометров газа.

На сегодняшний день сбор газа осуществляется от шестидесяти эксплуатационных скважин по коллекторной газосборной системе, общая протяженность которой составляет около 220 километров. Транспортировка газа в магистральный газопровод «Уренгой-Сургут-Челябинск» осуществляется при помощи дожимной компрессорной станции, оснащенной двенадцатью газоперекачивающими агрегатами. Подготовка газа до требований отраслевого стандарта происходит в аппаратах установки комплексной подготовки газа при помощи триэтиленгликолевой системы осушки.

В декабре 2010 года Вынгапуровский газовый промысел получил «второе дыхание» в результате реализации проекта разработки Новогоднего нефтегазового месторождения, который позволил промыслу-ветерану получать дополнительно около миллиарда кубометров газа в год.

Комсомольский газовый промысел — самый крупный в ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Cамый крупный в ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Комсомольское месторождение входит в пятерку крупнейших газовых месторождений России. Кроме того, здесь добывается самый дешевый газ в стране.

Пуск в промышленную эксплуатацию первой очереди Комсомольского газового промысла — Восточного купола — состоялся 13 января 1993 года. 25 апреля 1996 года был введен в промышленную эксплуатацию Западный купол, 8 декабря 1999 года — Северный купол и 3 марта 2007 года пошел первый газ с Центрального купола Комсомольского промысла.

Эксплуатация Комсомольского газового месторождения производится на 52 кустах газовых скважин, в которых расположено 166 добывающих скважин. На Западном и Северном куполах предусмотрена предварительная подготовка газа.

Комсомольский газовый промысел оказывает операторские услуги по добыче и подготовке газа с Муравленковского нефтегазового месторождения, на котором значительная часть оборудования используется впервые. Управление технологическими процессами осуществляется дистанционно, практически без участия персонала, на расстоянии более 80 километров. Все процессы автоматизированы, контроль ведется с главного щита управления УКПГ Комсомольского промысла.

Губкинский газовый промысел — самый уникальный по срокам строительства и ввода в эксплуатацию

Губкинское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто 11 февраля 1965 года. Его освоение началось спустя 33 года, и уже через 10 месяцев промысел был введен в эксплуатацию. В такие сроки в северных условиях подобные газодобывающие промыслы еще никто и никогда не возводил.

Губкинский газовый промысел оказывает ЗАО «Пургаз» комплекс услуг по добыче и подготовке природного газа с Губкинского газового месторождения.

Западно-Таркосалинский газовый промысел — здесь добывают не только газ, но и газовый конденсат

Западно-Таркосалинский газовый промысел был введен в эксплуатацию в ночь с 25 на 26 января 1996 года. Промышленный газ был подан в магистраль с четырех добывающих скважин куста № 18. С того времени «Западка» выдает более 14 миллиардов кубометров природного газа ежегодно.

Вынгаяхинский газовый промысел — самый современный не только в «Газпром добыча Ноябрьск», но и в «Газпроме» в целом

Уникальность промысла заключается в том, что это комплекс, состоящий из двух газовых месторождений — Вынгаяхинского (запасы газа — 106,3 миллиарда кубометров) и Еты-Пуровского (запасы газа — 315,2 миллиарда кубометров), расположенных в 40 километрах друг от друга. Оба месторождения обслуживаются одной установкой комплексной подготовки газа, находящейся на Вынгаяхинском месторождении. На Еты-Пуровском газовом месторождении происходит только предварительная подготовка газа. Далее газ, очищенный от капельной жидкости, по межпромысловому газопроводу подается на Вынгаяхинское месторождение. Суммарная годовая добыча газа по обоим месторождениям составляет более 20 млрд м куб.

Камчатское газопромысловое управление

Cоздано в 2008 году с целью рациональной и эффективной разработки и эксплуатации Кшукского и Нижне-Квакчикского газоконденсатных месторождений.

КГПУ осуществляет подготовку газа для газоснабжения Петропавловска-Камчатского, п. Крутогоровский и с. Соболево, а также внутрипромысловый транспорт голубого топлива и подачу его в магистральный трубопровод.

Чаяндинское нефтегазопромысловое управление

В апреле 2010 года в рамках реализации Восточной газовой программы ООО «Газпром добыча Ноябрьск» открыло в Ленске Чаяндинское нефтегазопромысловое управление.

