Внедрение ГНКТ в процесс нефтедобычи в ОАО «Юганскнефтегаз»

недрение ГНКТ в процесс нефтедобычи  в ОАО «Юганскнефтегаз»

 

 

 

I. Введение 

 

Нефтеюганский регион, расположенный в Ханты-Мансийском автономном окружении (ХМАО), является территорией, на которой сосредоточены  главные извлекаемые запасы нефти  компании «Юкос» – второй по величине посреди русских нефтяных гигантов.

 

В связи  с пришествием нового периода  больших глобальных цен на нефть, добыча ОАО «Юганскнефтегаз» – наикрупнейшго  добывающего компании компании «Юкос» – начала стремительно расти. В 2000 г. В ОАО «ЮНГ» было добыто 30,5 млн. Тонн нефти, в плане 2001 г. Предусматривается добыча 36 млн. Тонн. В 2001 г. «Юкос» в целом планирует добыть 56,5 млн. Тонн.*

 

Стратегический  план развития компании «Юкос» предугадывает  выход на уровень добычи 75 млн. Тонн в течение последующих пяти лет. Столь напряженные производственные планы диктуют необходимость мобилизации всех имеющихся резервов. Основными направлениями, по которым может быть поступательно наращивать темпы добычи, являются бурение и стройку новейших скважин, выведение скважин из фонда бездействующих, а также оптимизация работы добывающих скважин.

 

ОАО «Юганскнефтегаз» употребляет целый ряд современных  технологий по оптимизации работы скважин. Более эффективной из таковых  технологий считается гидроразрыв  нефтяных пластов (ГРП). Сервисные сервисы для ОАО «Юганскнефтегаз» в части ГРП оказывает компания «Шлюмберже Лоджелко Инк.». В апреле 2001 г., За год и четыре месяца с начала операций по ГРП, компания выполнила уже 500 гидроразрывов. В итоге скважины, оптимизированные способом ГРП в 2000 г., Дали прибавку в 1,4 млн. Тонн нефти. В 2001 г. ОАО «Юганскнефтегаз» планирует провести ГРП на 254 скважинах и получить дополнительно свыше 2 млн. Тонн нефти.

 

Эффект  ГРП состоит в том, что скважина начинает работать с отдачей (дебитом), превышающей прежнюю отдачу (дебит) в несколько раз, от 2-3 крат по ранее действовавшим скважинам и от 3 до 8 крат по новому фонду скважин.

 

К огорчению, в итоге ГРП происходит частичное  разрушение пласта, что является предпосылкой последующего выноса из забоя жестких частиц – механических примесей. Как указывает статистика, в 42% случаев механические примеси, попадая в рабочие органы электроцентробежных насосов (ЭЦН), приводят к их быстрому износу и выходу ЭЦН из строя. Среднее время межремонтного периода (МРП) работы насосов в скважинах после ГРП составляет около 60 суток.

 

Строго  говоря, мехпримеси не являются единственной предпосылкой отказов в работе ЭЦН. Есть также трудности с качеством  самих насосов, трудности правильного  вывода скважин в режим добычи, отложение солей на стенах эксплуатационной колонны и т.Д. Тем не менее, в случае, если бы удалось отыскать решение задачки по минимизации выноса механических примесей, экономический эффект от внедрения данного мероприятия мог стать очень значимым.

 

В мировой  практике нефтедобычи уже давно  – с начала 60 г.Г. XX века – и  довольно обширно применяется разработка гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ).** Известен широкий спектр внедрения  данной технологии - от бурения до заканчивания скважин.***

 

Темой настоящей  дипломной работы является обоснование  проекта по внедрению ГНКТ в процесс  нефтедобычи в ОАО «Юганскнефтегаз» для воплощения промывки скважин  после проведения ГРП.

 

В настоящее время промывка стволов  скважин делается в процессе освоения скважины после ГРП. Бригаде капитального ремонта скважин (КРС) требуется на эту операцию до пяти суток. Для промывок применяется 40-50 куб.М. Плотного солевого раствора. Общее качество промывки оставляет желать лучшего, т.К. Процент отказов ЭЦН из-за примесей, оставшихся в стволе, забое и призабойной зоне, в настоящее время достаточно высок. Не считая того, бывают случаи утрат солевого раствора, который уходит в призабойную зону пласта, что значительно увеличивает срок вывода скважин в режим добычи.

