Преимущества и результаты применения колтюбинга в технологических процессах по добычи нефти

В статье [1] расмотрен Регулируемый подход планируемого дебита эксплуатации скважины после проведения геолого-технического мероприятия который является определяющим решения в процессе выбора подходящего внутрискважин-ного оборудования для дальнейшей механизированной добычи.

На данный момент в Филиале «Муравленковскнефть» для оценки ожидаемого дебита скважин после проведения стимуляции пласта посредством гидравлического разрыва (ГРП) широко используются параметры, полученные в ходе освоения методом азотирования гибкими насосно-компрессорными трубами гибких насосно-компрессорных труб. (ГНКТ) Однако, совпадение между результатами расчета по действующей методу и фактическими данными работы скважины после выхода на необходимый режим составило всего 50 %. В связи с этим возникла высокая потребность в повышении точности методики определения дебита скважин после проведения ГРП по данным освоения ГНКТ. В данной статье продемонстрированы решения данной проблемы, предложенные специалистами геологической службы Филиала «Муравленковск-нефть».

В статье [2] рассматриваются проблемы определения планируемого дебита скважин после как произведена стимуляция пласта, посредством гидравлического разрыва (ГРП). На основе анализа данных предлагается решение проблемы точности определения ожидаемого дебита скважин после освоения. Целью данной работы является подбор наиболее точного метода, позволяющего по результату освоения койлтюбингом подтвердить расчётный запускной дебит и спрогнозировать дебит скважины ГС с МГРП после выхода на установившийся режим.

В статье [3] указывается что, в настоящее время узлы гибких насосно-компрессорных труб выполняют практически все виды интервенционных операций. Эти устройства полностью автоматизированы и фактически являются экспериментальными моделями будущих буровых и ремонтных установок. К сожалению, структура запасов, глубина и доступность становятся с каждым годом все сложнее, поэтому стандартные операции больше не решают проблем, с которыми мы сталкиваемся сегодня. Бурение более сложных скважин требует разработки и применения нестандартного оборудования. Это включает многоступенчатые системы заканчивания ГРП и КТ в качестве основного инструмента, отвечающего современным требованиям. В настоящее время наблюдается четкая тенденция к увеличению длины и диаметра КТ. Толщина стенки КТ также была изменена. Сервисные компании начинают применять конические КТ-струны, оптимизированные для определенных условий скважины. Оборудование, о котором идет речь в статье, еще не использовалось на месторождениях «Газпром нефти». Поэтому очень важно заранее подойти к проблеме правильного выбора всех ключевых аспектов как с технической, так и с технологической точки зрения.

В статье [4] говориться о том что технология колтюбинга продолжает оставаться во многих случаях ведущим методом при проведении каротажа и работ в скважинах. Он не теряет своим альтернативам: жесткий геофизический кабель, скважинно-технологический комплекс «Боковой»; благодаря умению читать хорошо для работы самостоятельно. Особенности колтюбинга раскрыты по опыту компании ОАО «Когалымнефтегеофизика». Эта технология может стать основой для современных и развивающихся методов в горизонтальных скважинах рабочего фонда.

В статье [5] Авторами проведен обзор мирового рынка колтюбинга и дан прогноз его развития в среднесрочной перспективе. В ходе исследования сделан вывод о необходимости применения инноваций на предприятиях рынка колтюбинговых технологий для повышения конкурентоспособности и обеспечения устойчивого развития.

В статье [6] разъясняется, что 22 декабря на территории одной из самых молодых в России особой экономической зоны (ОЭЗ) «Узловая» состоялась торжественная церемония открытия предприятия ее первого резидента - компании «Энгельсспецтрубмаш» (ESTM). Запустило первое в стране производство «гибких, насосно-компресорных труб». Символический запуск завода произвели губернатор Тульской области Алексей Дюмин, заместитель министра экономического развития РФ Азер Талыбов и генеральный директор ООО «ESTM» Дмитрий Колосов. Строя завод «с нуля», ESTM смогла изначально спланировать производство таким образом, чтобы оно соответствовало мировому уровню и могло удовлетворить все запросы российских нефтесервисных компаний по качеству, цене и срокам поставки.