На  год намечено начало строительства газотранспортной системы «Якутия — Хабаровск — Владивосток». В  году на Чаянде должна быть добыта первая нефть, а в  году — газ.

Одновременно с началом добычи газа будут введены в эксплуатацию первоочередные мощности по газопереработке и газохимии. Их создание является важной составной частью эффективного освоения Чаяндинского месторождения, газ которого имеет сложный компонентный состав и, в том числе, содержит гелий.

Бухаровское газопромысловое управление

Официальным днём открытия филиала в г. Екатеринбурге считается 1 июня 2008 года.

В настоящее время ООО «Газпром добыча Ноябрьск» на территории Свердловской области планирует и осуществляет поиск и разведку залежей углеводородов с целью развития минерально-сырьевой базы на четырёх лицензионных участках: Кедровском, Бухаровском, Восточном, Михайловском.

Управление технологического транспорта и специальной техники

Cоздано в ноябре 1997 года. Сегодня УТТиСТ самое крупное вспомогательное подразделение ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Основная задача Управления — обеспечение транспортом и спецтехникой структурных подразделений Общества. В составе УТТиСТ — шесть автоколонн, ремонтно-механические мастерские, в которых выполняются любые виды текущего и капитального ремонта автотранспортной техники. В распоряжении опытных профессионалов находится более 400 единиц современной техники.

Управление аварийно-восстановительных работ

Cамое молодое подразделение вспомогательного производства ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Его история начинается с 1 апреля 2001 г. когда на базе ремонтно-механического, энерго-эксплуатационного цехов и участка по ремонту технологических трубопроводов было создано Ремонтно-эксплуатационное управление, в 2005 году реорганизованное в УАВР.

Сегодня в состав УАВР входят три цеха: по восстановлению технологического оборудования, по восстановлению коммуникаций производственных подразделений, по аварийному ремонту технологических трубопроводов, а также лаборатория неразрушающего контроля.

Управление по эксплуатации вахтовых поселков

Cоздано в январе 2007 г. на базе РСУ и Цеха по эксплуатации зданий и сооружений. Основными задачами УЭВП являются текущий ремонт и обслуживание зданий и сооружений на промыслах и в подразделениях предприятия. С этими задачами успешно справляются квалифицированные работники двух цехов. Управление имеет одну из лучших в Ноябрьске производственно-эксплуатационную базу.

Управление материально-технического снабжения и комплектации

В июле 1982 года был организован Ноябрьский участок материально-технического снабжения и комплектации. А в ноябре 1997 г. в составе предприятия создано Управление материально-технического снабжения и комплектации.

Главной задачей подразделения является обеспечение основного производства оборудованием, техникой, комплектующими и материалами. В состав УМТСиК входят две отлично оборудованные базы материально-технического снабжения, расположенные в г. Ноябрьске и п. Пурпе.

Управление организации ремонта, реконструкции и строительства основных фондов

Создано в ноябре 1997 года. Основными задачами является организация строительства, реконструкции и обеспечение своевременного ввода в эксплуатацию производственных мощностей, объектов жилищного и культурно-бытового назначения.

Грамотное планирование и подготовка строительных работ, выбор надежного подрядчика, контроль и технический надзор за строительством и монтажом оборудования, заказ на поставку всех видов технологического, транспортного и комплектующего оборудования — всё это обеспечивает своевременный ввод новых объектов в эксплуатацию.

Опыт извлечения прихваченной трубы

колтюбинговой установки на Вынгапуровском газовом месторождении

Александр Сингуров, к. т. н. Ноябрьское УИРС ООО «Газпром северподземремонт» Владимир Дубровский, ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

При проведении работ по освоению скважины после ГРП на Вынгапуровском газовом месторождении был получен прихват безмуфтовой длинномерной трубы в интервале перфорации. Проведенные аварийные работы позволили полностью извлечь трубу, которая затем была повторно использована. Скважина, находившаяся до ГРП в бездействующем фонде, в результате ремонтно-восстановительных работ была успешно освоена и пущена в эксплуатацию.