 

ГНКТ дозволяет проводить промывки стволов скважин с большей  скоростью, в среднем в течение  двух суток. Общее количество раствора на одну работу в среднем – до 10 куб.М. Преимуществом технологии ГНКТ является то, что кроме фактически промывки ствола технологическим веществом, она дает возможность закачивать в скважину определенный размер азота для сотворения пониженного гидростатического давления. В итоге возникает эффект притока воды, следовательно, обеспечивается процесс вымывания жестких примесей (солевого раствора) из призабойной зоны пласта. Обычный станок КРС обеспечить таковой эффект не в состоянии. Не считая того, разработка ГНКТ дозволяет контролировать процесс циркуляции, дает возможность работать при более сложных условиях в скважине.

 

В реальном дипломном проекте рассмотрено современное состояние нефтедобычи ОАО «ЮНГ» и размер ремонтов имеющегося фонда скважин на 2001 г. Определена одна из главных заморочек возникающих после оптимизации скважин способом ГРП – вынос механических примесей и, как следствие, высокий процент отказов ЭЦН, маленький межремонтный период работы насосов. Описан регламент производства работ по технологии ГНКТ. Освещается аспект сохранности производства работ и защиты окружающей среды. В дипломном проекте выполнены расчеты капитальных издержек, текущих издержек производства и дана общественная оценка эффективности предлагаемого мероприятия.

 

Автор благодарен всем специалистам компаний «Шлюмберже Лоджелко Инк.» и ОАО «Юганскнефтегаз» за помощь в сборе информации и  консультирование по техническим вопросам работы. На качество расчетов повлиял, в частности, недочет статистических данных и особых исследований. Тем не менее, данные дипломной работы в целом отражают имеющиеся экономические реалии. Серьезный экономический эффект, который может обеспечить новая разработка, служит наилучшей рекомендацией к внедрению ГНКТ в процесс нефтедобычи в ОАО «Юганскнефтегаз».

 

* «Нефтяная  параллель», №8 (35) от 06.03.01.

 

** Alexander Sas-Jaworsky “Coiled-tubing … operations

 

and services”. 

 

World Oil (November 1991), p.p. 41-47.

 

*** A Wealth of Applications for the Energy World. – 

 

Ó 1997 Halliburton Energy Services, Inc.

 

II. Аналитическая часть 

 

II.1. Черта фонда скважин и  размера работ по ремонту скважин  в ОАО “Юганскнефтегаз” 

 

ОАО «Юганскнефтегаз» – наикрупнейшее добывающее предприятие нефтяной компании «Юкос» – расположено на местности Нефтеюганского района Ханты-Мансийского автономного округа. ОАО «ЮНГ» осуществляет разработку и эксплуатацию 26 месторождений нефти, совокупные извлекаемые запасы которых составляют 1,6 млрд. Тонн. (1*) Добыча нефти в 2000 г. Составила 30,5 млн. Тонн. Дневная добыча на март 2000 г. Составляет 96 000 тонн. В 2001 году предполагается добыть 36 млн. Тонн. Добыча нефти ведется из 6 797 скважин. (2*)

 

 

Общий фонд скважин на 01.11.01 представлен в таблице.

 

Таблица 1 «Фонд скважин ОАО «Юганскнефтегаз»

Тип скважины  

Действ-е  

Бездейств-е  

В консервации  

Всего

 

Добывающие   

6797      

6 797

 

Нагнетательн.  

3 987      

3 987

 

Бездействующ.    

2 500    

 

В консервации      

1 500  

 

Итого эксплуатац. Фонд скважин:        

10 784

 

 

возможная добыча скважин, выведенных из эксплуатации, может достигать 37 500 тонн в день либо 14 миллионов тонн нефти в год. В 2000 г. Из фонда бездействующих было выведено 335 скважин. По заявлению А. Растрогина, главенствующего геолога ОАО «ЮНГ», акционерное общество планирует уменьшить фонд бездействующих скважин с 2 500 на сегодняшний день до 700 в 2005 году, т.Е. Восстанавливать по 360 скважин в год. (3*)

 

Таблица 2 «Потенциал добычи бездействующего фонда»

Кол-во отремонтированных скважин   

Сметная дневная добыча, тонн  

Сметная годовая добыча, тонн

 

360 в 2001 г.  

