Внедрение ГНКТ в процесс нефтедобычи

колеблется от 7 до 10 дней, что будет стоить ок. 10 000 долларов США

(включая материалы и вспомогательное оборудование). Эта операция

производится как часть программы ремонта скважины. Подобная работа,

выполненная посредством ГНКТ, занимает два дня и стоит ок. 30 000 долларов

США.

ГНКТ выполняет в среднем 12 работ в месяц.

КРС делает в среднем 3 работы в месяц.

Следовательно, можно произвести экономический расчет согласно

нижеприведенной формуле (допуская, что дебит скважин остается постоянной

средней величиной в течение определенного времени):

Валовой доход (ГНКТ) = (Nгод х Qгод х $oil) - $гнкт

и

Валовой доход (КРС) = (Nгод х Qгод х $oil) - $крс

Где,

$ oil - текущая продажная цена нефти для ОАО «ННГ», $/тонна

Q год - средний дебит, тонн/год

$ гнкт - стоимость услуг ГНКТ

$ крс - стоимость услуг КРС

N год - количество работ за год

При условии, что Т гнкт оп = 2 дня, Т крс оп = 10 дней, совокупная

выручка и совокупный доход КРС и ГНКТ будут следующими:

Таблица 5. «Удаление гидратных пробок. КРС против ГНКТ»

| |КРС |Т |Т |Q |Q |Q год,|Вал. |Вал. |

| | |ремон|дебит,| |мес., | |выручка,|доход, |

| |Скваж.|та, |дней |тонн/|(перв)| |US$ |US$ |

| | |дней | |сут | |тонн | | |

| | | | | |тонн | | | |

|10000$ |1 |10 |20 |15 |300 |5 325 |85 200 |75 200 |

|Месяц |3 |30 |60 |45 |900 |16 425|262 800 |232 800 |

|Год |36 |360 |720 |540 |10 800|197 |3 153 |2 793 |

| | | | | | |100 |600 |600 |

| | | | | | | | | |

| |ГНКТ | | | | | | | |

|30000$ |1 |2 |28 |15 |420 |5 445 |87 120 |57 120 |

|Месяц |12 |24 |336 |180 |5 040 |65 340|1 045 |685 440 |

| | | | | | | |440 | |

|Год |144 |288 |4 032 |2 160|60 480|784 |12 545 |8 225 |

| | | | | | |080 |280 |280 |

Выводы

Эффективность ГНКТ в четыре раза превосходит эффективность КРС.

Сравнение двух вариантов операции по удалению парафиновых пробок

показывает, что ГНКТ предлагает очень эффективное и быстрое решение

проблемы по сравнению с традиционным станком КРС. Более высокая стоимость

услуг ГНКТ за одну операцию означает, что комплекс ГНКТ должен быть

загружен работой на полную мощность.

Очевидно, что применение ГНКТ для удаления парафиновых пробок

предполагает более интенсивный оборот финансовых средств и большее

количество выполняемых ремонтов. Важнейшее условие - тщательный

предварительный отбор скважин-кандидатов. Скважина-кандидат для подобного

рода операций должна соответствовать следующим критериям:

. Скважина может возобновить добычу сразу после удаления пробки;

. Достаточно высокий дебит, чтобы «Заказчик» согласился понести затраты;

. Нехватка или отсутствие бригад КРС на данном месторождении;

. Потенциальная проблема контроля скважины;

. Промывка ствола является частью программы ремонта скважины (см. ниже);

. Очистка эксплуатационной НКТ от накипи;

. Ловильные работы;

. Кислотная обработка или промывка при повреждении пласта;

. Закачка азота для вызова притока.

Следует иметь в виду систему работы управления по КРС. На

Вынгапуровском месторождении развернуто 19 бригад КРС. Если количество

ремонтов, выполненных за месяц, будет ниже планового, то бригады КРС не

получат премиальной надбавки, что существенно сказывается на их зарплате.

Плановый объем КРС установлен как 19 х 1,23 = 23 ремонта.

