Внедрение ГНКТ в процесс нефтедобычи в ОАО «Юганскнефтегаз»

 

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.