5 500  

2 000 000

 

1800 в 2005 г.  

27 000  

10 000 000

 

 

1* веб-сайт: www.yukos.ru;

 

2* «Нефтеюганский рабочий», №20 (4431) от 11.04.2001

 

3* веб-сайт: www.wn.ru

 

Как видно  из таблиц 1 и 2 существует большой потенциал  роста добычи не лишь за счет оптимизации  работы скважин и бурения новейших скважин, но и за счет восстановления скважин из фонда бездействующих. Следует отметить, что не все бездействующие скважины могут быть удачно восстановлены.

 

Скважины  бездействуют по ряду обстоятельств:

 

· Парафиновые  либо гидратные пробки в рабочих  колоннах НКТ в итоге низкого  дебита;

 

· Высокая обводненность;

 

· Выход из строя внутрискважинного  оборудования (ВСО) – НКТ, ЭЦН, пакер  и пр.;

 

· нехорошая зональная изоляция;

 

· Засорение интервала перфорации механическими примесями;

 

· Потерянный в стволе инструмент;

 

· Серьезное повреждение пласта.

 

обычно, работы по восстановлению скважин из бездействующего фонда и ремонту текущего фонда производятся управлениями капитального ремонта скважин. На 1 апреля 2001 г. Проведением ремонтов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» занимались 70 бригад КРС и 80 бригад ПРС. Плановые задания по ремонтам представлены в таблице 3.

 

Таблица 3 «План  КРС и ПРС на 2001 г. По ОАО «ЮНГ» 

Категория ремонта  

1 бригада/мес.   

Работ / месяц   

1 бригада/год   

Всего ремонтов/год 

 

КРС  

1,9  

133  

22,8  

1 596

 

ПРС  

7,3  

584  

87,5  

7 008

 

Итого:        

8 604

 

 

Виды капитальных ремонтов скважин  представлены в диаграмме 1.

 

Диаграмма 1 «Капитальный ремонт скважин  в 2000 г.» 

 

 

 

ОПЗ – обработка призабойной  зоны пласта (40%)

 

Изоляция – изоляция притока (борьба с водой) (6%)

 

Подг. ГРП – подготовка к гидроразрыву пласта (6%)

 

После ГРП – освоение скважины после гидроразрыва (6%)

 

ГНКТ – комплекс гибкой насосно-компрессорной 

 

трубы (6%)

 

Наряду с бригадами КРС ремонтами  скважин занимался комплекс ГНКТ, принадлежащий Управлению КРС-1 (г. Нефтеюганск). Как следует из диаграммы 2, комплекс гибкой насосно-компрессорной трубы выполнял фактически те же операции, что и традиционные установки КРС:

 

· Ликвидация гидратно-парафиновых  пробок (ЛГПП);

 

· Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗП);

 

· Промывка стволов скважин;

 

· Промывка после гидроразрыва пласта и пр.

 

Диаграмма 2 «Операции ГНКТ Нефтеюганского КРС-1» 

 

 

Отметим, также, что в промывке призабойной  зоны пласта после ГРП комплекс ГНКТ ОАО «Юганскнефтегаз» применялся только в восьми вариантах за последние пять лет.

 

II.2. Сервисы сервисной компании  «Шлюмберже Лоджелко Инк.», предоставляемые  для ОАО «Юганскнефтегаз», в рамках  альянса «Юкос» – «Шлюмберже». 

 

Сервисная компания «Шлюмберже Лоджелко Инк.» работает на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» с октября 1999 г.* Отправной точкой сегодняшнего этапа совместной работы стал март 1998 года, когда в Нью-Йорке свершилась церемония подписания меморандума меж компаниями «Шлюмберже» и «Юкос». Документ объявил о разработке стратегического альянса двух компаний. Это обеспечивало нефтяной компании «Юкос» доступ к новым технологиям и мировому опыту сервисного обслуживания нефтяных месторождений. «Шлюмберже» взяла на себя обязательства оказывать сервисные сервисы второй по величине русской нефтяной компании.

