Увеличение продуктивности малодебитных скважин

• Автор: Цыкин, Игорь Викторович
• Шифр специальности: 05.15.06
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1999
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 142 с.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. Проблемы теории и практики увеличения продуктивности малодебитных
скважин
1.1. Основные понятия. Классификация скважин по дебиту
1.2. Определение рентабельности эксплуатации малодебитных скважин на
основе моделирования себестоимости добычи нефти
1.3. Факторы ухудшения фильтрационно-емкостных свойств ПЗС
1.4. Изученность механизма искусственного воздействия на призабойные зоны скважин
1.5. Анализ эффективности методов воздействия на ПЗС с целью интенсификации добычи нефти
1.5.1. Классификация методов воздействия
ФШ'Ф* -#»
1.5.2. Анализ существующих технологий в<вдЬ|1£$&М Щ|53С
1.5.3. Краткий анализ результатов применения основных методов воздействия
на ПЗС
2. Исследование влияния некоторых явлений в призабойных зонах скважин
на их продуктивность
2.1. Влияние капиллярного концевого эффекта на продуктивность скважин
2.2. Схематизация строения околоскважинной зоны. Обоснование целесообразности адресного воздействия на перфорационные каналы
3. Разработка и совершенствование методов и технологий повышения продуктивности скважин
3.1. Механизм воздействия на пористую среду упругими колебаниями
3.2. Краткая теория распространения упругих колебаний
3.3. Особенности распространения упругих волк в обсаженной скважине
3.4. Способ и устройство для волнового воздействия на залежь
3.5. Способ очистки каналов продуктивного пласта
3.6. Способ воздействия на призабойную зону скважины
3.7. Скважинный струйный аппарат
3.8. Способ периодической обработки призабой ной зоны скважины
4. Ограничение в скважины водо- газопритоков, связанных с нарушением
герметичности обсадной колонны

4.1. Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационной
скважине
4.2. Способ восстановления целостности эксплуатационных колонн
4.3. Способ изоляции заколонных перетоков газа
5. Оптимизация режима работы штанговых скважинных насосных установок с применением ПК ЭВМ
5.1. Выбор оптимального типоразмера и режима работы ШСНУ
5.2. Расчет крутящего момента на ведомом валу редуктора
5.3. Оценка коэффициента эксплуатации и межремонтного периода работы
глубиннонасосной установки
6. Результаты опытно-промышленного применения способов увеличения
продуктивности малодебитных скважин
6.1. Опытно-промышленное испытание и внедрение усовершенствованного
метода управляемого волнового воздействия (УВВ) и УВВ с созданием депрессии на пласт забойным эжектором (У ВВ-ЗЭ)
6.2. Результаты опытно-промышленного приме нения способа ликвидации
заколонных перетоков газа
6.3. Результаты опытно-промышленного применения способа восстановления
целостности эксплуатационной колонны
6.4. Опытно-промышленное применение способа проведения ремонтных работ в эксплуатационных скважинах
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ
Решение важнейшей проблемы повышения эффективности доразработки длительно разрабатываемых нефтяных месторождений невозможно без рациональной эксплуатации огромного количества мало дебетных скважин (с дебетом до 5 т/сут.). Поэтому увеличение продуктивности и оптимизация режимов работы последних заслуживает серьезного внимания и представляет научный и практический интерес.
К числу причин низкой продуктивности большинства скважин относятся низкая проницаемость пласта и снижение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны скважин (ПЗС) при их заканчивании и эксплуатации.
Ежегодно фонд малодебитных скважин пополняется в результате снижения продуктивности высоко- и средне дебетных скважин за счет расходования пластовой энергии, обводнения пластов, образования водяных конусов, а также усиления роли капиллярного концевого эффекта.
По 1, 2 и 3 вариантам проекта доразработки Самотлорского месторождения, составленного в 1991 г. соответствующие уровни добычи нефти намечены следующими (Щелкачев В.Н., 1994 г.) показателями:
Годы Годовая добыча, млн. т Накопленная добыча, млрд
1995 28,9; 31,9 и 32,5
2000 18,6; 20,6 и 21,1 2,318; 2,340 и 2
2010 7,7; 7,2 и 7,4 2,437; 2,464 и 2
Из-за существенного колебания цен на нефі ь и нефтепродукты на внутреннем рынке, нерациональной системы налогообложения, высокой себестоимости добычи нефти эксплуатация значительного количества малодебитных скважин нерентабельна. По этой причине простаивает более 40 тысяч скважин только на месторождениях России. Проблема рациональной эксплуатации отечественных малодебитных скважин возникла еще в 40-е годы. За прошедшие полвека были решены многие задачи в этой области. Однако до сих пор остаются нерешенными проблемы снижения себестоимости добычи нефти, а также максимального использования ресурсов каждой скважины.
В упомянутом выше проекте доразработки Самотлорского месторождения за 1991 год приведены результаты проверки по НГДУ Нижневартовскнефть в 1988 году на герметичность по 428 скважинам, в том числе 244 добывающим и 184 нагнета-

ГРП в проекте обусловлена значительным увеличением зон влияния скважин, имеющих трещины от ГРП, в связи с чем можно планировать большие удельные запасы на скважину.
Так, например, на месторождении Спраберри в США ГРП позволил сократить фонд скважин в три раза по сравнению с начальным проектным [11]. С учетом того, что направленность трещин ГРП зависит от напряженного состояния коллектора, сетку скважин следует согласовывать с предполагаемым направлением развития трещин, которое определяется нормалью к плоскостям наименьших главных напряжений в пласте [14].
Важно учитывать и преждевременный прорыв воды по трещинам в добывающие скважины. Во избежание обводнения скважин ограничивают длину трещин. При разработке месторождений в режиме истощения длина трещин ограничивается техникоэкономическими показателями.
Следовательно, технология глубокопроникающего ГРП хоть и служит основой рационального подхода для месторождений с низкопроницаемыми коллекторскими свойствами, но является на сегодняшний день очень дорогим мероприятием, а широкое внедрение ограничено техническими средствами. Имеющийся опыт позволяет сделать ряд выводов [15-17]:
- проведение гидроразрыва пластов, находящихся на поздней стадии разработки, обычно экономически неэффективно;
- с целью недопущения прорывов по трещинам газа или воды на стадии выбора скважин необходимо наличие естественных барьеров, отделяющих продуктивный пласт от газо- или водонасыщенных толщиной не менее 4-6 м;
- в добывающих скважинах, дающих продукцию с высоким содержанием воды или газа, проводить ГРП нецелесообразно;
- в технически исправной скважине, дренирующей неистощенный пласт с проницаемостью ниже к~ 0,05-0,1 мкм2, может быть проведен ГРП с положительным эффектом при соблюдении оптимальной технологии обработки;
- результаты расчетов показали, что для пластов с проницаемостью к> (УЪ мкм2 требуется создание трещины полудлиной (от ствола скважины до конца трещины) менее 300 м, для пластов сверхнизкой проницаемости к <10~7 мкм2 полудлина трещины - 1000ч-1400 м.