2.4 Анализ эффективности применения методов восстановления приемистости, выполняемых по стандартной технологии и с использованием колтюбинговых технологий в условиях Илькинского месторождения

Оценка технологического эффекта производится с помощью кривых вытеснения. Кривые вытеснения – это графические зависимости между функциями, зависящими от показателей разработки. На поздней стадии разработки эти зависимости зачастую носят линейный характер. Это свойство используется для прогноза базовой добычи нефти, то есть добычи без применения метода увеличения нефтеизвлечения. Технологический эффект определяется как разница между фактической накопленной добычей нефти и накопленной добычей нефти, спрогнозированной с помощью кривых вытеснения.

В данном проекте рассматривается применение технологии глинокислотной обработки скважин с использованием колтюбинговой установки в нагнетательной скважинах Илькинского месторождения.

Глинокислотная обработка предназначена для восстановления приемистости нагнетательной скважины с целью увеличения закачки пластовых вод и интенсификации добычи нефти.

Экономическая эффективность глинокислотной обработки нагнета-тельной скважины характеризуется дополнительным объемом добычи нефти в реагирующих добывающих скважинах.

Итак, для восстановления приемистости нагнетательных скважин в октябрьском цехе ППД применяются кислотные обработки. Из 19 проведенных кислотных обработок 8 проходили с использованием колтюбинговой установки (таблица 2.9). В среднем приемистость скважины после такой обработки увеличивается в 2,4 раза.

На проведение ГКО с использованием колтюбинговой установки потребуется около 36 часов. Продолжительность ремонта традиционным КРС займет 120 часов, продолжительность эффекта – от 8 до 285 суток, в среднем — 118 суток. Продолжительность эффекта от проведения ГКО совместно с колтюбинговой установкой около года (таблица 2.10).

Таблица 2.9 – Объем проведения кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения

Метод КРС	Количество скважин, шт.	Год
		2010	2011	2012
По стандартной технологии	11	6	2	3
С применением колтюбинга	8	4	2	2

Для большей наглядности на рисунке 2.13 приведена гистограмма по данным из таблицы 2.9.

Рис. 2.13 – Объем проведения кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения

Таблица 2.10 – Продолжительность эффекта от кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения

Год	По стандартной технологии	С применением колтюбинга
2010	4,5 мес.	12 мес.
2011	4мес.	11 мес.
2012	4 мес.	11 мес.

Рис. 2.14 – Продолжительность эффекта от кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения

Судя по рисунку 2.14, можно сделать вывод о том, что по продолжительности эффекта проведение ГКО с колтюбингом практически в 2,5 раза эффективнее чем ремонты, выполненные с привлечением бригад КРС.

Разница между ремонтом, выполненным по стандартной технологии и ремонтом, выполненным с использованием колтюбинговой установки, составляет 112,31 тысяч руб. (таблица 2.11).

Таблица 2.11– Результаты сравнения стоимости одного ремонта, проведенного с колтюбинговой технологией и стандартного метода КРС

Наименования затрат	ГКО с колтюбингом	Стандартная технология
Заработная плата бригады, тысяч руб.	18,37	50,317
Расходы на социальные нужды, тысяч руб.	4,78	20,152
Доплата за вахтовый метод, тысяч руб.	0,9	25,727
Арендная плата за прокат имущества, тысяч руб.	1,38	-
Износ оборудования, тысяч руб.	36,8	39,0
Материалы, тысяч руб.	58,6	21,09
Работа транспорта и спецтехники, тысяч руб.	71,6	128,82
Общецеховые расходы, тысяч руб.	17,3	24,33
Общехозяйственные расходы, тысяч руб.	49,2	53,94
Стоимость ремонта, тысяч руб.	258,37	370,68

Рисунок 2.15 – Стоимость одного ремонта, проведенного с использованием колтюбинговых технологий и стандартного метода КРС

Как показывает рисунок 2.15, стоимость ремонта с применением колтюбинга практически на 30 % меньше стоимости КРС, проведенного по стандартной технологии. Это подтверждает одно из основных преимуществ использования колтюбинговых технологий – минимальные материальные затраты на проведение работ.

Таблица 2.12 – Показатели эффективности технологий КРС по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения

Метод	До обработки		После обработки		Прирост добычи нефти, т/сут	Дополнительная добыча нефти, т
	Qж, т/сут	Qн,, т/сут	Qж, т/сут	Qн,, т/сут
КРС по стандартной технологии	5,9	3,8	7,0	4,9	1,1	4076,6
ГКО с применением колтюбинга	6,9	3,8	7,6	5,1	1,3	3504

Для наглядности построим диаграмму (рисунок 2.18).

Рис. 2.16 – Дополнительная добыча нефти при проведении КРС по стандартной технологии и ГКО с использованием колтюбинговых технологий на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения

Анализируя рисунок 2.16, можно сделать вывод о том, что дополнительная добыча нефти от проведения ГКО с колтюбинговой установкой практически на 15 % больше, чем от проведения КРС по стандартной технологии.

Таблица 2.13 – Показатели удельной эффективности и удельных затрат на проведение технологий КРС по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения

Метод	Удельная технологическая эффективность, т/скв	Удельные затраты, тысяч руб.	Удельная технологическая эффективность/удельные затраты
КРС по стандартной технологии	370,6	370,7	1,0
ГКО с применением колтюбинга	438	258,4	1,7

Итак, ГКО с использованием колтюбинговых технологий была произведена на 8 скважинах, КРС по стандартной технологии – на 11 скважинах. Дополнительная добыча нефти от проведения обработок в целом составила 7580,6 тонн, из которых 3500,4 тонн было добыто благодаря использованию колтюбинга. Удельная технологическая эффективность с учетом применения обеих технологий в среднем составила 404 т/скв. На проведение кислотных обработок в период с 2010 по 2012 г. было потрачено около 6 млн. рублей, из которых примерно 2 млн. были расходованы на проведение ГКО с использованием колтюбинга.

2.5 Обоснование применения колтюбинговых технологий для выполнения кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения. Технология выполнения кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий. Описание и технические особенности применения колтюбинговых технологий

Для выбора оптимальной технологии применения метода повышения выработки пластов требуется следующее: детальное знание строения и состояния месторождений, изменение коллекторских свойств пластов, макро- и микронеоднородности, достоверное распределение текущей нефтегазо-насыщенности пластов по всему объему залежей. [6]

Мировой опыт применения КГТ насчитывает более 35 лет. Если вначале колтюбинг применялся для осуществления наиболее простых операций, очистки колонны труб и забоев от песчаных пробок, то сегодня с его помощью можно осуществлять практически весь набор операций подземного ремонта скважин. [7]

Во время работ ведется точный навигационный контроль на основе данных, получаемых в реальном масштабе времени и исследование скважины в процессе ремонта. Кроме того, работы в нефтяных и газовых скважинах осуществляются без их предварительного глушения.

При использовании колтюбинговой технологии обеспечивается безопасность проведения спускоподъемных операций. Дело в том, что в данном случае не нужно осуществлять свинчивание/развинчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы на мостки. Кроме того, время, требуемое на спуск и подъем внутрискважинного оборудования на проектную глубину, сокращается.

Еще следует подчеркнуть, что компании в результате применения колонн гибких труб, как при ремонте, так и при проведении буровых работ получают существенный экономический эффект. С одной стороны, по стоимости работ использование колтюбинговых установок иногда оказывается более дешевым, чем применение обычных установок капитального ремонта скважин (КРС). Экономические преимущества обуславливаются объемами нефти, которые можно добывать за счет разницы в сроках проведения работ. Если у обычных бригад КРС уходит до 7 дней на проведение довольно простых операций, то с использованием колтюбинга – это вполне удается сделать за три дня. Эффективность применения колтюбинга оказывается на 15-20 % выше стандартных методов.

Кислотную обработку с использованием оборудования КГТ проводят в тех же целях, что и при традиционных технологиях: главным образом для воздействия кислоты на карбонатные породы, слагающие продуктивный пласт, и увеличения его проницаемости. [8]

Для осуществления технологического процесса используются колтюбинговая установка марки МК-10Т производства белорусской группы компаний «ФИД», а также серийно выпускаемое оборудование, инструмент и контрольно-измерительные приборы, применяемые при капитальном и текущем ремонте скважин.

При проведении КО колтюбинговая установка МК-10Т позволяет влиять агрессивными реагентами непосредственно на нижнюю зону интервала перфорации, тогда как без колтюбинга эта операция проводится с:

- применением буровой вышки, что забирает лишнее время на её монтаж-демонтаж;

- полным глушением скважины;

- демонтажем фонтанной арматуры и допуском НКТ к нижним отверстиям перфорации.

Эффективность и многофункциональность колтюбинговой установки МК-10Т экономит время и средства, существенно повышает рентабельность эксплуатационных скважин. Технические характеристики установки приведены в таблице 2.14. Схема колтюбинговой установки приведена на рисунке 2.17.

