12
гранулометрическому составу кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до
1,0 мм.
Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале
забой скважины очищают от песка и глины и отмывают стенки от
загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить
соляно–кислотную обработку или дополнительную перфорацию. В таких
случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.
Метод гидропескоструйной перфорации основан на использовании
кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком,
истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной
на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует
отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном
камне и породе пласта . При гидропескоструйной перфорации применяют
то же наземное оборудование, что и для гидравлического разрыва пласта:
насосные агрегаты, пескосмесительные машины и др.
Все существующие методы могут быть разделены на следующие три
группы:
1. Методы воздействия в процессе строительства скважины и
вскрытия продуктивного горизонта, приводящие, как правило, к ухуд-
шению свойств призабойной зоны.
2. Методы воздействия на призабойную зону для интенсификации
притока или приемистости.
3. Методы воздействия на призабойную зону для ограничения или
изоляции притока пластовой воды (на практике их называют ремонтно–
изоляционными работами).
Классификация методов воздействия на ПЗС для интенсификации
притока или приемистости представлена в табл. 1.1.
13
Таблица 1.1
Методы интенсификации притока жидкости и приемистости скважин
Гидромеханические
Физико–химические
Термические
Комбинированные
1.Гидроразрыв пласта
(ГРП)
2. Гидропескоструйная
перфорация (ГПП) 3.
Создание многократных
депрессий (с
использованием газов,
пен, устройств для
очистки скважин (УОС)
и др.)
4.Волновое или
вибрационное
воздействие
5.Имплозионное
воздействие
6.Декомпрессионная
обработка
7. Щелевая разгрузка
8.Кавитационно–
волновое воздействие
1. Кислотные обработки
соляной кислотой
плавиковой кислотой
сульфаминовой кислотой
и др.
2.Воздействие
растворителями
нефтерастворимыми
(гексановая фракция,
толуол, бензол, ШФЛУ и
др.) водорастворимыми
(ацетон, метиловый
спирт, этиленгликоль и
др.)
3. Обработка растворами
ПАВ водными
растворами ОП–10,
превоцела N–0–12,
неонола АФ9_12,
карпатола, сульфанола и
др. растворами на
углеводородной основе
ОП–4 (АФ^), стеарокса–
6, композициями типа
ИХН–60, ИХН–100 и др.
4. Закачка и продавка
ингибиторов
солеотложений,
включающих
комплексоны,
сульфосоединения и
этиленгликоль 5.
Воздействие водо– и
нефтераст– воримыми
растворителями и их
продавка нефтью 6.
Обработка глинистых
растворов добавками
ОЖК и ОЖКМ
1.Электропрогрев
стационарный
периодический
2.Паротепловые
обработки
3.Импульсно–
дозированное
тепловое
воздействие (ИДТВ)
1.Термокислотная
обработка
2.Термогазохимическое
воздействие (ТГХВ)
3. Гидрокислотный разрыв
пласта
4. Направленное кислотное
воздействие в сочетании с
ГПП
5.Кислотно–ацетоновое
(гликолевое) воздействие
6.Повторное вскрытие
перфорацией в специальных
растворах кислоты, ПАВ,
растворителей и др.
7. Кислотные обработки при
повышенных депрессиях
8. ТГХВ в активной среде
(кислоты, растворители
МЛ–80)
9.Термоакустическое
воздействие
10. Электрогидравлическое
воздействие
11.Внутрилластовое
окисление легких
углеводородов
12.Последовательное
воздействие пульсатором и
управляемыми
циклическими депрессиями
13.Одновременная
обработка и очистка с
применением тандемной
установки "пульсатор–
забойный эжектор" и
введением добавок ПАВ в
рабочий агент
14. То же, с одновременным
физико – химическим
воздействием
Очевидно, что все методы воздействия на ПЗС в процессе строи-
тельства скважины ухудшают фильтрационные свойства призабойной
зоны. Практика длительного применения различных методов воздействия
показала, что наилучшие результаты получают в случае системного
подхода, базирующегося на принципе массовости и одновременности
14
обработок призабойных зон взаимодействующих добывающих и
нагнетательных скважин в пределах выбранного участка.
1.2 Показатели объема работ скважин в эксплуатации
Рассмотрим расчет производительности скважины, данный
показатель измеряется с заданной периодичностью посредством
подключений нефтяных скважин к специальному оборудованию. Мерник
может работать как с одним, так и несколькими объектами, и при
групповом исследовании полученные пробы перемешиваются и подаются
в общий коллектор. Клапанная система, которая представляет собой
манифольд для распределения, позволяет, напротив, получить пробу
конкретной скважины, не мешая при этом функционированию остальных.
