Техника и технология заканчивания и освоения нефтедобывающих скважин с разобщением горизонтального ствола на сегменты тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Ягафаров Альберт Салаватович

• Ягафаров Альберт Салаватович
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Ягафаров Альберт Салаватович

ВВЕДЕНИЕ........................................................................................5

1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.......................13

1.1 Разобщение пластов ГС тампонирующими растворами...........................14

1.2 Разобщение пластов ГС цементируемыми хвостовиками..........................15

1.3 Разобщение пластов ГС надувными пакерами........................................17

1.4 Разобщение пластов ГС набухающими пакерами....................................18

Выводы к главе 1................................................................................24

2 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАЗОБЩИТЕЛЯ И ЕГО СОСТАВНЫХ УЗЛОВ.........................................................................25

2.1 Параметры профильных труб разобщителя........................................26

2.2 Методика расчета уплотнительных элементов разобщителя...................32

2.2.1 Расчет высоковязкого (распределяемого) уплотнителя..........................32

2.2.2 Расчет резинового уплотнителя......................................................34

2.2.3 Расчет нефте- водонабухающего уплотнителя....................................35

2.3 Разработка посадочного устройства исключающего концевое сужение при его развальцовывании....................................................................35

2.3.1 Устранение концевого сужения трубы при ее расширении

роликовым развальцевателем................................................................36

2.3.2 Устранение концевого сужения при прикатке цилиндрической

трубы к стенкам скважины с натягом......................................................36

2.3.3 Устранение концевого сужения при свободном

расширении цилиндрической трубы.........................................................38

2.3.4 Экспериментальные работы по подбору геометрии концевого

участка трубы с целью устранения концевого сужения.................................39

2.3.5 Уточнение величины степени расширения посадочного

патрубка развальцевателем....................................................................43

2.3.6 Разработка и испытание конструкции посадочного устройства

разобщителя......................................................................................45

2.4 Разработка легкоразбуриваемого башмака.........................................48

2.5 Разработка устройства для отворота и разрушения

легкоразбуриваемого башмака-клапана....................................................49

Выводы к главе 2................................................................................51

3 РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ РАЗВАЛЬЦЕВАТЕЛЯ,

ИССЛЕДОВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ ЕГО РАБОТЫ.....................................52

3.1 Исследование работы развальцевателей................................................52

3.2 Разработка конструкции развальцевателя РДР-134..................................59

3.3 Исследование работы развальцевателя РДР, определение

оптимальных параметров......................................................................61

3.4 Промысловые испытания развальцевателя............................................66

Выводы к главе 3.................................................................................67

4 РАЗРАБОТКА ПАКЕРА ПГС И ИССЛЕДОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ

ЕГО РАБОТЫ....................................................................................68

4.1 Разработка пакера ПГС......................................................................68

4.2 Исследование параметров работы пакера ПГС.......................................69

4.3 Промысловые испытания пакера ПГС...................................................71

Выводы к главе 4.................................................................................72

5 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ СЕЛЕКТИВНОГО РАЗОБЩЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

НА СЕГМЕНТЫ................................................................................73

5.1 Разработка технологии селективного разобщения горизонтального ствола механическими клапанами «шторками» для управляемой эксплуатации (УЭГС)...........................................................................73

5.2 Разработка технологии селективного разобщения ГС на отдельные участки для управляемого отбора флюидов из них и отключения

интервалов водопритока, в процессе эксплуатации скважины.........................88

Выводы к главе 5.................................................................................99

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ......................................................................101

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК......................................................103

ПРИЛОЖЕНИЕ А Акт установки оборудования для управляемой

эксплуатации на скважине № 37898г Залежи 301-303.................................114

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Акт проведения дополнительных промысловых исследований технологии и оборудования для подготовки ГС к управляемой с поверхности эксплуатации на скважине № 41502Г

Залежи № 12....................................................................................121

ПРИЛОЖЕНИЕ В Расчет экономического эффекта от применения мероприятия «Технология управляемой с поверхности эксплуатации горизонтальной скважины, разделенной на два участка».............................127

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Техника и технология заканчивания и освоения нефтедобывающих скважин с разобщением горизонтального ствола на сегменты»

Актуальность темы

На месторождениях Республики Татарстан в эксплуатации находится более 500 скважин с горизонтальным окончанием (СГО) с одним (более 450 ГС) и несколькими (более 80 МЗГС) забоями. Опыт эксплуатации СГО показал эффективность применения горизонтальной технологии. Текущий дебит нефти ГС и МЗГС соответственно в 2,4 и 2,8 раза выше дебита вертикальных скважин при увеличении затрат на их строительство на 20-30 %. Существующий зарубежный и отечественный опыт исследований таких скважин показал, что характер притока флюида по длине горизонтального ствола ГС неоднороден и в первую очередь зависит от фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) отдельных участков. Невозможность создания разных депрессий на такие участки ГС при эксплуатации скважин приводит к неравномерной и неполной выработке запасов нефти. Увеличение депрессии на весь горизонтальный ствол может вызвать преждевременное обводнение через наиболее проницаемый участок. Поэтому участки ствола скважины с ухудшенными ФЕС остаются не вовлеченными в разработку [1].

При заканчивании этих скважин имеют место следующие специфические особенности:

- литологическая неоднородность нефтяной залежи - наличие участков с различными фильтрационно-емкостными свойствами;

- неоднородность вскрываемого интервала по насыщению - появление водонасыщенных интервалов в нефтяной оторочке пласта;

- фактические отклонения горизонтального ствола от проектного профиля с приближением или попаданием в зоны ВНК.

Так же, при обводнении горизонтальных скважин в процессе эксплуатации необходимо надежно изолировать водопроявляющие интервалы.

Кроме того, при бурении горизонтальных стволов нередко возникают осложнения, связанные с поглощением промывочной жидкости, водопроявления, осыпания и обвалообразования неустойчивых горных пород. Неизолированные интервалы осложнений могут стать причиной серьезных аварий, связанные с прихватом и оставлением бурильных компоновок.

В этих условиях разработка конструкции горизонтальной скважины повышающей эффективность освоения путем селективного разобщения горизонтального ствола на отдельные сегменты для управляемого отбора флюидов из них и отключения интервалов водопритока, в процессе эксплуатации скважины, является актуальной задачей.

Степень разработанности темы

За рубежом для разобщения открытого ствола ГС на отдельные секции в основном применяют набухающие пакеры.

Набухающие пакеры имеют ряд существенных недостатков:

- затрудненный спуск компоновки из-за несоответствия наружного диаметра пакера диаметру скважины по условиям проходимости. Это особенно актуально для горизонтальных скважин и скважин с участками с интенсивным набором кривизны.

- при минерализации пластовой воды 25 и более г/л набухание пакера затруднено или происходит за большой период времени.

- компоновка является неизвлекаемой, и отказ любого из технических узлов, входящих в состав компоновки, приводит к возникновению аварийной ситуации в скважине.

В России для разобщения ГС на отдельные зоны, В.И. Ванифатьевым и др. (ОАО НПО «Буровая техника) был разработан комплекс КРР (комплекс регулируемого разобщения), разобщающим элементом которого является надувной пакер ПДМ. Для реализации герметизирующей способности пакера значение контактного давления, создаваемое уплотнительным рукавом о стенку скважины имеет принципиальное значение. Создаваемое при пакеровке скважины

начальное контактное давление может затем в различной степени уменьшаться что приводит к гидродинамическому взаимодействию с возникновением межпластовых перетоков.

Разработкой технологий крепления скважин для изоляции зон осложнений расширяемыми профильными трубами, а так же исследованиями при их применении занимались Абдрахманов Г.С., Вильданов Н.Н., Зайнуллин А.Г., Мелинг К.В., Мухаметшин А.А., Хамитьянов Н.Х., Юсупов И.Г.

В институте ТатНИПИнефть проведены успешные работы по изоляции зон водопритоков в горизонтальных скважинах с применением стандартного оборудования локального крепления скважин (ОЛКС) [2]. Однако в трудах вышеперечисленных ученых не рассматривались вопросы технологии селективного разобщения ГС на сегменты. С учетом этого, перспективным направлением исследований является, разработка технологии и оборудования для надежного разобщения ГС на сегменты с применением расширяемых трубных систем для повышения ее продуктивности и снижения обводненности.

Цель диссертационной работы

Исследование и разработка техники и технологии селективного разобщения горизонтального ствола скважины, вскрывшей неоднородные участки нефтяного пласта на сегменты, для увеличения ее продуктивности и снижения обводненности.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих технологий и технических средств повышения эффективности освоения скважин разобщением горизонтальных окончаний на сегменты, выбор направления исследований.

2. Разработка техники и технологии селективного разобщения горизонтальных скважин на сегменты с применением разобщителей из расширяемых профильных труб с уплотнительными элементами.

3. Теоретические и лабораторные исследования процесса расширения разобщителя регулируемым роликовым развальцевателем, обоснование его оптимальных параметров для надежного разобщения ствола скважины.

4. Разработка и апробирование технологии заканчивания горизонтальных скважин установкой хвостовика с клапанами регулирования притока для управляемого освоения и эксплуатации каждого сегмента.

Научная новизна

1. Предложена методика интеллектуального заканчивания скважин с горизонтальным окончанием в неоднородном продуктивном пласте, включающая выявление по длине горизонтального ствола зон с различными коллекторскими свойствами с последующим разобщением этих зон установкой между ними герметизирующих устройств, выполненных в виде расширяемых до цилиндрической формы профильных металлических труб с упругими и высоковязкими пластичными герметизирующими элементами на наружной поверхности, механическое прижатие их развальцевателем к окружающей породе с обеспечением заданного контактного давления с породой и установку внутри этих труб пакеров с управляемыми проходными клапанами.

2. Установлена зависимость между параметрами деформации концевого участка расширяемого металлического цилиндрического патрубка разобщителя, параметрами герметизирующих труб разобщителя и конечным диаметром развальцевателя при прижатии разобщителя к стенкам открытого ствола скважины.

3. Установлена зависимость между геометрическими параметрами роликов развальцевателя, давлением силовой жидкости в его гидрокамере и осевым усилием при раздаче герметизирующих труб разобщителя в процессе его установки в стволе скважины.

4. Выявлена зависимость усилия возникающего при прохождении пакера с самоуплотняющимся герметизирующим элементом в процессе его

установки во внутреннем канале разобщителя, а так же рабочего давления на каждый пакер при эксплуатации от внутреннего диаметра разобщителя.

