52
Годовой прирост добычи нефти, в результате проведения ОРЭ
обработки призабойной зоны рассчитывается по формуле 3.1:
Q = (22 - 0,1)·12·365·0,951·0,486 = 44 333,81 тонн. (3.1)
Дополнительная добыча нефти за счет проведения обработки
призабойной зоны на 12 скважинах составит 44 333,8 тонн.
Расчет затрат на проведение обработки призабойной зоны приведен в
табл. 8.
Таблица 8
Расчет затрат на проведение обработки призабойной зоны,
тыс.руб.
Показатели
Условные
обозначения
Формула
расчета
Расчет
Результат
Затраты на капитальный
ремонт, тыс.руб
Зкр
Т·Сч
720·3 207
2 309,0
Затраты на
дополнительную добычу,
тыс.руб.
Зд
С·У·Δ Q
14 091·0,6·44 333,8
108 821 770,0
Общие затраты на
мероприятия
Зм
Зкр+Зд
2 309,04+108 821 770,0
108 824 079,0
Затраты на проведение обработки призабойной зоны составят
108 824 079,1 руб.
Оценка эффективности ввода скважин в эксплуатацию за счет
проведения обработки призабойной зоны приведена в таблице 9.
По полученным расчетам проведение обработки призабойной зоны
является рентабельным мероприятием. Чистая прибыль составит:
96 173 529,85 руб.
53
Таблица 9
Расчет эффективности ввода скважин в эксплуатацию за счет
проведения обработки призабойной зоны, тыс. руб.
Показатели
Условные
обозначения
Формула
расчета
Расчет
Результат
Выручка от реализации,
тыс. руб.
В
Δ Q·Ц
44 333,8·5 309
235 368 197,3
Затраты на мероприятия,
тыс. руб.
Зм
Зкр+Зд
2 309,0+
108 821 770,0
108 824 079,1
Прибыль от реализации
дополнительного
количества нефти, тыс. руб
Пр
В-Зм
235 368 197,2 -
108 824 079,0
126 544 118,2
Налог на прибыл,
тыс. руб.
Нприб
Пр·Снп
126 544 118,22
×0,24
30 370 588,37
Чистая прибыль, тыс. руб.
Ч
Пр-Нприб.
126 544 118,22-
30 370 588,37
96 173 529,85
Рентабельность
производственной
деятельности, %
Rпрд
Ч/Зм
96 173 529,85 /
108 824 079,07
88,37
Рентабельность продукции,
%
Rпродук
Пр/Зм
126 544 118,22 /
108 824 079,07
116,28
Рентабельность продаж, %
Rпродаж
Пр/В
126 544 118,22 /
235 368 197,29
53,76
3.2 Оценка эффективности ввода нефтяных скважин в
эксплуатацию за счет мероприятий по приобщению пластов
Исходные данные для расчета эффективности проведения
мероприятий по приобщению пластов представлены в табл. 10.
Рассчитаем годовой прирост добычи нефти.
54
Годовой прирост добычи нефти, в результате проведения мероприятий
по приобщению пластов и переводу на другой горизонт рассчитывается по
формуле 3.2.
Таблица 10
Исходные данные для расчета эффективности проведения
приобщение пластов
Показатели
Условные
обозначения
Единица
измерения
Значение
Количество скважин, подлежащих
приобщению пластов
N
скв.
6
Средний дебит 1 скважины до
мероприятий
q0
т/сут
23
Средний дебит 1 скважины после
мероприятий
Q
т/сут
50
Средняя цена реализации 1 тонны нефти
Ц
т.руб
15,3
Себестоимость добычи 1 тонны нефти
С
т.руб
7
Время работы бригады КРС при
проведении приобщение пластов и
перевод на другой горизонт
Т
Час
850
Стоимость часа работы бригады КРС
Сч
Руб
7 207
Коэффициент эксплуатации
Кэ
-
0,951
Коэффициент неравномерности ввода
скважин в работу
Кнер
-
0,5
Средняя продолжительность работы
одной скважины в год
Тср
мес.