 

В настоящее время компания «Шлюмберже Лоджелко Инк.» оказывает широкий  диапазон сервисных услуг, таковых  как текущий и капитальный  ремонт скважин, промысловые и геофизические  исследования, перфорационные работы. Ведущее место в программе сотрудничества занимают гидроразрывы пластов скважин (ГРП). Работы по ГРП проводятся фактически на всех перспективных месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз»:

 

· Приобское 

 

· Приразломное

 

· не достаточно-Балыкское 

 

· Угутское

 

· Асомкинское 

 

· Усть-Балыкское и др.

 

Гидравлический разрыв пласта представляет собой одну из сложнейших технологических  операций в нефтегазодобывающей  индустрии. Эта разработка уже около 50 лет обширно применяется во всем мире с целью роста продуктивности скважины. Жидкость закачивается в скважину под таковым давлением и с таковым расходом, которые достаточны для того, чтоб разорвать породу пласта и сделать по обе стороны от ствола скважины две направленные в противоположные стороны трещины, протяженностью до 300 метров. Для предотвращения выноса проппанта – искусственного расклинивающего материала – употребляется запатентованный продукт Подрядчика – «Пропнет».

 

В создаваемую трещину вместе с  проппантом закачивается пропнет, образующий сеточную структуру, которая выравнивает проппантную пачку, обеспечивая тем самым высокие дебиты пластовых углеводородов.

 

В 2000 г. Из скважин, оптимизированных ГРП, было добыто более 1,4 миллиона тонн нефти. В итоге стимуляции скважин  способом ГРП достигнуто 2-3 кратное  увеличение дебита нефти в работающем фонде скважин и 3-8 кратное увеличение на скважинах, вводимых в строй после бурения.

 

Средний прирост дебита нефти в 2000 г. Составил более 60 тонн в день по действующему фонду и более 70 тонн в день по фонду новейших скважин.

 

За счет неизменного совершенствования технологии, всесторонней оценки и выявления особенностей продуктивных залежей Нефтеюганского региона, тесного взаимодействия профессионалов «Шлюмберже» и «Юганскнефтегаза», в 2001 году средний прирост дебита нефти составил уже более 90 тонн в день по действующему фонду и более 80 тонн в день по новым скважинам.

 

В 2001 году планируется выполнить 370 ГРП, что дозволит получить дополнительно  свыше 2 миллионов тонн нефти.

 

Подготовку скважин к ГРП  осуществляет 15 бригад КРС компании «Шлюмберже» и несколько бригад Нефтеюганского управления КРС. Средняя длительность цикла ГРП (подготовительные работы, гидроразрыв пласта, освоение скважины после ГРП) составляет на апрель 20001 года 16 суток против 21 суток на январь 2000 года.

 

В апреле 2001 года компания «Шлюмберже» планирует усовершенствовать цикл ГРП за счет внедрения новой технологии – комплекса гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) либо Койл-тюбинга. Данная разработка дозволяет осуществлять промывку забоя скважин после ГРП с одновременным вызовом притока нефти из пласта, что способствует не лишь качественной очистке забоя от незакрепленного проппанта, но и удалению из трещины фрагментов разрушенной в итоге разрыва породы, утерянного солевого раствора, а в конечном итоге – более продолжительной работе электроцентробежных насосов – ЭЦН.

 

Применение ГНКТ дозволит уменьшить  общую длительность цикла ГРП  до 13 суток.

 

II.3. Трудности освоения нефтяных  скважин после 

 

проведения гидроразрыва пласта (ГРП)

 

Представители ОАО «Юганскнефтегаза» не раз заявляли о большом количестве отказов ЭЦН в скважинах, на которых компания «Шлюмберже» производила гидроразрыв пласта. Так как в неких ЭЦН находили остатки проппанта, то качество услуг по ГРП соответственно ставилось под колебание. Для исследования трудности было решено провести кооперативный анализ ситуации силами профессионалов «Шлюмберже» и «Юганскнефтегаза».

 

Анализ заморочек параллельно  проводился также по скважинам, на которых  операций по ГРП не было (на основании  данных 2000 г.). Основной причинами поломок ЭЦН в этих скважинах были трудности с фактически ЭЦН (30%) и отложение солей на рабочих органах ЭЦН (25%). Вынос механических частиц из пласта был предпосылкой отказа в 8% случаев.