Для повышения эффективности ремонтов в качестве альтернативы можно

использовать комплекс ГНКТ, который передвигался бы на скважины и

подготавливал их до развертывания установки КРС. В среднем 10 работ ГНКТ в

месяц могли бы сэкономить около 70 ремонто-дней КРС (или 1 680 рем-часов),

что равняется экономии в 75 600 долларов США (или 2,5 дополнительных

ремонта ГНКТ или 7,5 ремонтов КРС в месяц). Это позволило бы не только

увеличить эффективность 1 бригады КРС с 1,23 до 1,62 ремонтов в месяц или

на 32%, но также увеличить прирост добычи как результат большего количества

скважин, запущенных в эксплуатацию или подготовленных для гидроразрыва

пласта.

Возможность увеличения времени операций КРС является весьма

привлекательной выгодой для «Заказчика».

Промывка стволов скважин

На Вынгапуровском м/р выполнялось два вида промывки:

. Промывка механических примесей в забое водонагнетательных скважин;

. Промывка проппанта после проведения ГРП.

Среднее время на выполнение работ ГНКТ – 2 или 3 дня в зависимости от

длины интервала, подлежащего очистке. В случаях, когда на данном кусте

скважин отсутствует станок КРС, бригаде КРС потребуется 18-21 день на

проведение одного ремонта.

Средняя цена услуг ГНКТ («Шлюмберже») = 30 000 долл. США

Средняя цена услуг КРС (ОАО «ННГ») = 19 500 долл. США

Относительно высокая цена работы станка КРС связана с необходимостью

смены эксплуатационной колонны НКТ, в то время как ГНКТ делает промывку

внутри эксплуатационной колонны.

Промывка водонагнетательных скважин

Основные стимулы:

. Промывка через эксплуатационную колонну НКТ;

. Сокращение времени операции и увеличение количества операций в месяц;

. Увеличение добычи из окружающих эксплуатационных скважин. Преимущество

ГНКТ основано на увеличении количества операций за определенный период

времени. Валовой доход будет зависеть в основном от дебита окружающих

нефтяных скважин. Изменение дебитов обычно начинается через 1-2 месяца

после промывки;

. Обнаружение неправильного профиля закачки воды, промывка ствола ГНКТ дает

возможность проведения каротажа профиля притока. Можно сэкономить

значительные средства, если удастся вовремя заглушить ненужную скважину.

. Обнаружение повреждений стенок труб. Клиент может своевременно начать

КРС;

. Более высокая степень контроля скважины, т.к. среднее давление в

нагнетательных скважинах – 120 бар.

Как и в других случаях применения ГНКТ ключевую роль играет должный отбор

скважин-кандидатов.

Промывка проппанта после ГРП

Промывка проппанта после ГРП представляет второй тип промывок с ГНКТ. Тот

факт, что скважина может начать добычу с большим дебитом сразу после

ремонта делает использование ГНКТ весьма привлекательным для Заказчика.

Для бригады КРС данная операция занимает 14 – 18 дней, в зависимости от

сложности проблемы. Стоимость ремонта будет около 15 000 долл. США.

При выборе экономически целесообразного решения должны соблюдаться

следующие критерии:

. Станок КРС не в состоянии удалить песок быстро и эффективно. Это может

быть в случаях проблемы с контролем скважины или существует риск потери

циркуляции;

. Скважина работает с дебитом не менее 30 тонн нефти в сутки;

. Велика вероятность потери циркуляции. ГНКТ имеет большое преимущество в

использовании метода моделирования реальных условий в стволе. Выбор

жидкости обработки с подходящими реологическими свойствами или азота

помогает уменьшить плотность циркулирующей жидкости и увеличить угловую

скорость для облегчения выноса частиц из ствола скважины;

. Низкое пластовое давление, промывочная жидкость уходит в пласт. Если

скважина не начинает отдавать, закачка азота ГНКТ через зону перфорации –

очень эффективный и безопасный метод по сравнению со сваббированием

станком КРС или использованием воздушного компрессора для создания

пониженного гидростатического давления.

Оценка эффективности

Целью промывки ствола скважины от твердых частиц после ГРП является

скорейшее выведение скважины в режим добычи. Так как увеличение дебита

здесь всегда связано только с качеством проведенного ГРП, оценка

эффективности основывается на количестве выполненных работ двумя

конкурирующими способами и расчете прироста дохода, обеспеченного с

участием данной технологии. Следовательно,

( доход КРС = (N год x Q год x $ oil) - $ крс

и

( доход ГРП = (N год x Q год x $ oil) - $ гнкт

где:

$ oil - текущая продажная цена нефти;

Q год - дебит скважины, тонн/сутки;

N год - количество ремонтов в год;

$ крс - стоимость работ КРС.