При отображении производительности скважины следует учитывать
несколько параметров: среднеарифметический результат за выбранный
отрезок времени, изначальный экстремальный показатель и
характеристику трансформации данного значения за определенный
временной отрезок. Также для расчета производительности желательно
знать дебит скважины по нефтепродуктам и показателям давления.
Чтобы держать производительность под контролем и правильно
учитывать количество добываемых нефтепродуктов, а также уточнить
показатели деятельности отдельных бригад, требуется правильно
рассчитывать дебит и отслеживать изменения. Грамотный расчет
производительности скважин сказывается на положительном развитии
всей энергетической отрасли и позволяет уточнить стратегию разработки
как отдельных месторождений, так и в целом полезных ископаемых.
15
Для расчетов нефтегазовой производительности используются
специальные формулы. Так, чтобы рассчитать производительность газовой
скважины, применяется классическая формула Дюпуи:
(1)
Согласно этой формуле, k – показатель проницаемости, р – степень
пластовой продуктивности, Рпл – средний уровень давления, Рзаб –
показатели давления в забое, μP0 – коэффициент нефтяной вязкости.
Чтобы рассчитать дебит для нефтяной скважины, у которой не
установлен режим притока, применяют следующую формулу:
(2)
Здесь, помимо других данных, используется коэффициент нефтяного
объема (B0), радиус скважины (rw) и степень пересчета (α).
Для расчета производительности скважины, которая имеет
псевдоустановленный режим притока, применяют формулу следующего
вида:
(3)
В вычислениях появляется skin фактор (S).
16
Наконец, для вычисления производительности для скважин с
нормальным уровнем притока используют формулу:
(4)
Нетрудно заметить, что основным отличием является изменение
показателя с 0,75 на 0,5.
В случае, если расчеты показывают нехватку производительности по
конкретной скважине, данный результат можно увеличить, для чего
применяются различные методы (выбор конкретного способа
осуществляется, исходя из показателей дебита, геологических данных,
перспектив развития месторождения, технических возможностей и ряда
иных факторов). Так, одним из наиболее популярных методов является
пластовый гидроразрыв, который используется при необходимости
воздействия на призабойную область (впервые способ был применен в
США).
Действия, нацеленные на рост производительности, осуществляются
так, чтобы колонны НКТ оставались неразрушенными и не были
деформированы, как и кольца, окружающие сверху и снизу продуктивный
пласт. После этих мероприятий измерение проводится заново, чтобы
оценить их эффективность.
Показателями объема работ в эксплуатации имеют большое значение
при определении добычи нефти и газа, поскольку дают представление о
масштабах и продолжительности работ в эксплуатации, и определяется на
каждый момент в виде количества эксплуатирующихся скважин и за
определенный период времени в виде скважино-месяцев.
17
К показателям объема работ на данный момент относятся:
а) эксплуатационный фонд скважин;
б) фонд действующих скважин.
К показателям объема работ за определенный период времени
относятся скважино-месяцы:
а) числившиеся по всему эксплуатационному фонду (С
ч.э.
);
б) числившиеся по действующему фонду (С
ч.д.
);
в) числившиеся в эксплуатационном фонде (отработанные) (С
э
).
Фонд скважин НГДУ делится на группы:
1. эксплуатационный фонд, в т.ч.:
действующие скважины;
бездействующие скважины.
2. фонд скважин, в котором проводятся работы по ликвидации
или ожидают ликвидации;
3. фонд ликвидированных скважин;
4. фонд скважин неосвоенных после бурения или находящихся в
консервации.
К эксплуатационному фонду скважин относится большая часть
скважин, обеспечивающая план по добычи нефти и газа, это все когда-
либо сданные в эксплуатацию скважины, как действующие (С
д
), так и
бездействующие (С
б
).
С
э
= С
д
+ С
б
(5)
К действующему фонду скважин относятся скважины, дающие
продукцию, а также находящиеся в ремонте или в простое из числа тех,
которые хотя бы в течении нескольких часов давали продукцию в
последнем месяце отчетного периода.
18
Все остальные скважины эксплуатационного фонда, т.е. скважины,
находящиеся в ремонте или в простое больше месяца, т.е. не давшие
продукцию в последнем месяце отчетного периода, относятся
к бездействующему фонду скважин.
Производственная программа нефтедобывающего предприятия,
кроме показателей объема продукции включает показатели объема работ в
эксплуатации и использовании скважин.