 

Диаграмма 3 «Причины отказов ЭЦН  в скважинах без ГРП»

 

 

 

В течение 2000 г. После проведения ГРП  в 170 скважинах было отмечено 276 поломок  ЭЦН. В ряде случаев на одной и  той же скважине ЭЦН выходил из строя по несколько раз.

 

Диаграмма 4 «Причины отказов ЭЦН  после проведения ГРП»

 

 

 

Как показывают лабораторные анализы основной предпосылкой отказов ЭЦН там, где речь шла о попадании в ЭЦН жестких частиц, были механические примеси из пласта, но не проппант. Из сравнения двух диаграмм также видно, что процент отказов ЭЦН из-за жестких (механических) частиц в скважинах после ГРП был выше (42%), чем в скважинах не подвергавшихся гидроразрыву пласта.

 

Среднее время выработки ЭЦН  до первого отказа равняется приблизительно 60 дням после монтажа насоса. Вынос  проппанта и жестких частиц породы был более мощным при следующих условиях:

 

· В скважинах с низким уровнем  воды в стволе по причине меньшего ожидаемого дебита либо по причине  установки ЭЦН очень высокой  производительности;

 

· В скважинах, где промывка затруднялась из-за слабого давления в пласте.

 

Для скорого сокращения заморочек с выносом проппанта/мехпримесей «Шлюмберже» рекомендовала новый регламент проведения очистки скважин и запуска ЭЦН, включая установку насосов-«жертв» маленького диаметра.

 

Результаты рекомендаций дали положительный  итог.

 

Лабораторный рентгенографический анализ состава жестких частиц в общей массе исследованных образцов показал, что кварцевые породы составляют 53%, далее идет парафин – 20%, проппант – 8%, магнитный железняк – 6%, шпатовый железняк – 5% и др.

 

Источники механических примесей

 

Существует несколько источников механических примесей:

 

· обратный вынос проппанта;

 

· неконсолидированный в пласте песок;

 

· подвижные глины.

 

В целом постоянно существует фактор обратного выноса проппанта, т.К. Не весь проппант, закачанный в скважину, остается закрепленным в трещине. Но как мы видели выше, рентгенографический анализ зафиксировал, что лишь 8% проппанта входит в состав частиц, выносимых из скважины. Кварц – основной компонент пластового песка – сформировывает огромную часть мехпримесей.

 

Вынос песка может произойти  из-за разрушения породы пласта в зоне перфорации, или это может быть песок, вымываемый из пористого участка. В случае плохой перфорации могут  оставаться отверстия, не сообщающиеся с нефтяным пластом. Они тоже могут стать источником выноса механических примесей.

 

способы борьбы с выносом механических примесей

 

Существует как способов борьбы с выносом песка:

 

1). Скважина продолжает добычу  воды совместно с песком.

 

Допускается вынос определенного  количества песка. Экономическое преимущество способа непременно, т.К. Он не просит издержек на капитальный ремонт. Следует но сопоставить вероятные издержки за определенный период времени (неизбежные смены насосов) и принять более экономичное решение;

 

2). установка ЭЦН с пескоотделителем.

 

Пескоотделитель предотвращает попадание  абразивных частиц в двигатель ЭЦН  и предохраняет его от разрушения. Способ легкий в смысле монтажа и  стоимости дополнительного оборудования. Не решает делему кардинально вследствие забивания пескоотделителя с течением времени. Компания-изготовитель продолжает работать над совершенствованием отделителей механических примесей;

 

3). установка насоса –«жертвы». 

 

Спуск временного насоса. Как указывает  практика, это просит значимого роста  времени работы бригады на скважине и не гарантирует положительного эффекта;

 

4). Установка гравийного фильтра  в забое скважины.

 

способ рекомендован как последняя  возможность в борьбе с песком вследствие высокой стоимости, а  также того, что с течением времени фильтр забивается песком, окалиной, органическими осадками и его проницаемость миниатюризируется. Следовательно, миниатюризируется дебит, начинается процесс разрушения призабойной зоны;

 

5). Сваббирование скважины и  создание большой депрессии. 

 

Откачивание воды на начальном этапе с помощью поршня. Способ привлекательный с точки зрения издержек. Время сваббирования тяжело предсказывать;

 

6). Отработка азотом с внедрением  комплекса ГНКТ.

