 |
Основные показатели хозяйственной деятельности
|
|
|
|
В 2005 году ООО «Сибнефть - Хантос» эксплуатировал два месторождения: Приобское и Северо-восточную часть Пальяновской площади, Красноленинского месторождения (Пальяновская площадь). Добыто нефти 4690,969 т.т., при статическом плане 2037 т.т., процент выполнения составил 98,59%. Вся добыча получена механизированным способом.
Анализ выполнения основных производственных показателей плана 2005 года осуществляется на основании данных выходных документов программного комплекса «Расчет эффективности ГТМ», разработанного институтом «СургутНИПИнефтегаз». Проводилась ежемесячная оценка фактического выполнения геолого-технических мероприятий и уровня базовой добычи. Базовая добыча составила 905,209 т.т. при статическом плане 1067,1 т.т. По Приобскому месторождению – 846,023 т.т. при плане - 1011,1. По Пальяновской площади – 59,186 т.т. при плане – 56,00 т.т.
В результате проведения геолого-технических мероприятий: ввод новых скважин, гидравлический разрыв пласта, расконсервации – получена дополнительная добыча нефти в количестве 1101,875 т.т., при статическом плане 969,97 т.т., выполнено 92 скв./операций.
За год введено из бурения 86 скважина при статическом плане 66 скважин. Добыто за счет ввода скважин из бурения 1036,686 т.т. Средний дебит по новым скважинам составляет: - 97,1 т/сут.
Произведено 6 гидроразрывов пласта на переходящем фонде при статическом плане 3. Добыто 54,944 т.т. при плане 37,67 т.т. Средний эффективный прирост дебита составил 39 т/сут. на скважину. Гидроразрывы пласта проводили фирмы «Шлюмберже Дауэлл», «Halliburton».
В связи с низкой эффективностью, геолого-технические мероприятия, по Пальяновской площади не проводились.
Действующий фонд Приобского месторождения на 1.01.2006 составил 185 скважин, увеличение к 1.05.05 составляет 63 скважины. Дающий фонд скважин составляет 171 скважина, увеличение на 55 скважин. Фонд скважин ППД на 1.01.06 составил 43 скважины за 8 месяцев в ППД переведено 23 скважины. Коэффициент использования эксплуатационного фонда на 1.01.06 - 93,4%. Коэффициент эксплуатации на 1.01.06 составил 0,752 при 0,956 на 1.05.05 что вызвано остановками фонда в конце года.Действующий фонд Пальяновской площади на 1.01.06 составил 44 скважины - 2 скважины к 1.05.05 за счет скважин зимней консервации. Коэффициент использования эксплуатационного фонда на 1.01.06 - 93,6%. Коэффициент эксплуатации на 1.01.06 составил 0,966 при 0,967 на 1.05.05.
|
|
|
За 2006 год на Приобском м-е было проведено 226 операций по ГРП силами двух подрядчиков. Халлибуртон выполнил 108 операций со средним объёмом закачки 111 тонн. Шлюмберже 116 операций средний объём 90 тонн. Динамика количества представлена на графике.
В течение 2005 года были произведены изменения в технологии заканчивания и стимуляции пласта такие как:
1. Полный уход от информационного ГРП.
2. Использование сеномана.
3. Замес транспортирующего агента непосредственно во время закачки.
4. Переход на загрузку полимера не более 4,2 кг. на 1м. куб.
5. Агрессивный график закачки деструкторов.
6. Оптимизация количества циклов освоения, расходов азота, программы самого освоения.
7. Избирательность в подходе к заканчиванию.
8. Оптимизация количества и плотности перфорационных отверстий.
Добыча на Пальяновской площади осуществлялась механизированным способом с помощью УЭЦН и ШГН. На 1.01.2006г. фонд УЭЦН составил 27 скважин, фонд ШГН – составил 14 скважин. За год выход из строя УЭЦН составило 53 по причинам: R-0 – 27 установок, «клин» - 6 установок, нет подачи – 6 установок, солеотложение – 2 уст., негерметичность НКТ – 2 уст., прочие – 5 уст.