5. Промысловыми исследованиями установлены зависимости между динамикой изменения забойных давлений по участкам ГС при их освоении после разобщения по предложенной методике, дебитом и обводненностью продукции, а также накопленной добычей нефти из скважины.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Разработана методика проектирования разобщающих труб, снабжённых упругими и высоковязкими пластичными уплотнительными элементами для установки разобщителя в скважине с расчетной деформацией уплотнительных элементов в зависимости от диаметра ствола скважины и конечного диаметра развальцевателя.

2. Разработана конструкция раздвижного роликового развальцевателя для реализации технологии установки разобщителя в открытом стволе скважин и методика его расчета в зависимости от параметров расширяемых гофрированных труб.

3. Разработан пакер с гидродинамической стабилизацией (ПГС), и технология для одновременной установки в скважине компоновки с несколькими пакерами без дополнительных операций на пакеровку. Установлены зависимости допускаемого перепада давления на пакер и усилия его проталкивания от внутреннего диаметра разобщителя.

4. Разработана и апробирована в промысловых условиях технология селективного разобщения горизонтального ствола нефтяной скважины на сегменты, основанная на расширении разобщающих труб необходимой длины и последующей установкой в них пакеров с управляемыми клапанами регулирования притока.

5. На заводе ООО «Перекрыватель» освоено промышленное производство расширяемых в поперечном сечении продольно гофрированных

разобщителей для селективного разобщения горизонтального ствола скважин на сегменты.

6. Разработанная технология заканчивания и освоения нефтяных скважин с горизонтальным окончанием и разобщением горизонтального ствола скважины на сегменты доведена до промышленного применения и реализована в семи скважинах ПАО «Татнефть».

7. Для практического применения разработанной технологии составлены «Инструкция по применению техники и технологии разобщения интервалов пласта с различными коллекторскими свойствами в горизонтальном стволе скважин диаметром 155,6мм» (РД 153-39.0-691-10), «Инструкция по технологии выработки высоконеоднородных и заводняемых коллекторов с применением оборудования управляемого фильтра» (РД 153-39.0-830-13), «Инструкция по эксплуатации скважины с горизонтальным стволом, разделенным на участки» (РД 153-39.0-914-15).

8. Новизна технических решений, созданных при выполнении работы подтверждена семью патентами на изобретения.

9. Технико-экономическая эффективность от внедрения данной технологии обусловлена снижением обводненности продукции и увеличением дебита нефти. Экономический эффект применения разработанной технологии интеллектуального заканчивания на скважине 41502г составляет 7,6 млн руб в год.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путем аналитических и экспериментальных исследований в лабораторных и промысловых условиях, анализа и обобщения результатов экспериментальных работ, и практического внедрения в производство разработанной технологии и технических средств.

Основные защищаемые положения

1. Технология интеллектуального заканчивания скважин с горизонтальным окончанием в неоднородном продуктивном пласте, с

последующим разобщением этих зон расширяемыми до цилиндрической формы профильными металлическими трубами с упругими и высоковязкими пластичными герметизирующими элементами на наружной поверхности, и установку внутри этих труб пакеров с управляемыми проходными клапанами.

2. Конструкция разобщителя пласта для заканчивания скважин с горизонтальным окончанием в неоднородном продуктивном пласте, механически прижатого к стенкам открытого ствола скважины.

3. Оптимальная конструкция развальцевателя для установки разобщителя пласта в открытом стволе скважины.

4. Зависимость усилия возникающего при прохождении пакера с самоуплотняющимся герметизирующим элементом в процессе его установки во внутреннем канале разобщителя, а так же рабочего давления на каждый пакер при эксплуатации от внутреннего диаметра разобщителя.

5. Зависимости между динамикой изменения забойных давлений по участкам ГС при их освоении после разобщения по предложенной методике, дебитом и обводненностью продукции, а также накопленной добычей нефти из скважины, установленные промысловыми исследованиями.

Степень достоверности результатов

Результаты теоретических исследований подтверждены результатами лабораторных испытаний и практического применения и не противоречат общепризнанным тенденциям.

Апробация работы

Основные положения работы докладывались: на молодежной научно-практической конференции ПАО «Татнефть» посвященной 50-летию института ТатНИПИнефть (г. Бугульма 22-23 сентября 2006 г.), на научно-технической ярмарке идей и предложений группы компаний «Татнефть», посвященной 60-летию ПАО «Татнефть» (г. Альметьевск 2010 г.), на 2-й всероссийской научно-технической конференции «Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения» (г.Уфа УГНТУ 29 октября 2010 г.), на 25-й

молодежной научно-практической конференции института «ТатНИПИнефть» (г.Бугульма 16 мая 2014 г.), на семинаре молодых специалистов в управляющей компании "Татбурнефть" (г. Альметьевск 4 июня 2014 г.).

Публикации

Основные положения диссертации отражены в 12 опубликованных работах, в том числе в семи патентах на изобретения, пяти статьях, три из которых опубликованы в изданиях, рекомендуемых ВАК РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат участие в постановке задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов, а также участие в организации внедрения технологии в промысловых условиях.

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 72 наименования. Работа изложена на 135 страницах машинописного текста, содержит 49 рисунков и 4 таблицы.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Г.С. Абдрахманову, начальнику отдела бурения Ф.Ф. Ахмадишину, заведующему лабораторией расширяемых труб Н.Х. Хамитьянову, старшему научному сотруднику К.А. Ратанову, старшему научному сотруднику В.П. Филиппову, научному сотруднику А.В. Киршину, инженеру первой категории С.Л. Багнюку, а также сотрудникам лаборатории техники и технологии расширяемых труб института «ТатНИПИнефть» за помощь, оказанную при проведении исследований.

1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

История развития бурения ГС в Татарстане начинается в 1976г. когда была пробурена первая ГС на тавельском месторождении на отложения турнейского яруса. Строительство первых ГС велось теми же техническими средствами, что и использовались при обычном наклонно направленном бурении. Вследствие отсутствия инструмента и навигационных систем малого диаметра большинство ГС бурились 216-мм долотом, с последующим креплением ствола колонной диаметром 168 мм до забоя [3]. В качестве промывочной жидкости чаще всего

-5

применялся глинистый раствор плотностью 1120...1250 кг/м . В целом, эффективность ГС оставалась невысокой.

С приобретением ОАО «Татнефть» более совершенного навигационного и бурового оборудования было положено начало качественно новому этапу развития горизонтальных технологий. Конструкция скважины включает в себя 324 мм направление, 245 мм кондуктор, спускаемый на глубину 250-300 м и 168 мм обсадную колонну, спускаемую до кровли продуктивного пласта. Скважины на карбонатные коллекторы заканчиваются как правило, открытым забоем или спуском 114 мм фильтра без цементирования. Предварительное перекрытие неустойчивого разреза эксплуатационной колонной позволило проводить вскрытие пластов на легких буровых растворах, что не только обеспечивает максимальную сохранность коллекторов, но и значительно повышает технико-экономические показатели строительства ГС [4].

Коллекторы состоят из нескольких пластов или пропластков. Возникает необходимость контроля и регулирования выработки запасов из этих пластов или пропластков, дренируемых скважинами с горизонтальным окончанием, иначе происходит неравномерная выработка пластов, обводнение высокопроницаемых пропластков, что в целом нарушает процесс разработки объекта. Регулировать выработку запасов можно выбрав на этапе проектирования оптимальных длин

стволов в каждом пласте для обеспечения равномерного дренирования пластов. Однако данный способ не позволяет управлять добычей продукции из каждого ствола на протяжении длительной эксплуатации, в частности при обводнении высокопроницаемых пластов [5].

В настоящее время для разобщения пластов в ГС применяется несколько способов:

- тампонирующими растворами;

- цементируемыми хвостовиками;

- различными видами пакеров.

1.1 Разобщение пластов ГС тампонирующими растворами

В публикациях результатов промысловых работ как в зарубежной литературе, так в отечественных источниках в области водоизоляционных работ тампонирующими растворами в ГС есть только сведения о химических методах изоляции обводнившихся зон и предотвращения прорыва вод в залежах нефти с подошвенной водой [6].

Закачка известных быстротвердеющих реагентов (полимерных композиций, смол, цемента) по традиционным технологиям может привести к существенным осложнениям и нежелательным последствиям. В результате растекания изоляционного состава по горизонтальному стволу с последующим затвердеванием, приводит к ликвидации горизонтальной скважины, т.к. невозможно избежать остатка изоляционного состава непосредственно в горизонтальном стволе, который затвердевает и при его разбуривании долото отклонится от оси и ГС будет потерян [7].

Закачка жидких тампонирующих материалов (вязкие нефти, нефтемазутные смеси и т.д.) также не решают проблему, поскольку экранирующий состав при депрессии под воздействием напора пластовых или закачиваемых вод в течении короткого времени выдавливается обратно в ГС.

Кроме того, при применении для водоизоляционных работ тампонажных материалов в продуктивной части скважины происходит загрязнение продуктивного пласта. Загрязнение пластов - процесс который снижает способность течения в зоне насыщенной нефтью или газом. Загрязнение пластов является источником значительного снижения продуктивности во многих нефтяных и газовых пластах. Горизонтальные скважины намного более чувствительны к загрязнению чем вертикальные в тех же условиях по следующим причинам:

- ствол горизонтальной скважины имеет более продолжительное время контакта с буровым раствором по сравнению с вертикальной скважиной;

- в вертикальных скважинах поверхностное проникновение твердой фазы преодолевается перфорацией;

- в горизонтальном стволе невозможно достичь равномернаой депрессии из-за большой протяженности ствола в зоне пласта;

- методы химического стимулирования пласта в горизонтальной скважине не эффективны из -за разных ФЭС участков ГС;

1.2 Разобщение пластов ГС цементируемыми хвостовиками

Качество цементирования обсадных колонн и хвостовиков оценивается показателями сплошности цементного кольца, однородной плотностью цементного камня и высотой подъема цементного раствора. Нарушения сплошности цементного кольца за эксплуатационной колонной и недоподъем цемента до расчётной высоты снижают прочность и долговечность крепи из-за коррозии обсадных труб.

Кроме того, в цементном растворе, находящийся в канале с углом наклона 30-60° происходит оседание твердой фазы на нижнюю стенку канала -седиминтационный процесс. Процесс происходит как при статическом состоянии суспензии, так и при ее ламинарном течении [8]. Неоднородная плотность цементного камня по высоте снижает его прочность и коррозионную стойкость.

Однако эти показатели не связаны с качеством разобщения продуктивной толщи после вторичного вскрытия нефтенасыщенных пластов производством перфорационных работ [9]. Связано это с тем, что прострелочные работы создают высокие механические нагрузки, не соответствующие прочностным характеристикам обсадных труб и, тем более, цементного камня [10, 11]. Поэтому во многих случаях в зоне фильтра обсадные трубы подвергаются деформациям и механическому нарушению, и при этом, цементное кольцо за обсадной колонной разрушено. Одновременно с разрушением цементного кольца в зоне фильтра и на значительном расстоянии от этой зоны происходит нарушение герметичности контакта цементного кольца с поверхностью стенок скважины и обсадных труб, распространяющееся на десятки метров от фильтра скважины. Таким образом, происходит образование гидравлических каналов между проницаемыми породами продуктивной толщи, которые при наличии перепада давления между разнонапорными пластами приводят к возникновению межпластовых перетоков еще до освоения и ввода скважин в эксплуатацию. Эти гидравлические каналы в цементном кольце подвергаются интенсивному промыванию как при освоении скважин, так и в процессе ее эксплуатации, а так же при периодическом производстве стимулирующих обработок ПЗП [12, 13, 14]. На поздней стадии разработки месторождений вследствие изменения текущего пластового давления и формирования промытых зон этот процесс значительно интенсифицируется.

Кроме того, при цементировании обсадных колонн и хвостовиков в продуктивной части скважины происходит загрязнение продуктивного пласта, что, как было отмечено выше, является источником снижения продуктивности ГС

[15].

По этим причинам большинство горизонтальных скважин в интервале продуктивного пласта не цементируется и не перфорируется, а заканчиваются открытым стволом или фильтром, так как проникновение бурового раствора является главной причиной снижения продуктивности горизонтальных скважин.

1.3 Разобщение пластов ГС надувными пакерами

Разделение с помощью заколонных надувных проходных пакеров на несколько разобщенных друг от друга зон в интервале продуктивного пласта ГС с возможностью многократного регулирования сообщения этих зон с полостью эксплуатационной колонны без цементирования было реализовано комплексом КРР (комплекс регулируемого разобщения).

Комплекс КРР-146 предназначен для разобщения горизонтального участка скважины на отдельные зоны с помощью заколонных гидравлических проходных пакеров, заполняемых твердеющими полимерными материалами. Между пакерами размещены механически управляемые - открываемые и закрываемые колонные фильтры. Проведение операций пакеровки скважины и регулирования колонных фильтров и клапанов осуществляется с помощью внутриколонного управляющего инструмента, спускаемого на НКТ и приводимого в действие гидравлическими и механическими операциями [16].

Значение контактного давления, создаваемое уплотнительным рукавом на стенку скважины, для герметизирующей способности пакера имеет принципиальное значение. Как показали стендовые и промысловые исследования при изоляции водоносных пластов в добывающих скважинах Западной Сибири контактное давление должно быть не менее 4 МПа. Создаваемое при пакеровке скважины начальное контактное давление затем уменьшается по трем основным причинам:

- из-за возвратных перемещений подвижных элементов клапанного узла проходного пакера (возвратные перемещения обусловливают переток некоторой порции рабочей жидкости из полости рукава в клапанный узел);

- из-за ползучести стенки скважины в зоне уплотнительного рукава, (пластическая деформация стенки скважины, из-за гидратации глинистой породы в процессе бурения, вызывает приращение диаметра скважины в месте раздутого рукава);

- из-за деформаций обжимных обойм (развальцовки их концевых зон, обращенных к середине рукава) при выдерживании уплотнительным кольцом значительного перепада давления происходит приращение объема полости раздутого рукава, в следствии чего, снижается контактное давление [17].

Кроме того, недостатком так же является значительное уменьшение проходного сечения а так же то, что комплекс является неизвлекаемым, и отказ любого из технических узлов, входящих в состав комплекса, приводит к возникновению аварийной ситуации в скважине.

1.4 Разобщение пластов ГС набухающими пакерами

Первые попытки применения набухающих пакеров были предприняты еще более 50 лет назад в США. В 1960 г. группой инженеров-нефтяников из Калифорнии был получен патент на пакер, использующий в качестве составной части набухающую резину. Однако данная технология в тот период не получила должного развития. В дальнейшем, были единичные попытки ее развития и применения для разобщения пластов при строительстве скважин.

В 2000 г. технология применения набухающих эластомеров на современном уровне была разработана исследовательским подразделением компании Shell. Одновременно с этим технологию начала развивать норвежская компания Easywell, впоследствии приобретенная американской компанией Halliburton. Затем к развитию технологии подключились американские компании TAM International, Baker Oil Tools и другие [18].

В настоящее время в нашей стране и за рубежом активно развивается технология разобщения пластов и изоляции межпластовых перетоков и другие виды работ при креплении скважин с применением набухающих пакеров, в которых уплотнительный элемент выполнен из эластомера, способного увеличиваться в объеме при контакте с определенными жидкостями (водой или нефтью) [19, 20, 21].

Существенными достоинствами таких пакеров являются отсутствие в их конструкции подвижных частей и необратимая изоляция пластов при строительстве скважин. Во многих областях применения набухающие пакеры могут служить более безопасным и простым средством разобщения пластов, чем цементирование и перфорирование. Набухающие пакеры, так же применяют для: разобщения пластов, раздельной добычи из нескольких горизонтов, гидроразрыва пласта.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ягафаров Альберт Салаватович, 2016 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Технология управляемой эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием / Р.С. Хисамов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 12. -С. 110-112.

2. Изоляция зон водопритоков в наклоннонаправленных и горизонтальных скважинах / Г.С. Абдрахманов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 2. -С.44-46.

3. Яртиев, А.Ф. Применение горизонтальных скважин на нефтяных месторождениях Татарстана / А.Ф. Яртиев, Р.Т. Фазлыев, Л.М. Миронова. -М. : ВНИИОЭНГ, 2008. - 153 с.

4. Теория и практика заканчивания скважин: в 5-ти т. Т.1 / под ред. А.И. Булатова. - М. : Недра, 1997. - 395с.

5. Мониторинг горизонтального ствола, селективно разделенного на два сегмента / Г.С. Абдрахманов [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть: вып. 81 / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». - Казань: Центр инновационных технологий, 2013. - С. 245-253.

6. Глазова, В.М. Разработка сложнопостроенных нефтяных залежей за рубежом / В.М. Глазова, Е.М. Григоренко. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - 48 с. - (ОИ. Сер. Нефтепромысловое дело; вып. 2(74)).

7. Новая технология изоляции интервалов водопритока в необсаженном горизонтальном стволе / И.Г. Юсупов [и др.] // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана: сб. науч. тр. / ТатНИПинефть ОАО «Татнефть». - Бугульма, 2000. - С. 201-214.

8. Шаманов, С.А. Бурение и заканчивание горизонтальных скважин / С.А. Шаманов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. - 190 с.

9. Кадыров, Р.Р. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с использованием полимерных материалов / Р.Р. Кадыров. - Казань: Фэн, 2007. - 423 с.

10. Мамедов, А.А. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения / А.А. Мамедов. - М.: Недра, 1974. -199 с.

11. Гошовский, С.В. Совершенствование способов вскрытия нефтегазовых пластов / С.В. Гошовский, А.М. Абдуладзе, Б.А. Клибанец. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - С.24. - (ОИ. Сер. Бурение; вып. 13 (52)).

12. Рябоконь, С.А. Влияние качества строительства скважин на возникновение осложнений при эксплуатации и ремонте / С.А. Рябоконь, С.В. Усов, В.И. Дадыка. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - 54 с. - (ОИ. Сер. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений).

13. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири / Ю.Н. Вершинин [и др.]. - М.: ВНИИОЭНГ, 1992. - 65 с. - (ОИ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море).

14. Блажевич, В.А. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах в сложных гидродинамических условиях / В.А. Блажевич, В.А. Стрижнев. -М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 55 с. - (ОИ. Сер. Нефтепромысловое дело).

15. Басарыгин, Ю.М. Заканчивание скважин: учеб. пособие для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. - М.: Недра, 2000. - 670 с.

16. Комплекс для регулируемого разобщения горизонтальных скважин / Н.Л. Щавелев [и др.] // Бурение. - 2000. - № 8. - С. 13-15.

17. Пакеры и специнструмент для разобщения пластов при креплении скважин / Ю.З. Цирин [и др.]. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 127 с. - (ОИ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море).

18. Совершенствование технических средств для разобщения пластов и изоляции межпластовых перетоков / В.В. Торопынин [и др.] // Бурение и нефть. - 2009. - № 12. - С.49-51.

19. Куренов, М.В., Особенности использования разбухающих пакеров для разобщения горизонтальных участков скважин на шельфе Каспийского

моря / М.В. Куренов, Д.В. Елисеев // Вестник Астраханского ГТУ. - 2011. -№ 2 (52). - С.69-72.

20. Решения для заканчивания скважин HALLIBURTON [Электронный ресурс].

- Режим доступа:

http://www.halliburton.com/public/cps/contents/Data_Sheets/web/H/h07827r.pdf.

21. Системы заканчивания скважин с селективным разделением пластов в открытом стволе [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http:// www.weatherford.ru/info. [e-mail].

22. Катеев, Р.И. Опыт применения водонефтенабухающих заколонных пакеров «TAM International» / Р.И. Катеев, А.Р. Исхаков, И.М. Зарипов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть: вып. 79 / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». - М.: ВНИИОЭНГ, 2011. - С. 213-220.

23. Повышение эффективности разработки залежей 302-303 Ромашкинского месторождения Отчет о НИР 15.9625.15 / отв. исп. З.А. Лощева; ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». - Бугульма, 2015. - 152 с.

24. Применение водонабухающих пакеров для изоляции трещиноватых участков горизонтальных скважин залежей 302-303 / Н.Г. Ибрагимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 7. - С. 48-50.

25. Заканчивание горизонтальных скважин на пилотном кусте Русского месторождения [Электронный ресурс] / Е.А. Болычев [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». Приложение. - 2014. - № 2.

- С.3-11. - Режим доступа: http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/attach 2-2014.pdf.

26. Мелинг, К.В Разработка техники и технологии восстановления крепи скважин профильными перекрывателями: автореф. дис. ... канд. тех. наук: 05.15.10 / К.В. Мелинг. - Бугульма, 2000. - 23 с.

27. Пат. 2335617 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Способ изоляции зон осложнений в скважине профильным перекрывателем / Н.Г. Ибрагимов, Н.Х. Хамитьянов, Ф.Ф. Ахмадишин, А.С. Ягафаров, С.Л. Багнюк,

В.Б. Оснос; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2007107584/03 ; заявл. 28.02.07 ; опубл. 10.10.08, Бюл. № 28.

