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.