Характеристика и анализ технологических показателей разработки Илькинского месторождения

Проект разработки Илькинского нефтяного месторождения был составлен в 1979 году БашНИПИнефть, а с 1980 года началась разработка месторождения.

В принятой системе разработки Илькинского месторождения был выделен един­ственный объект разработки – пласт Дкын. Согласно проекту залежь нефти пласта Дкын должна была разбуриваться по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. Плотность сетки скважин равна 32,4 га/скв, в центральных зонах – 21,8 га/скв. В начале разработки Илькинского месторождения было пробурено 82 добывающих, 2 нагнетательных и 3 специальных скважины. В среднем за год планировалось добывать до 50 тысяч т нефти. По состоянию на 01.01.2013 г. пробурено 85 скважин, месторождение разрабатывается 56 добывающими скважинами. ППД осуществляется закачкой воды в 12 нагнетательных скважин.

На начальном этапе предполагалось вести разработку на естественном упруговодонапорном режиме, а с 1985 года с поддержанием пластового давления закачкой воды. Закачку предусматривалось производить из водозаборных скважин при давлении от 3 до 6 МПа. За год в среднем планировалось закачивать 52,06 тысяч м³ воды. Заводнение предполагалось начать на северном участке, а на южном было отказано на ввод нагнетательных скважин по причине нахождения этого участка в природоохранной зоне. На северном участке месторождения нагнетательные скважины должны были располагаться по осевой системе, где на одну нагнетательную скважину приходится по десять добывающих.

В разработке Илькинского месторождения выделяют несколько стадий разработки залежи.

Первая стадия, начальная стадия (1980-1990 гг.) характеризуется интен-сивным ростом добычи нефти и  ростом закачки воды – это период активного разбуривания  залежи и освоения системы  законтурного  заводнения.  К концу стадии накопленная добыча нефти достигла 318,2 тысяч т, обводненность  продукции не превышала 8 %.

Вторая, основная стадия (1991-1995 гг.) характеризуется постепенным увеличением и стабилизацией добычи нефти. Эти изменения обусловлены мероприятиями по развитию системы приконтурного и очагового заводнения. К концу стадии накопленная добыча нефти достигла 628,3 тысяч т, обводненность продукции возросла до 12 %.

Начиная с 1996 года, месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся низкими дебитами работающих скважин, интенсивным обводнением продукции и существенными изменениями показателей разработки во времени. [2]

Анализируя  график  разработки  Илькинского   месторождения   за   1997-2012 гг. (динамика показателей разработки представлена на рисунке 2.1), можно сказать, что максимальная добыча нефти и добыча жидкости в этом периоде были отмечены в 1999 году, затем постепенно идет стабильное снижение добычи нефти и жидкости. Это, в первую очередь, связано с выработкой залежи.

В 2002 году добыча нефти составляет 19,6 тысяч т. Это связано с уменьшением отборов жидкости и объемов закачки воды в связи с ростом обводненности продукции скважин. В последующее время наблюдается  увеличение  добычи  нефти  и  жидкости. Причиной послужил перевод четырех добывающих скважин в нагнетательные в период с 2006 по 2012 год и применение технологий, повышающих нефтеизвлечение пластов в период с 2010 по 2012 год. Цель - увеличение пластового давления, изменение направления фильтрационных потоков в пласте с привлечением в разработку застойных зон.

На  протяжении анализируемого периода добыча жидкости не превышала объёмы закачиваемой воды. По рисунку 2.1 видно, что кривые по добыче жидкости и по закачке воды ведут себя практически параллельно, то есть с увеличением закачки отбор жидкости также увеличивался и, наоборот, благодаря чему пластовое давление во всём анализируемом периоде сильно не изменялось и в среднем составляло 12,5 МПа.

Некоторые показатели состояния разработки приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Технологические показатели состояния разработки

Рисунок 2.1 – Динамика показателей разработки Илькинского месторождения

Динамика изменения объемов закачки воды на протяжении разработки месторождения определялась в зависимости о т величины пластового давления и процента обводненности.

Обводнённость росла с 1997 года и к концу 2001 года достигла 22 %, добыча при этом уменьшалась, и чтобы не допустить еще более сильной обводненности, уменьшили закачку.

На конец анализируемого периода закачка увеличилась до 109,5 тысяч м³. Это связано с переводом четырех добывающих скважин в нагнетательные для поддержания пластового давления в целях предотвращения преждевременного падения добычи нефти.

