Увеличение продуктивности малодебитных скважин

Решение важнейшей проблемы повышения эффективности доразработки длительно разрабатываемых нефтяных месторождений невозможно без рациональной эксплуатации огромного количества малодебитных скважин (с дебитом 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 заканчивавши и эксплуатации.

Ежегодно фонд малодебитных скважин пополняется в результате снижения продуктивности высокои средне дебитных 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. т.

1995 28,9- 31,9 и 32,5.

2000 18,6- 20,6 и 21,1 2,318- 2,340 и 2,344.

2010 7,7- 7,2 и 7,4 2,437- 2,464 и 2,468.

Из-за существенного колебания цен на нефть 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 нагнетательным. Негерметичность обнаружена в 127 скважинах (30%). В 1989 году количество негерметичных скважин выросло еще на 8%.

Из 184 нагнетательных скважин аварийный уход закачиваемой воды обнаружен в 42 скважинах (23%), негерметичность колонн — в 15 скважинах, негерметичность заколонного пространства — в 27 скважинах.

Сведения об аналогичных проверках в 1988;1989 годах 631 скважины (372 добывающие и 259 нагнетательных) НГДУ Самотлорнефть, негерметичными оказались 157 скважин (25%) — по НГДУ Черногорнефть обследованы 132 скважины, негерметичны 57 (43%) — по НГДУ Белозернефть из обследованных 549 скважин негерметичны 151 (28%) — по НГДУ Приобьнефть из обследованных 317 скважин негерметичны 162 (32%).

Анализ показывает, что перспективными направлениями увеличения продуктивности малодебитных скважин являются:

— воздействие на ПЗС с целью очистки фильтрационных каналов и интенсификации добычи нефти;

— ремонтно-изоляционные работы для восстановления целостности эксплуатационных колонн;

— оптимизация режимов работы глубинно-насосных скважин и др.

Особое значение имеет детальный анализ различных процессов, протекающих в ПЗС при вскрытии продуктивного пласта и эксплуатации скважин, вызывающих ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора в этой его части:

— гидродинамическое несовершенство скважин;

— накопление кольматантов, фильтратов буровых и цементных растворов;

— образование глинистых корок, стойких эмульсий;

— набухание глин;

— инфильтрация жидкостей глушения, освоения;

— отложение неорганических солей, смол, асфаль генов и парафинов;

— возникновение и усиление капиллярных концевых эффектов и др.

Несмотря на то, что этим вопросам уделяется большое внимание, еще многие скважины эксплуатируются с низкими дебитами. Это объясняется, главным образом, отсутствием надежных результатов количественной оценки влияния капиллярных концевых эффектов на продуктивность скважин и определения эффективности применяемых геолого-технических мероприятий (ГТМ).

В России и других странах разработаны теоретические основы множества различных технологических процессов обработки призабойных зон (ОПЗ) и технологий их проведения, многие из которых широко используются на отечественных и зарубежных нефтяных и газовых месторождениях. Ежегодно проводятся десятки тысяч ОПЗ. При этом дополнительно добываются миллионы тонн нефти. Однако успешность методов воздействия на призабойные зоны не превышает 40−60%. Основные недостатки большинства методов ОПЗ: громоздкость технологийзначительный расход дефицитных и дорогостоящих химических реагентовнедостаточно полно разработанные теоретические основы проектирования процессовнедостаточно обоснованный выбор скважин для осуществления различных методов воздействия и их очередностинедостаточный учет свойств и строения призабойной зоны конкретной скважины, а также распределения нефтенасыщенности и ее динамики во времени, путей обводнения скважины. Не всегда учитываются и изменения, происходящие в пласте и в ПЗС при разработке залежи, в том числе нарушения герметичности обсадных колонн, нерациональная работа глубинно-насосных установок. В нефтепромысловой практике часто выбирают метод обработки ПЗС, исходя из наличия технических средств и материалов, освоенности метода в данном регионе, его сложности и трудоемкости.

В этой связи весьма актуальными задачами являются разработка и совершенствование простых, дешевых и доступных методов и технологий ОПЗ, обеспечение герметичности эксплуатационной колонны и оптимизация режима работы насосной установки.

В работе рассмотрены проблемы увеличения продуктивности малодебитных скважин путем разработки, усовершенствования и опытно-промышленного применения перспективных методов воздействия на ПЗС, восстановления целостности эксплуатационных колонн и оптимизации режима работы глубинно-насосных установок.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

Результаты выполненных исследований позволили разработать ряд методических подходов и принципов, направленных на повышение эффективности применения методов и технологий воздействия на призабойные зоны скважин, восстановление негерметичных обсадных колонн, оптимизации режимов работы насосных установок с целью увеличения продуктивности малодебитных скважин.

1. Проведенный анализ эффективности применяемых методов интенсификации добычи нефти в ОАО «Нижневартовскнефтегаз» позволяет производить обоснованный выбор перспективных геолого-технических мероприятий и скважин для первоочередного проведения работ.

2. Созданная методика определения рентабельности эксплуатации малодебитных скважин на основе моделирования себестоимости добычи нефти и выработки критериев выбора скважин для ОПЗ по экономическому признаку позволяет прогнозировать эффективность проведения геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности скважин со степенью достоверности до 80%.

3. Учет капиллярного концевого эффекта позволяет осуществлять выбор оптимальных методов обработки ПЗС с целью интенсификации притока нефти. Разделение процесса снижения продуктивности на две составляющие (ухудшение проницаемости для нефти за счет механического загрязнения и за счет капиллярного концевого эффекта) позволяет научно обосновывать выбор технологии ОПЗ, а также целенаправленно воздействовать на ПЗС.

4. Разработанные и внедренные в производство новые метода управляемого волнового воздействия на ПЗС с целью повышения продуктивности малодебитных скважин позволяют вовлечь в разработку ранее не дренируемые пропластки и увеличить дебиты нефти почти в три раза при одновременной стабилизации или снижении обводненности продукции. Предложенные методы могут быть рекомендованы для широкого промышленного использования.

5. Предложенные способы изоляции водои газопритоков в скважины путем восстановления целостности обсадных колонн (на уровне изобретений) позволяют ликвидировать перетоки жидкостей и газов. Технологический эффект их применения позволил дополнительно добыть около десяти тысяч тонн нефти в течение года.

6. Разработана и внедрена методика оптимизации режима работы штанговых скважинных насосных установок с применением компьютеров ПК ЭВМ, которая с 1985 г. успешно применялась на месторождениях ПО «Грознефть» и может быть рекомендована для всех месторождений при переходе на насосный способ эксплуатации скважин.

7. Технологическая эффективность опытно-промышленного применения разработанных методов и технологий увеличения продуктивности малодебитных скважин превысила 200 тыс. тонн.

8. Использование модели себестоимости добычи нефти в О ДАО «Самотлор-нефть» позволило снизить себестоимость добычи нефти по сравнению со средней себестоимостью трех остальных О ДАО в объединении ОАО «Нижневартовскнефтегаз» только по газлифтному способу эксплуатации скважин на 24%.