ВЫБОР ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

В промысловой практике чрезмерно большое внимание уделяется повышению коэффициента эксплуатации нефтяных скважин, при этом часто, не получив соответствующей информации, не оптимально используются ресурсы для ремонта скважин. Иногда с меньшим риском за счет интенсификации работы отдельной скважины можно покрыть потери от простоя нескольких скважин.

В зависимости от цели, эти работы можно разделить на мероприятия направленные на:

- поддержания базовой добычи нефти;

- интенсификацию добычи нефти;

- повышение нефтеотдачи пласта;

Прежде всего, необходимо выявить скважины с недоиспользованным потенциалом. Для этого по скважине следует получить и проанализировать:

- кривую восстановления давления (КВД) или уровня (КВУ) или КПУ, КПД;

- индикаторную кривую или как минимум на двух режимах отбить динамический уровень с одновременным замером дебита и устьевого давления;

- характеристику вытеснения (обводнения) нефти водой;

- информацию по взаимодействию скважин через пласт гидродинамическими или трассерными исследованиями.

Затем для всех скважин следует сделать прогноз добычи после оптимизации (изменения) технологического режима и проведения возможных ГТМ с помощью физико-математической (например, c помощью программы SGTWELL или программного комплекса SANDOR) или статистической модели. По результатам расчетов, обеспечивающих максимально возможный потенциал скважин и с учетом затрат на конкретные мероприятия выбрать оптимальную очередность использования имеющихся ресурсов. То есть решить задачу повышения эффективности использования скважин за счет правильного распределения существующих (а при необходимости привлечения дополнительных) трудовых, финансовых и технических ресурсов.

Самым сложным при этом является прогноз изменения добычи нефти от различных ГТМ:

- гидроразрыв пласта (ГРП), в том числе, многостадийный ГРП и селективный ГРП;

- забурка бокового ствола;

- перфорация дополнительного интервала;

- разукрупнение объектов;

- водоизоляция;

- ограничение воды на нагнетательных скважинах;

- газоизоляция;

- интенсификация (различные ОПЗ),

Более надежно можно сделать прогноз увеличения добычи нефти или сокращения потребления электроэнергии от оптимизации при смене скважинной установки.

При планировании и учете затрат на осуществление конкретного проекта следует выделять затраты на проведение скважино-операций:

- основных (ГТМ);

- вспомогательных (например, определение технического состояния эксплуатационной колонны);

- дополнительных (например, устранение аварии, возникшей при проведении ГТМ);

А также следует учитывать изменения эксплуатационных расходов.

Для анализа результатов ГТМ после их проведения по группе скважин целесообразно проранжировать все мероприятия в порядке убывания их эффективности и построить (графики "скорпион") зависимости от накопленных дополнительных затрат на ГТМ (с учетом изменения эксплуатационных расходов) следующих показателей (полученных в результате проведения ГТМ):

- накопленной дополнительной добычи нефти (тонн/тыс.руб);

- накопленного дополнительного объема закачиваемой воды (м3/тыс.руб);

- накопленного снижения эксплуатационных расходов (руб/руб) или их отдельных элементов:

- электроэнергии (квт*час/руб);

- газлифтного газа (тыс.н.м3/руб);

- накопленного сокращения капитальных вложений (руб/руб).

Оценку эффективности геолого-технических мероприятий (дополнительной добычи нефти) на скважине производят по изменению фактической накопленной добычи нефти от её базового уровня с учетом прогноза обводнения, определяемого по модели пласта - характеристике вытеснения -(кусочная четырех -, пяти- или семи-параметрическая модель Леонова В.А.

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных горизонтов происходит опережающее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтяных пластов (прослоев) и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное "отключение" из процесса выработки средне- и низкопроницаемых прослоев. Вероятность "отключения" прослоев тем выше, чем ниже гидродинамическая связь между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пластами на площади залежи, выше разница в проницаемости слагающих разрез пластов, меньше песчанистость разреза, а так же эффективная толщина низкопроницаемых тонкослоистых прослоев. На залежах с такими продуктивными горизонтами имеется необходимость в массовом применении лицензионной технологии ОРРНЭО с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин: и профиля притока в добывающих скважинах (интенсификации процесса выработки запасов нефти из низкопроницаемых пластов).

Например, при гидроразрыве пласта эффективность чаще всего обусловлена интенсификацией работы скважины, а при внедрении технология ОРРНЭО – повышением нефтеотдачи .

Комплексный подход к решению оптимизационных задач по выбору геолого-технических мероприятий позволит снизить количество производственных ошибок, которые чаще всего связаны с недостаточно объективным принятием решений инженерно-технической службой. Сравнивая скважины между собой по значениям дополнительной накопленной добычи нефти (или/и снижениям себестоимости) от проведения различных мероприятий с учетом затрат последних, будут объективно определяться первоочередные скважины для ремонта и оптимальный комплекс геолого-технических мероприятий (КРС, ПРС, ремонт с помощью канатной техники, ограничение водопритока безподходным методом и пр.). При этом необходимо учитывать ограничения, обусловленные рациональной разработкой месторождения существующей системой сбора и подготовки добываемой продукции и организацией производства.

Только зарегистрированные пользователи могут оставлять коментарии.
Пожалуйста зарегистрируйтесь или войдите в ваш аккаунт.