28. Разобщитель пласта для горизонтального ствола скважины / Н.Х. Хамитьянов и [др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть: вып. 81 / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». - Казань: Центр инновационных технологий, 2013. - С. 260-266.

29. Новые методы защиты и герметизации эксплуатационной колонны / К.М. Гарифов и др. - Казань: Идел-Пресс, 2001. - 96 с.

30. Хамитьянов, Н.Х. Технология изоляции зоны осложнения колонной расширяемых труб / Н.Х. Хамитьянов, Г.С. Абдрахманов, А.С. Ягафаров // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2011. - № 1. - С. 19-21.

31. Пат. 2527963 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство верхнего конца и нижнего конца расширяемых труб, устраняющее концевое сужение при их расширении / Ф.Ф. Ахмадишин, Н.Х. Хамитьянов, А.С. Ягафаров, А.В. Киршин, В.Е Пронин. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2013120351/03 ; заявл.18.07.13 ; опубл. 10.09.14, Бюл. № 25.

32. Пат. 82264 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Башмак для установки перекрывателя в скважине / Р.Р. Ибатуллин, Н.Х. Хамитьянов, Ф.Ф. Ахмадишин, А.С. Ягафаров, В.Е. Пронин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2008144544/22 ; заявл.11.11.08 ; опубл. 20.04.09, Бюл. № 11.

33. Хамитьянов, Н.Х. Повышение качества крепления скважин расширяемыми трубами / Н.Х. Хамитьянов, А.С. Ягафаров // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть: вып. 78 / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. - С. 201-206.

34. Пат. 2465433 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/00. Устройство для отворота и разрушения башмака расширяемых колонн / Н.Х. Хамитьянов,

А.С. Ягафаров, С.Л. Багнюк, А.В. Киршин, А.В. Емельянов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2011118260/03 ; заявл.05.05.11 ; опубл. 27.10.12, Бюл. № 30.

35. Пат. 81518 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для развальцовки труб и разрушения башмака в скважине / Н.Х. Хамитьянов, Г.С. Абдрахманов, Н.Н. Вильданов, А.С. Ягафаров, А.В. Киршин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2008144554/22; заявл. 11.11.2008; опубл. 20.03.2009, Бюл. № 8.

36. Абдрахманов, Г.С. Крепление скважин экспандируемыми трубами: учеб. пособие для вузов / Г.С. Абдрахманов. - 2-е изд., доп. - М.: ВНИИОЭНГ, 2014. - 268 с.

37. Пат. 62150 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для развальцовки труб / Н.Х. Хамитьянов, Н.Н. Вильданов, А.В. Киршин, А.С. Ягафаров, С.Л. Багнюк; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2006140621/22; заявл. 16.11.2006; опубл. 27.03.2007, Бюл. № 9.

38. Пат. 2144128 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для развальцовки труб / Ш.Ф. Тахаутдинов, З.Ф. Гилязетдинов, И.Г. Юсупов, Г.С. Абдрахманов, К.В. Мелинг, Н.Х. Хамитьянов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 98111043/03; заявл. 09.06.1998; опубл. 10.01.2000, Бюл. № 1.

39. Пат. 46527 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для развальцовки труб / Г.С. Абдрахманов, Н.Х. Хамитьянов, Н.Н. Вильданов, А.С. Ягафаров, А.В. Киршин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2005103719/22; заявл. 11.02.2005; опубл. 10.07.2005, Бюл. № 19.

40. Пат. 2462583 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для перекрытия зоны осложнения при бурении скважины / Р.Р. Ибатуллин, Н.Х. Хамитьянов, Ф.Ф. Ахмадишин, Г.С. Абдрахманов, А.С. Ягафаров;

заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2011118257/03; заявл. 05.05.2011; опубл. 27.09.2012, Бюл. № 27.

41. Пат. 2235849 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для развальцовки труб в скважине / Н.Г. Ибрагимов, К.В. Мелинг, Г.С. Абдрахманов, Н.Х. Хамитьянов, А.С. Ягафаров; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2002120030/03 ; заявл.22.07.02 ; опубл. 10.09.2004, Бюл. № 25.

42. Хамитьянов, Н.Х. Совершенствование развальцевателей для радиального расширения труб в скважине / Н.Х. Хамитьянов, А.С. Ягафаров // Территория «Нефтегаз». - 2011. - № 2. - С. 12-13.

43. Пат. 2259462 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для развальцовки труб в скважине / Н.Х. Хамитьянов, Г.С. Абдрахманов, К.В. Мелинг, Н.Н. Вильданов, В.П. Филиппов, А.С. Ягафаров; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2004109883/03 ; заявл.31.03.2004 ; опубл. 27.08.2005, Бюл. № 24.

44. Виноградов, В.Н. Пути повышения долговечности работы подшипников скольжения в опоре буровых долот / В.Н. Виноградов, А.Ф. Брагин, Е.Н. Бородина. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 39 с. - (ОИ. Сер. Машины и оборудование; вып. 12 (37)).

45. Пат. 53358 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для развальцовки труб / Н.Х. Хамитьянов, Ф.Ф. Ахмадишин, Г.С. Абдрахманов, Н.Н. Вильданов, А.С. Ягафаров ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2005139514/22 ; заявл. 16.12.2005 ; опубл. 10.05.2006, Бюл. № 13.

46. Пат. 2268986 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для развальцовки труб в скважине / Н.Х. Хамитьянов, Г.С. Абдрахманов, Н.Н. Вильданов, В.П. Филиппов, А.С. Ягафаров; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2004118369/03 ; заявл.17.06.2004 ; опубл. 27.01.2006, Бюл. № 03.

47. Гольдштейн, М.И. Специальные стали / М.И. Гольдштейн, С.В. Грачев, Ю.Г. Векслер. - М.: Металлургия, 1985. - 408 с.

48. Пат. 2471969 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Способ крепления необсаженной части скважины методом диапазонного расширения труб / Н.Х. Хамитьянов, А.С. Ягафаров, С.Л. Багнюк, А.В. Киршин, В.Е. Пронин, заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2011128518/03; заявл. 08.07.2011; опубл. 10.01.2013, Бюл. № 1.

49. Хамитьянов, Н.Х. Устройство для развальцовки труб и разрушения башмака в скважине / Н.Х. Хамитьянов, А.С. Ягафаров // Научно-техническая ярмарка идей и предложений группы компаний «Татнефть», посвящ. 60-лет. ОАО «Татнефть». Номинации : поддержание пластового давления, машины и оборудование / ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2010. - С. 52-55.

50. Пат. 2459066 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для расширения труб в скважине / Н.Х. Хамитьянов, А.С. Ягафаров, А.В. Киршин, С.Л. Багнюк, В.Е. Пронин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2011110875/03 ; заявл.22.03.2011 ; опубл. 20.08.12, Бюл. № 23.

51. Булатов, А.И. Технология промывки скважин / А.И. Булатов, Ю.М. Просёлков, В.И. Рябченко. - М.: Недра, 1981. - 303 с.

52. Хамитьянов, Н.Х. Крепление скважин малого диаметра расширяемыми трубами / Н.Х. Хамитьянов, А.С. Ягафаров // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть: вып. 79 / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». - М.: ВНИИОЭНГ, 2011.- С. 194-198.

53. Разработка техники и технологии изоляции зон поглощений оборудованием ОЛКС-156 при бурении скважин малого диаметра: отчет о НИР / отв. исп. Н.Х. Хамитьянов, Н.Н. Вильданов; ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». -Бугульма 2010. - 132 с.

54. Пат. 52911 Российская Федерация, МПК Е 21 В 33/12. Пакер для перекрытия внутренней полости колонны труб / Ф.Ф. Ахмадишин, Р.Г. Загидуллин, А.С. Ягафаров, С.Л. Багнюк, А.В. Головин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2005138271/22 ; заявл.08.12.2005 ; опубл. 27.04.2006, Бюл. № 12.

55. Способ разработки нефтяных месторождений сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами: отчёт о НИР за 2014 год: Гражданско-правовой договор № 2014.44207 от 12 ноября 2014 г. / рук. Ф.Ф. Ахмадишин, Н.Х. Хамитьянов, Г.С. Абдрахманов; ТатНИПИнефть. -Бугульма, 2014. - 224 с.

56. Разработка и организация промышленного производства двухпакерного оборудования и заколонных пакеров для наклоннонаправленных и горизонтальных скважин (промежуточный): Кн. 3: отчёт о НИР по договору № 98.1127.2000 / Г.С. Абдрахманов, Н.Х. Хамитьянов, Р.Г. Загидуллин; ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». - Бугульма, 1999. - 57 с.

57. РД 153-39.0-691-10 Инструкция по применению техники и технологии разобщения интервалов пласта с различными коллекторскими свойствами в горизонтальном стволе скважины диаметром 155,6 мм.: вводится впервые / В.П. Филиппов [и др.]; ТатНИПИНефть ОАО «Татнефть». - Бугульма, 2010. - 26 с.

58. Пат. 2495226 Российская Федерация, МПК Е 21 В 33/12. Устройство для разобщения пластов или продуктивного пласта горизонтальной скважины на отдельные зоны / Р.Р. Ибатуллин, Н.Х. Хамитьянов , Ф.Ф. Ахмадишин, Р.Х. Фаткуллин, А.С. Ягафаров; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2012104421/03; заявл. 08.02.12; опубл. 10.10.13, Бюл. № 28.

59. Пат. 2485290 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Способ разработки горизонтальной скважиной пласта с зонами различной проницаемости / Н.Х. Хамитьянов, Р.Х. Фаткуллин, А.В. Киршин, А.С. Ягафаров, В.Б. Оснос; заявитель и

патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2011154388/03; заявл. 29.12.11; опубл. 20.06.13, Бюл. № 17.

60. Пат. 2411341 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для перемещения и фиксации оборудования в скважине / Н.Х. Хамитьянов, Г.С. Абдрахманов, Р.Х. Фаткуллин, А.В. Киршин, А.С. Ягафаров; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2009140116/03; заявл. 29.10.09; опубл. 10.02.11, Бюл. № 4.

