Применение технологии НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении

Примечание: Q=3 л/с (0,003м³/с); [5]

 

Из-за турбулентности (создания вихревых потоков), возникающей в нижней части гибкой трубы, жидкости, гели обладают способностью подхватывать, увлекать за собой и выносить твердые частицы на поверхность скважины. При удалении мелких частиц, таких как скважинная пыль, из горизонтальных разрезов предпочтение отдается гелям. Частицы большего размера - фракционный песок или шлам - удаляются при более высокой скорости. Нет различия между водой и гелем за исключением введения их на очень низкой скорости нагнетания, то есть при очень низкой скорости сдвига, где гель действует лучше, чем вода или соленая вода. Следовательно, в том случае, когда скорость жидкости низкая, закачиваемый гель выполняет работу по очистке лучше. [14]

Обычно на практике для  промывок забоя применяется техническая  вода  или солевые растворы, иногда с добавками сульфанола, ПАВ причем  высокой концентрации  (более 1%). [15]

Практика показала, что  водные растворы ПАВ отмывают, но не позволяют полностью очистить забой  скважины от крупных частиц осадка (песка, окалины железа, крупных обломков глины, цемента, карбоната и др). Поэтому эту операцию можно рассматривать только как первый этап  

качественной промывки ствола скважины. Следующим этапом является промывка скважины раствором  повышенной несущей способности. [14]

Для этих целей можно  использовать вязкие растворы высоко молекулярных соединений КМЦ и ПАА (табл. 5.13). [14]

Таблица 5.13.

Пескоудерживающие свойства промывочных жидкостей

Характеристика промывочной  жидкости	Плотность при 200 С, КГ/м3	Динамическая вязкость, мПа*с	Скорость падения песка		Во сколько раз замедлилась скорость падения песка по сравнению с водой
			см/с	м/ч
Вода	1000	1,01	15,67	564,1	-
Н2О+2%КМЦ-700	1007	54,12	1,30	46,8	12,05
Н2О+2%КМЦ-700 + 5% NaCl	1041	54,76	0,96	34,6	16,32
Н2О+2%КМЦ-700 + 10% NaCl	1077	51,42	0,98	35,3	15,99
Н2О+2%КМЦ-700 + 15% NaCl	1116	59,66	0,89	32,0	17,61

 

В таблице 5.13. представлены результаты лабораторных опытов по определению пескоудерживающих свойств 2%-х растворов КМЦ-700 в пресной и минерализованной воде. Как видим, скорость падения в них кварцевого песка фракции 0,63…1,00 мм более чем на порядок меньше, чем в тех. воде, причем с повышением концентрации NаCl ускоряет оседание песка, а в остальных случаях также способствует повышению пескоудерживающих свойств. Результаты промысловых исследований  (табл. 5.14), проведенных на скважине 3457 (наг.) Федоровского месторождения, показывают эффективность применения промывочной жидкости с повышенной несущей способностью. Так, если при промывке солевым раствором размер выносимых из скважины отложений не превышал 5 мм, то при промывке раствором с КМЦ-700 размеры  

выносимых частиц увеличились  в двое, а их процентное содержание возросло до 10%.  Добавка 2% КМЦ позволила на 31 % увеличить вынос частиц размером более 0,1 мм и почти в 15 раз вымыть больше соединений железа.[14]

Таблица 5.14.

Результаты применения промывочной жидкости с повышенной несущей способностью

Промывка ствола скважины	Гранулометрический состав пробы отложений, %					Содержания в пробе  железа (в пересчете на F2O3) , %
	более 5 мм	5,0-2,5 мм	2,5-0,5 мм	0,5-0,1 мм	менее 0,1мм
Солевым раствором плотностью 1169 кг/м3	1,0	6,8	17,4	12,0	62,8	1,92
Солевым раствором плотностью 1169 кг/м3  с добавкой 2% КМЦ	10,0	17,6	21,6	19,0	31,8	28,40

  