Одним из признанных методов интенсификации нефтяных скважин является гидравлический разрыв пласта. В то же время для газовых скважин в Западной Сибири этот метод до последнего времени не применялся. На месторождениях ООО Ноябрьскгаздобыча эксперименты по применению ГРП для вывода из бездействия законсервированных скважин начались с 2007 года. Впервые ГРП на сеноманских скважинах был выполнен на скважине №201 Вынгапуровского газового месторождения (ВГМ). Условия добычи и характеристики данного месторождения подробно описаны в [1]. Коротко — особенностью ВГМ является то, что при средней глубине залегания газоносного пласта 990-1060 м пластовое давление с начала разработки месторождения понизилось с 10,3 МПа до 1,1 МПа (по состоянию на 01.11.2008). Проницаемость пласта, определенная по данным газодинамических исследований скважин, изменяется от 0,35 Д (скв. №166) до 8,5 Д (скв. №160) при среднем значении 2,44 Д.

Выбранная под ГРП скважина находилась в бездействующем фонде и планировалась к ликвидации. Перед гидроразрывом был проведен большой комплекс мероприятий, включающий восстановление целостности эксплуатационной колонны, спуск и крепление потайной колонны, водоизоляция обводненной части пласта и проч.

ГРП произвели по верхнему заглинизированному пропластку. Работы выполняла компания Schlumberger.

Освоение скважины после ГРП

После проведения ГРП освоение скважины проводилось с использованием колтюбинговой установки М-10 с безмуфтовой длинномерной трубой (БДТ) диаметром 38 мм. Из-за высокой проницаемости пласта и низкого пластового давления освоение скважины невозможно проводить с использованием жидкостей и пен, поэтому для удаления проппанта применялась циклическая подача пенообразующей жидкости (ПОЖ) и газа под высоким давлением.

Текущий забой перед проведением работ по промывке проппантовой пробки и вызову притока составлял 990 м, давление в трубном и затрубном пространствах скважины было нулевым.

В скважину с помощью установки М-10 до глубины 980 м была спущена гибкая труба, оборудованная обратным клапаном наружным диаметром 56 мм и промывочной насадкой такого же диаметра. После спуска БДТ приступили к продувке скважины газом высокого давления с использованием бустерной установки и периодической подачей ПОЖ по 50-60 л. После получения циркуляции приступили к углублению и промывке проппантовой пробки по 5 м с последующей проработкой интервала. Интервал углубления (по 5 м) был выбран исходя из опыта промывки глинисто-песчаных пробок.

После достижения глубины 1005 м и при проработке интервала была получена затяжка в интервале 1003-1005 м и потеряна циркуляция. Было принято решение увеличить подачу по жидкости, однако это результатов не принесло, и в итоге был получен прихват на глубине 1009 м (см. рис. 1а). Дальнейшие работы по расхаживанию и установке нефтяной ванны положительного результата не дали.

Ликвидация прихвата трубы

Для ликвидации прихвата были разработаны мероприятия по извлечению БДТ не по частям, а целиком с использованием подъемной установки УПА-60 — продолжительные работы по извлечению трубы по кускам могли привести к насыщению скважины жидкостью глушения и тем самым снизить ожидаемый результат от ГРП.

Подготовительные мероприятия по извлечению БДТ велись в следующем порядке:

— монтаж подъемника УПА-60

— блокировка пласта (НПОЖ с добавлением наполнителя Полицелл-ЦФ )

— демонтаж инжектора, превентора колтюбинговой установки М-10 с отрезанием трубы и ее фиксация

— монтаж превентора ППР180-210.

Собственно ловильные работы включали в себя спуск НКТ-73 с наружной специальной цанговой труболовкой промывку проппантовой пробки и комбинированный подъем НКТ-73 и БДТ на 30 м фиксацию НКТ-73, монтаж превентора и инжектора колтюбинговой установки и подъем БДТ демонтаж колтюбинговой установки и ремонт БДТ (сварка в линии разреза и дефектоскопия трубы и сварных швов). На заключительном этапе производился подъем НКТ-73, демонтаж оборудования и установки УПА-60, затем велись работы по освоению скважины с использованием колтюбинговой установки.

Для проведения аварийных работ были разработаны и согласованы схема обвязки устья скважины с целью обеспечения требований протифонтанной безопасности и схема натяжения БДТ при спуске НКТ-73.

Была также разработана и изготовлена сквозная цанговая труболовка (рис. 2). При спуске вниз на НКТ БДТ проходит сквозь труболовку до места прихвата, а при движении вверх цанга захватывает БДТ, что позволяет извлечь трубу. При этом нагрузка оказывается возле места прихвата, и исключается воздействие на всю трубу.

