автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Увеличение продуктивности малодебитных скважин

кандидата технических наук
Цыкин, Игорь Викторович
город
Москва
год
1999
специальность ВАК РФ
05.15.06
цена
450 рублей
Диссертация по разработке полезных ископаемых на тему «Увеличение продуктивности малодебитных скважин»

Текст работы Цыкин, Игорь Викторович, диссертация по теме Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

россиискии государственный университет

нефти и газа им. и.м. губкина

99-

На правах рукописи УДК 622.276.34

ЦЫКИН Игорь Викторович

УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН

V

Специальность 05.15.06 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научные руководители: Д.т.н., профессор Мищенко И.Т. Д.т.н., доцент Ибрагимов Л.Х.

москва - 1999

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Проблемы теории и практики увеличения продуктивности малодебитных скважин

1.1. Основные понятия. Классификация скважин по дебиту 8

1.2. Определение рентабельности эксплуатации малодебитных скважин на основе моделирования себестоимости добычи нефти 13

1.3. Факторы ухудшения фильтрационно-емкостных свойств ПЗС 21

1.4. Изученность механизма искусственного воздействия на призабойные зоны скважин 27

1.5. Анализ эффективности методов воздействия на ПЗС с целью интенсификации добычи нефти 29

1.5.1. Классификация методов воздействия 29

1.5.2. Анализ существующих технологий вадае^Йфяя щ*03С 31

■¿V ъВРщг*'

1.5.3. Краткий анализ результатов применения основных методов воздействия

на ПЗС 40

2. Исследование влияния некоторых явлений в призабойных зонах скважин

на их продуктивность 47

2.1. Влияние капиллярного концевого эффекта на продуктивность скважин 47

2.2. Схематизация строения околоскважинной зоны. Обоснование целесообразности адресного воздействия на перфорационные каналы 66

3. Разработка и совершенствование методов и технологий повышения продуктивности скважин 78

3.1. Механизм воздействия на пористую среду упругими колебаниями 78

3.2. Краткая теория распространения упругих колебаний 79

3.3. Особенности распространения упругих вол и в обсаженной скважине 83

3.4. Способ и устройство для волнового воздействия на залежь 84

3.5. Способ очистки каналов продуктивного пласта 87

3.6. Способ воздействия на призабойную зону скважины 88

3.7. Скважинный струйный аппарат 93

3.8. Способ периодической обработки призабой ной зоны скважины 100

4. Ограничение в скважины водо- газопритоков, связанных с нарушением герметичности обсадной колонны 102

4.1. Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационной скважине 102

4.2. Способ восстановления целостности эксплуатационных колонн 105

4.3. Способ изоляции заколонных перетоков газа 109

5. Оптимизация режима работы штанговых скважинных насосных установок с применением ПК ЭВМ 112

5.1. Выбор оптимального типоразмера и режима работы ШСНУ 112

5.2. Расчет крутящего момента на ведомом валу редуктора 121

5.3. Оценка коэффициента эксплуатации и межр емонтного периода работы глубиннонасосной установки 123

6. Результаты опытно-промышленного применения способов увеличения продуктивности мало дебетных скважин 131

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) 131

6.2. Результаты опытно-промышленного применения способа ликвидации заколонных перетоков газа 13 4

6.3. Результаты опытно-промышленного применения способа восстановления целостности эксплуатационной колонны 135

6.4. Опытно-промьппленное применение способа проведения ремонтных работ в эксплуатационных скважинах 135 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 137 ЛИТЕРАТУРА 139

ВВЕДЕНИЕ

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 высоко- и 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 нагнета-

тельным. 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 технологий; значительный расход дефицитных и дорогостоящих химических реагентов; недостаточно полно разработанные теоретические основы проектирования процессов; недостаточно обоснованный выбор скважин для осуществления различных методов воздействия и их очередности; недостаточный 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.

1. ПРОБЛЕМЫ ТЕОРИИ И ПРАКТИКИ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН

Значительная выработанность запасов нефти и истощение источников пластовой энергии на поздней стадии разработки месторождений способствуют массовому переводу добывающих скважин в фонд малодебитных с производительностью насосных установок не выше 5 т/сут.

Эксплуатация малодебитного фонда при высокой обводненности продукции характеризуется невысокими значениями межремонтного периода работы и высокой себестоимостью добычи нефти, обусловленной большими затратами на эксплуатацию наземного и подземного оборудования. Анализ фонда нефтяных скважин по крупным нефтяным компаниям, проведенный Тюменским государственным нефтегазовым университетом за 1996-97 г.г. показал [1], что простаивающий фонд скважин в ожидании комплексного ремонта (ПРС, КРС и ОПЗ) колебался от 14,3% (Башнефть) до 45% (Тюменская нефтяная компания). Результаты упомянутого анализа приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Фонд простаивающих скважин в ожидании комплексного ремонта (ПРС, КРС и ОПЗ) в 1996-1997 г.г.

Нефтяная компания Доля простаивающих скважин, % В т.ч. в ожидании комплексного ремонта, %

Тюменская 45 100

ЮКОС 38 100

Восточная 37,7 100

Сибнефть 37,8 100

Сиданко 34,4 100

Сургутнефтегаз 16,8 100

ЛУКойл 15,0 100

Башнефть 14,3 40,4

Татнефть 18,6 100

Как видно из табл. 1.1, простаивающий фонд скважин подавляющего большинства нефтяных компаний состоит только из скважин, ожидающих ремонта и интенсификации притока. Это десятки тысяч скважин. Для повышения эффективности их использования следует, в первую очередь, применять эффективные методы воздействия на призабойные зоны скважин, ограничивать водопритоки в скважины и оптимизировать режимы работы насосных установок.

1.1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ. КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО ДЕБИТУ

Под призабойной зоной скважины будем понимать вскрытый данной скважиной и примыкающий к ней объем пласта, физические характеристики которого могут изменяться в процессе заканчивания и эксплуатации скважины.

Наиболее важным показателем, характеризующим фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны и определяющим ту или иную производительность (дебит) скважины, является коэффициент продуктивности (К):

^ = = (1.1)

АР Рт~Рс

где <2 - дебит жидкости, т/сут; Рт, Рс - пластовое и забойное давления соответственно, МПа.

Ежегодно фонд малодебитных скважин пополняется в результате снижения продуктивности высоко- и средне дебитных скважин, обводнения пластов, образования водяных конусов, усиления роли капиллярного концевого эффекта и других причин.

В зависимости от дебита, скважины эксплуатируются различными способами. Наиболее длительный период эксплуатации - насосный период - характеризуется, как правило, относительно низкими дебитами.

Основной экономический показатель нефтедобычи - ее себестоимость в значительной степени определяется условиями эксплуатации скважин, т.е. выбором подземного и наземного оборудования и установлением рационального режима откачки пластовых флюидов. Величина себестоимости добычи нефти существенно зависит от частоты и сложности капитальных и подземных ремонтов скважин.

По дебиту жидкости скважины подразделяют на три группы: многодебитные, средне дебитные и малодебитные рис. 1.1 [2]. Эта классификация была введена Адониным А.Н. для скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками для дебитов <2 < 100 м3/сут и динамического уровня (высота подъема жидкости в работающей скважине) Н <3000 м. На сегодняшний день все скважины с дебитом нефти ()н < 5 т/сут принято считать малодебитными. Очевидно, это связано с широким признанием классификации Адонина А.Н. Основным признаком последней является условие постоянства приведенной нагрузки на штанги, дающее следующую приближенную зависимость дебита скважины от высоты подъема жидкости, которая представляет собой гиперболическую границу между много- и среднедебитными скважинами (рис. 1.1) [3]:

0,м3/сутки

Рис. 1.1. Классификация скважин по дебиту и высоте подъема жидкости (по А.Н.Адонину)

Q = 4-f, 0-2)

tl

где Q - производительность установки, м3/сут; 4-104 - постоянная величина, м4/сут; Н - высота подъема жидкости, м.

В фонд малодебитных входят скважины с 0„=5 м3/сут при Н < 1400 м и с QH< 3 м/сут при Н > 1400 м. Такое подразделение малодебитных скважин объяснялось тем, что именно в пределах указанных дебитов широко применяется периодическая откачка (переменный режим эксплуатации), а также откачка с постоянным запасом производительности насосной установки. При этом, для такой группы скважин, особенно многочисленной, целесообразно использование облегченного и дешевого наземного оборудования специальных типоразмеров.

Эта классификация основывается также на учете соотношения глубины спуска насоса с диаметром последнего и механических особенностей работы насосной установки на глубинах 1300-1400 м.

В подтверждение высказанного выше утверждения о том, что производительность многих скважин неуклонно падает, на рис. 1.2 и 1.3 показана динамика изменения добычи нефти и жидкости из скважины № 1282 и № 15982 Самотлорского месторождения. Такое снижение дебитов скважин при постоянном пластовом давлении свидетельствует о загрязнении ПЗС.

Повышение продуктивности малодебитных скважин при одновременном снижении обводненности продукции, продление срока их эксплуатации - важнейшее направление увеличения нефтеотдачи пластов.

При этом основную роль играет повышение рентабельности эксплуатации этих скважин, которую можно увеличить повышением продуктивности скважин и снижением эксплуатационных расходов. Значительный интерес представляет в связи с вышеизложенным анализ структуры себестоимости добычи нефти и выявление нерентабельных скважин.

Рис. 1.2. Динамика изменения добычи нефти и жидкости из скважины № 1282 Самотлорского месторождения

Скв. 15982

Рис. 1.3. Динамика изменения добычи нефти и жидкости из скважины № 15982 Самотлорского месторождения

1.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Критерий выбора скважин для ОПЗ по экономическому признаку в условиях прогрессирующей обводненности добывающих скважин Самотлорского месторождения, вопрос расчета себестоимости и рентабельной эксплуатации скважин являются чрезвычайно актуальными.

В О ДАО «Самотлорнефть» с 1995 года используется система, позволяющая выявлять нерентабельные добывающие скважины и обосновывать целесообразность их остановки.

Известно много работ по решению данной проблемы, из числа последних следует выделить работы [4, 5, 6, 7]. В основе этих работ заложены различные модели себестоимости добычи нефти и их использование для решения поставленной задачи. По мнению авторов, данные работы, с одной стороны, усложняют модель себестоимости добычи нефти, а с другой стороны, не совсем полно отражают ее затратообразующую сущность.

Практика эксплуатации нефтяных месторождений требует, что бы модель себестоимости добычи нефти учитывала:

1. Основные факторы, влияющие на себестоимость добычи нефти для проведения факторного анализа;

2. Основные технологические процессы для проведения функционально-стоимостного анализа;

3. Разделение затрат на переменные и интервально-постоянные по скважинам.

В ОДАО Самотлорнефть построили и используют простую и надежную модель себестоимости добычи нефти, позволяющую оценивать следующие важные экономические показатели - прибыль или убытки по гр