Рефераты. Внедрение ГНКТ в процесс нефтедобычи

Внедрение ГНКТ в процесс нефтедобычи

смотреть на рефераты похожие на "Внедрение ГНКТ в процесс нефтедобычи"

My fellow students!

Настоящая дипломная работа была представлена к защите в филиале Московского
Государственного Открытого Университета, г. Нефтеюганск, весной 2001 года.
Защита прошла успешно.
Оглядываясь на итоги прошедшего 2001 года, можно отметить, что …»объем добычи нефти в компании «Юкос» составил 58,07 млн. тонн (на 17,2% больше, чем в 2000 г.). Достижение прироста добычи произошло за счет ввода новых скважин, интенсификации добычи, ввода скважин из бездействия, а также гидроразрывов нефтяного пласта ( - курсив мой). Добыто в ОАО
«Юганскнефтегаз» 38,18 млн. тонн (+19,9%) …»*
Опыт работы комплекса ГНКТ компании «Шлюмберже» на месторождениях ОАО
«Юганскнефтегаз» в течение 2001 года подтвердил хорошие перспективы использования ГНКТ для промывок стволов и призабойной зоны скважин после
ГРП. В 2002 г. количество комплексов ГНКТ в нашем регионе будет увеличено.
Хотелось бы обратить ваше внимание на то, что финансовые показатели, взятые за основу в этой работе, намеренно искажены. Тем не менее, они отражают основные экономические реалии.
Надеюсь, что моя работа послужит основой для ваших собственных проектов или даст толчок новым творческим идеям.

С уважением,

Владимир Арапов – дважды студент

г. Нефтеюганск, февраль 2002 г.

* «Нефтеюганский рабочий», 30 января 2002 г., №5 (4473)

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.

В связи с наступлением нового периода высоких мировых цен на нефть, добыча ОАО «Юганскнефтегаз» – крупнейшего добывающего предприятия 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» 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 дипломной 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 настоящем дипломном проекте 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».

* «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. –

( 1997 Halliburton Energy Services, Inc.
II. Аналитическая часть

II.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.

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 |Сметная суточная |Сметная годовая |
|отремонтированных |добыча, тонн |добыча, тонн |
|скважин | | |
|360 в 2001 г. |5 500 |2 000 000 |
|1800 в 2005 г. |27 000 |10 000 000 |

1* Интернет-сайт: www.yukos.ru;

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

3* Интернет-сайт: www.wn.ru

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 |1 |Работ / |1 |Всего |
|ремонта |бригада/мес.|месяц |бригада/год |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»

[pic]

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

II.2. 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.

В настоящее время компания «Шлюмберже Лоджелко Инк.» оказывает широкий спектр сервисных услуг, таких 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 практически на всех перспективных месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз»:

. Приобское

. Приразломное

. Мало-Балыкское

. Угутское

. Асомкинское

. Усть-Балыкское и др.

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

В создаваемую трещину совместно с проппантом закачивается пропнет, образующий сеточную структуру, которая стабилизирует 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 результате стимуляции скважин методом ГРП достигнуто 2-3 кратное увеличение дебита нефти в действующем 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 сутки по действующему фонду и более 70 тонн в сутки по фонду новых скважин.

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

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

Подготовку скважин к ГРП осуществляет 15 бригад КРС компании «Шлюмберже» и несколько бригад Нефтеюганского управления КРС. Средняя продолжительность 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 применения новой технологии – комплекса гибкой насосно- компрессорной трубы (ГНКТ) или Койл-тюбинга. Данная технология позволяет осуществлять промывку забоя скважин после ГРП с одновременным вызовом притока нефти из пласта, что способствует не только качественной очистке забоя от незакрепленного проппанта, но и удалению из трещины фрагментов разрушенной в результате разрыва породы, утерянного солевого раствора, а в конечном итоге – более продолжительной работе электроцентробежных насосов –
ЭЦН.

Применение ГНКТ позволит сократить общую продолжительность цикла ГРП до
13 суток.
II.3. Проблемы 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 некоторых ЭЦН находили остатки проппанта, то качество услуг по ГРП соответственно ставилось под сомнение.
Для исследования проблемы было решено провести совместный анализ ситуации силами специалистов «Шлюмберже» и «Юганскнефтегаза».

Анализ проблем 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 проблемы с собственно ЭЦН (30%) и отложение солей на рабочих органах ЭЦН (25%). Вынос механических частиц из пласта был причиной 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 причиной отказов ЭЦН там, где речь шла о попадании в ЭЦН твердых частиц, были механические примеси из пласта, но не проппант. Из сравнения двух диаграмм также видно, что процент отказов ЭЦН из-за твердых (механических) частиц в скважинах после ГРП был выше (42%), чем в скважинах не подвергавшихся гидроразрыву пласта.

Среднее время наработки ЭЦН до первого отказа равняется примерно 60 дням после монтажа насоса. Вынос проппанта и твердых частиц породы был более сильным при следующих условиях:

. В скважинах с низким уровнем жидкости в стволе по причине меньшего ожидаемого дебита или по причине установки ЭЦН слишком высокой производительности;
. В скважинах, где промывка затруднялась из-за слабого давления в пласте.

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

Результаты рекомендаций дали положительный результат.

Лабораторный рентгенографический анализ состава твердых 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 всегда 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 только 8% проппанта входит в состав частиц, выносимых из скважины. Кварц – основной компонент пластового песка – формирует большую часть мехпримесей.

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

Методы борьбы с выносом механических примесей

Существует насколько методов борьбы с выносом песка:

1). Скважина продолжает добычу жидкости вместе с песком.

Допускается вынос определенного количества песка. Экономическое преимущество метода несомненно, т.к. он не требует затрат на капитальный ремонт. Следует однако сравнить возможные затраты за определенный период времени (неизбежные смены насосов) и принять наиболее экономичное решение;
2). Монтаж ЭЦН с пескоотделителем.

Страницы: 1, 2, 3, 4