Использование КГТ существенно повышает качество выполнения работ и достоверность получаемой информации, поскольку отсутствуют продольные колебания инструмента и его прерывистое движение. Это обусловлено более высокой продольной жесткостью гибких труб по сравнению с геофизическим кабелем. Измерения можно проводить при спуске и подъеме инструмента, а скорость его перемещения достигает 0,5 м/с.
Одновременно в процессе проведения исследований через колонну гибких труб можно подавать технологическую жидкость или азот для уменьшения гидростатического давления на исследуемые пласты. Подачу жидкости осуществляют и для уменьшения сопротивления перемещению приборов в скважине. Естественно, что все эти операции выполняют без предварительного глушения скважины.
На колонне гибких труб помимо приборов могут быть спущены и перфораторы. И только КГТ является средством для их доставки в нужные зоны горизонтальных скважин. Причем, как показывает опыт их использования, одновременно на КГТ могут быть спущены перфораторы, обеспечивающие прострел горизонтальной скважины на интервале до 300 м. К преимуществам использования КГТ для доставки перфоратора следует отнести и снижение гидростатического давления в скважине при их применении по сравнению с давлением, необходимым для осуществления традиционной технологии спуска на кабеле-канате.
Таким образом, преимуществами применения колонны гибких труб являются [20, с. 125]:
- меньшие затраты времени на спускоподъемные операции инструмента, чем при использовании кабеля;
- больший диапазон скоростей перемещения оборудования во время исследований;
- проникновение в любые участки горизонтальных скважин;
- возможность совмещения вызова притока и других операций, связанных с воздействием на пласт, с каротажными исследованиями;
- обеспечение работы в необсаженных скважинах.
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 увеличение его проницаемости.
Наземный комплекс оборудования, помимо агрегата с КГТ и стандартного устьевого оборудования, должен содержать агрегат для кислотной обработки скважин, имеющий специализированный насос и емкость для запаса кислоты. В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты.
В процессе выполнения данной операции КГТ при обеспечении непрерывной циркуляции воды спускают на глубину перфорации. На следующем этапе в скважину через КГТ закачивают расчетный объем кислоты, после чего ее продавливают в пласт. При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт.
Процесс закачки и про давки следует проводить при максимально возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта. После выдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени выкидную задвижку открывают, KГT приподнимают и начинается циркуляция воды.
Практика использования оборудования с КГТ показывает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на 25 - 30% [20, с. 126].
Применение метода гидроразрыва пласта (ГРП) позволяет существенно повысить производительность нефтяных и нагнетательных скважин. Технология осуществления ГРП включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций геля, содержащего пропант (искусственный песок), разрывающего нефтеносный пласт. После этого дебит скважины, как правило, резко возрастает. ГРП позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти традиционными способами уже невозможна или малорентабельна [22, с. 131].
Производителем работ является Лениногорское УПНП и КРС.
ГРП применяется в следующих скважинах:
- давших при опробовании слабый приток;
- с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;
- с загрязненной призабойной зоной;
- с заниженной продуктивностью;
- с высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими);
- нагнетательных с низкой приемистостью;
- нагнетательных для расширения интервала приемистости.
В ОАО «Татнефть» применяются следующие технологии ГРП:
- технология локального гидроразрыва;
- технология импульсного гидроразрыва;
- технология глубокопроникающего гидроразрыва;
- технология концевого экранирования трещины (TSO);
- технология принудительного закрытия трещины;
- технология минигидроразрывов (Mini Frac);
- технология гидрокислотного разрыва пласта.
2. Обоснование экономической целесообразности программы использования вторичных ресурсов
2.1 Реставрация штанг, штанговых насосов, насосно-компрессорных труб и их вторичное использование
С 2004 года в ОАО «Татнефть» реализуется программа по демонтажу, реставрации и повторному использованию трубопроводов системы ППД, что позволяет сократить образование металлоотходов, находящихся под землёй. Реставрация труб НКТ производится на стационарном оборудовании на базе Бугульминского механического завода (ремонт механических деформаций, промывка, отжиг, дробеструйная обработка внутренней поверхности, нанесение покрытия и консервационной смазки) [20, с. 118].
Реставрация труб ведется современным оборудованием, что значительно снижает себестоимость трубы, а низкая цена делает выгодным использование восстановленных труб для монтажа и ремонта трубопроводов низкого давления или в качестве материала для строительных конструкций.
Технология восстановления труб (реставрация труб) состоит из следующих этапов:
1. Входной контроль качества б/у трубы;
2. Анализ элипсности и продольного прогиба б/у трубы (геометрия труб).