В статье [7] подчеркивается, что в Татарстане ведется активная разработка месторождений сверхвязкой нефти парагравитационным методом добычи. В конструкции скважин применяется фильтр-хвостовик диаметром 168 мм, имеющий пустотелые дюралевые заглушки, которые удаляются перед вводом скважины в эксплуатацию. Процесс удаления заглушек буровыми наклонными установками более длителен и затратен. Удаление заглушек колтюбинговой установкой позволяет сократить время и стоимость освоения в 2-3 раза.

В статье [8] в настоящей работе проведено исследование промывки и процесса извлечения пропанта из нефтяной скважины газожидкостным потоком «вода + азот», который выполнен с использованием колтьюбинга на Суторминском месторождении. В статье проведено сравнение двух методик моделирования выноса проппанта из скважины, которые базируются на стандартной компьютерной программе CoilCADEWellboreSimulator (компании Шлюмберже) и программном комплексе OLGA, который в явном виде для подобных процессов не использовался ранее. В результате моделирования процессов промывки скважины многофазными потоками показано, что обе программы дают близкие результаты как количественно так и качественно, что существенно расширяет область применимости программного комплекса OLGA для моделирования процессов промывки нефтяной скважины после гидроразрыва с использованием колтьюбинга.

В статье [9] рассмотрены некоторые особенности технологии промывки и освоения после селективного гидроразрыва пласта на месторождениях Западной Сибири. Для большей эффективности операции гидроразрыва необходимо проведение многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах. В результате анализа сделаны выводы о том, что включает в себя негласно принятая процедура ввода новых скважин в эксплуатацию в Западной Сибири. В статье отражены преимущества проведения многостадийного гидроразрыва над обычным ГРП. Описана технология проведения селективного гидроразрыва пласта. В таблице представлено необходимое оборудование, обязательное для проведения операции с указанием минимально допустимых характеристик. Представлены преимущества применения новой технологии во временном интервале. Использование описываемой технологии промывки и освоения горизонтальных скважин после селективного ГРП не только значительно сокращает продолжительность цикла ввода новых скважин в эксплуатацию и цикла гидроразрыва, но и уменьшает риски аварийности на скважинах, а также снижает загрязнение призабойной зоны пласта.

В статье [10] описывается, что в Татарстане ведется активная разработка месторождений сверхвязкой нефти парагравитационным методом добычи. Перед вводом скважины в эксплуатацию необходимо удалять пустотелые заглушки в фильтре-хвостовике. Процесс удаления заглушек буровыми наклонными установками более длителен и затратен. Удаление заглушек колтюбинговой установкой позволяет сократить время и стоимость освоения в 2 - 3 раза.

В статье [11] перечисляется, что с помощью установок «гибкая труба» можно проводить практически весь спектр работ по капитальному ремонту скважин и их главное преимущество состоит в том, что эти работы теперь можно проводить как в вертикальных, так и в горизонтальных и крутонаправленных скважинах, и со значительно меньшим временем ремонта. В настоящее время идет увеличение объемов ремонта скважин при помощи установок «гибкая труба», что обусловлено рядом ярко выраженных преимуществ - экологичность работ за счет применения технологий с герметизированным устьем и замкнутой циркуляцией, а также уменьшением выбросов выхлопных газов в атмосферу автомобилей, на которых установлены агрегаты; сохранение добывных возможностей скважины при ремонте за счет исключения вредного влияния процесса глушения (ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта); экономическая эффективность ремонта в связи с сокращением времени самого ремонта, времени на спускоподъемные операции и подготовительно-заключительные работы.

в Статье [12] описывается применение технологии обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) с использованием колтюбинговой установки в нагнетательных скважинах, оборудованных компоновками для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) с мандрелями, позволило сократить период простоя скважины с 1-3 мес до 1,5 сут, и снизить затраты на ремонт одной скважины с 1,2–1,4 млн руб. до 600 тыс. руб. по сравнению с ТРС по традиционной технологии.

В 2016 году данную технологию планируется внедрить еще на 14 скважинах НГДУ «Альметьевнефть», что позволит получить экономический эффект в размере 8,4 млн рублей. В будущем данной технологией могут быть охвачены до 250 нагнетательных скважин НГДУ.