61. Пат. 2463434 Российская Федерация, МПК Е 21 В 17/14, 34/12. Башмак-клапан для хвостовика / Н.Х. Хамитьянов, Р.Х. Фаткуллин, Ф.Ф. Ахмадишин, А.В. Киршин, А.С. Ягафаров; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2011118222/03; заявл. 05.05.2011; опубл. 10.10.2012, Бюл. № 28

62. Пат. 2413063 Российская Федерация, МПК Е 21 В 17/14, 34/12. Башмак-клапан для хвостовика / Н.Х. Хамитьянов, Ф.Ф. Ахмадишин, Р.Х. Фаткуллин, А.В. Киршин, И.А. Уразгильдин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2009140122/03; заявл. 29.10.09; опубл. 27.02.11, Бюл. № 6.

63. Технология управляемой эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием / Р.С. Хисамов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 12. -С. 110-112.

64. РД 153-39.0-830-13 Инструкция по технологии выработки высоконеоднородных и заводняемых коллекторов с применением оборудования управляемого фильтра: вводится впервые: дата введения с 27.12.2013 г. / Н.Х. Хамитьянов [и др.]; ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». -Бугульма, 2013. - 34 с.

65. Технология для управляемой эксплуатации горизонтальных скважин / Н.Г. Ибрагимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 7. - С.44-47.

66. РД 153-39.0-914-15 Инструкция по эксплуатации скважины с горизонтальным стволом, разделенным на участки : вводится впервые : дата

введения с 29.10.2015 г. / Н.Х. Хамитьянов [и др.]; ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». - Бугульма, 2015. - 28 с.

67. Управляемая эксплуатация секций горизонтальных скважин / Г.С. Абдрахманов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 7.

68. Пат. 2547190 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/12, 34/06. Устройство для регулирования потока текучей среды в скважине / Г.С. Абдрахманов, Н.Х. Хамитьянов, С.Л. Багнюк, В.П. Филиппов, Д.Ю. Бирюков, Н.Н. Вильданов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2014112855/03; заявл. 02.04.2014; опубл. 10.04.2015, Бюл. № 10.

69. Перспективы развития метода управляемой эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием [Электронный ресурс] / Г.С. Абдрахманов [и др.] // Электронный научный журнал «Нефтяная провинция». - 2015. - № 2. - Режим доступа: http://www.vkro-raen.com/#!blog/cp6k

70. Система для регулируемой с поверхности эксплуатации многосегментных горизонтальных скважин / Г.С. Абдрахманов [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть: вып. 81 / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». -Казань: Центр инновационных технологий, 2013. - С. 240-245.

71. Конструкции скважин, сообщающихся через продуктивный пласт, для разработки нефтяных карбонатных отложений башкирского яруса / Г.С. Абдрахманов [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть: вып. 83 / ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». - М. : Нефтяное хозяйство, 2015. -С.184-189.

72. Пат. 2488686 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/12, 43/14. Способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, и устройство для его осуществления / Р.С. Хисамов, И.А. Нуриев, Г.С. Абдрахманов, В.А. Иктисанов, И.Д. Вахитов, И.Г. Низамов, Н.Х. Хамитьянов, А.Р. Корженевский, С.Л. Багнюк, В.П. Филиппов, Л.М. Миронова, А.А. Корженевский; заявитель и

патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2012100083/03; заявл. 10.01.2012; опубл. 27.07.2013, Бюл. № 21. 73. Пат. 2547870 Российская федерация МПК Е21В 34/06 Устройство для разобщения ствола скважины на отдельные участки / А.А. Ахмадишин, Н.Н. Хамитьянов, Г.С. Абдрахманов, А.С. Ягафаров, А.В. Киршин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина - № 2014111552/03; заявл. 25.03.2014; 10.04.2015, Бюл. № 10.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

АКТ

установки оборудования для управляемой эксплуатации на скважине № 37898г Залежи 301-303

Мы, нижеподписавшиеся: начальник ОТС и ОБС НГДУ «ЛН» Трунников Д.Е., начальник отдела технологического сопровождения скважин Альметьевского ПБР Сафонов О.П., от института «ТатНИПИнефть» старший научный сотрудник Филиппов В.П., ведущий инженер Ягафаров А.С, инженер исследователь Пронин В.Е. составили настоящий акт по установке оборудования управляемого фильтра на скважине № 37898г залежи 301-303

Оборудование разработано по заказ-наряду № 11.5272.12 на выполнение работ по теме «Разработка технологии высоконеоднородных и заводняемых коллекторов с применением оборудования управляемого фильтра».

Данные по скважине

Глубина скважины, м 1280;

Продуктивный горизонт Башкирский ярус;

Конструкция скважины:

Наименование колонны Диаметр, мм Интервал установки, м Высота подъёма цемента, м

долота колонны

Направление 490 426 0-50 0-50

Промежуточный кондуктор 393,7 323,9 0-160 0-160

Кондуктор 295,3 244,5 0-300 0-300

Эксплуатационная колонна 215,9 168,3 0-915 0-910

Открытый ствол 144 915-1280

Интервалы установки РП-144У 1073-1092 м, 1180-1199м

Хвостовик НКТ89 856,76-1280

Интервалы установки пакеров, м ПРО-Ш-М-СТ-122 - 1192,31-1194,96, 1084,76-1087,41,

ПРО-ЯВЖТ-С-140 - 861,71-864,36.

Интервалы установки УУГС, м 990,56-1000,56, 1129,61-1139.61, 1237,161247,16

Порядок проведения работ

По результатам геофизических материалов окончательного каротажа и акустического профилемера определили интервалы установки дальнего и ближнего разобщителей пластов (РП-144У): 1180-1199м и 1073-1092м.

На устье скважины собрали РП-144У длиной 19м (рисунок 1) включающий: башмак АИ27.00.200 поз. 2, уплотнитель АИ27.00.300 поз. 3, две пакерные трубы РП-144у АИ27.00.400 поз. 4, уплотнитель АИ27.00.300 поз. 3, устройство посадочное АИ27.00.100 поз. 1. Сварочные работы выполнили согласно РД 153-39.0 - 691 - 10.

Рис. 1

Собрали компоновку: РП-144У, переводник Н3-86хМ3-102, трубы ТБПН 89х9,9-27 свечей, репер (ТБПН 89х9,9-12,3м), остальное трубы ТБПН 89х9,9 и спустили в скважину до глубины 1180 м.

Произвели отбивку репера и его привязку по глубине геофизическими методами (малогабаритный ГК-ЛМ).

Цементировочным агрегатом создали в колонне бурильных труб давление 8,0 МПа. Остановили насос и снизили давление до нуля. Разгрузили бурильную колонну на 100 кН (10 т). Создали давление Р=17,0 МПа, при этом произошло отсоединение посадочного переводника от РП-144У. После чего подняли посадочный переводник из скважины.

На устье скважины собрали и спустили в скважину до головы РП-144У (1180 м) компоновку: развальцеватель РШ-132, переводник МЗ-88хМЗ-102, бурильные трубы ТБПН 89х9,9 27свечей, УБТ-108 (95 м) остальное бурильные трубы ТБПН 89 х 9,9. Создали циркуляцию бурового раствора и при давлении на стояке 4-5 МПа произвели развальцовывание РП-144У. Развальцовывание выполнили при нагрузке до 10 тс до башмака РП-144У.

После подъема компоновки произвели визуальный осмотр и инструментальный контроль развальцевателя РШ-132. Диаметр шарошки развальцевателя РШ-132 составил132 мм (износ отсутствует). Общее время развальцовывания составило 1,5 часа.

На устье скважины собрали РП-144У длиной 19 м согласно приведённого рисунка 1 и спустили до глубины 1073м. Работы по установке второго РП-144У провели аналогично установке первого РП-144У.

После подъема компоновки произвели визуальный осмотр и инструментальный контроль развальцевателя РШ-132 диаметр (износ шарошки развальцевателя составил 0,5мм, повышенный люфт в сопряжении лапа-шарошка). Общее время развальцовывания составило 1,5 часа.

На устье скважины собрали и спустили в скважину до головы верхнего разобщителя РП-144У (1073м) компоновку: фреза Ф-110, развальцеватель РДР-110/134, переводник НЗ-86хНЗ-76, двигатель забойный ДР-106, бурильные трубы ТБПН 89х9,9 27 свечей, УБТ-108 (95 м) остальное бурильные трубы ТБПН 89 х 9,9.

Создали циркуляцию бурового раствора с давлением на стояке 8-10 МПа выполнили развальцовывание РП-144У при нагрузке до 5 тс. Фрезерование башмака произвели при Р=10-12 МПа, нагрузке 12 тс в течении одного часа.

Допустили компоновку до головы нижнего РП-144У (глубина 1180м). Создали циркуляцию бурового раствора с давлением на стояке 8-10 МПа начали развальцовывание. Развальцовывание РП-144У выполнили при нагрузке до 5 тс. Фрезерование башмака произвели при Р=10-12 МПа, нагрузке 12-14 тс в течении 1,5 часа.

По окончании вальцевания и выхода развальцевателя из нижнего РП-144У компоновку с целью шаблонирования ствола скважины допустили до забоя.

После подъема компоновки произвели визуальный осмотр и инструментальный контроль развальцевателя. Диаметр РДР-110/134 по роликам составил 133,5мм (износ 0,5мм).

Для дополнительного прижатия нижнего РП-144У на устье скважины собрали и спустили в скважину до головы (1180) компоновку инструмента: фреза Ф-110, развальцеватель РДР-110/135 (с увеличенным диаметром по роликам равным 135мм), переводник НЗ-86хНЗ-76, двигатель забойный ДР-106, бурильные трубы ТБПН 89х9 27 свечей, УБТ-108 (95 м) остальное бурильные трубы ТБПН 89 х 9,9.

Создали циркуляцию бурового раствора с давлением на стояке 8-10 МПа повторно развальцевали нижний РП-144У. Общее время развальцовывания составило 3,5 часа.

Подняли компоновку. Диаметр развальцевателя РДР-110/135 составил 134,5 мм (износ 0,5мм).

С целью гарантированного прохождения оборудования для управляемой эксплуатации по горизонтальному участку ствола скважины и шаблонирования РП-144У, согласно схеме, показанной на рисунке 2 собрали компоновку, состоящую из: башмака-клапана, труб НКТ89, переводника П-ОТТМ114/НКТ89, обсадной трубы диаметром 114 мм (муфты 0 127 мм), переводник П-НКТ89/114ОТТМ, труб НКТ89, трубы 0 127, труб НКТ89, переводника П-ОТТМ114/НКТ89, обсадной трубы -диаметром 114 мм (муфты 0 127 мм), переводника П-НКТ89/ОТТМ114, труб 89НКТ, трубы

0 127 мм, труб НКТ89, переводника П-ОТТМ114/НКТ89, обсадной трубы - диаметром 114 мм (муфты 0 127 мм), переводника П-НКТ89/114ОТТМ114,

1280,00 м-

Рисунок 2- Схема компоновки шаблона-имитатора

труб НКТ89, трубы 0 127 мм, переводника П-З-102/НКТ89, переводника П- З-88/ З-102, наддолотного модуля (НДМ), переводника П- З-102/З-88.

Шаблон - имитатор на бурильных трубах ТБПН 89х9,9 спустили до забоя (1280м). Посадок при спуске инструмента не зафиксировано. Компоновку подняли на устье скважины.

Согласно схеме, представленной на рисунке 3, собрали хвостовик состоящий из: направляющей, труб НКТ89, переводника П-ОТТМ114/НКТ89, устройства для управляемой эксплуатации горизонтальных скважин (УУЭГС) (шторка в открытом положении), переводника П-НКТ89/114ОТТМ114, труб НКТ89, пакера ПРО-Ш-М-С-122, труб НКТ89, переводника П-ОТТМ114/НКТ89, УУЭГС (шторка в закрытом положении), переводника П-НКТ89/114ОТТМ114, труб НКТ89, пакера ПРО-Ш-М-С-122, труб НКТ89, переводника П-ОТТМ114/НКТ89, УУЭГС (шторка в закрытом положении), переводника П-НКТ89/114ОТТМ114, труб НКТ89, колоннонго пакера ПРО-ЯВЖТ-С-140, разъединительного устройства ИПГ-136-55-500-Т100-КЗ, гидродомкрата УУГ-114 с якорем ЯГ1(М), патрубка НКТ89, переводника П-З-102/НКТ89, остальное бурильные трубы ТБПН 89х9,9.

Компоновку на бурильных трубах диаметром 89х9,9 мм спустили в скважину с расстопоренным крюком талевого блока, не превышая скорость спуска 0,25 м/с и не допуская посадок выше 20 кН. В интервале набора кривизны, на уступах, а также при прохождении пакерами ПРО-Ш-М-С-122 разобщителей пластов РП-144У скорость спуска ограничели до 0,1 м/с. В процессе спуска хвостовика обсадные трубы, бурильные трубы и фильтры шаблонировались шаблонами диаметрами 97 мм и 60 мм соответственно. Осевую нагрузку контролировали по гидравлическому индикатору веса (ГИВ). Глубину спуска контролировали по данным замеров хвостовика и бурильной колонны.

В колонну бурильных труб сбросили шарик (57,15мм ГОСТ 3722-81) для отсоединения бурильной колонны от оборудования в ИПГ-136.

Разгрузкой веса бурильной колонны на 22 т произвели срезание штифтов и посадку пакеров ПРО-Ш-М-С-122.

Повышением давления 17,0 МПа в устройстве УУГ-114 создали усилие на пакерную компоновку срезание штифтов колонного пакера ПР0-ЯВЖТ-С-140-59-350-Т100-КЗ не произошло.

Разгрузкой веса бурильной колонны на 24 тонны произвели срезание штифтов и посадку колонного пакера ПР0-ЯВЖТ-С-140-59-350-Т100-КЗ.

Натяжением бурильной колонны на 4 тонны от собственного веса инструмента проверили устойчивость пакера колонного. Созданием давления 5,0 МПа в затрубном пространстве при закрытом привенторе произвели опрессовку пакера колонного. Падения давления не отмечено.

Созданием давления в колонне бурильных труб 27,0 МПа произвели срезание штифтов и разъединение в ИПГ-136-55-500-Т100-КЗ

бурильной колонны от хвостовика с технологической оснасткой. Выполнили подъём бурильной колонны, якоря ЯГ1(М)С устройством УГ-114 и извлекаемой части ИПГ-136 на устье.

Направляющая (0,14 м)

Рисунок 3 Схема компоновки оборудования для управляемой эксплуатации

5 Выводы

1 Оборудование для управляемой эксплуатации горизонтальных скважин (рисунок 4) установлено в горизонтальной части ствола скважины согласно утверждённого плана.

Рисунок 4 Схема расположения компоновки оборудования для управляемой эксплуатации.

2 Разобщители пластов РП-144У установлены в интервалах: 1073-1092 м, 11801199 м.

3 Проходные пакера ПРО-Ш-М-СТ-122 запакерованы внутри установленных РП-144У в интервалах:1192,31-1194,96, 1084,76-1087,41, колонный пакер ПРО-ЯВЖТ-С-140 запакерован и зафиксирован от перемещения якорями в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм в интервале 861,71-864,36 м.

4 Устройства для управляемой эксплуатации горизонтальных скважин расположены в интервалах: 990,56-1000,56 (шторка в открытом положении), 1129,611139,61 (шторка в закрытом положении), 1237,16-1247,16 м (шторка в закрытом положении).

5 Оборудование соответствует требованиям техники безопасности. Установка оборудования управляемого фильтра осуществляется с применением стандартного бурового оборудования силами буровой бригады.

Начальник ОТС и ОБС НГДУ «ЛН»

Начальник отдела технологического сопровождения скважин ООО «Бурения»

Старший научный сотрудник института «ТатНИПИнефть»

Ведущий инженер института «ТатНИПИнефть»

Инженер - исследователь института «ТатНИПИнефть»

Д.Е. Трунников

О.П. Сафонов

В.П. Филиппов

А.С. Ягафаров

В.Е. Пронин

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

УТВЕРЖДАЮ Главный i'eouioi-заместитель начальника управления нефть» .М, Салихов _2013 г.

АКТ

проведения дополнительных промысловых исследований технологии п оборудования для подготовки ГС к управляемой с поверхности эксплуатации на

скважине № 41502г Залежи №12

Мы, нижеподписавшиеся: от института «ТатНИПИнефть»: главный научный сотрудник Абдрахманов Г.С.. заведующий сектором борьбы с осложнениями Вшьданов H.H. старший научный сотрудник Филиппов В.П.. инженер I категории Багнюк С Л.. от ООО НПТ «Аойлсервис» заместитель генерального директора по инновационным технологиям Бирюков Д.Ю.. составили настоящий акт о проведении дополнительных промысловых исследований на скважине № 41502т Залежи №12 НГДУ « Джалнльнефть» проведённых в рамках проекта по разработке способа и технических средств для строительства и эксплуатации, сообщаемых через продуктивный пласт дренажных и добывающих скважин для нефтяных месторождений ОАО «Татнефть». Дата проведения работ: 20.09.2013 - 01.10. 2013г.

1 Обоснование

1,1 На скважине № 41502г впервые в ОАО «Татнефть» с нюня 2012 года применена и отрабатывается конструкция клапанной системы, которая в комплексе с разбщгпелем пласта, пакера мн, насосным оборудованием н соответствующим информационным обеспечением позволяет осуществлять отбор пластовых флюидов в управляемом и контролируемом режимах из отдельных зон продуктивного пласта, вскрытого горизонтальной скважиной. Технологическая схема компоновки представлена на рисунке 1. Аналогичная, клапанная система предусмотрена для применения в данной скважине в способе разработки нефтяных месторождений по Государственному контракту № 17-Ак от 13.06. 2013 г, В связи с этим проведены исследования работы клапанов после эксплуатации их в течение года и трех месяцев,

2 Место испытаний

2.1 Промысловые исследования проведены на скважине с горизонтальным окончанием № 41502г НГДУ «Джалильнефть», в бобриковских отложениях Залежи №12 Ромашки не кого месторождения

3 Данные по скважине

3.1 Глубина с кважины. м -1628.5

3.2 Глубина спуска эксплуатационной колонны диаметром 168 мм. м -1410

Технологическая схема компоновки с селективным разделением горизонтального участка ствола скважины диаметром 144 мм

Рисунок 1

3.3 Длина (интервал) открытого горизонтального участка ствола скважины.

пробуренной долотом диаметром 144 мм, м 3.4 Интервал установки РП- 144У, м

-221 (1410-1631) -1496-1513

4 Основные этапы исследований: а) ввод в одновременную работу двух участков, контроль за установившимся режимом, остановка на снятие кривой восстановления давления (КВД) и запись давлений при помощи глубинных манометров; б) поочерёдное введение в работу дальнего и ближнего участков ствола и повторение всех операций

4Л Контроль за установлением установившегося режима при закрытом дальнем участке.

4.1.1 До проведения исследований скважина эксплуатировалась с отсечённой дальней зоной со средним дебитом по жидкости: 24,8 м7сут.. по нефти 18 т/сут со средней обводненностью 20.2 %. Давление Р^ ближнего участка =2.05 МПа, дальнего участка Рз-2.6 МПа.

4.2 Открытие нижнего клапана

20 сентября 2013 года выполнили открытие нижнего клапана. С 20 сентября 2013 года по 24 сентября 2013 года скважина эксплуатировалась со всего горизонтального ствола.

В процессе работы дальнего и ближнего участков наблюдается увеличение давления Р> с 2,05 МПа до 2.5 МПа. ближнего участка и падение давления Р3 дальнего участка с 2.6 МПа до 2,45 МПа. а давление на приёме насоса увеличилось до 5.1 МПа. Средний дебит жидкости увеличился с 24.8 м~7сут до 28.5 м3/сут, приток нефти снизился с 18 т/сут до 7.8 т/сут, а обводненность с 20.2 % возросла до 70.2 %. Увеличение среднего дебита жидкости произошло нз-за притока пластовой воды с дальнего участка.

4.3 Закрытие верхнего клапана

25 сеншбря 2013 года выполнили закрытие верхнего клапана. С 25 сентября 2013 года по 27 сентября 2013 года эксплуатация производилась с дальнего участка. После закрытия верхнего клапана кривая записи давления Рт ближнего участка возросла с 2.5 МПа до 2.8 МПа. давление Рз дальнего участка снизилась 2.45 МПа до 2.3 МПа рисунок 2. Давление на приёме насоса уменьшалось с 5.5 МПа до 2,65 МПа рисунок 3. При эксплуатации дальнего участка дебит нефти составил 7,0 т/сут при обводненности с 66,8 %.

4.4 Открытие верхнего клапана и прикрытие нижнего клапана

27 сентября 2013 года выполнили открытие верхнего клапана и прикрытие нижнего клапана. С 27 сентября 2013 года по 01 октября 2013 года эксплуатация производилась совместная эксплуатация ближнего участка и частичная (эффект штудирования) дальнего участка, Кривая записи давления Р> ближнего участка

резко снизилась с 2.8 МПа до 2.4 МПа. давление Р; дальнего участка увеличилось с 2.3 МПа до 2,55 МПа рисунок 2. Давление на приёме насоса увеличилось с 2,9 МПа до 4,5 МПа рисунок 3 Приток нефти увеличился с 7,0 т/сут до 8.8 т/сут, а обводненность с 66.8 % снизилась до 58,9%. Прикрытие нижнего клапана привело к ограничению поступления пластовой воды с дальнего участка и увеличению притока нефти.

4.5 Закрытие нижнего клапана

01 октября 2013 года выполнили полное закрытие нижнего клапана, при этом был отключен дальний участок горизонтального ствола. Кривая записи давления Р2 ближнего участка снизилась с 2.2 МПа до 1,7 МПа. давление Р^ дальнего участка увеличилось с 2.4 МПа до 2,64 МПа рисунок 2. Давление на приёме насоса снизилось с 4,35 МПа до 2,2 МПа рисунок 3. Дебит жидкости при работе ближнего участка пласта составил 24.2 м3/сут, обводненность добываемой продукции снизилась с 58.9% до 19.4%. Дебит нефти на 30 ноября составил-18.0 т/сут.

Динамика работы скважины № 41502г представлена в таблице

таблица

Дата Р|3мах. МПа Р2з ср МПа МПа. Ра: м /сут Он, т/сут Обводнённость % Примечание

2.5 2.05 2.6 24.8 18.0 20.2 До испытания

20.09.13 5:5 2.5 2.45 28.4 7.8 70.2 Работа двух участков

25.09.13 2.65 2.8 2.3 23.2 7.0 66.8 Работа дальнего участка

27.09.13 4.5 2.4 2.55 23.5 8.8 58.9 Нижний клапан частично открыл Работа двух участков

01.10.13 1.7 2.64 24.2 18.0 19.4 Работа ближнего участка

Р1 - давление на входе насоса Р2 - давление ближнего участка Рз- - давление дальнего участка

5 Выводы

5.1 Проведённые дополнительные промысловые исследования на скважине № 41502г Залежи №12 НГДУ «Джалпльнефть» подтверждают работоспособность и эффективность созданного оборудования для разобщения участков ствола скважины, позволяющего в широком диапазоне управлять добываемой продукцией. Динамика изменения параметров давления, фиксируемых отдельными датчиками при выходе на эксплуатационный режим после открытия и закрытия

клапанов, свидетельствует о герметичности клапанных систем, работоспособности электромеханического силового привода, высокой информативности датчиков давления, чётко отражающих режимы работы испытываемого оборудования.

5.2 Применение технологии и оборудования управляемой с поверхности эксплуатации в сообщаемых через продуктивный пласт дренажных скважинах, позволит производить гидродинамические исследования н установить оптимальную систему разработки нефтяных залежей башкирского яруса.

Рисунок 2

Рисунок 3

ПРИЛОЖЕНИЕ В

В качестве методики РАСЧЁТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА от применения мероприятия «Технология управляемой с поверхности эксплуатации горизонтальной скважины, разделенной на два участка»

1. Аннотация

В настоящее время отсутствует надежный оперативный метод определения и разобщения места притока воды в горизонтальном стволе вновь пробуренной скважины. Одним из мероприятий, способствующих повышению эффективности эксплуатации нефтяных скважин с высокой вероятностью прорыва вод в продуктивном горизонте, является технология, позволяющая вести селективную добычу нефти из двух отдельных участков горизонтального ствола (А и Б), управляя этим процессом с поверхности.

Технология может быть использована при эксплуатации горизонтальных и наклонных скважин, как для раздельной выработки участков пластов с разной проницаемостью, так и для одновременной выработки.

Технология реализуется с помощью регулирующих устройств в виде электрических клапанов с измерительными датчиками давления и температуры, одним или несколькими пакерами, перекрывающими внутрискважинное пространство и патрубками, объединяющими интервалы пласта с различной проницаемостью. Датчики связаны с блоком измерения на устье скважины, а регулирующие устройства связаны кабелем с блоком управления. Выше регулирующих устройств размещен насос для поднятия продукции на поверхность по внутритрубному пространству.

Например, для увеличения нефтеотдачи интервала А горизонтального ствола скважины необходимо приоткрыть клапан верхнего регулирующего устройства. Для этого с блока управления на устье скважины подаётся сигнал по кабелю на регулирующее устройство, которое увеличивает пропускное

сечение клапана. Продукция скважины из интервала А поднимается по внутритрубному пространству на вход насоса.

Подобным же образом работает нижнее регулирующее устройство. При этом продукция скважины из интервала Б направляется, благодаря патрубку, в один поток через отверстия регулирующего устройства и далее через клапан во внутритрубное пространство на вход насоса.

ОПР по внедрению технологии выполняются на скважине № 41502г. Полученные результаты показывают, что отключение дальнего участка позволило уменьшить обводнённость продукции в 5 раз.

2. База сравнения и методика расчёта

За базу сравнения принимается вновь пробуренная добывающая скважина, горизонтальный участок которой эксплуатируется без разобщения.

Экономический эффект от внедрения мероприятия формируется как за счёт дополнительной добычи нефти, обеспечивающей увеличение выручки, так и за счёт возможного сокращения объёмов извлекаемой жидкости и, соответственно, снижения затрат на извлечение и транспортировку продукции.

Расчёт экономического эффекта выполняется согласно основным требованиям РД-153-39.0-620-09 «Положение по определению экономической эффективности внедрения результатов интеллектуальной деятельности» по формуле:

3у — Рт

где Эт.- экономический эффект мероприятия за расчётный период;

Рт - стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия за расчётный период;

Зт - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за расчётный период.

Таблица 3 - Расчёт экономического эффекта от применения мероприятия "Технология управляемой с поверхности эксплуатации горизонтальной скважины, разделенной на два участка" за квартал

№ п/п Показатели Базовый вариант Новый вариант

Инвестиционная деятельность

1 Дооснащение скважины, всего 53,3+41,6+6,5=101.4

в т.ч.

модуль 1250/5,868/4=53,3

разобщитель 977,6/5,868/4=41,6

работы по монтажу оборудования 24*6350/5,868/4/1000=6,5

2 Денежный поток по инвестиционной деятельности -101,4

Операционная деятельность

Извлечение жидкости, м 3 30,2*365*0,942/4=2595,9 29,3*365*0,942/4=2518,6

Добыча нефти, т 16,7*365*0,942/4=1435,5 23,1*365*0,942/4=1985,6

3 Выручка от реализации нефти 1435,5 * 12466/1000=17894,9 1985,6*12466/1000=24752,5

4 Себестоимость, всего 74+29,4+7583,7+1198,6=8885,7 5,4+71,8+40,7+10489,9+1658+73,9 +7,4+17,8=12364,9

в том числе:

3.1 аренда пакера 59,656*365/4/1000=5,4

3.2 условно-переменная часть себестоимости извлечения жидкости 2595,9*28,5/1000=74 2518,6*28,5/1000=71,8

3.3 условно-переменная часть себестоимости добычи нефти 1435,5*20,5/1000=29,4 1985,6*20,5/1000=40,7

3.4 ндпи 1435,5*5283/1000=7583,7 1985.6*5283/1000= 10489,9

3.5 коммерческие расходы 1435,5*835/1000=1198,6 1985,6*835/1000=1658

3.6 сопоставимая амортизация 1735,5/5,868/4=73,9

3.7 сопоставимый налог на имущество 173,2/5,868/4=7,4

3.8 удельные затраты на НИОКР 2500/6/5,868/4=17,8

4 Налогооблагаемая прибыль 24752,5-17894,9-12364,9+8885,7=3378,4

5 Налог на прибыль 3378,4*0,2=675,7

6 Чистая прибыль 3378,4-675,7=2702,7

7 Денежный поток по операционной деятельности 2702,7+73,9=2776,6

8 Денежный поток проекта - экономический эффект 2776,6-101,4=2675,2

Стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия формируется за счёт выручки от реализации дополнительно добытой нефти.

Стоимостная оценка затрат по вариантам представлена затратами на внедрение оборудования, затратами на аренду оборудования, условно-переменными расходами на добычу продукции, НДПИ, затратами на НИОКР.

Учитывая, что технология обеспечивает получение дополнительной добычи нефти на фоне снижения обводнённости и, соответственно, возможного снижения объёма отбора жидкости, в расчёте используются два удельных показателя: условно-переменные затраты на отбор 1 м'5 жидкости и условно-переменные затраты на добычу 1 т нефти.

Расчёт данных показателей производится на основании «Методических рекомендаций по определению условно-постоянных и условно-переменных затрат по ОАО «Татнефть». Условно-переменная часть расходов по статьям: «Расходы на энергию по извлечению нефти», «Расходы по искусственному воздействию на пласт» и «Расходы по сбору и транспортировке нефти» относятся на жидкость (сумма условно-переменных расходов по данным статьям делится на объём отбора жидкости за отчётный период), условно-переменная часть расходов по статье «Расходы по технологической подготовке нефти (обезвоживание)» - на нефть (делится на объём товарной нефти).

Удельные затраты на НИОКР рассчитаны в соответствии с прогнозом применения технологий в 2013-2015гг.

Дополнительная добыча нефти обусловлена большим приростом среднесуточного дебита скважины по новой технологии. Объем дополнительной добычи нефти (С>н) рассчитывается следующим образом:

где я" ~ прирост среднесуточного дебита скважин по нефти в базовом

варианте, т/сут.;

q2H - прирост среднесуточного дебита скважин по нефти в новом

варианте, т/сут.;

Г-расчётный период, сут.;

1СкСП - коэффициент эксплуатации скважин.

При расчёте квартальной эффективности единовременные затраты на дооснашение скважины разделительным оборудованием учитываются в сопоставимой стоимости (R), рассчитываемой по формуле:

4 хВ(т,Е)'

где S - сумма единовременных затрат, руб.;

В(т, Е) - текущая стоимость аннуитета в течение m периодов,

дисконтированного по норме дисконта Е;

т - жизненный цикл инвестиций (срок проявления эффекта или срок

службы оборудования), лет.

Фактически, величина В(т,Е) представляет собой сумму годовых коэффициентов дисконтирования за m лет. Выражение 1/B(m, Е) называется коэффициентом возврата капитала (capital recovery factor).

Таким образом, квартальная сопоставимая стоимость единовременных затрат R рассчитывается как 1/4 от годовой сопоставимой стоимости.

В сопоставимой части учитываются амортизация и налог на имущество по внедряемому оборудованию.

