Анализ технологической эффективности проведения ГППна скважинах Смольниковского месторождения

Результаты многочисленных научно-практических исследований, показывают, что применение традиционных ОПЗ, таких как поинтервальные СКО дает положительный результат лишь при отсутствии перетоков в заколонном пространстве, являющихся следствием некачественного крепления скважин, динами­ческих нагрузок от кумулятивной перфорации, многочисленных геоло­го-технических и ремонтных мероприятий и др.

В настоящее время одним из наиболее перспективных мероприятий по повышению интенсификации добычи нефти на Смольниковском месторожденииявляется применение технологии вторичного вскрытия продуктивного пласта посредством гидропескоструйной перфорации, т.к. данный вид ГТМ хорошо зарекомендовал себя на аналогичных по геолого-физическим условиям месторождениях Удмуртии (Патраковском, Лозолюкско-Зуринском и др.).

Особенность работы скважины, продуктивный горизонт которой вскрыт гидропескоструйной перфорацией, заключается в изменении режима работы пласта по сравнению с традиционными методами вскрытия. Опыт проведения гидропескоструйной перфорации показывает что, как правило, при ее проведении минимальное увеличение производительности скважин происходит в 1,5-2,0 раза от первоначальной, максимальное в десятки раз. И при этом на обводненных месторождениях увеличивается нефтяная составляющая в общем балансе извлекаемой жидкости из скважин.

В 2012-13 года добывающих скважинах Смольниковского месторождения было произведено 10 операций по вторичному вскрытию продуктивного пласта путём гидропескоструйной перфорации.

Результаты проведения ГПП на добывающих скважинах Смольниковском месторождения в 2012-13 года приведены в таблице 2.6.

 

Таблица 2.6

Технологическая эффективность проведения ГПП на Смольниковском месторождении

№ скв.	Дебит по жидкости, м3/сут.		Дебит по нефти, т/сут.		Обводненность продукции, %		Среднесуточный прирост		Отработаное время, сут.	Доп. добыча, тн
	до обработки	после обработки	до обработки	после обработки	до обработки	после обработки	жидк. м3/сут	нефть т/сут
157	10,7	16,9	10,3	16,3	3,7	3,6	6,2	6,0	254,0	1524,0
174	12,3	18,4	11,7	17,5	4,9	4,9	6,1	5,8	248,0	1438,4
237	7,0	10,5	3,7	5,6	47,1	46,7	3,5	1,9	216,0	410,4
289	14,2	18,4	11,8	15,3	16,9	16,8	4,2	3,5	277,0	969,5
285	6,7	13,3	6,5	12,9	3,0	3,0	6,6	6,4	239,0	1529,6
293	9,8	14,6	8,8	13,2	10,2	9,6	4,8	4,4	199,0	875,6
224	13,5	16,8	10,6	13,2	21,5	21,4	3,3	2,6	195,0	507,0
286	14,3	19,5	12,1	16,5	15,4	15,4	5,2	4,4	180,0	792,0
287	15,7	18,9	12,7	15,3	19,1	19,0	3,2	2,6	131,0	340,6
288	10,0	16,5	9,8	16,1	2,0	2,4	6,5	6,3	97,0	611,1
Удельн.	11,4	16,4	9,8	14,2	14,4	14,3	5,0	4,4	203,6	899,8
Суммарная дополнительная добыча нефти, тонн										8998,2

Анализируя таблицу результатов проведения ГПП по основным параметрам работы скважин до и после обработки можно имеем:

- после проведения ГППсуточный дебит скважин по жидкости вырос в среднем на 5,0 м³,

- дебит скважин по нефти увеличился в среднем на 4,4 тн/сут.,

- обводненность добываемой продукции по рассмотренной группе скважин практически не изменилась.

Наилучший эффект в плане прироста дебита нефти получен по скважинам №157(+6,0 т/сут), №285(+6,4 т/сут), №288(+6,3 т/сут), №174(+5,8 т/сут). Хорошие результаты так же получены по скважинам №№ 289, 293, 286 где приросты дебитов составили от 3,5 до 4,4 т/сут.

Суммарная дополнительная добыча нефти от проведения ГПП на конец отчетного периода составила 8998,2 тонны.

Товарная добыча нефти по месторождению без проведения ГПП составила бы 107,0 тыс. тонн, а с учетом дополнительной добычиот проведения ГТМ товарная добыча нефти составила 115,998 тыс. тонн.

По результатам анализа определено следующее:

- все рассмотренные обработки призабойной зоны добывающих скважин имеют достаточно высокую эффективность от 1,9 до 6,4 т/сут при незначительном росте обводненности продукции скважин, а в некоторых случаях и со снижением содержания воды;

- относительно невысокая эффективность на скважине №237 объясняется в основном тем, что на указанных скважинах обработки проводились без гидромониторной промывки в зоне перфорации, что неблагоприятно сказалось на состояние гидропроводности ПЗП и как следствие привело к незначительным эффектам, хотя на общем фоне ГТМ проводимых по базовым технологиям (СКО, ПСКО и т.п.) где средние удельные эффекты как правило не превышают 0,7 тн/сут, прирост в 1,9 тн/сут можно отнести к разряду «выше среднего».

Вывод о технологической эффективности проведения ГПП на скважинах Смольниковского месторождения

Приведенные выше результаты рассмотренных ГТМ позволяют сделать следующие рекомендации:

- продолжить проведение данного вида интенсификации добычи нефти на эксплуатационном фонде Смольниковского месторождения;

- наряду с обработками добывающих скважин применить в экспериментальном порядке технологию ГПП на нагнетательном фонде, с целью увеличения приемистости скважин в застойных зонах нефтеносного пласта.

- обратить особое внимание на качественную подготовку рабочих составов и соблюдение технологии обработки ПЗП скважин.

- для повышения эффективности гидравлической перфорации необходимо сократить непроизводительное время, на которое процесс перфорации прекращается для изменения глубины подвески перфоратора. Для этого применяют технологию непрерывного процесса. В этом случае устье скважины оборудуют головкой с сальником, позволяющей агрегату подземного ремонта поднимать колонну НКТ, подвешенную на элеваторе. Жидкость подводят к колонне труб промывочным шлангом. При подобном оборудовании возможно проводить перфорацию колонны в интервале, соответствующем длине одной насосно-компрессорной трубы.

На основании представленного анализа технологической эффективности проведения ГПП на скважинах Смольниковского месторождения можно сделать вывод о том, что внедрение данного вида интенсификации добычи является высокорентабельным.

 

 

III. ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ

Мероприятия по обеспечению требований промышленной