По итогам подготовительных работ был смонтирован подъемник УПА-60 и демонтирована колтюбинговая установка М-10 и устьевое оборудование (см. фото 1). При глушении скважины была применена блокирующая жидкость, приготовленная по рецептуре ОАО СевКавНИПИгаз на основе незамерзающей пенообразующей жидкости с добавлением наполнителей растительного происхождения Полицелл-ЦФ [2].

Ловильные работы

После демонтажа установки М-10 приступили к спуску цанговой труболовки на НКТ-73, параллельно вели натяжение БДТ для недопущения просадки трубы под собственным весом и ухода ее конца ниже устья скважины. Как только были достигнуты текущий забой и голова проп пантовой пробки, приступили к промывке скважины пеной (см. фото 2). Поскольку в результате многочисленных попыток промывки эффект так и не был получен, было принято решение провести вытягивание гибкой трубы с максимально допустимым для колтюбинговой установки усилием. При приложении усилия в 140 кН произошел обрыв трубы. Тогда НКТ-73 была подвешена на планшайбе, и через переходную катушку было смонтировано оборудование колтюбинговой установки (превентор и инжекторный блок). Затем гибкая труба была протянута через превентор и инжекторный блок и присоединена путем сварки к колтюбинговой установке, которая и выполнила самостоятельно подъем БДТ.

Когда БДТ подняли, обнаружилось, что разрыв произошел в резьбовом соединении труба — обратный клапан , то есть труба была извлечена полностью. Для сокращения времени ремонта скважины обратный клапан решили не извлекать, так как он находился ниже интервала перфорации.

По окончании аварийных работ была проведена ультразвуковая диагностика БДТ, и по ее результатам было принято решение о вырезке 50 м БДТ в месте сварки (по 10 м с одной и другой стороны от шва и 30 м в конце трубы). В дальнейшем лаборатория неразрушающего контроля ООО Газпром добыча Ноябрьск дала заключение о пригодности этой трубы к эксплуатации.

На последнем этапе был проведен подъем НКТ-73 и демонтаж установки УПА-60 и оборудования. Продолжительность ремонта по извлечению прихваченной БДТ с учетом всех подготовительных работ в итоге составила 361 бригадо-час.

Анализ результатов операции

По результатам анализа было установлено, что основными факторами, обусловившими прихват БДТ колтюбинговой установки и значительные временные, материальные и финансовые затраты на ликвидацию аварии, являются:

— недостаточный расход газа бустерной установки для выноса проппанта из ствола скважины из-за низкого давления в шлейфе

— позднее обнаружение потери циркуляции при промывке проппантовой пробки

— отсутствие методики контроля за объемом выносимого проппанта

— слишком высокая скорость углубления для данного вида операции

— отсутствие опыта освоения сеноманских скважин после ГРП.

С учетом полученного опыта технология освоения газовых скважин после ГРП была скорректирована следующим образом:

— было поднято давление в шлейфе до 3,0 МПа путем подачи газа от УКГП к осваиваемой скважине, тем самым расход газа бустерной установки составил 25 нм 3 /мин.

— проппантовую пробку промывали по 2 м с последующей проработкой, к дальнейшему углублению приступали только после выхода пачки на факельной линии

— после промывки пробки произвели дренирование пласта путем закачки газа в пласт в течение 48 ч.

В результате проведенных работ скв. №201 ВГМ была освоена и работает сейчас с дебитом 60 тыс. м 3. Продолжительность ремонта составила — 215 бригадочасов.

С учетом полученного на скв. №201 ВГМ опыта были удачно освоены после ГРП скважины №303 ВГМ и №1134 Комсомольского газового месторождения.

Список литературы:

1. Кононов А. Крекнин С. Дубровский В. Карпенко А. Сингуров А. Особенности капитального ремонта скважин на Вынгапуровском газовом месторождении . Нефтесервис , №3, осень 2008, с.56.

2. Гасумов Р.А. Перейма А.А. Минликаев В.З. и др. Применение пенных систем с ТЩН для глушения скважин при проведении ремонтных работ . // Сб. науч. тр. М. ВНИИГАЗ, 1999.

Нефтесервис №01/2009

Источники: http://www.yamal.ru/new/rigth05.htm, http://gubkinskii.spravker.ru/job/gazprom-dobyicha-noyabrsk.htm, http://noyabrsk-dobycha.gazprom.ru/about/organization/, http://www.indpg.ru/nefteservis/2009/01/22847.html