$ гнкт - стоимость услуг ГНКТ;

( доход - прирост дохода

Расчет валового дохода и затрат сделан на основе идеальных условий

производства работ (неизменный дебит, максимальная загрузка ГНКТ,

межремонтный период работы насосов составляет не менее года и т.д.).

Таблица 6 «Прирост дохода после промывки.

КРС против ГНКТ»

| |КРС |Т |Т |Q |Q год,|Вал. |Затрат|Вал. |

| | |ремонт|дебит| | |выручка|ы, |доход, |

| |Скваж|а, |а,дне|тонн/с| |, | |US$ |

| |. |дней |й |ут |тонн |US$ |US$ | |

| |1 |14 |16 |30 |10470 |167520 |15 000|152 520|

|Месяц|2 |28 |32 |60 | | | | |

| | | | | | | | | |

|Год |24 |336 |384 |720 |251280|4 020 |360 |3 660 |

| | | | | | |480 |000 |480 |

| | | | | | | | | |

| |ГНКТ | | | | | | | |

| |1 |2 |28 |30 |10890 |174 240|30 000|144 240|

| | | | | | | | | |

|Месяц|12 |24 |336 |360 | | | | |

| | | | | | | | | |

|Год |144 |288 |4 032|4320 |156816|25 090 |4 |20 770 |

| | | | | |0 |560 |320000|560 |

Заключение

Таким образом, один комплекс ГНКТ в состоянии увеличить годовой доход

Заказчика от скважин, оптимизированных ГРП, в 5 раз по сравнению с отдельно

взятым станком КРС.

Промывки песка представляются хорошим подспорьем для выполнения

программы капитальных ремонтов на Вынгапуровском м/р, особенно когда песок

остается в эксплуатационной НКТ. В этом случае установка КРС не может

поднять колонну. Потребуется доставка НКТ малого диаметра (1,5 дюйма), что

повлечет дополнительное время простоя.

Помимо подобных сложных проблем ГНКТ предлагает более высокую

эффективность и надежность по сравнению с установками КРС. Хотя их услуги

дешевле, они не имеют достаточного вспомогательного оборудования (например,

всего 5 ЦА-320, 5 ППУ на 19 бригад КРС), что отрицательно сказывается на

производительности их труда.

Чтобы конкурировать с КРС и получить заказы на операции по удалению

песка технология ГНКТ должна предлагать более совершенные технические

решения, такие как:

. Специально подобранная рабочая жидкость, которая обеспечит очистку в

самых критических ситуациях (обсадная труба 5,12 дюйма и отклонение

ствола свыше 15 градусов);

. Комплект инструментов ГНКТ (включая JetBlaster), который позволил бы

разрушать любые песчаные пробки.

Закачка азота

Существует несколько причин для использования ГНКТ:

. Способность ГНКТ вытеснять жидкость глушения, которая остается ниже

эксплуатационной НКТ или ушла в пласт. В большинстве случаев это скважины

после недавнего повторного заканчивания;

. Способность удалять жидкости ГРП на скважинах с низким забойным

давлением;

. Способность ГНКТ создавать более низкое гидростатическое давление в зоне

перфорации. Этот фактор становится критическим, когда кислота и продукты

реакции должны быть вымыты после окончания обработки. Если не ускорить

процесс промывки, скорее всего повреждения пласта будут значительными;

. Способность закачивать азот как часть комбинированной обработки. Ствол

скважины и зону перфорации можно затем обработать солевым раствором или

кислотой.

Существующий метод понижения гидростатического давления с помощью сжатого

воздуха считается высоко опасным мероприятием и не может служить безопасной

альтернативой использованию азота. Замещение рабочих жидкостей на нефть

решает только часть проблемы, т.к. жидкость ниже эксплуатационной НКТ

остается в скважине, на многих скважинах установлены пакера, что делает

замену на нефть неэффективной, т.к. жидкость в стволе должна быть выдавлена

назад в пласт.