 

Основное преимущество этого способа  в том, что он может употребляться наряду с уже действующими способами работы на скважине. После промывки забоя азот закачивается через гибкую НКТ на нужную глубину и в скважине поддерживается депрессия в течение нужного времени, отработанная жидкость поступает в выкидную линию. Потом проводится окончательная промывка забоя. Длительность работ можно предсказывать. Обеспечивается полный контроль скважины. Сходу после заканчивания скважина начинает давать продукцию.

 

Выводы и рекомендации

 

1. Эффективность технологии гидравлического  разрыва скважин подтвердилась в итоге проведенных исследований.

 

2. Рентгенографический анализ указывает,  что огромную часть механических  примесей в скважине составляют  частицы кварца.

 

3. Основной предпосылкой отказа  ЭЦН являются механические примеси,  а не проппант.

 

4. Средняя длительность работы  ЭЦН из-за заморочек с выносом  механических примесей составляет 60 дней.

 

5. трудности с отказом ЭЦН  из-за механических примесей уменьшаются  с течением времени. 

 

6. Следует устанавливать узлы  отделения механических примесей на всех спускаемых ЭЦН.

 

7. Рекомендуется проводить особые  виды каротажа для мониторинга  ситуации в стволе скважины.

 

8. Для минимизации выноса проппанта  и остальных механических примесей  следует создавать промывку скважины  после ГРП посредством комплекса гибкой НКТ с внедрением разных жидкостей, а также закачку азота.

 

II.4. Обычная разработка промывки  скважин установкой КРС 

 

За период проведения операций по гидроразрыву пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» (включая ГРП, произведенные предприятиями «Юганскфракмастер» и «Интрас», с 1989 по 1999 г.Г. И компанией «Шлюмберже» с декабря 1999 г. По настоящее время) промывка скважин после ГРП осуществлялась в основном станками КРС.

 

Так называемый «цикл ГРП» состоял  из следующих этапов: 1).Подготовка скважины к ГРП – 2). ГРП (гидроразрыв пласта) – 3). Освоение: промывка ствола после ГРП, спуск ЭЦН - либо «КРС – ГРП – КРС».

 

Ниже приводится порядок действий по очистке забоя и ствола скважины от проппанта и механических примесей с внедрением традиционной установки КРС, а также хронология производства работ и анализ издержек.

 

II.4.1. Технологический регламент.  Промывка 

 

проппантной пробки.

 

После проведения ГРП в колонне  НКТ остается некое количество проппанта. Информация об этом, с указанием размера, обязана быть предоставлена сходу после проведения ГРП. В случае невозможности безопасного срыва пакера из-за огромного размера проппанта, нужно промыть колонну НКТ. В этом случае нужно провести следующие операции:

 

1. Закрыть задвижки на крестовине фонтанной арматуры.

 

2. Установить на задвижку высокого  давления переводник с манометром, записать давление в трубках,  при необходимости стравить жидкость  в емкость. 

 

3. Смонтировать  подъемник и бригадное оборудование.

 

4. Собрать  устьевое оборудование.

 

5. приготовить  и спустить КНБК (компоновка низа  колонны – 

 

прим. Автора).

 

6. найти  верх песочной пробки в подвеске  ГРП; 

 

7. Приподнять  колонну труб на одну трубу,  установить промывочную головку  с вертлюгом; 

 

8. Собрать  нагнетательную линию от насосного агрегата до отвода на “столе-тройнике“, обратную линию от блока долива до НКТ (обязательна обратная циркуляция для обеспечения большей скорости выноса песка на поверхность);

 

9. Вызвать  циркуляцию и осторожно достичь  верха песочной пробки;

 

10. Промыть скважину до очистки  зоны конкретно под пакером,  контролировать выход песка. 

 

11. Поднять колонну НКТ. Приступить  к срыву и подъему пакера.

 

Промывка ствола скважины

 

Перед запуском скважины её нужно  промыть до искусственного забоя:

 

1. Спустить нужное количество НКТ.

 

2. найти осторожно верх песка; 

 

3. Собрать нагнетательную линию  от насосного агрегата до затрубного  пространства и обратную линию  от НКТ до блока долива (предпочтительна  обратная циркуляция для обеспечения  большей скорости выноса песка на поверхность);

 

4. Вызвать циркуляцию и начать  промывку;

 

5. Промыть скважину до искусственного  забоя; 

 

6. Убедиться, что скважина стабильна. 