4,625
Доля условно-переменных затрат
У
%
60
Ставка налога на прибыль
Снп
%
20
Q = (21-0,1)·6·365·0,951·0,5 = 21 764,1 тонн.
Дополнительная добыча нефти за счет мероприятий по приобщению
пластов составит 21 764,11 тонн.
Расчет затрат на проведение данного мероприятия приведем в табл.
11.
Затраты на проведение мероприятия по приобщению пластов
составят
55
56 148 134,41 руб.
Оценка эффективности ввода скважин в эксплуатацию за счет
проведения мероприятия по приобщению пластов.
Таблица 11
Расчет затрат на проведение мероприятия, тыс.руб.
Показатели
Условные
обозначения
Формула
расчета
Расчет
Результат
Затраты на капитальный
ремонт, тыс. руб
Зкр
Т×Сч
850×3 207
2 725 950
Затраты на дополнительную
добычу, тыс. руб.
Зд
С×У×Δ Q
14091×0,60×21 764,11
53 422 184,41
Общие затраты на
мероприятия, тыс. руб.
Зм
Зкр+Зд
2 725 950+
53 422 184,41
56 148 134,41
Таблица 12
Расчет эффективности ввода скважин в эксплуатацию за счет
проведения мероприятия по приобщению пластов, тыс.руб.
Показатели
Условные
обозначения
Формула
расчета
Расчет
Результат
1
2
3
4
5
Выручка от реализации,
тыс. руб.
В
∆Q·Ц
21 764,11 ·5309
115 545 659,99
Затраты на мероприятия,
тыс. руб.
Зм
Зкр+Зд
2 725 950 +
53 422 184,41
56 148 134,41
Прибыль от реализации
дополнительного количества
нефти, тыс. руб
Пр
В-Зм
115 545 659,99-
56 148 134,41
59 397 525,58
Налог на прибыл, тыс. руб.
Нприб
Пр·Снп
59 397 525,58
·0,20
14 255 406,14
Чистая прибыль, тыс. руб.
Ч
Пр-Нприб.
59 397 525,58-
14 255 406,14
45 142 119,44
Рентабельность
производственной
деятельности, %
Rпрд
Ч/Зм
45 142 119,44/
56 148 134,41
80,39
Рентабельность продукции,
%
Rпродук
Пр/Зм
59 397 525,58/
56 148 134,41
105,79
Рентабельность продаж, %
Rпродаж
Пр/В
59 397 525,58/
115 545 659,99
51,41
56
Проведение мероприятий по приобщению пластов является
рентабельным мероприятием.
В результате проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи
пластов дополнительная добыча нефти составит 21 764,11 тонну нефти,
что принесет дополнительную прибыль от продажи 59 397, 53 млн. руб., а
чистую прибыль 45 142, 12 млн. руб.
Прибыль, полученная в размере 45 142, 12 млн. руб. предназначена
для погашения кредиторской задолженности и для восполнения недостатка
собственных оборотных средств и развития производства.
3.3 Разработка технологии обработки скважин
пескоукрепляющим составом. Промысловые испытания
разработанного состава
Развитие газовой промышленности России сегодня и в обозримой
перспективе связано не только с осваиванием новых месторождений, но и
с совершенствованием систем добычи существующих геолого-
технологических комплексов. Следует отметить, что разрабатываемые,
уникальные по запасам природного газа месторождения на территории
Тимано–Печорской провинции в большинстве своём выработаны на 70-
80%. Слабоизученный процесс обводнения продуктивных пластов,
изменчивость коллекторских свойств по площади и разрезу, снижение
запаса пластовой энергии, накопление жидкости на забоях скважин и в
трубопроводах системы сбора газа, абразивный износ промыслового
оборудования осложняют управление разработкой месторождениями. При
обосновании технологических режимов работы газовых скважин, особенно
на поздних стадиях разработки месторождений, не в полной мере
учитывается режим работы залежи, водо- и пескопроявления, влияние
систем сбора, компримирования и подготовки продукции. Поэтому
57
предотвращение выноса песка и породы из скважин является актуальной
проблемой для многих предприятий добывающих газ.
Пескопроявление приводит к образованию песчаных пробок, эрозии
внутрискважинного, что приводит к значительным финансовым затратам.
Вынос песка и породы накладывает ограничения на суточную
производительность скважин, вплоть до полной их остановки.
В научно-образовательном центре (НОЦ) «Промысловая химия» РГУ
нефти и газа имени И.М. Губкина разработаны к применению
кремнийорганические полимеры (полиорганосилоксаны) в качестве
тампонажных составов для ремонтно-изоляционных работ нефтяных и
газовых скважин. Одна из задач, которая решается при использовании
составов на основе полиорганосилоксанов – это ликвидация выноса песка
в газовых скважинах. Эффективность действия этих композиций
обусловлена тем, что они обладают целым рядом положительных свойств:
высокой адгезией к породе и металлу, гидрофобизирующей способностью,
химической стабильностью, термостойкостью, устойчивостью к
воздействию пластовых вод.
Для тампонажных составов, применяемых для предотвращения
выноса песка в газовых скважинах, существует два основных критерия
эффективности – это сохранение проницаемости коллектора по газу и
образование прочного камня (скрепленного песчаника), который будет
выдерживать большие знакопеременные нагрузки, возникающие при
отборе и закачке газа. С учетом соблюдения этих параметров, применяется
разработанная композиция, состав которой, помимо полиорганосилоксана,
входит сшивающий агент, добавляемый в состав для образования более
прочной и химически устойчивой структуры полученного полимерного
камня. Эта композиция носит название Химеко-П.
Ограничение выноса песка в призабойную зону пласта на скважинах
Харьягинского месторождения путем закачки полимерного состава
58
Химеко-П применялось впервые. Цель проведения работ – повышение
производительности добывающих газовых скважин. Технология была
применена на скважинах №№ 123, 126.
Скважины №№ 123,126 имеют типовую конструкцию, состоящую из
направления, кондуктора, технической колонны, зацементированной
эксплуатационной колонны 168 мм. На скважине № 123 проведена
перфорация в интервале 1062-1072 м. Обе скважины имеют открытый
ствол. Коллектора выскопроницаемые, с коэффициентом проницаемости
0,4 мкм
2
. В таблице 13 предствлены основные характеристики выбранных
для обработки скважин.
Таблица 13 – Основные характеристики газовых скважин обработанных
пескоукрепляющим составом Химеко-П
Характеристики
Скважина №123
Скважина №126
Диаметр эксплуатационной колонны, мм
168
168
Тип забоя
Открытый ствол
Открытый ствол
Интервал перфорации, м
1062-1072
1054,1-1059,3
Длина участка обработки, м
10
5,2
Зона обработки, мм
200
200
Пористость коллектора, %
22,5
22,5
Проницаемость, Д
0,4
0,4
Проектная производительность, тыс. м /сут3
190
190
Текущая производительность, тыс. м /сут3
150
70
В сезон отбора 2015/2016 гг. скважина № 123 работала с
максимальной суточной производительностью 150 тыс. м
3
/сут, а скв. №
126 – с производительностью 70 тыс. м
3
/сут, т.е. с ограничением из-за
выноса песка (проектом предусмотрена суточная производительность 190
тыс. м
3
/сут). Выбор объектов для опробования данной технологии был
сделан не случайно. Во- первых, на газовых скважинах применяются
шнековые пылеуловители, которые позволяют определить количество,
59
выносимой породы и песка. Обычно наличие/отсутствие пескопроявления
определяется косвенно – по величине абразивного износа устьевого
оборудования. Во-вторых, наличие информации о скважинах, в частности,
дебит, геолого-техническая характеристика скважин, результаты ГДИ,
данные о текущем и капитальном ремонте. Наличие сравнительных
данных позволяют делать выводы об эффективности применения данной
технологии.
Использование технологии предусматривает закачку в пласт
полимерного состава на основе кремнийорганической смолы (Химеко-П) и
последующую выдержку до полного отверждения.
Сущность действия композиции на основе кремнийорганической
смолы в растворителе с добавками отвердителя (сшивающего агента)
заключается в следующем: при прокачке состава в пласт происходит
адгезия молекул, входящих в состав полиорганосилоксанов, с частицами
песка прилегающей породы, в результате чего они плотно склеиваются
друг с другом в зоне контакта. Это можно отчетливо наблюдать на
фотографии (Приложение 7 ), сделанной при просвечивании образца
керна, обработанного данным составом, на сканирующем электронном
микроскопе.
При дальнейшей продувке состава газом из него удаляются
излишки растворителя, который лимитирует реакции полимеризации и
поликонденсации, происходящие между полимером и сшивающим
агентом.
В результате продувки композиции после закачки ее в пласт
образуются фильтрационные каналы, по которым флюид может спокойно
перемещаться без существенной потери начальной проницаемости
коллектора.
Также, в результате адгезии кремнийорганической смолы к частицам
песка, протекания реакций полимеризации и поликонденсации происходит
60
образование в конечном итоге объемной полимерной сетки, которая
характеризуется высокой механической прочностью (до 7 МПа) и высокой
проницаемостью по газу. Данная структура обладает стойкостью к
воздействию кислот и щелочей и не разрушается под действием воды и
пластовых температур.
Процесс укрепления призабойной зоны пласта кремнийорганической
смолой состоит из нескольких стадий и осуществляется в следующей
последовательности: буферный раствор, рабочий состав, буферный
раствор, продувка газом.
Первоначальная закачка буферного раствора, представляющего
собой органическую жидкость, необходима для очистки НКТ и
призабойной зоны пласта от загрязнений и остаточной воды, а также для
предотвращения осаждения состава на стенках НКТ при его закачке.
После этого проводится закачка композиции на основе
кремнийорганической смолы с добавками сшивающего агента, который
осаждается на частицах породы (песка) и плотно их склеивает.
Последующая закачка буферного раствора предназначена для
очистки НКТ и промывки насосного агрегата от остатков рабочего состава.
Затем необходимо продуть укрепляемую прискважинную зону
пласта газом в течение 24-48 часов для удаления из состава растворителя и
создания фильтрационных каналов, по которым будет осуществляться
добыча флюида. В конечном итоге образуется полимерный камень,
который выдерживает высокие знакопеременные нагрузки (до 5МПа) и
сохраняет проницаемость (до 95% от первоначальной).
Технологическая схема изоляционных работ с использованием
состава Химеко-П на газовых скважинах предусматривает производство
работ в период закачки газа в хранилище.
Смешение и приготовление рабочего состава происходит в
отдельной емкости путем добавления в состав Химеко-П отвердителя.
61
В приложении 11 представлен процесс закачки состава Химеко-П.
Обработка осуществляется в следующей последовательности: буферный
раствор, рабочий состав, буферный раствор. Первоначальная закачка
буферного раствора необходима для очистки НКТ от загрязнений и
предотвращения осаждения рабочего состава на стенках НКТ при его
закачке.
Последующая закачка буферного раствора предназначена для
очистки НКТ и промывки насосного агрегата от остатков рабочего состава.
Продавка рабочего состава производится через НКТ. Доводка состава до
зоны перфорации и продавка его в пласт производится путем нагнетания
газа в ПХГ. Время полного отверждения состава при продувке газом
составляет не менее 48 часов.
Обработка скважин №№ 123, 126 была произведена в период закачки
(третья декада июля 2016 г.). После обработки вышеуказанные скважины
активно использовались в период отбора 2016/2017 гг. В силу
технологических причин при отборе газе из Харьягинского ПХГ скважины
№№ 123,126 работали с максимальной производительностью 44 и 40 суток
соответственно.
Данный «жесткий» режим эксплуатации после крепления
призабойной зоны позволил проверить качество проведенных работ в
наиболее сложных условиях. Были получены хорошие результаты –
высокая производительность, отсутствие выноса песка.
Таблица 14
Результаты оценки работы скважин после обработки составом
Химеко-П
№
Скважины
Максимальная суточная
производительность в период отбора
2016-2017 года / проектная
рабочая производительность
Количество дней
работы скважин в
период отбора 2016-
2017
Наличие выносимых
механических
примесей
123
234/190
44
Нет
123
263/190
40
Нет