Проект операции по разгрузке скважины должен включать расчет скорости

закачки азота, глубину, общий объем азота и время закачки. Для планирования

работы необходима информация о давлении в пласте, свойствах оригинальной

пластовой жидкости, возможный дебит, свойства добываемой жидкости и условия

в стволе. Успешная и оптимальная операция должна вывести скважину в режим

добычи в минимальный срок и с минимальным объемом азота.

Оценка эффективности

Предполагается, что ГНКТ используется только для выведения скважины в

режим добычи.

Экономическая эффективность закачки азота через ГНКТ вычисляется на

основе дебита скважины:

|$ гнкт| |

|+ $N2 | |

|$ oil | |

|x Q | |

|сут | |

Окупаемость = 90 суток

Где,

$ гнкт стоимость операции ГНКТ, долл. США 29 500

$N2 стоимость жидкого азота, долл. США 500

$ oil продажная цена нефти, долл. США/тонна 16

Q год средний дебит, тонн/год 7 623

Q сутки средний дебит, тонн/сутки 21

Диаграмма 5 «Закачка азота ГНКТ. Выручка от 1

скважины»

Таблица 7 «Окупаемость ГНКТ. Закачка азота»

|Дебит |Цена нефти |Срок |Срок отдачи |

|Тонн/сутки |US$/тонна |окупаемости |(год) |

| | |Суток |Суток |

|20 |16 |93 |272 |

|30 |16 |62 |303 |

|40 |16 |47 |318 |

|60 |16 |31 |334 |

|80 |16 |24 |341 |

Рекомендации

Подбор скважин-кандидатов должен включать предыдущую историю скважины

и условия проведения заканчивания. Большой объем жидкости глушения, которая

ушла в пласт может потребовать довольно долгое время закачки и,

следовательно, значительный объем азота.

Еще один важный момент – это проведение компьютерного анализа с целью

сравнить производительность скважины с результатами моделирования на основе

точных данных пласта. Скважины с высоким СКИН-фактором (до 30-50) должны

оцениваться с осторожностью, они не должны рассматриваться как кандидаты на

азот-лифт, пока не будет произведена матричная кислотная обработка как

часть программы ГНКТ.

Максимальное количество работ по закачке азота определяется наличием

самого азота. Существующие возможности по производству азота в Ноябрьске

ограничены 6,8 куб. м. в неделю, что позволяет делать максимум две работы в

неделю.

Общие выводы и рекомендации

Ключевыми факторами важными для будущего развития услуг ГНКТ в

Западной Сибири являются:

. Подбор скважин-кандидатов в результате совместной работы инженеров

Заказчика и Шлюмберже;

. Замена оборудования, предоставляемого третьей стороной, на оборудование и

персонал Шлюмберже;

. Подготовка персонала;

. Применение новых технологий ГНКТ, которые бы отличали Шлюмберже от услуг

других компаний, работающих с ГНКТ (применение технологии струйной

промывки – JetBlaster, матричная кислотная обработка, зональная изоляция

и ловильные работы);

. Оптимизация существующих методов и регламентов;

. Оптимизация плана работ для ГНКТ (три-четыре скважины в месяц могли быть

отработаны дополнительно, если минимизировать время на переезды ГНКТ).

III.3. Технико-экономическое обоснование.

Предложение новой технологии для внедрения на месторождениях ОАО

«Юганскнефтегаз» – Промывка скважины после ГРП от песка и несвязанного

проппанта посредством ГНКТ.

Как указывалось в аналитической части дипломной работы (п.II.4.2)

технология промывок скважин с помощью традиционных станков КРС не является

высокоэффективной. В настоящее время на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз»

производится порядка 30 гидроразрывов пласта в месяц. Промывка большинства

скважин после ГРП производится бригадами КРС. В результате

неудовлетворительного качества промывки до 40% отказов ЭЦН вызывается

попаданием в них твердых частиц, выносимых из забоя скважины. Таким

образом, промывка скважины после ГРП является одной из самых важных работ

для максимального улучшения показателей работы скважины.

Появившись в 60 г.г. XX века как альтернатива традиционной технологии

КРС гибкая насосно-компрессорная труба (ГНКТ), постоянно совершенствуясь и

развиваясь, получила широкое применение в современной мировой нефтедобыче.

В настоящее время в мире насчитывается свыше 600 работающих комплексов

ГНКТ. Гибкая НКТ показала отличные результаты в применении в различных

направлениях нефтедобычи. В частности ГНКТ зарекомендовала себя как

эффективная и качественная технология для промывки скважин после ГРП.