По состоянию на 01.01.2013 г. на Илькинском месторождении добыто 938,582 тысяч т нефти и 1266,313 тысяч т жидкости. Годовой темп отбора 0,4 % от текущих извлекаемых запасов. Степень выработки начальных извлекаемых запасов составила 70,7 % при фонде добывающих скважин 56 единиц и обводненности добываемой продукции 50,6 %. Текущий  К_ин  составил  0,228 (начальные геологические запасы – 4587 тысяч т) при предлагаемом к ­утверждению 0,423.

Важный показатель, характеризующий эффективность системы разработки месторождения – пластовое давление. Анализ результатов замеров пластовых давлений, производящихся на месторождении, показал их низкую достоверность вследствие недовосстановленности уровней жидкости в скважинах. По данным геологической службы НГДУ «Октябрьскнефть» средневзвешенное пластовое давление составляет 12,6 МПа при начальном давлении 18,8 МПа. На рисунке 2.2 представлен график, отражающий изменение пластового и забойного давления, объемы добычи и закачки жидкости.

По рисунку 2.2 видно, что после ввода месторождения в эксплуатацию наблюдается падение пластового давления при минимальном его значении в 1985 г. В 1985 г. начали проводить закачку жидкости, причем в больших объёмах (максимально – 120 тысяч м³ в год), что привело к постепенному росту пластового давления. Максимальное падение давления составило 40 атм. В настоящее время пластовое давление в среднем на 20 атм ниже перво-начального и поддерживается ежегодными закачками порядка 100 тысяч м³. При этом ежегодные отборы жидкости составляют около 60 тысяч м³.

В целом по месторождению наблюдается перекомпенсация отбора закачкой (таблица 2.1) за счет существовавших ранее заколонных перетоков жидкости и утечек жидкости через места негерметичности эксплуатационной колонны.

На рисунках 2.3 – 2.4 представлены графики накопленной добычи нефти, жидкости, работы добывающих скважин и динамика обводненности продукции соответственно. В связи с вводом 5 новых скважин в эксплуатацию на этих рисунках учтены и их показатели.

Рисунок 2.2 – Динамика изменения давления, объемы добычи и закачки жидкости

В таблице 2.2 приведено сравнение проектных и фактических темпов отбора от начальных и текущих запасов с 2003 по 2008 г. Основная причина отставания фактических показателей от проектных, на мой взгляд, в неэффективной системе разработки.

Рисунок 2.3 – Накопленная добыча нефти

Рисунок 2.4 – Накопленная добыча жидкости

Таблица 2.2 – Сравнение проектных и фактических темпов отбора от начальных и текущих запасов с 2003 по 2008 г. на Илькинском месторождении

Для максимального отбора жидкости и нефти из пласта необходимо поддерживать пластовое давление. С этой целью осуществляется воздействие на пласт путём закачки воды. С самого начала разработки необходимо следить за изменениями пластового давления и не допускать его снижения.

За счет подъёма водонефтяного контакта пласт выработан по мощности на 4,3 м, а за счет продвижения контуров нефтеносности пласт выработан по площади на 175 м на северо-восточном участке и на 100 м на юго-западном. Это объясняется тем, что на северо-восточном участке объем закачки воды в пласт и отбор жидкости больше, чем на юго-западном, так как на южном блоке систему ППД начали применять только в 2006 году. После внедрения системы поддержания пластового давления динамика обводнения менялась со временем таким образом, что максимальные отборы по воде оказались сконцентрированы в центральной части месторождения (скважины № 1624, 1853, 56, 1634 и другие), а в краевых зонах,  на северо-восточной и особенно на юго-западной степень обводнения продукции осталась практически неизменной.

По таблице 2.3 можно проследить, что пласт Дкын практически полностью выработан. Остаточные запасы нефти составляют 89 тысяч т.

Таблица 2.3 – Выработка запасов нефти по отложениям кыновского горизонта Илькинского месторождения

В целом из анализа разработки кыновских залежей нефти Илькинского месторождения можно сделать вывод о положительном опыте применения ППД закачкой пластовой воды. Однако сложившаяся система разработки месторождения недостаточно эффективна, поскольку наиболее интенсивно вырабатываются только участки вблизи очагов нагнетания. При этом невыработанными остаются краевые участки залежи.

