Обоснование затрат на добычу нефти

     Исключить вышеприведенные процессы позволяет трубная перфорация при депрессии на пласт. Проведение перфорации при депрессии создает уникальные условия для мгновенного очищения ПЗП от механических примесей, частиц породы, цементного камня, фильтрата бурового раствора и  его составляющих с последующей фильтрацией флюида. В чем заключена уникальность технологии вторичного вскрытия при депрессии.

     За  анализируемый период на предприятии  проводилось 105 повторных гидроразрывов  пласта, из них:

• 19 повторных ГРП с применением перфоратора на насосно-компрессорных трубах (ПНКТ) с понижением уровня жидкости в скважине (вариант перфорации при депрессии на пласт)
• 84 повторных ГРП с применением корпусного перфоратора, спускаемого на кабеле (вариант перфорации при репрессии на пласт);

     Причем  повторный ГРП с применением  перфоратора на насосно-компрессорных  трубах применялся только на Талинской  площади. На всех остальных площадях (Каменная и Ем-еговская) был использован  второй наиболее распространенный метод - применение корпусного перфоратора, спускаемого на кабеле.

     В результате проведения капитального ремонта  скважины по повторному гидроразрыву пласта (на Талинской площади) трубным  перфоратором скважина с базовыми показателями работы (до КРС): 2,1т/сут, 5%; получен результат: 19т/сут, 47%. В течение отработанных 14 дней (за октябрь 2005г) дополнительно добыто 226 тонн нефти, среднесуточный прирост добычи нефти составил 16,7 т/сут.

     Далее необходимо отметить,  на скважинах Талинской площади с реализацией технологии трубной перфорации получена большая накопленная дополнительная добыча нефти за счет более продолжительной работы за определенный отчетный период времени (до конца года).Также, в результате проведения трубной перфорации, кроме выполнения капитального ремонта скважины на 20 часов быстрее, чем по варианту проведения перфорации на кабеле предприятие сэкономило 10 751 рубль за счет работы скважины в период задалживания.

     Применение  ПНКТ на Талинской площади в 2005 году, позволило выявить перспективность применения ПНКТ с экономической точки зрения.

     Во-первых, снижение продолжительности ремонта скважины в результате комбинирования технологических процессов вторичного вскрытия и спуска испытательной компоновки. Во-вторых, окупаемость сверхзатрат на сервисные услуги по проведению перфорации за счет сокращения продолжительности ремонта скважины. В-третьих, получение большей прибыли за счет работы скважин в период задалживания и выполнения большего количества ремонтов  в период переложенных задалживаний.

     Прежде  чем говорить о перспективе применения корпусных перфорационных систем с геолого-технической точки зрения необходимо рассмотрение факторов, определяющих загрязнение ПЗП:

     Кольматация – насыщение порового пространства ПЗП частицами глинистого или  цементного материалов с последующим  их набуханием и возможной адгезией фильтрационных каналов, облитерацией,

     Проникновение в ПЗП фильтратов бурового и цементного растворов, жидкостей глушения, промывки и освоения, вследствие чего происходит набухание цементного вещества или  скелета породы, гидрофилизация, повышение водонасыщенности поверхности породы и порового пространства, адсорбция химических реагентов из фильтрата бурового раствора, образование осадков,

     Термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и ПЗП. Вследствие этого имеет место изменение свойств дисперсионной среды и дисперсной фазы бурового и цементного растворов, изменение свойств жидкостей и флюидов, фазовые превращения, образование устойчивых эмульсий и солей,

     Оплавляемость поверхности перфорационных каналов вследствие чего происходит: образование сети микротрещин, покрытых фильтрационными и осмотическими корками из тонкодисперсных материалов.

       Вследствие данных процессов  происходит: (1) снижение проницаемости  ПЗП, (2) Изменение структуры фильтрационных  каналов, (3) Закупорка фильтрационных каналов механическими примесями. Как результат – сложность вызова притока при освоении.

     Говоря  о перспективности применения ПНКТ с геологической точки зрения, можно выделить следующие моменты:

• возможность проведения перфорации при различных гидродинамических условиях в системе “скважина-пласт”: при равновесии и депрессии, исключающих фильтрацию жидкости вскрытия в призабойной зоне пласта (ПЗП);
• возможность проведения перфорации при жидкостях вскрытия, исключающих кольматацию околоканальной и призабойной зон пласта;
• получение “эффекта мгновенного притока” флюида из пласта за счет созданной депрессии при перфорации, что способствует очищению созданных каналов от кольматантов;
• Возможность проведения перфорации меньшим количеством спускоподъемных операций перфоратора, без проведения спуска испытательной компоновки и понижения уровня жидкости в скважине по сравнению с кабельной технологией, что исключает возможность попадания фильтрата раствора глушения и возможную кольматацию ПЗП
• Получение надежной гидродинамической связи пласта со скважиной за счет применения высоко проникающих корпусных кумулятивных зарядов,
• Получение большей дополнительной добычи нефти за счет работы скважин и выполнения большего количества ремонтов  в период переложенных задалживаний.

     Перспективность применения ПНКТ с технологической  точки зрения заключается в следующем:

• Возможность проведения перфорации меньшим количеством спускоподъемных операций перфоратора и без спуска испытательной компоновки насосно-компрессорных труб по сравнению с кабельной технологией,
• Возможность проведения перфорации горизонтальных и наклонно-направленных участков эксплуатационной колонны,
• Возможность проведения перфорации при различных жидкостях вскрытия пласта,
• Возможность проведения перфорации при различных гидродинамических условиях в системе “скважина-пласт”: при равновесии и депрессии,
• Возможность проведения перфорации при условии длительной выдержки перфоратора в забойных условиях,

     В заключение необходимо отметить, что  геолого-технических характеристики скважины ОАО «ТНК-Нягань» позволяют проведение вторичного вскрытия пласта кумулятивной перфорацией на всех площадях скважине. 
 

      2 ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАТРАТ НА ДОБЫЧУ НЕФТИ 

     2.1 Разработка предложений по повышению эффективности

затрат на добычу нефти 

     В аспекте обоснования направлений  повышения эффективности затрат на добычу нефти на предприятии  ОАО «ТНК-Нягань» необходимо применить  следующие предложения и мероприятия:

     1) Сокращение затрат на ремонт электроцентробежных насосов за счет уменьшения количества ремонтов путем усовершенствования технологии ремонта – с применением термостойкой вставки.

     Высокая температура пласта, большой газовый  фактор отрицательно сказываются на работе установки в целом и  наименее защищён от воздействия температуры и газа силовой кабель. Анализ учета и отбраковки кабельных линий показал, что наиболее надежным в этом отношении является термостойкий кабель в освинцованной оболочке. В связи с этим предлагается использование данного кабеля для изготовления кабельной линии в качестве «удлинителя» – термостойкой вставки, что позволит увеличить срок службы кабельной линии и повысить наработку на отказ УЭЦН.

     С применением высокотемпературного кабеля планируется увеличение наработки  на отказ на 106,7%, т.е., на 20 суток. Увеличение межремонтного периода оборудования приведет к сокращению количества ремонтов в целом по году с 700 до 656.(700 : 1,067)

     2) Снижение затрат на КРС путем  производства ремонтов погружных электродвигателей (ПЭД) собственными силами предприятия.

     При производстве ремонтов погружных электродвигателей (ПЭД) электропогружных установок не всегда удается повысить изоляцию статора. Снижение сопротивления изоляции обмотки  статора происходит как в середине, так и в верхней и нижней лобовых частях ПЭД. Электродвигатели с подобным дефектом отправляются в капитальный ремонт на завод электротехнического оборудования. При капитальном ремонте производится полная замена обмотки статора. Стоимость капитального ремонта одного электродвигателя сторонними организациями составляет 120 234 рублей.

      Технологической службой предприятия разработана  технология восстановления изоляции в  лобовых частях статора, в условиях цеха ремонта ЭПУ.