 

7. Демонтировать промывочное оборудование. Поднять подвеску НКТ. 

 

При невозможности промыть скважину из-за мощного поглощения раствора (на скважинах с низким пластовым давлением), допускается на время промывки снижать удельный вес раствора. При этом после окончания промывки, до подъема инструмента, нужно произвести замену раствора промывки на раствор нужного удельного веса.

 

Примерная хронология главных технологических 

 

операций цикла ГРП:

 

· установка станка КРС – 6 часов;

 

· Подъем эксплуатационной колонны  НКТ - 14 часов;

 

· Смена колонны (подвески) НКТ – 5 часов;

 

· Спуск ремонтной колонны  НКТ и пакера – 12 часов;

 

· Проведение гидроразрыва пласта (ГРП) - 12 часов;

 

· Подъем пакера – 14 часов;

 

· Спуск пера (КНБК) – 12 часов;

 

· Подъем пера (КНБК) – 14 часов;

 

· Промывка забоя (100 метров) - 10 час;

 

· Проведение ГИС (определение глубины искусственного забоя) – 3 часа;

 

· установка и спуск ЭЦН – 18 часов.

 

Так как промывка ствола и призабойной  зоны скважины является частью программы  оптимизации скважины с помощью  ГРП, т.Е. Частью целого цикла ГРП, то общее время выполнения работ  в течение цикла в настоящее время составляет в среднем 16 суток и состоит из следующих этапов:

 

· Подготовка к ГРП (включая время  на переезд) 5 сут.

 

· Проведение ГРП 1 сут.

 

· Промывка после ГРП 6 сут.

 

· установка и спуск ЭЦН 1 сут.

 

· Выведение скважины в режим добычи 3 сут.

 

II.4.2. Расчет сметной стоимости  капитального ремонта 

 

скважин по программе «Подготовка  скважины к ГРП и 

 

освоение после ГРП»

 

Анализ издержек 1 бригады КРС  на ремонт 1 скважины в течение цикла  ГРП приведен в таблице 4.

 

Примечание: Приводимые ниже данные приблизительно отражают средние издержки бригады КРС, работающей в системе ОАО «Юганскнефтегаз».

 

Таблица 4 «Затраты установки КРС  на подготовку и освоение» 

 

 

Выводы 

 

Выполнение промывок обычным методом  просит значимого количества времени. Так как промывка ствола скважины от проппанта и механических примесей, выносимых из пласта, является лишь частью общего «цикла ГРП» («оптимизация работы скважины с помощью проведения гидравлического разрыва пласта»), то мы приводим общее время работы установки КРС на скважине в течение всего цикла. Опыт выполнения схожих операций указывает, что для 1 бригады КРС и 1 бригады ГРП «Шлюмберже» на это требуется в среднем 16 суток, из них в среднем 6 суток – на промывку (от 5 до 10 суток в разных вариантах).

 

Эффективность работы бригад КРС местных  сервисных компаний существенно  ниже. На выполнение промывки они затрачивают  в среднем 10 суток (от 8 до 12 суток). цена их работы – ок. 440 000 рублей.

 

Как указывает исследование заморочек, имеющихся на скважинах после проведения ГРП, до 40% отказов ЭЦН происходит по причине выноса незакрепленного проппанта, или выноса остальных жестких частиц (кварц и остальные). Следовательно, очистка механических примесей обычным методом делается недостаточно отменно.

 

Данная разработка занимает много  времени, приводит к тому, что огромное количество промывочной воды поглощается  в пласт, которая потом выносится  совместно с остатками геля и  механическими примесями и наносит  вред электропогружным насосам.

 

Повреждение насосов приводит к дополнительным затратам на их смену и потере дополнительной добычи. Минимизация количества отказов ЭЦН вследствие улучшения свойства и скорости очистки от мехпримесей могла бы принести значимый экономический эффект.

 

 

III. Проектная часть

 

 

III.1. Диапазон услуг ГНКТ в  современной мировой 

 

нефтедобыче

 

Решения управляющих современной  нефтяной индустрии определяются несколькими  ключевыми факторами, таковыми как  эффективность, упругость, производительность, экология. Но более принципиальным фактором остается экономичность проектов и технологий.