В связи с тем, что на данный момент вопрос с владельцем всего комплекса оборудования, обеспечивающего выполнение данной технологии, окончательно не решён, расчёт выполнен при условии передачи указанного оборудования на баланс НГДУ.

Расчётный период по мероприятию согласно «Извещению №1-2012 об изменении РД-153-39.0-620-09» принимается равным 8 годам, что соответствует нормативному сроку службы добывающих нефтяных скважин.

3. Исходные данные и расчёт экономического эффекта

Расчёт составлен на основании исходных данных подразделений ОАО «Татнефть» по состоянию на ноябрь 2012 г. (табл. 1).

В табл. 2 рассчитан экономический эффект от внедрения мероприятия за 8-летний расчётный период. ЧДЦ составляет 62,4 млн руб.

В табл. 3 представлен расчёт квартального эффекта от внедрения мероприятия, равный 2,7 млн руб.

Результаты расчётов подтверждают эффективность применения мероприятия «Технология управляемой с поверхности эксплуатации горизонтальной скважины, разделенной па два участка».

Зав. лабораторией техники и технологии расширяемых труб ТатНИПИнефть

Хамитьянов

Зав. сектором экономической эффективности новой техники ТатНИПИнефть

Исп. Сулейманов И.З. тел.[phone]

Таблица 1 - Исходные данные

№п/п Наименования показателей Ед.изм. Варианты Основание

Базовый Новый

1 Объём внедрения, всего ед. 6 Tari ШПИнсфть

в т.ч.

2013 г. 2

2014 г. и 2

2015 г. 2

2 Затраты на НИОКР тыс.руб. 2 500,0

3 Стоимость оборудования, всего: гыс.руб./шт. 2 227.6

в т.ч.

модуль 1 250,0

разобщитель 977,6

4 Продолжительность работ по монтажу оборудования (агрегат А-50) час. 24

5 Стоимость 1 часа эксплуатации агрегата А-50 руб./час 6 350 УК ООО "Татбурнефть", 3 кв. 2012 г.

6 Средний начальный дебит скважин:

по жидкости м3/сут. 30,2 29,3 фактические данные по скв.№41502Г НГДУ "ДН"

по нефти т/сут. 16,7 23,1

7 Коэффициент эксплуатации 0,942 ТЭП ОАО "ТН" 6 мес.2012 г.

8 Стоимость аренды пакера руб./сут. 59,656 "Протокол согласования стоимости услуг по обеспечению внутрискважинных технологических процессов УК "ООО ТМС групп"

9 Условно-переменные затраты на извлечение 1 м3 жидкости руб./м3 28,5 ОАО "Татнефть" факт 6 мес.2012 г.

10 Условно-переменные затраты на добычу 1 т нефти руб./т 20,5 н

11 Средневзвтенная цена реализации нефти, без НДС и эп 12 466 ЭУ, факт 2 кв. 2012 г.

12 ндпи 5 283

13 Коммерческие расходы 835

14 Норма амортизации (скважина нефтяная) % 12,5 Классификатор ОФ ОАО "ТН"

15 Расчётный период лет 8 «Извещение №1-2012 об изменении РД-153-39.0-620-09»

16 Налог на прибыль % 20 Налоговый кодекс РФ

17 Налог на имущество 2,2 н

18 Норма дисконта 10% УИ ОАО "ТН"

19 Текущая стоимость аннуитета (8, 0,1) д.сд. 5,868

Таблица 2 - Расчёт экономического эффекта от применения мероприятия " Технология управляемой с поверхности эксплуатации горизонтальной скважины, разделенной на два участка"

тыс.руб./скв.

№ п/п I !аименовапие показателей 1 год 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год 7 год 8 год Итого

1 кв. 2 кв. 3 кв. 4 кв.

11орма дисконта 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10%

Коэффициент дисконтирования, д.ед. 1,000 0,976 0,953 0,931 0,909 0,826 0,751 0,683 0,621 0,564 0,513

Инвестиционная деятельность

1 Затраты на дооснащенис скважины, всего 2 380,0 2 380,0

в т.ч.

модуль 1 250,0 1 250,0

разобщитель 977,6 977,6

работы но монтажу оборудования 152,4 152,4

2 Сальдо но инвестиционной деятельности -2 380,0 -2 380,0

Извлечение жидкости, м3

, Вазовый вариант 2 595,9 2 595,9 2 595.9 2 595.9 10 383.7 10 383,7 10 383,7 10 383,7 10 383,7 10 383,7 10 383,7 83 069,3

11овый вариант 2 518,6 2 518,6 2 518,6 2 518.6 10 074.2 10 074,2 10 074,2 10 074,2 10 074,2 10 074,2 10 074,2 80 593,8

Добыча нефти, т

Базовый вариант 1 435,5 1 435.5 1 435.5 1 435.5 5 742,0 5 742.0 5 742.0 5 742,0 5 742,0 5 742.0 5 742,0 45 935,7

11овый вариант 1 985,6 1 985,6 1 985,6 1 985.6 7 942,5 7 942.5 7 942,5 7 942,5 7 942.5 7 942,5 7 942.5 63 539,8

Операционная деятельность

3 Выручка от реализации нефти

Базовый вариант 17 894,8 17 894.8 17 894,8 17 894.8 71 579,3 71 579,3 71 579,3 71 579,3 71 579,3 71 579,3 71 579.3 572 634,3

Новый вариант 24 752,7 24 752,7 24 752.7 24 752.7 99010,9 99 010.9 99 010.9 99 010,9 99010,9 99010,9 99 010,9 792 086,9

4 Себестоимость

4.1 Базовый вариант 8 885,7 8 885,7 8 885.7 8 885,7 35 543,0 35 543.0 35 543,0 35 543,0 35 543.0 35 543,0 35 543.0 284 343,7

4.1.1 условно-переменная часть себестоимос ти извлечения жидкости 74,0 74,0 74,0 74,0 295,9 295,9 295,9 295,9 295,9 295,9 295,9 2 367,5

4.1.2 условно-переменная часть себестоимости добычи нефти 29,4 29,4 29,4 29,4 117,7 117,7 117,7 117,7 117,7 117,7 117,7 941,7

4.1.3 НДПИ 7 583,7 7 583,7 7 583,7 7 583,7 30 334,8 30 334.8 30 334,8 30 334,8 30 334,8 30 334,8 30 334,8 242 678,2

4.1.4 коммерческие расходы 1 198,6 1 198,6 1 198,6 1 198,6 4 794,5 4 794,5 4 794,5 4 794,5 4 794,5 4 794,5 4 794,5 38 356.3

4.2 Новый вариант 12 769.9 12 352,8 12 352.4 12 352,0 49 406,3 49 397.3 49 390,7 49 384,2 49 377,6 49 371.1 49 364.5 395 518,6

4.2.1 аренда пакера 5,4 5,4 5.4 5,4 21.8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 174,2

4.2.2 условно-переменная часть себестоимости извлечения жидкости 71,8 71,8 71,8 71,8 287,1 287,1 287,1 287,1 287,1 287,1 287,1 2 296,9

4.2.3 условно-переменная часть себестоимости добычи нефти 40,7 40,7 40,7 40,7 162,8 162,8 162,8 162,8 162,8 162,8 162,8 1 302,6

4.2.4 НДПИ 10 490,0 10 490.0 10 490,0 10 490,0 41 960,1 41 960,1 41 960,1 41 960,1 41 960,1 41 960,1 41 960,1 335 680,7

4.2.5 коммерческие расходы 1 658,0 1 658,0 1 658,0 1 658.0 6 632,0 6 632,0 6 632,0 6 632,0 6 632.0 6 632,0 6 632,0 53 055,7

4.2.6 амортизация 74,4 74.4 74.4 74,4 297,5 297,5 297.5 297.5 297.5 297,5 297,5 2 380,0

4.2.7 налог па имущество 12,9 12.5 12,1 11,7 45,0 36,0 29,5 22,9 16.4 9,8 3,3 211,9

4.2.8 амортизация 74,4 74.4 74.4 74,4 297.5 297,5 297.5 297,5 297.5 297,5 297,5 2 380.0

4.2.9 налог на имущество 12,9 12.5 12.1 11,7 45,0 36.0 29,5 22,9 16,4 9.8 3,3 211,9

4.2.10 удельные затраты на 11ИОК1' 416,7

4.2.11 то же для целей налогообложения 104,2 104,2 104.2 104,2

5 Балансовая прибыль 2 973.8 3 390,8 3 391,3 3 391,7 13 568,3 13 577,3 13 583.8 13 590,4 13 596,9 13 603,5 13 610,0 108 277.7

6 Налог на прибыль 657,3 657,3 657,4 657.5 2713,7 2 715.5 2 716,8 2 718,1 2 719,4 2 720,7 2 722,0 21 (,55.5

7 Чистая прибыль (п.5-п.6) 2 316.5 2 733,5 2 733.8 2 734.2 10 854,6 10861.8 10 867,1 10 872,3 10 877,5 10 882,8 10 888,0 86 622,2

8 Сальдо но операционной деятельности (п.4.2.6+п.7) 2 390.9 2 807,9 2 808,2 2 808.5 11 152.1 11 159,3 II 164,6 11 169,8 11 175,0 11 180,3 11 185,5 89 002.2

9 Денежный поток проекта (п.2+п.8) 10,9 2 807,9 2 808.2 2 808.5 11 152,1 11 159,3 11 164,6 1 1 169,8 11 175,0 11 180,3 11 185,5 86 622,2

10 Накопленная сумма 10,9 2818.8 5 627,0 8 435,5 19 587,7 30 747,0 41 911,6 53 081,4 64 256,4 75 436,7 86 622,2

11 Дисконтированный денежный ноток 10,9 2 741,8 2 677,5 2 614.8 10 138,3 9 222,6 8 388.1 7 629,1 6 938,8 6 311,0 5 739,9 62412,8

12 Накопленная сумма 10.9 2 752,7 5 430,2 8 045,0 18 183.3 27 405,9 35 794,0 43 423,1 50 361,9 56 672,9 62412,8

Справочпо (для нового варианта):

дисконтированная амортизация

74.4

72,6

70,9

69,2

270.5

245,9

223,5

203,2

1X4,7

167,9

152,7

сопоставимая амортизация

1735.5/5,868ЛЬ-73,9

73,9

73,9

73,9

295,7

295,7

295,7

295,7

295,7

295,7

295,7

дисконтированный налог на имущество

12,9

12.2

11,5

10,9

40,9

29.7

22,1

15,6

10,2

5,5

1,7

сопоставимый налог на имущество