      Данная  технология представляет собой метод  локального обнаружения мест повреждения изоляции по фазам, и ремонта повреждений путем наложения изоляционных материалов.

      Для этого необходимо проделать следующие  операции:

1. Снять бандаж в верхней и нижней лобовых частях;
2. Снять изоляцию со «звезды» и распаять её;
3. Замерить изоляцию по фазам;
4. Определив фазу с низкой изоляцией, найти зону пробоя изоляции;
5. В зоне пробоя изоляции отгибать поочередно проводники, для определения точки повреждения;
6. На месте повреждения, необходимо снять изоляционный слой провода на участке 20 мм.;
7. Наложить изоляцию из 12 слоев изоляционной ленты Ф–4ЭО вполнахлеста  с заходом  на провод на 25 мм., и одного слоя  стеклоленты ЛЭС 0,1×20;
8. Уложить проводники по секциям и фазам, замерить изоляцию по фазам и наложить бандаж;
9. Запаять «звезду» и заизолировать;

       Замерить изоляцию статора

     3) Переход проведению вторичного гидроразрыва пласта с применение корпусного перфоратора на насосно-компрессорных трубах.

     Гидравлический  разрыв пластов - одно из самых эффективных  средств воздействия на призабойную зону скважин. ГРП позволяет соединить призабойную зону скважины с зоной коллектора не подвергшейся влиянию процессов происходящих при бурении и  перфорации с  ненарушеной зоной пласта.

       Идея гидравлического создания  трещины в продуктивной зоне  для повышения ее производительности  была разработана в 20-х годах 

     Р.Ф. Фаррисом  из компании    “Станолинд Ойл энд Гэс Корп.” Эту концепцию  он разработал на основе изучения давлений, с которыми при задавливании цемента, нефти и воды в пласт. В 1947 году ”Cтанолинд» (в настоящее время компания “АМОКО Продакш Корп.”) осуществила первый экспериментальный гидроразрыв в скважине №1 месторождения Клеппер в Грант Каунти, штат Канзас, США. Скважина не дала существенного прироста дебита, однако сама техника гидроразрыва продемонстрировала свою перспективность и уже в следующем году компания ”Станолинд” представила документ, посвященный процессу “гидрофрак”. Компания “Халлибертон Ойл Велл Сементинг” приобрела лицензию на этот процесс и в 1949 году осуществила первые коммерческие обработки скважин, методом гидроразрыва, “значительно” подняв продуктивность двух скважин. Метод получил признание. К 1955 году объем гидроразрывных работ достиг 3000 тысяч скважин в месяц, а к 1968 году уже было выполнено более полумиллиона гидроразрывов. В настоящее время от 35 до 40% скважин подвергаются обработке методом гидроразрыва, а в США, где этот метод получил самое широкое распространение, запасы нефти возросли на 25 – 30%. [12]   Признаков снижения интереса к гидроразрыву пока не наблюдается. Диапазон применения данной технологии распространяется от, главным образом, низкопроницаемых коллекторов до пород со средней и высокой проницаемостью. Гидравлический разрыв пласта представляет собой закачивание жидкостей с такой производительностью и под такими давлениями, которые достаточны для разрыва породы с идеальным формированием трещины с двумя “крыльями” одинаковой длины по обеим сторонам ствола скважины. Если закачивание будет прекращено после формирования трещины, жидкости постепенно протекут в пласт. Давление внутри трещины упадет, и трещина закроется, не дав никакой дополнительной проводимости. Чтобы сохранить открывшуюся трещину, нужно либо использовать кислоту, чтобы она разъела ее поверхности, не дав им сомкнуться, либо забить трещину проппантом (расклинивающим материалом) (обычно это-песок), чтобы удержать ее в открытом состоянии.

        В настоящее время  в типичной гидроразрывной обработке  применяются сгущенные жидкости, которые закачивают последовательно. Первая стадия–это водяной буфер, полимер и добавки. Затем следует раствор, представляющий собой буфер плюс проппант – обычно песок – во взвешенном состоянии. По мере выполнения обработки закачиваются различные концентрации проппанта и различные объемы раствора.