В статье [13] Действующий фонд скважин ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» на момент написания настоящей статьи насчитывал 696 единиц. Из них 415 (59%) осложнены асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), и только за 2016 год их число выросло на 46 единиц. В качестве основной технологии удаления АСПО применяется механическая обработка с помощью скребков, а для предупреждения отложений используются НКТ с полимерным и силикатно-эмалевым покрытием и погружные греющие кабельные линии.

Вместе с тем, в связи с низкой эффективностью традиционных методов борьбы с отложениями асфальто-смолистые веществ в скважинах, пробуренных на эйфельский ярус, специалисты ТПП «ЛУКОЙЛУхтанефтегаз» провели серию опытно-промышленных работ (ОПР) по обработке скважин с использованием колтюбинговых установок (ГНКТ) в сочетании с тепловыми обработками и продолжают испытания различных ингибиторов и растворителей АСПО на основе газового конденсата. Названные меры позволили существенно увеличить межочистной и межремонтный периоды работы скважин.

В статье [14] рассматривает колтюбинг, одно из самых динамично разви-вающихся в мире направлений газонефтепромыслового оборудования, включает в себя металлургическую составляющую-производство специальных металличес-ких колонн гибких труб, конструкторскую-проектирование наземного и внутри-сква-жинного оборудования и, наконец, приборное обеспече­ние программы обра-ботки информации. Совершенно очевидно, что его исполь­зование сегодня и дальнейшее развитие приведет к коренным изменениям в бурении и КРС, прежде всего, в отдален­ных районах с суровыми климатически­ми и сложными геологическими условиями. И только системный подход к совершенствованию этого разнородного комплекса оборудования может обеспе­чить достижение положительных ре­зультатов в полном объеме.

В статье [15] предусматривается, что освоение скважин азотом с при помощи гибкой-насоснокомпресорной трубы на месторождениях ОАО «Газпромнефть» лучше всего подходит при решении задачи сохранения целостности продуктивного пласта. Позволяет произвести технологический процесс вызова притока со стабильными и высокими значениями депрессии и незначительными негативными воздействиями на пласт, надо здесь дать должное на осложнению надзора за значением депрессии в результате освоения и сложности выявить точные значения технологического процесса. Значит, технологический процесс освоения скважины азотом, необходимо тщательно приравнять как последующий метод освоения после грп. Взяв обычную промывку после грп, в случае проведения её с помомощью гидравлической желонки, будет губительным, т.к возникает депрессия равная отношению давления пласта

В статье [16] описывается объект исследования - колтюбинговые технологии.

Цель выпускной квалификационной работы - анализ эффективности освоения скважин закачкой газообразного азота с использованием установки ГНКТ после ГРП на «А» нефтяном месторождении. Процесс исследования: изучение геолого-физических свойств продуктивных пластов «А» месторождения, анализ системы разработки пласта АС10 на «А» месторождении, оценка технологической эффективности применения гидроразрыва пластов на продуктивный горизонт АС10, подбор рекомендуемой технологии освоения скважин на «А» месторождении, расчет технологии освоения скважины и ее составных частей. Результат исследования: анализ состояния разработки «А» месторождения и результаты исследований проведенных операций по освоению скважин азотированной пеной последних ГРП с применением ГНКТ показывают отличные результаты; результаты расчета технологии освоения скважины с применением ГНКТ и азотом в качестве рабочего агента на примере скважины 1 куст 1 «А» месторождения показывают, что данная технология применима к этой скважине. Применение ГНКТ для операций пока освоению скважин азотом позволяет получить в среднем 348 тонн дополнительной добычи нефти на каждую скважину, а срок окупаемости проведения данной операции составит всего месяц. Технология может быть применена в освоении скважин на нефтяных месторождениях для повышения качества промывки и уменьшения простоя скважин.

В статье [17] описывается технология депрессионно-волновой очистки при-скважинной зоны пласта через колонну НКТ с применением колонны гибких труб (колтюбинг). Отмечены основные преимущества технологии и устройств для ее осу-ществления. Описанны алгоритм расчетов и основные технические характеристики устройств. Приведены сведения о результатах скважинных исследований техно-логии и устройств. Исходя из этих результатов, можно говорить о том, что техноло-гия депрессионно-волновой очистки позволяет быстро и качественно решать про-блемы очистки прискважинной зоны продуктивного пласта для увеличения дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин.