Внедрение ГНКТ

 

 

 

 

 

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

1. Введение………………………………………………………………3
2. Характеристика фонда скважин и объема работ по ремонту скважин в ОАО “Юганскнефтегаз”……………………………………………6
3. Проблемы освоения нефтяных скважин после
4. проведения гидроразрыва пласта (ГРП)……………………………12
5. Традиционная технология промывки скважин установкой КРС....17
6. Спектр услуг ГНКТ в современной мировой нефтедобыче……….20
7. Опыт применения технологии ГНКТ компании «Шлюмберже» в Западной Сибири……………………………………………………..26
8. Предложение технологии для внедрения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» – Промывка скважины после ГРП от песка и несвязанного проппанта посредством ГНКТ……………………….39
9. Технология промывок скважин посредством ГНКТ .……………..40
10. Заключение……………………………………………………………55
11. Список литературы…………………………………………..……….58

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I. Введение

 

Нефтеюганский регион, расположенный в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО), является территорией, на которой сосредоточены основные извлекаемые запасы нефти компании «Юкос» – второй по величине среди  российских нефтяных гигантов.

ООО«РН-Юганскнефтегаз»,крупнейшее нефтедобывающее предприятие НК «Роснефть», ведет работу на территории городов Нефтеюганск и Пыть-Ях, Нефтеюганского, Сургутского и Ханты-Мансийского  районов Ханты-Мансийского автономного  округа-Югры.  
С 2008 года добыча нефти в Обществе поддерживается на уровне более 65,7 млн. тонн нефти. По итогам 2012 года было добыто 66,8 млн. тонн нефти, что составляет 26 % добычи по ХМАО-Югра и 13% всей нефтедобычи России. В добычу из эксплуатационного бурения было введено 927 скважин. Средний дебит новых скважин составил 43,6 т/сут. Средний дебит действующих нефтяных скважин 21,7 т/сут, что более чем в 2 раза превышает средний показатель по России. Обеспеченность текущей добычи по месторождениям ОАО «НК Роснефть» на территории деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз» составляет 28 лет. Протяжённость трубопроводов 10 тыс. км.  Численность персонала составляет 7,7 тысяч человек, сервисного блока – более 45 тысяч человек.Стратегический план развития компании «Юкос» предусматривает 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 возможно поступательно наращивать темпы добычи, являются бурение и строительство новых скважин, выведение скважин из фонда бездействующих, а также оптимизация работы добывающих скважин.

ОАО «Юганскнефтегаз» использует целый ряд современных  технологий по оптимизации работы скважин. Наиболее эффективной из таких технологий считается гидроразрыв нефтяных пластов (ГРП). Сервисные услуги 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 результате скважины, оптимизированные методом 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 сожалению, в результате ГРП происходит частичное  разрушение пласта, что является причиной последующего выноса из забоя твердых частиц – механических примесей. Как показывает 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 причиной отказов  в работе ЭЦН. Существуют также проблемы с качеством самих насосов, проблемы правильного вывода скважин в режим добычи, отложение солей на стенках эксплуатационной колонны и т.д. Тем не менее, в случае, если бы удалось найти решение задачи по минимизации выноса механических примесей, экономический эффект от внедрения данного мероприятия мог стать весьма значительным.

 

В мировой практике нефтедобычи  уже давно – с начала 60 г.г. XX века – и достаточно широко применяется технология гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ). Известен широкий диапазон применения этой технологии - от бурения до заканчивания скважин.

 

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

 

В настоящее время промывка стволов скважин производится 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 довольно высок. Кроме того, бывают случаи потерь солевого раствора, который уходит в призабойную зону пласта, что существенно увеличивает срок вывода скважин в режим добычи.

ГНКТ позволяет 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 помимо собственно промывки ствола технологическим раствором, она дает возможность закачивать в скважину определенный объем азота для создания пониженного гидростатического давления. В итоге возникает эффект притока жидкости, следовательно, обеспечивается процесс вымывания твердых примесей (солевого раствора) из призабойной зоны пласта. Традиционный станок КРС обеспечить такой эффект не в состоянии. Кроме того, технология ГНКТ позволяет контролировать процесс циркуляции, дает возможность работать при более сложных условиях в скважине.

В настоящей курсовой работе рассмотрено современное состояние нефтедобычи ОАО «ЮНГ» и объем ремонтов существующего фонда скважин на 2001 г. Определена одна из основных проблем возникающих после оптимизации скважин методом ГРП – вынос механических примесей и, как следствие, высокий процент отказов ЭЦН, короткий межремонтный период работы насосов. Описан регламент производства работ по технологии ГНКТ. Освещается аспект безопасности производства работ и защиты окружающей среды. В дипломном проекте выполнены расчеты капитальных затрат, текущих издержек производства и дана общая 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, недостаток статистических данных и специальных исследований. Тем не менее, данные дипломной работы в целом отражают существующие экономические реалии. Серьезный экономический эффект, который может обеспечить новая технология, служит наилучшей рекомендацией к внедрению ГНКТ в процесс нефтедобычи в ОАО «Юганскнефтегаз».

 

 

1. Характеристика фонда скважин и объема работ по ремонту скважин в ОАО “Юганскнефтегаз”

 

ОАО «Юганскнефтегаз» – крупнейшее добывающее предприятие  нефтяной компании «Юкос» – расположено  на территории 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. Суточная 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

 

Потенциальная добыча скважин, выведенных из эксплуатации, может достигать 37 500 тонн в сутки  или 14 миллионов тонн нефти в год. В 2000 г. из фонда бездействующих было выведено 335 скважин. По заявлению А. Растрогина, главного геолога ОАО «ЮНГ», акционерное общество планирует сократить 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 суточная добыча, тонн	Сметная годовая  добыча, тонн
360 в 2001 г.	5 500	2 000 000
1800 в 2005 г.	27 000	10 000 000

 

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

 

Скважины  бездействуют по ряду причин:

 

• Парафиновые или гидратные пробки в рабочих колоннах НКТ в результате низкого дебита;
• Высокая обводненность;
• Выход из строя внутрискважинного оборудования (ВСО) – НКТ, ЭЦН, пакер и пр.;
• Плохая зональная изоляция;
• Засорение интервала перфорации механическими примесями;
• Потерянный в стволе инструмент;
• Серьезное повреждение пласта.

 

Традиционно, 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 практически 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 лишь в восьми случаях за последние пять лет.

 

Услуги  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 нынешнего этапа совместной работы стал март 1998 года, когда в Нью-Йорке состоялась церемония подписания меморандума между компаниями «Шлюмберже» и «Юкос». Документ объявил о создании стратегического альянса двух компаний. Это обеспечивало нефтяной компании «Юкос» доступ к новейшим технологиям и мировому опыту сервисного обслуживания нефтяных месторождений. «Шлюмберже» взяла на себя обязательства оказывать сервисные услуги второй по величине российской нефтяной компании.