2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения

На 01.01.2013 г. на месторождении пробурено 85 скважин. В добывающем фонде числится 61 скважина, из них действующих - 56, бездействующих - 5. ППД осуществляется закачкой воды в 12 нагнетательных скважин. Кроме того, в фонде имеются 2 пьезометрические скважины, 8 скважин ликвидированных (из них 7 скважин после бурения и 1 скважина после эксплуатации), 1 скважина находится в консервации. [3]

В 2003 г. в скв. 1615 был забурен боковой ствол, ему был присвоен номер 1615с1. На сегодняшний день эта скважина эксплуатируется с открытым забоем на пласт Дкн1.

На 01.01.13 г. пробурено 7 новых скважин. Среди них в добывающем фонде числится 5 скважин, 1 скважина находится в бездействии и 1 – в консервации. Фонд скважин приведен в таблице 2.4.

Таблица 2.4 – Фонд скважин Илькинского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г.

Рассмотрим фонд нагнетательных скважин Илькинского месторождения более подробно.

Нагнетательный фонд скважин длительное время оставался стабильным и составлял 8 скважин. И только в 2006 году перевели две скважины под нагнетание с целью увеличения пластового давления, изменения  направления  фильтрационных  потоков  в пласте с привлечением в  разработку застойных зон. Еще 2 скважины были переведены в фонд нагнетательных скважин в 2010 и 2012 гг.

С целью увеличения охвата залежи заводнением, проектное площадное заводнение совершенствуется очаговым путем перевода под нагнетание  обводнившихся эксплуатационных скважин. В качестве вытесняющего агента используют высокоминерализованные термальные воды терригенного девона. Плотность воды составляет 1,15 г/см³. Закачка воды производится ЭЦН из водозаборных скважин при давлении от 3 до 6 МПа и не выше 0,6 горного давления. Самая распространенная установка, используемая для закачки на Илькинском месторождении – ЭЦН5-2-1950. За год в среднем закачивается 65,5 тысяч м³ воды.

В таблице 2.5 представлены значения приемистости по всем нагнетательным скважинам месторождения.

Таблица 2.5 – Распределение действующего фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по приемистости (по состоянию на 01.01.2013 г.)

По вышеизложенным данным приведем гистограмму.

Рис. 2.5 - Распределение действующего фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по приемистости (по состоянию на 01.01.2013 г.)

Приёмистость по 12 скважинам Илькинского месторождения колеблется от 20 до 60 м³/сут. По 4 скважинам (33,3 % фонда) приёмистость составляет от 20 до 25 м³/сут, по 2 скважинам (16,7 % фонда) приемистость изменяется от 40 до 45 м³/сут и от 50 до 55 м³/сут, и всего по 1 скважине (8,3% фонда) приемистость составляет 60 м³/сут (рис. 2.5).

         В таблице 2.6 представлено распределение всех нагнетательных скважин месторождения по водозаборным скважинам.

Таблица 2.6 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по источнику закачки

Учитывая данные из таблицы 2.6, строим гистограмму.

Рис. 2.6 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по источнику закачки

Как видно из гистограммы (рис. 2.6), источником закачки пластовой воды на Илькинском месторождении являются 5 водозаборных скважин. В 5 нагнетательных скважин (41,7 % фонда) осуществляется закачка воды из скв. 1646, по 2 нагнетательные скважины (16,7 % фонда) обеспечивают водой скв. 1611, 1623 и 1858, и 1 скважину (8,3% фонда) – скв. 1613.

Таблица 2.7 - Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по забойному давлению

На рисунке 2.7 представлено распредение нагнетательных скважин Илькинского месторождения по величине забойного давления. Исходя из этого можно сказать, что у большинства скважин (33,3 % фонда) забойное давление колеблется в пределах 22-24 МПа, наивысшие значения (более 30 МПа) отмечаются всего на двух скважинах месторождения.

Рисунок 2.7 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по величине забойного давления

В качестве наземного оборудования на скважинах Илькинского месторождения применяется арматура марки АН1-65х210.

В качестве подземного оборудования используются НКТ и пакеры. Диаметр НКТ – 73 мм. Распределение нагнетательных скважин месторождения по пакерам приведено в таблице 2.8

Таблица 2.8 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по типу применяемого пакера

Таким образом, самый распространенный тип пакера, используемый в нагнетательных скважинах Илькинского месторождения - ПВМ-122-500, предназначенный для уплотнения колонны НКТ и бурильных труб в обсадной колонне скважины при проведении операций по воздействию на пласт во всех макроклиматических районах – установлен на 5 скважинах (41,7 % фонда). Менее применим пакер двухстороннего действия ПРО-ЯДЖ-122, предназначенный для герметичного длительного разобщения интервалов ствола обсадной колонны нагнетательной скважины и защиты ее от динамического воздействия закачиваемой воды – 3 скважины (25 % фонда). Всего по одной скважине приходится на пакера типов ПМ-А1 122-52-500 и ПРО-ЯМО-118, что составляет 8,3 % фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения.