Несомненно, эти растворы существенно улучшат степень  промывки забоя от накопившегося осадка, но также не гарантируют полное удаление шлама.[14]

Для качественной очистки забоя с целью  дальнейшего  или полного растворения крупных  обломков, предлагается устанавливать  предварительную солянокислотную ванну на забой на период 1- 3ч, с последующей  промывкой скважины раствором повышенной вязкости или водным раствором ПАВ, чтобы удалить их из скважины. [14]

 

 

5.5.7 Влияние  угла отклонения на вымывание  твёрдых частиц

 

При эксплуатации скважины или попытки промывки горизонтальной скважины вымываемые частицы накапливаются на нижней стенке скважины. После того как материал отстоится, возобновить вынос твердых частиц бывает проблематично. Экспериментальные данные исследования свидетельствуют о том, что самая низкая скорость жидкости  развивается под углом 60°. Общепринято, что при скорости струи гибкой трубы диаметром 38 мм нет существенной разницы в эффективности удаления твердых частиц, если очистка производится под углом 0 - 65°. Значительная разница в степени очистки при использовании различных жидкостей, в том числе, например, воды, возникает, когда очистка производится не горизонтально, а под углом 65°. Но при применении вместо воды геля полная очистка достигается при отклонении на 65°. [14]

Более сложной считается  промывка горизонтальных участков ствола, так как поток жидкости в максимальном углу наклона изменяется из ламинарного в турбулентный. Вследствие чего часть вымываемых частиц не выносится на поверхность, а оседает в результате завихрений. Поэтому рекомендуется при промывках горизонтальных участков производить контрольные приподъёмы гибкой трубы до максимального угла наклона скважины. При этом должна чётко контролироваться скорость подъёма гибкой трубы, так как при большой скорости существует риск спресования твёрдых частиц, а так как при турбулентном потоке они полностью не вымываются, то это явление может привести к прихвату гибкой трубы. [14]

После зарезки второго  ствола, как правило, в скважине остаётся большое количество полимерного  раствора, остатки глины и шлама, а после разбуривавния цементного моста остаётся большое количество цементной крошки разной по размеру и весу. После достижения забоя промывочным инструментом и промывки скважины до чистой тех. воды рекомендуется добавить в промывочную жидкость КМЦ. При добавлении КМЦ из призабойной зоны выносятся крупные частицы, осевшие в результате промывки. Так же рекомендуется производить промывки при помощи пенных систем, так как пена в силу своего состава не даёт оседать мельчайшим частицам и полностью выносит их на поверхность. [14] 

6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

6. 1 Характеристика проектных решений

 

В настоящее  время в Западной Сибири большинство  месторождений находятся в третьей и даже четвертой стадиях разработки, это означает, что добыча нефти быстро падает. В этих условиях большое значение имеет применение прогрессивных методов повышения нефтеотдачи пласта, с целью поддержания дебитов нефти на рентабельном уровне. [2]

Одним из таких  методов является применение колонны  гибких труб для ремонта горизонтальных скважин. С помощью гибких труб очень эффективно проводить промывки забоя не только в горизонтальных скважинах, но и в вертикальных. [2]

В данном расчете  обосновывается экономическая целесообразность применения колонны гибких труб в реальных условиях. Проект рассчитан на 3 года.

 

6.2 Методика расчета экономических показателей эффективности применения колонны гибких труб

Показателями  экономической эффективности мероприятия  являются:

1. Поток денежной  наличности.

2. Чистая текущая  стоимость.

З. Срок окупаемости затрат.

4. Коэффициент  отдачи капитана.

5. Внутренняя  норма рентабельности проекта.

6. Чувствительность  проекта к риску. [11]

 

Расчет по системе выше перечисленных показателей  производится за период с 2007 по 2009 г. Капитальных вложений не предусматривается. [11]

Расчет эффективности  мероприятия проводится по следующей  схеме:

1. Поток  денежной наличности:

 

∆ПДН =∆Вр - Ит - Нпр, (6.1)

где ∆Вр    выручка от реализации дополнительно добытой нефти, тыс. руб.

