6. Заключения выводы и рекомендации.

Создание систем разработки нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин является приоритетным направлением в нефтегазодобывающей отрасли при вовлечении в промышленную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, заключенных в низкопроницаемых и неоднородных пластах и коллекторах, приуроченных к водонефтяным и газонефтяным зонам, нефтяным оторочкам нефтегазовых залежей, залежам с высоковязкой нефтью, тупиковым, периферийным и застойным зонам, линзовидным прослоям различной конфигурации и многого другого. Также как и вертикальные, горизонтальные скважины выходят из строя по ряду многочисленных причин, а ремонт скважин с большим отклонением ствола очень дорог и трудоёмок на обычной технике. Очень важным шагом в ремонте вертикальных и горизонтальных скважин явилось внедрение установки «Гибкая труба» Геофизические исследования крутонаправленных и горизонтальных скважин возможно проводить только с применением установок «Гибкая труба».

На основе данного проекта, взвесив все положительные и отрицательные, факторы применения установки «Гибкая труба» на Мамонтовском месторождении нефти и взяв во внимание советы ведущих специалистов НГДУ “ФН” и СУПНП И КРС, можно сделать следующие выводы:

1. В административном отношении территория Мамонтовского месторождения расположена в Ульт-Ягунской сельской администрации Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшим населенным пунктом является п. Ново-Федоровский, находящийся в 1 км южнее границы месторождения. Климат данного района резко континентальный. Зима суровая, холодная и продолжительная. Лето короткое, теплое. Короткие переходные сезоны - осень и весна. Наблюдаются поздние весенние и ранние осенние заморозки, резкие колебания температуры в течение года и даже суток. Территория месторождения находится южнее границы островного распространения многолетнемерзлых пород. Мерзлые толщи встречаются в виде единичных торфяных бугров пучения и перелетков (северо-западная часть месторождения). Источником водоснабжения может служить р.Обь и ее притоки, многочисленные озера, самым крупным из которых является оз. Пильтанлор с площадь около 100 км², и подземные воды верхнего геологического этажа. Введена в действие Сургутская ГРЭС, крупнейшая в Западной Сибири, которая работает на базе утилизации попутного газа нефтяных месторождений Среднего Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района. На территории лицензионного участка имеются четыре родовых угодья, живут 16 семей, с главами которых заключены экономические соглашения.

2. Месторождение приурочено к Мамонтовскоеу куполовидному поднятию II порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода. Оно включает несколько поднятий III порядка: Северо-Сургутское – самое южное, вытянутое в меридиональном направлении, собственно Мамонтовское – расположено в западной части Мамонтовской структуры, к востоку от него расположено Моховое поднятие, восточнее – Восточно-Моховое поднятие.

Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями сортымской свиты (пласты АС₄, АС₆¹, АС_5-8, АС_7-8, АС₉, БС₁, БС₂), усть-балыкской свиты (пласты БС₁₀¹, БС₁₀) и ачимовской толщи (пласты БС₁₆, БС₁₇, БС₁₈). Из 12 залежей 7 нефтяных (пласты БС₁, БС₂, БС₁₀¹, БС₁₀, БС₁₆, БС₁₇, БС₁₈) и 5 нефтегазовых (пласты АС₄, АС₆¹, АС_5-8, АС_7-8, АС₉).

3.Мамонтовское месторождение открыто в 1971 году скважиной 62, давшей промышленный приток из пластов БС₁₀ и БС_1-2 и газа с нефтеконденсатной смесью из пласта АС_4-9. В промышленную разработку вступило в 1973 году, разбуривание начато в 1972году.

Разбуривание месторождения было начато согласно первичному документу “Обоснование опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Мамонтовского месторождения”, выполненного институтом Гипротюменьнефтегаз и утвержденного в 1972 году ЦКР МНП (протокол № 360) для пластов БС₁ и БС₁₀.

Последним документом, согласно которому в настоящее время разрабатывается месторождение, является “Технологическая схема разработки Мамонтовского месторождения”, составленная СибНИИНП в 1994 году и утвержденная ЦКР МТЭ протокол № 1827 от 13.04.95г.

Самым главным решением разработки Мамонтовского месторождения нефти является разработка объекта АС4-8 с применением горизонтальных скважин.

НГДУ «Фёдоровскнефть» разрабатывает два нефтяных месторождения: Мамонтовское и Дунаевское. В 1999 г. добыто 7628,0 тыс. тонн нефти, в том числе 7490,0 по Мамонтовскому месторождению, 138,0 тыс. тонн – по Дунаевскому месторождению.

В ходе разработки Мамонтовского месторождения характерными осложнениями при эксплуатации фонда скважин являются асфальто-смоло-парафинистые отложения (далее АСПО) в стволах скважин, а так же песчаные пробки. Эти осложнения приводят к полному или частичному перекрытию проходного отверстия лифтовых труб, что ведёт к уменьшению дебита добывающих скважин, или приёмистости нагнетательных.

4. На Мамонтовском месторождении конструкция скважин выбирается с учётом геологического строения вскрываемых скважиной пластов. Каждая колонна опускается до определённой глубины и цементируется до запроектированного уровня. Типовая скважина Мамонтовского месторождения имеет следующую конструкцию.

На Мамонтовском месторождении добыча нефти ведётся как фонтанным, так и механизированным способами. К механизированным способам добычи нефти относятся газлифт и насосная добыча (с использованием ЭЦН и ШСНУ).

Подъёмники для текущего и капитального ремонта скважин: Азинмаш АЗУ; АР 32/40; АПРС 32/40, А-50М; ТР-38 на шасси автомобиля КРАЗ; А 60/80 на шасси автомобиля БЕЛАЗ; подъемными агрегатами фирм «Купер» и «Кардвелл», обеспечивающими спуско-подъёмные операции. Агрегаты комплектуются насосным оборудованием и системой очистки раствора, что позволяет проводить зарезку и бурение вторых стволов и т.п. Для работ с «гибкой трубой» бригады КРС располагают установками «Hydra Rig» и «Stewart Stevenson».

5.На 01.01.2001 составило 17 комплектов установок с общим названием «Гибкая труба», каждый комплекс включает в себя: собственно установку «Гибкая труба», насосный агрегат, а также дополнительное оборудование состоящее из ёмкости объёмом 10 м³ и желобной циркуляционной системы.

5. На 01.01.200 г. ремонт скважин проводился 41 бригадой КРС и 25 бригадами ПРС. Бригадами КРС и ПРС выполнено 4800 ремонтов при плане 4365 ремонтов – устранение аварий с подземным оборудованием, 24 – устранение негерметичности эксплуатационной колонны, 38 переход на другие горизонты, 8 – бурение и зарезка второго ствола скважины,158 – переводов с способа на способ, 2357 – ревизий ЭЦН и НКТ на ЭЦН, 602 – ревизий ШГН и НКТ на ШГН.

За счёт применения установок «Кенворт» с «гибкой трубой» выработка на одну бригаду по СУПНП и КРС составила 32.8 скв./рем. Всего в 2000 году было проведено 400 ремонтов с установкой «Гибкая труба». Наиболее успешно (100%) применение установки при промывке гидратно-парфиновых отложений (375 скв./апер.). При сравнении данных ССУПНП и КРС по эффективности проведения работ с «Гибкой трубой» и бригад КРС с подъёмником отмечается, что практически по всем видам работ наблюдается снижение затрат в 2-3 раза, а времени проведения работ в 2-2.5 раза. Исходя из экономической целесообразности, рекомендуется для проведения ремонтов скважин на Мамонтовском месторождении увеличить объёмы применения установок «Гибкая труба», особенно для производства ремонта горизонтальных скважин.

Таблица 8.1

Работы проводимые «Гибкой трубой» на НГДУ «Фёдоровскнефть».

Вид ремонта.	1997	1998	1999	2000
Ремонтно-изоляционные работы	1	2	7	5
Ловильные работы	20	64	77	58
Обработка призабойных зон	86	333	377	604
Дополнительная перфорация	6	11	44	96
Гидропескоструйная перфорация	0	3	1	0
Исследование	61	150	120	356
в том числе на ГС	2	4	9	25
Промывка гидратно-парафиновых пробок.	152	333	375	585

Из таблицы 8.1 видно что перфорацию на этом агрегате проводят очень мало, это вызвано тем, что очень сложно определить глубину спуска «гибкой трубы» (гибкой НКТ) из-за того, что она очень сильно извивается по стволу скважины.

Геофизические исследования крутонаправленных и горизонтальных скважин возможно проводить только с применением установок «Гибкая труба».

Испытана технология освоения из бурения, испытания и ремонт скважин с использованием «гибкой трубы» для замены глинистого раствора по всей длине горизонтального ствола скважин и очистки ПЗС. Необходимо обеспечить повсеместно внедрение технологии

Из приведённого в проекте решения видно, что агрегат полностью подходит для промывки гидратно-парафиновых пробок. При промывке водой агрегат может работать на первых трёх скоростях с давлением на приёме, использованием полезной мощности и временем промывки 20 метров пробки соответственно: I  5.8 МПа, 5.3%, 39 мин; II  9.95 МПа, 13%, 29 мин; III  18.88 МПа, 36.1%, 20 мин. А при промывке нефтью агрегат может работать на всех четырёх скоростях с давлением на приёме, использованием полезной мощности и временем промывки 20 метров пробки соответственно: I  7 МПа, 6.3%, 39 мин; II  11 МПа, 14.2%, 29 мин; III  18.83 МПа, 36%, 20 мин; IV  35 МПа, 99.7%, 13мин. Хоть и при промывке нефтью агрегат может работать на четвёртой скорости, но рекомендуют насосные агрегаты при проведении операций эксплуатировать только на первой и второй скорости.

6. На основании экономических расчетов приходим к выводу, что внедрение агрегата «Гибкая труба» довольно сильно повлияло на основные показатели НГДУ «Фёдоровскнефть» и СУПНП и КРС. Дополнительная добыча достигается в основном из-за увеличения межремонтпого периода, за счет уменьшения времени самого ремонта. А также:

• сохранение добывных возможностей скважины при ремонте за счёт исключения вредного влияния процесса глушения;

• экономическая эффективность ремонта в связи с сокращением времени на спуско-подъёмные операции и подготовительно-заключительные работы.

7. В целом предприятие НГДУ “Федоровскнефть” является вредным и опасным производством.