Таблица 2.14 – Технические характеристики установки МК-10Т

Наименование параметра	Описание
Шасси	КАMАЗ-53228 (6x6)
Двигатель	740,13 (260 л/с)
Максимальное тяговое усиление инжектора, кг	12000
Скорость подачи гибкой трубы, м/мин	0,9…48
Максимальное давление на устье скважины, МПа	35
Грузоподъемность установщика, не более, т	6
Диаметры гибких труб, мм	19,05..38,1
Емкость узла намотки для трубы 38,1 мм, м	1600
Габаритные размеры не более, мм	10900*2500*3900
Масса полная, т, не более	24

Рисунок 2.17 – Компоновка агрегата на полуприцепе в рабочем положении на скважине

1 - автомобиль-буксировщик; 2 - кабина оператора; 3 - барабан с КГТ; 4 - укладчик КГТ; 5 - колонна гибких труб; 6 -направляющий желоб; 7 - инжектор; 8 - герметизатор устья; 9 - превентор; 10 – опоры инжектора; 11 -оборудование устья скважины; 12 – устье скважины; 13 – гидравлический мотор; 14 - рама агрегата.

Практика использования оборудования с КГТ показывает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на 25-30 %.

Реагентами для химической обработки скважин с использованием колтюбинговой установки являются растворители (НЕФРАС, СНПХ-7870, СОНПАР) и кислоты.

Для проведения работ на скважине составляется индивидуальный план, в котором указывается:

- конструкции скважины, параметры эксплуатации;

- вид и порядок выполнения работ по скважине;

- технология применения кислоты и растворителя;

- ответственный исполнитель из числа инженерно-технических работников геологической или технической службы управления буровых работ;

- основные требования безопасности при применении реагентов;

- требования по охране окружающей среды и подземных недр.

План утверждается руководителями геологической и технологической групп супервайзерского контроля НГДУ «Туймазанефть».

Все работы по транспортированию и закачиванию химических реагентов производятся под непосредственным руководством ответственного лица, назначенного приказом по УДНГ. Хранение и транспортировка реагентов допускается только в чистых емкостях. Для транспортирования кислоты следует применять кислотовоз КП-6,5, а также прицеп-цистерну ПЦ-6К по ТУ 26-16-38-79. Растворитель перевозится в автоцистернах типа АЦ-8, АЦ-10 по ТУ 26-1632-77 с соблюдением требований СТО 03-2-05-013 96.

Наземный комплекс оборудования, помимо агрегата с КГТ и стандартного устьевого оборудования, должен содержать агрегат для кислотной обработки скважин, имеющий специализированный насос и емкость для запаса кислоты. В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты. Схема расположения оборудования и специальной техники при капитальном ремонте скважин с применением колтюбинговой установки показана на рисунке 2.16.

В процессе выполнения операции колонну гибких труб при обеспечении непрерывной циркуляции воды спускают на глубину перфорации. Первоначально скважину очищают от песка, грязи, парафина. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту (растворитель), выдерживают её без промывки, вымывают продукты реакции. На следующем этапе в скважину через КГТ закачивают расчетный объем кислоты, после чего её продавливают в пласт. При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт.

Процесс закачки и продавки следует проводить при максимально возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта. После выдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени выкидную задвижку открывают, КГТ приподнимают и начинается циркуляция воды.

Рассмотрим подробно последовательность операций по восстановлению приемистости нагнетательной скважины с использованием колтюбинговой установки бригадой Туймазинского УБР на примере скважины № 1625.

Для обработки скважины используем раствор глинокислоты и растворитель «СОНПАР», для промывки – минерализованную воду.

Исходные параметры режима работы скважины: приемистость 35 м³/сут и устьевое давление 7,0 МПа.

Последовательность выполнения работ:

- переезд бригады;

- монтажные работы;

- опрессовка противовыбросового оборудования и нагнетательной линии на 15 МПа;

- спуск БДТ с промывкой минерализованной водой плотностью 1180 кг/м³ до глубины 2036 м;

- промывка скважины до чистой воды;

- гидросвабирование пласта в интервале 2018 – 2024 м;

- промывка скважины минерализованной водой плотностью 1180 кг/м³, 1 цикл;

- исследование скважины на приемистость кислотовозом;

- закачка 3 т растворителя «СОНПАР» при ожидаемом рабочем давлении 7 МПа;

- реагирование;

- гидросвабирование пласта в интервале 2018 – 2024м;

- промывка скважины с забоя от продуктов реакции растворителя минерализованной водой плотностью 1180 кг/м³, 1 цикл;

- исследование скважины на приемистость кислотовозом;

- закачка глинокислоты в объеме 12 т;

6

1 2

2м

10м

3

2,4м

5м

7

30м

4 39м

5

1 – оборудование ремонтно-технологическое колтюбинговое; 2 – кислотовоз; 3 – желобная система; 4 – сушилка; 5 – жилой вагон; 6 – автоцистерна; 7 – скважина.

Рисунок 2.18 – Схема расположения оборудования и специальной техники

при капитальном ремонте скважин с применением ОРТК

- подъем БДТ 50 м;

- реагирование 2 часа;

- гидросвабирование пласта в интервале 2018 – 2024 м;

- промывка скважины с забоя от продуктов реакции кислоты минерализованной водой плотностью 1180 кг/м³, 1 цикл;

- исследование скважины на приемистость кислотовозом;

- подъем БДТ до устья;

- демонтаж колтюбингового оборудования.

Ожидаемые параметры режима работы скважины после проведения работ: приемистость 70 м³/сут и устьевое давление 6,5 МПа. [9]

2.6 Анализ результатов работы скважин после выполнения кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий. Анализ влияния начальных скважинных условий на результаты выполнения кислотных обработок

На Илькинском месторождении с использованием колтюбинга было проведено 8 глинокислотных обработок. Изменение режима работы нагнетательных скважин месторождения после ГКО приведено в таблице 2.15.

Таблица 2.15 – Изменение режима работы нагнетательных скважин Илькинского месторождения после проведения ГКО с использованием колтюбинговой технологии

Нагн. скважина	Дата проведения ОПЗ	Приемистость, м3/сут		Количество реагир.скв., шт.	Доп.добыча нефти, т
№ 1852	03.2010 г.	30	52	6	490
№ 67 Исм	06.2010 г.	30	63	3	357
№ 1627	09.2010 г.	20	45	6	586
№ 1631	09.2010 г.	20	44	6	596
№ 1640	09.2010 г.	40	75	3	327
№ 1866	10.2010 г.	33	59	6	499
№ 1625	03.2011 г.	35	70	3	365
№ 1620	07.2011 г.	20	36	3	284

Используя табличные данные, построим гистограмму, показывающую изменение приемистости скважин нагнетательного фонда Илькинского месторождения после проведения глинокислотных обработок (рисунок 2.19).

Рисунок 2.19 – Изменение приемистости нагнетательных скважин Илькинского месторождения после проведения ГКО

Как видно из рисунка 2.19, после проведения обработок приемистость увеличилась в среднем в 1,9 раза.

Рассмотрим влияние начальных скважинных условий на эффективность глинокислотных обработок. Исходные данные для анализа представлены в таблице 2.16.

Таблица 2.16 - Данные величин начальных скважинных условий и прирост приемистости после проведения ГКО с использованием колтюбинговых технологий

Нагн. скважина	Толщина пласта, м	Проницаемость, мкм2	Коэффициент приемистости, м3/(сут*МПа)	Прирост приемистости, м3/сут
№ 1852	4,8	0,067	0,27	22
№ 1627	2,0	0,247	0,26	25
№ 1631	4,0	0,053	0,10	24
№ 67 Исм	3,6	0,146	0,24	33
№ 1620	2,2	0,123	0,22	16
№ 1640	5,3	0,108	0,31	35
№ 1866	6,0	0,024	0,36	26
№ 1625	6,0	0,050	0,33	35

Построим зависимости полученного прироста приемистости от начальных условий по проницаемости, толщине пласта и коэффициенту приемистости. Для анализа используем полиномиальный и линейный тренды.

Рисунок 2.20 – Зависимость прироста коэффициента приемистости от толщины пласта

Рисунок 2.21 – Зависимость прироста коэффициента приемистости от первоначальной проницаемости

Как видно из рисунка 2.21, зависимость имеет недостоверный коэффициент корелляции, но нельзя не заметить прямую зависимость полученного эффекта от проницаемости – чем выше проницаемость, тем выше вероятность достижения высокого эффекта.

Рисунок 2.22 – Зависимость прироста приемистости от коэффициента приемистости

На рисунках 2.20 и 2.22 представлена аппроксимация толщины продуктивного пласта и коэффициента приемистости с помощью полиномиального тренда второго порядка. Коэффициент R2 показывает степень соответствия толщины продуктивного пласта, коэффициента приемистости и прироста приемистости. Значение R2 составляет 0,99 и 0,92 соответственно. Применение полиномиального тренда вместо линейного позволяет значительно сократить вероятность ошибки. [11]