ОРЗ - новый шаг в нефтедобыче
А в пределах компании "Татнефть" - таких скважин тысячи. Поэтому внедрение технологии ОРЗ очень важно не только для управления "Альметьевнефть", но и в целом для акционерного общества.
В 2006 году первой скважиной, где успешно внедрили ОРЗ, стала скважина нашего управления. На эту технологию в НГДУ получен патент. Сейчас совместно с институтом "ТатНИПИнефть" идет разработка единого руководящего документа по подбору скважин, внедрению, эксплуатации скважин по технологии ОРЗ.
За два года внедрения НГДУ совместно с институтом, отделом ППД аппарата управления компании и Инженерным центром ОАО "Татнефть" накоплен значительный опыт, отработаны многие технологические и организационные моменты внедрения ОРЗ. Тем не менее продолжается развитие технологии в связи с выявлением все новых и новых аспектов. Развитие это идет в двух направлениях: увеличение надежности применяемых технологических схем оборудования, и расширение области применения технологии, то есть испытание новых технологических схем.
До начала 2008 года в нашем НГДУ внедрялась технология по одной схеме: две параллельно расположенные колонны НКТ; разделительный пакер М1-Х; устройство М-2 - для расцепления и герметичного сцепления колонны НКТ с пакером - и параллельный якорь для фиксации колонн НКТ относительно друг друга. Рассмотрим подробнее каждый нестандартный элемент компоновки с точки зрения возможных рисков при внедрении и эксплуатации.
Малый диаметр 1,5-дюймовой НКТ, который позволяет спускать сразу две параллельные колонны в одну скважину, является как основным плюсом при внедрении одновременно-раздельной закачки жидкости, так и главным недостатком. Он влечет за собой ограничение предельной глубины спуска на 1986 м, которая и так недостаточна для некоторых скважин и еще уменьшается с учетом необходимости натяга "длинной" колонны НКТ на 2-3 тонны выше собственного веса; невозможность использования стандартных геофизических приборов для бесподходных исследований скважин. Также при снятии фасок с муфт для предотвращения зацепления с муфтами другой колонны необходимо снимать фаски под ноль, то есть не остается упорного буртика, которым муфта упирается в элеватор ЭТА-50. Это ведет к заклиниванию муфт в "челюстях" элеватора и, в дальнейшем, к полету НКТ на забой. При работе с 1,5-дюймовой НКТ со снятыми фасками необходимо использовать элеваторы ЭХЛ-48, принцип работы которых не позволяет им раскрыться от разжимающего усилия. И немаловажный фактор - невозможность посадки эксплуатационных пакеров из-за малого веса колонны НКТ.
Разъединительное устройство М-2 решает проблему недостаточного веса 1,5-дюймовой НКТ для посадки пакера, но является не только самым дорогостоящим оборудованием после пакера, но и самым слабым звеном в компоновке. Мы уже потеряли одну скважину при попытке извлечения оборудования после эксплуатации - при попытке отцепить овершот от пакера путем проворота его влево. В результате произошел отворот "длинной" колонны НКТ. Здесь наложился и такой фактор, как отсутствие контроля за обеспечением необходимого крутящего момента, необходимого для свинчивания 1,5-дюймовой НКТ при внедрении оборудования. К тому же использование разъединительного устройства предполагает проведение дополнительной СПО, что увеличивает длительность, а значит, стоимость ремонта, и каждая операция по стыковке или расстыковке требует участия специалиста по сопровождению пакеров М1-Х.
Параллельный якорь представляет собой стальной цилиндр высотой 30 см и диаметром 122 мм с двумя отверстиями, расположенными эксцентрично. Такая конструкция усложняет процесс ликвидации возможной аварии, а при неуспешных ловильных работах расфрезеровать его будет очень сложно. В результате - потеря скважины со всем оборудованием, находящимся ниже якоря. Проблемы возникали и при внедрении оборудования: не зацеплялась колонна НКТ к параллельному якорю, в некоторых случаях при этом происходил отворот и полет "короткой" колонны НКТ. К тому же процесс стыковки требует создания натяга НКТ на 1-1,5 тонны выше собственного веса, что уменьшает максимально возможную глубину спуска.