Исходя из таблицы строим гистограмму.

Рисунок 2.8 – Распределение  фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по типу применяемого пакера

Обобщая характеристику фонда скважин Илькинского месторождения, можно отметить, что в настоящее время в фонде действующих добывающих скважин месторождения находятся 56 скважин. Нагнетательный фонд ограничен 12 скважинами. Разбуривание сетки скважин на Илькинском месторождении осуществлено кустами с расположением на одном кусту добывающих, нагнетательных и водозаборных скважин. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 8,5:1.

2.3 Анализ причин снижения приемистости скважин в условиях Илькинского месторождения. Анализ динамики коэффициентов приемистости по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения

При всем многообразии осложняющими условиями, затрудняющими охват пластов по всей толщине заводнением и снижающими приемистость скважин после ввода их под закачку, являются геологические, технологические факторы и факторы, связанные со свойствами нагнетаемой воды и процессом фильтрации (рисунок 2.9). [4]

Рисунок 2.9 – Факторы, влияющие на приемистость нагнетательных скважин

За последние годы разработан ряд методов воздействия на нагнетательные скважин с целью восстановления приемистости и увеличения охвата пластов по толщине пласта воздействием, обеспечивающим повышение эффективности их работы с высокой и устойчивой приемистостью, что, в свою очередь, ведет к повышению темпа извлечения нефти.

Повышение приемистости скважин определяется различными причинами изменением свойств пористой среды и жидкости. Так, например, свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин или при тепловой обработке, в результате которой расплавляются отложившиеся на поверхности поровых каналов парафино-смолистые вещества. Свойства жидкостей изменяются при прогреве призабойной зоны или, например, при магнитной обработке. Существенным фактором является и изменение взаимодействия жидкости и породы, приводящее к выравниванию профиля притока. Этот эффект наиболее ярко проявляется при использовании вязкоупругих систем.

Основными причинами ухудшения фильтрационных свойств в зоне нагнетательных скважин и низкого охвата пластов закачиваемыми агентами являются геологическая неоднородность по проницаемости (анизотропия проницаемости) и использование для закачки сточных вод, содержащих значительные количество взвешенных загрязнений и нефти (АСПО). Эти компоненты со временем накапливаются в порах и каналах фильтрации с последующим их уплотнением (в результате повышения давления нагнетания), что приводит к резкому снижению приемистости скважин, затруднению доступа регентов (кислоты) при обработке ПЗП к поверхности горной породы и тем самым к низкой их эффективности.

Методы регулирования приемистости нагнетательных скважин условно разделяются на четыре группы:                                                                                                                          

- химические методы – применяются в случае, если причинами снижения коэффициента приемистости скважин являются отложения в каналах фильтрации веществ, удаление которых возможно путем растворения в различных химических реагентах. Основным методом является солянокислотная обработка;

- механические методы – применяются в малопроницаемых твердых породах. Основным методом является ГРП;

- тепловые методы – применяются в случае, если в каналах фильтрации произошло образование отложений твердых углеводородов (парафин, смолы, асфальтены);

- комбинированные – представляют сочетание трех предыдущих
методов регулирования приемистости скважин (кислотный ГРП, термокислотная обработка и другие).

Для восстановления и регулирования приемистости нагнетательных скважин применяются две группы методов:

- методы поддержания приемистости скважин;

- методы увеличения и регулирования приемистости скважин.

К первой группе методов относятся: промывка ствола скважины, дренаж породы призабойной зоны пласта, прерывистый и длительный излив, а также импульсные методы поддержания приемистости скважин при использовании различных видов пульсаторов. Вторая группа методов включает увеличения давления нагнетания воды в пласт, кислотные обработки ПЗП, тепловые и химические обработки, ГРП,  технологии выравнивания профиля приемистости скважин.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин опре­деляется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство и увеличение диаметров поровых каналов. К ним относятся различные виды кислотных обработок. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является кислотная обработка

Выбор поддержания или регулирования приемистости нагнетательных скважин основан на изучении условий эксплуатации и определении интенсивности действия осложняющих факторов. Для этого необходимо выполнить анализ динамики технологических режимов работы скважин и провести необходимые виды исследовательских работ. Результатом такого анализа будет определение более сильнодействующего фактора или факторов, по причине которых происходит ухудшение технологических показателей работы скважины. Затем проводят выбор технологии обработки ствола и ПЗП нагнетательных скважин. Важным вопросом выбора метода обработки скважин является обеспечение условий требуемой полноты вытеснения нефти из пласта и выравнивание профиля приемистости скважин. [5].

Октябрьский цех ППД обслуживает нагнетательный фонд скважин октябрьской группы месторождений, в которую входят Серафимовское, Абдуловское, Копей-Кубовское, Суллинское, Стахановское, Михайловское,  Троицкое,  Саннинское, Ташлы-Кульское, Петропавловское, Кальшалинское, Илькинское,   Солонцевское,   Усень-Ивановское месторождения. В процессе эксплуатации нагнетательных скважин происходит загрязнение призабойной зоны, что снижает их приемистость по сравнению с первоначальной величиной и увеличивает давление закачки. [1]

Рассмотрим динамику режима работы некоторых нагнетательных и реагирующих скважин.  В качестве  примера возьмем очаги нагнетательных скважин № 1852, 1631, 1627 Илькинского месторождения (рисунки 2.10 - 2.12).

Рисунок 2.10 – Динамика коэффициента приемистости нагнетательной скважины № 1852 (дата ОПЗ – март 2010 года)

Рисунок 2.11 – Динамика коэффициента приемистости нагнетательной скважины № 1631 (дата ОПЗ – сентябрь 2010 года)

Рисунок 2.12 – Динамика коэффициента приемистости

 нагнетательной скважины № 1627 (дата ОПЗ – сентябрь 2010 года)

По рисункам видно, что после проведения глинокислотной обработки с использованием колтюбинговых технологий коэффициенты приемистости нагнетательных скважин резко увеличивается и затем происходит их постепенное снижение. Степень восстановления приемистости скважин зависит от технологии применяемого метода. Для сохранения данных показателей необходимо своевременно применять ГТМ по поддержанию призабойной зоны скважин в оптимальном состоянии для обеспечения заданного режима нагнетательных скважин и выполнения запланированных норм закачки воды.

2.4 Анализ эффективности применения методов восстановления приемистости, выполняемых по стандартной технологии и с использованием колтюбинговых технологий в условиях Илькинского месторождения

Оценка технологического эффекта производится с помощью кривых вытеснения. Кривые вытеснения – это графические зависимости между функциями, зависящими от показателей разработки. На поздней стадии разработки эти зависимости зачастую носят линейный характер. Это свойство используется для прогноза базовой добычи нефти, то есть добычи без применения метода увеличения нефтеизвлечения. Технологический эффект определяется как разница между фактической накопленной добычей нефти и накопленной добычей нефти, спрогнозированной с помощью кривых вытеснения.

В данном проекте рассматривается применение технологии глинокислотной обработки скважин с использованием колтюбинговой установки в нагнетательной скважинах  Илькинского месторождения.

Глинокислотная обработка предназначена для восстановления приемистости нагнетательной скважины с целью увеличения закачки пластовых вод и интенсификации добычи нефти.

Экономическая эффективность глинокислотной обработки нагнета-тельной скважины характеризуется  дополнительным объемом добычи нефти в реагирующих добывающих скважинах.

Итак, для восстановления приемистости нагнетательных скважин в октябрьском цехе ППД применяются кислотные обработки. Из 19 проведенных кислотных обработок 8 проходили с использованием колтюбинговой установки (таблица 2.9). В среднем приемистость скважины после такой обработки увеличивается в 2,4 раза.

На проведение ГКО с использованием колтюбинговой установки потребуется около 36 часов. Продолжительность ремонта традиционным КРС займет 120 часов, продолжительность эффекта – от 8 до 285 суток, в среднем — 118 суток. Продолжительность эффекта от проведения ГКО совместно с колтюбинговой установкой около года (таблица 2.10).

Таблица 2.9 – Объем проведения кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения

Для большей наглядности на рисунке 2.13 приведена гистограмма по данным из таблицы 2.9.

Рис. 2.13 – Объем проведения кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения

Таблица 2.10 – Продолжительность эффекта от кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения

Рис. 2.14 – Продолжительность эффекта от кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения

        Судя по рисунку 2.14, можно сделать вывод о том, что по продолжительности эффекта проведение ГКО с колтюбингом практически в 2,5 раза эффективнее чем ремонты, выполненные с привлечением бригад КРС.