Объем работ в эксплуатации исчисляется в скважино-месяцах. Один
скважино-месяц – это время работы одной скважины за один условный
месяц (30 дней или 720 часов). Количество скважино-месяцев
определяется делением часов (дней) работы и остановок скважин на 720
(30). Различают следующие показатели объема работ в эксплуатации:
1) Скважино-месяцы, числившиеся по всему эксплуатационному
фонду скважин С
Ч.Э
, характеризующие время работы t
Ч.Э.
, в течение
которого скважины всего эксплуатационного фонда числились в действии
или в бездействии, т. е. это календарный фонд времени эксплуатационного
фонда скважин.
720
24365
30
365
)30(720
..
..
ЭЭЭЧ
ЭЧ
NNt
С
; (6)
2) Скважино-месяцы, числившиеся по всему действующему фонду
скважин С
Ч.Д.
, характеризующие время работы t
Ч.Д.
, в течение которого
скважины всего действующего фонда числились в эксплуатации, и
рассчитывается как отношение суммы количества часов или дней
нахождения скважин в действующем фонде 720(30) независимо от того
давали они продукцию или нет, т. е. это календарный фонд времени
действующего фонда скважин:
720
24365
30
365
)30(720
..
..
ДДДЧ
ДЧ
NNt
С
; (7)
19
3) Скважино-месяцы отработанные С
Э
, характеризующие время t
Э
, в
течение которого скважины эксплуатировались, т.е. время, в течение
которого скважины давали продукцию (нефть, газ, газовый конденсат).
Этот показатель определяется путем деления суммы количества часов,
(дней) в течение которого скважины дают продукцию или накапливают
жидкость без технически необходимых остановок поделенное на 720(30):
)30(720
t
С
Э
Э
. (8)
где: t
э
– время эксплуатации (без технически необходимых
остановок).
Производительность скважин или их интенсивное использование
измеряется добычей нефти в единицу времени. На нефтедобывающих
предприятиях применяют следующие показатели производительности
скважин:
Среднесуточный дебит (среднее количество нефти, добытое за сутки
непрерывной работы скважин) определяется отношением валовой добычи
нефти (Q
в
) к числу скважино-суток, отработанных скважинами за один и тот
же период времени (t
р
):
Р
В
.СУТ
t
Q
q
. (9)
Дебит на один скважино-месяц отработанный определяется отношением
валовой добычи нефти к числу отработанных скважино-месяцев за одно и то
же время (С
р
):
Р
В
Р
С
Q
q
. (10)
Дебит на один скважино-месяц числившийся по действующему фонду
скважин определяется отношением валовой добычи к числу скважино-
месяцев, числившихся по действующему фонду скважин (С
Ч.Д.
):
20
.Д.Ч
В
.Д.Ч
С
Q
q
. (11)
Таким образом, на практике повышение производительности
добывающих скважин определяют по дебиту на один скважино-месяц
числившийся по действующему фонду скважин.
21
2 Анализ повышения производительности скважин на основе
фонда добывающих скважин на примере месторождений республики
Коми (Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции)
2. 1 Краткая геолого-промысловая характеристика
Харьягинского месторождения
Крупнейшее многопластовое Харьягинское месторождение нефти с
широким диапазоном нефтегазоносности открыто в Тимано-Печорской
нефтегазоносной провинции (ТГГГТ), находятся на Колвинском мегавале.
расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской
области в 165 км к юго-востоку от г. Нарьян-Мара и в 164 км от районного
центра г.Усинск республики Коми.
Усинский район представляет собой промышленный нефтегазо-
добывающий район с развитой инфраструктурой. В районном центре
расположены основные базы организаций ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»,
добывающего нефть и газ с Усинского, Возейского, Харьягинского
месторождений и ОАО «РН-Северная нефть» – с Баганского,
Сандивейского и других месторождений (приложение 2,3).
Производственной деятельностью ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз»
является добыча нефти и попутного газа, их транспортировка, подготовка
и сдача потребителям. Территориальное производственное предприятие
«ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» является структурной единицей ООО
«ЛУКОЙЛ-Коми» ОАО НК «ЛУКОЙЛ» (приложение 4).
Основными операциями, производимыми с нефтью, являются:
добыча, подготовка, транспортировка и хранение (накопление). ТПП
«ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» (Приложение 5) ведет добычу нефти и газа на
35 месторождениях. Фонд нефтяных скважин: эксплуатационный - 760,
действующий - 636. Годовой объем добычи нефти - 3 млн.тонн.