Обоснование применения методов повышения коэффициентов извлечения и интенсификации добычи УВС на Совхозном месторождении

Выводы: в результате анализа расчетных и фактических данных, трещинами ГРП были вскрыты непроницаемые пропластки, что влияет на фактические дебиты скважин с ГРП, а также расчетные дебиты скважин с горизонтальными окончаниями выше, чем у скважин с ГРП, что позволяет сделать вывод, что эксплуатация скважин с горизонтальным окончанием на Степном месторождении позволит вовлечь в эксплуатацию дополнительные запасы нефти; увеличить дебиты скважин. Технология является перспективной для данных геологических условий и рекомендуется к использованию. Как альтернативу ввода в эксплуатацию новых горизонтальных скважин, стоит рассмотреть эксплуатацию боковых стволов с горизонтальным окончанием на старом фонде скважин, что может быть более экономически выгодным решением и рассмотреть многостадийное ГРП в горизонтальных стволах.

Также в процессе расчетов обнаружена недостаточная изученность причин падения начальных дебитов и дебитов скважин после ГРП. Вследствие чего трудно сравнить эффект от проведения ГРП, так как фактические данные до и после ГРП сильно отличаются от начальных фактических и расчетных дебитов. В связи с этим данную проблему следует изучить более детально.

Список литературы

1. Идиятуллина З.С. Применение скважин с горизонтальным окончанием для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах на месторождениях ПАО «Татнефть». Альметьевск, 2015. 28 с.

2. Телков А.П., Грачев С.И. «Гидромеханика пласта применительно к нефтегазопромысловым задачам разработки месторождений наклонно-направленными и горизонтальными стволами». Часть 2. С. 24-26.

3. Телков А.П., Грачев С.И. «Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений». Часть 2. Стр. 269-271.

ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ УВС НА СОВХОЗНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Жмаева О.В.

Жмаева Ольга Вадимовна — магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Аннотация: данная статья является частью магистерской диссертации на тему «Проектирование разработки Совхозного газового месторождения» и знакомит с краткой характеристикой применяемых методов интенсификации добычи углеводородов, а также приводится обоснование применения дальнейших методов.

В данной статье автором рассматриваются применяемые методы интенсификации добычи углеводородов на Совхозном газовом месторождении, а также проводится анализ эффективности применения данных методов. Итогом работы является предложение возможных путей решения имеющихся осложнений.

Ключевые слова: методы интенсификации, перфорация, кислотная обработка, заколонный переток, водоизоляция.

УДК 622.323

Учитывая текущее состояние разработки и изученности Совхозного месторождения, дать достоверную оценку эффективности применения тех или иных методов увеличения производительности скважины и повышения газоотдачи является сложной задачей.

В процессе разработки месторождения для интенсификации добычи газа и повышения его извлечения проводились единичные технологические операции, направленные на изоляцию водопритока из-за негерметичности эксплуатационной колонны и плохого сцепления цементного камня с колонной, а также на повторную перфорацию существующих интервалов и дополнительную, с целью подключения к разработке незадействованных вышезалегающих продуктивных пластов. Другие мероприятия, такие как гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты (многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т.д.), солянокислотная обработка (СКО) и её варианты; гидропескоструйная [1] и сверлящая перфорации и их сочетания с соляной обработкой, не нашли должного применения на Совхозном месторождении.

Принимая во внимание тот факт, что месторождение разрабатывается в режиме истощения, а также наличие осложнений с качеством цементного кольца и герметичностью колонн, повышение

продуктивности эксплуатационных скважин может быть достигнуто за счет улучшения коллекторских свойств ПЗП путем проведения СКО, приобщения незадействованных вышезалегающих продуктивных.

На более поздней стадии разработки в результате подъема ГВК эксплуатация будет сопровождаться обводнением продукции скважин. По мере истощения пластовой энергии дебиты снизятся, скорости восходящего потока газа достигнут критической величины, при которой не будет обеспечиваться вынос жидкости на поверхность, что впоследствии может служить причиной «самоглушения» скважин. В связи с этим, на более поздней стадии эксплуатации должны быть предусмотрены мероприятия, направленные изоляцию водопритока.

Учитывая вышесказанное, считаю целесообразным применение следующих методов интенсификации добычи газа и повышения его извлечения:

Приобщение к разработке новых вышезалегающих продуктивных пластов.

Результаты интерпретации материалов ГИС выделяют от 4 до 7 рекомендуемых к перфорации флюидосодержащих интервалов.

Применение для вторичного вскрытия щадящей перфорации.

Все работы по вскрытию продуктивных пластов в скважинах Совхозного месторождения выполнялись прострелочно-взрывным способом с использованием кумулятивных перфораторов. Обеспечивая довольно большую длину перфорационных каналов, этот способ вторичного вскрытия ведет к нарушению контакта цемента с обсадной колонной, особенно в местах с некачественным сцеплением, а также влечет за собой увеличение негативного воздействия на их прочность. Помимо этого, в результате давления кумулятивной струи стенки перфорированных каналов уплотняются, а проницаемость их снижается (особенно в газовых скважинах), что ведет к необратимому снижению производительности скважин [2]. Таким образом, для исключения отрицательного воздействия взрывных нагрузок на пласт и на эксплуатационную колонну, особенно в скважинах, имеющих проблемы с качеством цементирования и целостностью колонн, осуществление вторичного вскрытия новых скважин или доперфорации существующих рекомендуется с применением гидропескоструйной или сверлящей перфораций.

При снижении дебитов газа за счет ухудшения коллекторских свойств при кольматации продуктивных пластов проводить глинокислотную обработку призабойной зоны с использованием соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот в соотношении 4:1 по общепринятой методике.

Выбор основных параметров обработки необходимо подбирать для конкретных условий эксплуатации скважины технологической службой недропользователя с учетом коллекторских свойств продуктивных отложений, приемистости скважин.

Осуществлять постоянный контроль устьевых давлений и дебитов газа для своевременного выявления скопления жидкости на забое скважин и ее удаления (продувкой, с использованием пенообразующих ПАВ и гидрофобизаторов, плунжерлифта и других средств для облегчения удаления пластовой воды с забоя скважины).

На поздней стадии эксплуатации при интенсивной обводненности добывающих скважин по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований (ПГИ) проводить водоизоляционные работы.

В наибольшей степени всем требованиям, предъявляемым к водоизолирующим свойствам, отвечают составы на основе кремнийорганических соединений АКОР БН [3,4], технология с использованием которых применима при всех видах обводнения: по прослоям, подошвенным, для ликвидации водоперетоков по негерметичному цементному кольцу, а также для выравнивания профиля приемистости в [4]. При осуществлении технологического процесса используется стандартное оборудование устья скважины, механизмы и агрегаты, применяемые при подземном и капитальном ремонте скважин.

Список литературы

1. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. М.: Недра, 1998. 479 с.: ил.

2. Лягов А.В. Совершенствование технологии вторичного вскрытия и освоения скважин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011. № 6. С. 160-173.

3. Скородиевская Л.А. Повышение эффективности водоизоляционных работ путем использования материала АКОР-Б100 / Л.А. Скородиевская, А.М. Строганов, С.А. Рябоконь // Нефтяное хозяйство, 1999. № 2.

4. Строганов А.М., Строганов В.М. Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР, пути и перспективы развития / Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. Международной научно-практической конференции. Геленджик. Краснодарский край, 2006. Стр. 60-69.