Разница между ремонтом, выполненным по стандартной технологии и ремонтом, выполненным с использованием колтюбинговой установки, составляет 112,31 тысяч руб. (таблица 2.11).

Таблица 2.11– Результаты сравнения стоимости одного ремонта, проведенного с колтюбинговой технологией и стандартного метода КРС

Рисунок 2.15 – Стоимость одного ремонта, проведенного с использованием колтюбинговых технологий и стандартного метода КРС

         Как показывает рисунок 2.15, стоимость ремонта с применением колтюбинга практически на 30 % меньше стоимости КРС, проведенного по стандартной технологии. Это подтверждает одно из основных преимуществ использования колтюбинговых технологий –  минимальные материальные затраты на проведение работ.

Таблица 2.12 – Показатели эффективности технологий КРС по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения

Для наглядности построим диаграмму (рисунок 2.18).

Рис. 2.16 –  Дополнительная добыча нефти при проведении КРС по стандартной технологии и ГКО с использованием колтюбинговых технологий на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения

Анализируя рисунок 2.16, можно сделать вывод о том, что дополнительная добыча нефти от проведения ГКО с колтюбинговой установкой практически на 15 % больше, чем от проведения КРС по стандартной технологии.

Таблица 2.13 – Показатели удельной эффективности и удельных затрат на проведение технологий КРС по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения

Итак, ГКО с использованием колтюбинговых технологий была произведена на 8 скважинах, КРС по стандартной технологии – на 11 скважинах. Дополнительная добыча нефти от проведения обработок в целом составила 7580,6 тонн, из которых 3500,4 тонн было добыто благодаря использованию колтюбинга. Удельная технологическая эффективность с учетом применения обеих технологий в среднем составила 404 т/скв. На проведение кислотных обработок в период с 2010 по 2012 г. было потрачено около 6 млн. рублей, из которых примерно 2 млн. были расходованы на проведение ГКО с использованием колтюбинга.

2.5 Обоснование применения колтюбинговых технологий для выполнения кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения. Технология выполнения кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий. Описание и технические особенности применения колтюбинговых технологий

Для выбора оптимальной технологии применения метода повышения выработки пластов требуется следующее: детальное знание строения и состояния месторождений, изменение коллекторских свойств пластов, макро- и микронеоднородности, достоверное распределение текущей нефтегазо-насыщенности пластов по всему объему залежей. [6]

Мировой опыт применения КГТ насчитывает более 35 лет. Если вначале колтюбинг применялся для осуществления наиболее простых операций, очистки колонны труб и забоев от песчаных пробок, то сегодня с его помощью можно осуществлять практически весь набор операций подземного ремонта скважин. [7]

Во время работ ведется точный навигационный контроль на основе данных, получаемых в реальном масштабе времени и исследование скважины в процессе ремонта.  Кроме того, работы в нефтяных и газовых скважинах осуществляются без их предварительного глушения.

При использовании колтюбинговой технологии обеспечивается безопасность проведения спускоподъемных операций. Дело в том, что в данном случае не нужно осуществлять свинчивание/развинчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы на мостки. Кроме того, время, требуемое на спуск и подъем внутрискважинного оборудования на проектную глубину, сокращается.

Еще следует подчеркнуть, что компании в результате применения колонн гибких труб, как при ремонте, так и при проведении буровых работ получают существенный экономический эффект. С одной стороны, по стоимости работ использование колтюбинговых установок иногда оказывается более дешевым, чем применение обычных установок капитального ремонта скважин (КРС). Экономические преимущества обуславливаются объемами нефти, которые можно добывать за счет разницы в сроках проведения работ. Если у обычных бригад КРС уходит до 7 дней на проведение довольно простых операций, то с использованием колтюбинга – это вполне удается сделать за три дня. Эффективность применения колтюбинга оказывается на 15-20 % выше стандартных методов.

Кислотную обработку с использованием оборудования КГТ проводят в тех же целях, что и при традиционных технологиях: главным образом для воздействия кислоты на карбонатные породы, слагающие продуктивный пласт, и увеличения его проницаемости. [8]

Для осуществления технологического процесса используются колтюбинговая установка марки МК-10Т производства белорусской группы компаний «ФИД», а также серийно выпускаемое оборудование, инструмент и контрольно-измерительные приборы, применяемые при капитальном и текущем ремонте скважин.