3. Фиксация механических изменений поверхности трубы;
4. Установление степени коррозии поверхностей б/у трубы (наличие раковин);
5. Технологический процесс восстановления внутренней и внешней поверхности труб. Используется механический способ. Очистка труб от изоляции;
6. Финальная часть реставрации трубы проводится методом пескоструйной обработки внутренней и внешней поверхности б/у трубы;
7. Восстановленные трубы торцуются, нарезаются механические фаски под углом 30° с притуплением;
8. Реставрация труб завершается выходным контролем качества.
Внешняя поверхность восстановленных труб изолируется пленкой ПВХ, пенополиуретаном или ВУС. Трубы под сваи могут поставляться с внутренней арматурой или залитые бетоном.
Основные показатели выполнения программы по реставрации труб в 2007 году составили [22, с. 114]:
- Объем демонтажа составил 671,2 км (102,1% от планового задания);
- Объем реставрации – 246,6 км (38,4% от объема демонтажа), отбраковано при реставрации 47,9 км труб;
- Изготовлено труб в антикоррозийном исполнении 147,6 км, в том числе МПТ – 111,8 км;
- В капитальном строительстве и капитальном ремонте использовано 91,9 км отреставрированных труб, в том числе в системе ППД – 76 км;
- Экономический эффект от использования отреставрированных труб составил 9,6 млн. рублей;
- Объем извлеченного полиэтилена составил 140 т, переработано – 17 т.
Показатели объемов реставрации и повторного использования бывших в употреблении НКТ представлены в табл. 2.1.
Таблица 2.1
Объемы реставрации и повторного использования бывших в употреблении НКТ, км
| Предприятие | 2005 год | 2006 год | 2007 год |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Восстановлено и повторно использовано в нагнетательных скважинах | 659,8 | 560,1 | 671,2 |
| Восстановлено методом повторного остеклования и повторно использовано | 88,2 | 72,0 | 89,4 |
Таким образом, объем реставрации и повторного использования бывших в употреблении НКТ вырос в 2007 году по сравнению с 2005 годом.
Исходные данные для расчета экономической эффективности реставрации и повторного использования НКТ представлены в табл. 2.2.
Таблица 2.2
Исходные данные для расчета экономической эффективности реставрации и повторного использования НКТ в ОАО «Татнефть»
| № п/п | Наименование показателей | Ед.изм. | До внедрения | После внедрения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | Стоимость 1 м НКТ | руб | 274 | |
| 2 | Остаточная стоимость 1м б/у НКТ | руб | 88 | |
| 3 | Вес 1 п.м. НКТ | кг | 9,2 | |
| 4 | Стоимость покрытия 1 м НКТ | руб | 96 | |
| 5 | Стоимость 1 мото-часа работы трубовоза | руб | 269 | |
| 6 | Расстояние до БМЗ | км | 60 | |
| 7 | Средняя скорость передвижения трубовоза | км/час | 40 | |
| 8 | Грузоподъемность трубовоза | т | 20 | |
| 9 | Транспортные затраты | руб/м | 0,371 | |
| 10 | Срок службы НКТ | лет | 4 | 12 |
| 11 | Норма амортизации НКТ | % | 25 | 25 |
Расчет экономической эффективности реставрации и повторного использования НКТ в ОАО «Татнефть» представлены в табл. 2.3.
Таблица 2.3
Расчет экономической эффективности реставрации и повторного использования НКТ в ОАО «Татнефть»
| № п/п | Наименование показателей | Ед.изм. | Сумма |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | Инвестиционная деятельность | тыс.руб. | 2658,33 |
| 2 | Операционная деятельность | ||
| Изменение затрат на: | |||
| -транспорт | тыс.руб. | -18,56 | |
| -амортизацию | тыс.руб. | 664,58 | |
| -налог на имущество | тыс.руб. | 58,48 | |
| Балансовая прибыль | тыс.руб. | 3362,84 | |
| Налог на прибыль | тыс.руб. | 807,08 | |
| 3 | Экономический эффект на 1 м | тыс.руб. | 0,05 |
| Экономический эффект в 2005 г. | тыс.руб. | 32990 | |
| Экономический эффект в 2006 г. | тыс.руб. | 28005 | |
| Экономический эффект в 2007 г. | тыс.руб. | 33560 |
Таким образом, экономический эффект от реставрации и повторного использования НКТ в ОАО «Татнефть» составил 32990 тыс. руб. в 2005 году, 28005 тыс. руб. в 2006 году и 33560 тыс. руб. в 2007 году.