За 2005г произошло снижение наработки на отказ за скользящий год по ШГН со 151 суток до 110 суток, по МРП произошло также снижение с 213 суток до 160 суток. Средняя наработка на отказ за 2005г. составила 116 суток, МРП – 166 суток.
|
|
|
По фонду УЭЦН наблюдается рост наработки на отказ за скользящий год с 141 суток до 162 суток, МРП увеличилось с 169 суток до 198 суток. Средняя наработка на отказ за 2005г. составила 147 суток, МРП – 177 суток.
Добыча на Приобском месторождении осуществлялась механизированным способом с помощью УЭЦН трех фирм – Reda (компании Шлюмберже), SPI (ООО «Сервис Центр ЭПУ), отечественные.
18 установок «Reda» оборудованы глубинными датчиками давления и температуры, что позволило оценить коллекторские свойства пласта, а также вести дополнительный контроль за работой погружного оборудования.
За год выход из строя УЭЦН составило 218 установок по причинам: R-0 – 121 установка, «клин» - 60 установок, нет подачи - 37 установок.
Основными причинами выхода из строя подземного оборудования является отказ насоса -41% и отказ кабеля – 27.4%, отсутствие притока – 2%. Отказ насоса происходит по причине засорения мех. примесями, что приводит к износу рабочих органов. Причиной выхода из строя кабеля является снижение изоляции при эксплуатации (в основном в удлинителе), что говорит о жесткой эксплуатации (высокая температура, 178мм колонна). За текущий год снизились отказы первых УЭЦН (с наработкой менее 2суток) после проведения ГРП, за первое полугодие отказало 8 УЭЦН, за второе – 5 УЭЦН, это снижение связано с «плавным» запуском и выводом скважины на режим с помощью частотного преобразователя.
Для каждой из вышеперечисленных причин были разработаны и внедрены соответствующие мероприятия, предотвращающие отказы.
Засорение рабочих органов, отработка после ГРП– на скважинах подверженных выносу мех. примесей из пласта применяются фильтры. В течение 2005 года было спущено 54 фильтров. По этим скважинам получили эффект по увеличению наработки.
Износ рабочих органовочень хорошо себя зарекомендовали установки исполнения ARZ (абразиво износостойкое) фирмы Reda. В течение года было испытано 2 установки. В 2006 году планируется более широкое использование подобных ЭЦН.
Снижение притока Причин оказывающих влияние достаточно много.
- Снижение пластового давления – на участках, где незакончено формирование системы ППД.
|
|
|
- Вследствие пересыпания интервала перфорации проппантом – на скважинах после ГРП, вследствие нестабильности проппантной пачки.
В случае если это произошло со скважиной, ЭЦН продолжается эксплуатировать до дебита минимально необходимого для охлаждения ПЭД. С дальнейшим переходом в периодический режим. До решения об его остановке для проведения необходимого подземного ремонта.
Снижение изоляции кабеля– применение протекторов для защиты кабеля при спускоподъемных операциях. Использование термостойких освинцованных удлинителей, а также производили спуск установок с кожухами.
Средняя наработка на отказ за год составила: Reda – 199 суток, SPI – 143 суток, отечественные – 99 суток.
В течение 2005 года по Приобскому месторождению происходило увеличение наработки на отказ за скользящий год. По УЭЦН –REDA в начале года наблюдалось снижение с 195 суток до 163 суток, затем рост до 203 суток. По УЭЦН-SPI наблюдается рост с 108 суток до 143суток. По отечественным УЭЦН наработка увеличилась с 73 суток до 99 суток. МРП по установкам SPI за скользящий год возрос на 70 суток и составляет на конец года 305 сут., по отечественным - возрос на 50 сут. и составляет 160 сут., а МРП по установкам REDA снизился на 150 сут. и составляет 340 сут. (в связи с увеличением фонда REDA в середине года). Среднее МРП за год составил – Reda – 372суток, SPI – 254 – суток, отечественные – 119 суток.
Для решения задач нехватки воды по Приобскому месторождению используются ЭЦН в 24 скважинах сеноманского пласта. Высоко напорные насосы закачивают воду непосредственно в скважины ППД (район КНС-3). Для закачки воды используются различные насосы от отечественных Э500 и ВНН1000 до импортных SN8500, GN10000 и НС12500. Давление закачки в среднем составляет 190Атм.
В 2006г. планируется перейти полностью на сервисные услуги по подъему жидкости на поверхность с помощью УЭЦН. Эти услуги будут оказывать компании Шлюмберже, ООО «Сервис Центр ЭПУ», ООО «Новомет» и «Центрилифт». Это приведет к повышению качества обслуживания, лучшему контролю за работой УЭЦН и в дальнейшем увеличению наработки на отказ. Для борьбы с солеотложениями планируется применение ингибитора солеотложения, путем добавки в закачиваемую воду.
|
|
|
Текущий и капитальный ремонт скважин
За отчетный период с мая по декабрь 2006 г. на Южно-Приобском и Пальяновском месторождениях подрядными организациями ООО «Сибнефть-Хантос» было выполнено:
557 капитальных и текущих ремонтов скважин, при плане 447- выполнение плана на 124,6%, в том числе:
· НФ ЗАО «ССК» выполнила 222 ремонта на сумму 90 412 тыс. руб.;
· ООО БК «Евразия» выполнила 218 ремонтов на сумму 38 994 тыс. руб.;
· ООО «КРС-Сервис» выполнило 75 ремонтов на сумму 17 195 тыс. руб.;
· ООО «Интегра-КРС» выполнила 30 ремонтов на сумму 15 299 тыс. руб.;
· ЗАО «Обьнефтеремонт» выполнила 12 ремонтов на сумму 8 181 тыс. руб.
172 гидроразрыва пласта (ГРП), при плане 142 (все ГРП были выполнены на Ю.Приобском месторождении), выполнение плана 121,1%. ГРП производились компаниями Schlumberger и Halliburton.
· Schlumberger выполнило 86 ГРП на сумму 361 206 тыс. руб.;
· Halliburton выполнило 86 ГРП на сумму 292 697 тыс. руб.
171 обработка и освоение скважин комплексом ГНКТ, при плане 144, выполнение плана составляет 118,7 %. Работы комплексами ГНКТ производили компании СГК, Schlumberger и Halliburton:
· СГК выполнило 86 обработок на сумму 128 290 тыс. руб.
· Schlumberger выполнило 61 обработку на сумму 160 375 тыс. руб.;
· Halliburton выполнило 24 обработки на сумму 44 409 тыс. руб.
На 01.05.05. на месторождениях ООО «Сибнефть-Хантос» работало:
Флота ГРП
· Schlumberger;
· Halliburton;
Комплекса ГНКТ
· СГК – 2 флота;
· Schlumberger;
Бригад ТКРС
· ООО БК «Евразия» - 6 бригад;
· НФ ЗАО «ССК» - 5 бригад;
· ООО «КРС-Сервис» - 1 бригада.
На 31.12.05. на месторождениях ООО «Сибнефть-Хантос» работает:
Флота ГРП
· Schlumberger;
· Halliburton;
Комплекса ГНКТ
· СГК – 2 флота;
· Schlumberger;
· Halliburton;
Бригад ТКРС
· ООО БК «Евразия» - 5 бригад;
· НФ ЗАО «ССК» - 5 бригад;
· ООО «КРС-Сервис» - 1 бригада;
· ООО «Интегра-КРС» - 6 бригад;
· ЗАО «Обьнефтеремонт» - 3 бригады.
Подготовка нефти
В 2006 году на объектах подготовки нефти ООО «Сибнефть-Югра» было подготовлено 1996,512тыс. тонн товарной нефти.
При этом было израсходовано деэмульгатора – 109,292 тонн, т.е. средняя дозировка условного деэмульгатора составила – 54,7 гр./тн.
На Приобском месторождении на прокачку 1799,048 тыс. тонн товарной нефти через нефтепровод было израсходовано противотурбулентной присадки FLO-XL в количестве – 151754 тонн, т.е. средняя дозировка – 84,4 гр./тн.
Сдано в систему УМН – 1983,248 тыс. тонн товарной нефти.
В течение 2006 года были проведены работы, направленные на снижение затрат на подготовку нефти:
Приобское месторождение
· введен пункт налива танкеров на причале реки Иртыш
· введен в эксплуатацию участок напорного нефтепровода Д 426 с 1 по 38 км.
· на ДНС-2 с УПСВ выполнены работы по запуску котельной на попутном нефтяном газе, смонтированы новые факельные системы
|
|
|