Ит    текущие затраты, тыс. руб.;

Нпр - текущие  затраты на налоги, тыс. руб. [11]

2. Дополнительная  выручка:

 

∆Вр = ∆Q * Ц, (6.2)

где ∆Q - дополнительная добыча;

 Ц - цена  тонны нефти, руб/т. [11]

 

3.  Д  о п ол н и тел ь н  ая доб ы ч а:

 

∆Q =∆q * Т * n * Кэкс, (6.3)

где ∆q   дополнительная добыча в сутки, т/сут;

n - число скважин, охваченных мероприятием, шт;

Т – число  календарных дней в 1 году, сут. (365 сут);

Кэкс - коэффициент  эксплуатации (0.944). [11]

4. Текущие  затраты:

Ит = Икгт_т + Идоп_т , (6.4)

где Идоп_т - текущие затраты на дополнительную добычу, тыс. руб.;

Икгт_т - текущие затраты в t - годе на проведение промывки, тыс. руб. [11] 
        

 Идоп_т = ∆Q *С*0.44, (6.5)

где ∆Q - дополнительная добыча нефти в t - году, тыс. т.; 

С - себестоимость 1 тонны нефти, тыс. руб.;    

0.44 -  доля  условно переменных затрат. [11]

5. Прибыль,  облагаемая налогом:

∆Ппр = ∆Вр- Ит  [11] (6.6)

6. Налог на прибыль:

 

Нпр = Ппр * 0,24, (6.7)

где Ппр  -  налогооблагаемая прибыль, руб.;  

0,24      ставка налога на прибыль. [11]

 

7. Накопленный  поток денежной наличности:

 

НПДН=∑ПДН_t (6.8)

где t - текущий год;

∑ПДН_t - сумма потоков денежной наличности в t - году, тыс. руб. [13]

8. Коэффициент  дисконтирования:

Для приведения результатов и затрат по фактору  времени используется процедура дисконтирования. [11]

ά_t = 1/(1  + К инф )^t * (1 + Ен )^t, (6.9)

где К инф.- коэффициент инфляции (К инф.-14% );

Ен - ставка дисконта (коэффициент дисконтирования, численно равный эффективности отдачи капитала), Ен = 0.1 (в условиях стабильной экономики средняя отдача капитала равна 10%);

t – расчётный год. [11]

 

9. Дисконтированный  поток денежной наличности: 

ДПДН_t = ПДН_t * ά_t, (6.10)

где ПДН_t - поток денежной наличности в t - годе, тыс. руб. [11] 

10. Чистая текущая стоимость:

ЧТС_t=∑ДПДН_i, (6.11)

где t - текущий год;

∑ДПДН_i - дисконтированный поток денежной наличности за текущий год, тыс. руб. [11]

 

 6.3 Расчет показателей экономической эффективности

 

Данные для  расчета ЧТС и НПДН от применения колонны гибких труб на Холмогорском месторождении приведены в таблице 6.1, результаты этих расчётов приведены в таблице 6.2. [11,13]

Таблица 6.1.

Данные для  расчета ЧТС и НПДН от применения колонны гибких труб

 

№	показатели	Ед.изм.	годы
			2007	2006	2009
1	Прирост среднесуточного дебита на 1 скв.	т/сут	4,5	8,9	17,3
2	Себестоимость нефти	руб/т	2500	2500	2500
3	Коэфицент эксплуатации		0,944	0,944	0,944
4	Коэфицент инфляции	%	14	14	14
5	Ставка налога на прибыль	%	24	24	24
6	Доля условно переменных затрат		0,44	0,44	0,44
7	Ставка дисконта	%	10	10	10
8	Цена нефти	руб/т	3200	3300	3400
9	Стоимость одной промывки забоя с применением ГТ	т.руб/скв-опер	52,6	54,5	60,2
10	Количество промывок забоев с применением ГТ	скв-опер	6	40	56