Цель проектной части настоящей дипломной работы - показать

целесообразность и эффективность применения ГНКТ для промывки скважин после

ГРП на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Далее приводятся сведения о

технологии промывок с помощью ГНКТ, экологический аспект проведения работ и

экономический анализ затрат на данную операцию.

III.3.1. Технология промывок скважин посредством

ГНКТ

Закачка азота через гибкую насосно-компрессорную трубу является

широко используемым методом для разгрузки скважины. Циркуляцию азота через

гибкую трубу можно проводить на различных глубинах для «плавной» и

эффективной разгрузки при заранее определенных давлениях на забое.

Программа работ по разгрузке скважины включает определение скорости закачки

азота, глубины спуска гибкой НКТ, общего необходимого объема азота и

продолжительности работы. Необходимая информация для планирования операции

включает: давление в пласте, возможный дебит, свойства добываемой жидкости,

свойства первоначальной жидкости скважины, состояние ствола скважины.

Успешное и оптимальное проведение работы должно дать возможность вывести

скважину на режим добычи с минимальными затратами времени и использованием

минимального объема азота.

Подъем жидкости с использованием азота является относительно простой

работой, которая может быть реализована при наличии оборудования (комплекса

ГНКТ) и азота. Подъем жидкости с азотом можно начинать на любой стадии во

время проведения работ с ГНКТ, что делает работу привлекательной для

скважин, в которых ожидается вынос незакрепленного проппанта после

завершения промывки скважины и во время работы ЭЦН.

После вымывания песка или проппанта из скважины с использованием

азотосодержащей жидкости или пены гибкая НКТ поднимается до уровня выше

посадки пакера. Закачка жидкости через насосы прекращается и через гибкую

НКТ прокачивается только азот, что приводит к значительному понижению

давления в забое скважины. Закачка азота продолжается до тех пор, пока

большая часть незакрепленного «пропнетом» песка не выпадет в забой. Затем

этот песок вымывается из скважины с использованием гибкой НКТ.

Расчеты, основанные на данных обычной скважины, показывают, что можно

достичь забойного давления 95-100 атмосфер с использованием гибкой НКТ 1 Ѕ

дюйма (38 мм) и 3-дюймовой (78 мм) колонны НКТ. Это значение близко к

значению при работе с ЭЦН, когда давление находится в пределах 50-70

атмосфер. Фактическое давление в забое будет зависеть от конкретных свойств

пласта и объема жидкости, оставленной после гидроразрыва пласта. Жидкость

ГРП (солевой раствор) будет отработана в первую очередь, что может привести

к повышению давления забоя до 110 атмосфер. Затем давление на забое будет

снижаться. Оптимальная скорость закачки азота при обычных условиях

составляет 22 куб.м/мин., что соответствует потреблению жидкого азота в 2

куб. м/час.

Общая процедура выведения скважины в режим добычи после проведения ГРП:

. Монтаж ГНКТ на месте производства работ. Все линия закрепляются с

соблюдением мер техники безопасности. Совещание по технике безопасности

для личного состава бригады перед началом работ;

. Опрессовка наземных линий и превентора в течение 5 минут. Убедиться, что

гибкая НКТ оснащена двумя обратными клапанами в непосредственной близости

от компоновки низа колонны (КНБК);

. Спуск гибкой НКТ. Промывка раствором. При спуске инструмента через каждые

500 метров проверять вес, убедившись, что индикатор веса оттарирован с

учетом плавучести трубы;

. Замер глубины верха пробки проппанта/песка. Промывка до искусственного

забоя на максимальной подаче насоса;

. По достижении искусственного забоя промывка минимум двумя объемами

затрубного пространства или до чистой промывочной жидкости (рекомендуется

наиболее продолжительный способ);

. Подъем ГНКТ до рекомендуемой глубины и начало прокачки азота, поддерживая

производительность примерно 50 куб.м/час;

. Закачка раствора со спуском до искусственного забоя, промывка двумя

объемами затрубного пространства или до чистой промывочной жидкости;

. Проверка скважины на приток. Подъем и демонтаж гибкой НКТ;

. Спуск и запуск основного ЭЦН и использование частотного преобразователя.

Страницы: 1, 2, 3, 4