Чтобы минимизировать вышеперечисленные риски, в нашем НГДУ было внедрено несколько рацпредложений, разработанных специалистами ЦППД и ТОППД
и ПНП.
Было предложено вместо 1,5-дюймовой НКТ в качестве "длинной" колонны использовать 2-дюймовую НКТ с расточенными муфтами. Это не препятствует внедрению двух колонн НКТ; позволяет внедрять ОРЗ в более глубокие скважины, использовать стандартные геофизические приборы, элеваторы ЭТА-50 при спуско-подъемных операциях; но главное - веса труб достаточно для посадки пакера М1-Х, что позволяет отказаться от использования устройств М-2. Это снижение затрат на их приобретение, сопровождение, дополнительные СПО НКТ, а также исключается необходимость вращения НКТ в сторону отворота для отстыковки овершота. Сегодня уже внедрена такая компоновка на семи скважинах, до конца года планируется внедрение еще 12 таких компоновок.
Еще одно предложение - модифицировать параллельный якорь с целью исключения необходимости стыковки с "короткой" колонной. Это исключает возникновение дополнительных работ и аварий при неуспешной стыковке НКТ с якорем. Внедрен такой якорь на семи скважинах, до конца года планируется внедрить еще 8 таких якорей.
И еще одно предложение, которое хоть и не связано с увеличением надежности оборудования, но позволяет сократить затраты при внедрении ОРЗ. Короткую колонну НКТ при однопакерной компоновке можно сравнить с колонной НКТ при обычной беспакерной эксплуатации скважины. Такие колонны мы не делаем высокогерметичными. А при ОРЗ герметизировали анаэробным герметиком. Это лишние неоправданные затраты, которых можно избежать. С апреля этого года мы не герметизируем "короткую" колонну анаэробным герметиком.
Сама схема принципиально не изменилась - по-прежнему невозможно ее использование там, где недопустимо влияние давления закачки на эксплуатационную колонну, поскольку якорь не препятствует распространению давления. Для защиты колонны возможно применение двухпакерной компоновки. Такая компоновка с двумя пакерами М1-Х внедрена на двух скважинах НГДУ. Но по сравнению с такой компоновкой, где не обеспечена защита наружной поверхности внутренней колонны НКТ, нет возможности исследовать профиль приемистости верхней группы пластов, имел место ряд проблем в процессе внедрения оборудования, более перспективными выглядят компоновки с двухпроходными пакерами "Бэйкер-Хьюз" и "Смит-Сервисиз", а также однолифтовые схемы с мандрелями. Использование этих схем позволит резко увеличить список скважин-кандидатов для внедрения ОРЗ.
К началу текущего года в НГДУ технология ОРЗ внедрена на 20 скважинах. Инвестиции, необходимые для этого, составили 35,5 млн. руб. ЧДД составит 322 млн. руб., дисконтированный срок окупаемости - 1 год, индекс доходности - 1,6. За этот год технология ОРЗ внедрена на 44 скважинах из 56 запланированных. Планируемые инвестиции составили 91 млн. руб., ЧДД составит 684 млн. руб., срок окупаемости - полгода, индекс доходности - 1,58.
Это с учетом внедрения "стандартной" компоновки, то есть, с 1,5-дюймовой НКТ, овершотом, дополнительной герметизацией "короткой" колонны НКТ. При внедрении рацпредложений появляется экономия эксплуатационных затрат в связи со снижением риска аварий при последующих ремонтах - исключаются затраты на КРС для их ликвидации. За 10 лет эта экономия должна составить 17 млн. руб. А поскольку снижаются эксплуатационные затраты, то возрастет чистый дисконтированный доход - на 13,9 млн. руб. Таким образом, технология одновременно-раздельной закачки жидкости в разные пласты - мощный инструмент для выработки оставшихся запасов, извлечь которые другими способами представляется невозможным или нерентабельным. Ясно и то, что ОРЗ, в силу своей новизны, представляет широкие возможности для дальнейшего совершенствования технологии. ОРЗ - это новый шаг в увеличении технологичности и экономичности разработки нефтяных месторождений.
Источник:
Оцените новость
5 из 5
рейтинг
рейтинг
1
голосов
голосов
4817
просмотров
просмотров
Понравилась новость?
Похожие новости: