Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АстрономияБиологияГеографияДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника


Определяющие количественные и качественные показатели эффективности работы скважин.




При рассмотрении особенностей геологического строения месторождений и условий их разработки приходится сталкиваться с многообразием различных факторов, влияющих на успешность и эффективность геолого-технических мероприятий, направленных на повышение продуктивности скважин. Из промысловой практики планирования и осуществления ГТМ известно, что найти наиболее оптимальные условия и режимы обработки призабойной зоны пласта практически невозможно без изучения влияния всей совокупности воздействующих факторов. Наибольшая трудность выбора способов обработки призабойной зоны отмечается для скважин, работающих в осложненных условиях, например при забойном давлении ниже давления насыщения, наличии смоло-парафиновых отложений в ПЗП, высокой послойной неоднородности коллекторов.

Такие условия не только усложняют выбор способа ОПЗ и определение режима его обработки, но и делают малопредсказуемыми результаты ОПЗ без проведения специальных исследований. Определенную информацию о состоянии ПЗП дают гидродинамические исследования. Однако традиционные методы исследования и объемы осуществления их на промыслах дают лишь усредненную характеристику по залежи или перфорированному интервалу продуктивного пласта. В условиях послойной неоднородности пород по проницаемости такая информация еще более теряет свою значимость. Принимая во внимание то, что для фонда скважин, эксплуатируемого насосным способом, как правило, единственным методом гидродинамических исследований является лишь снятие кривых восстановления уровня, опираться на данные этих исследований при оценке целесообразности проведения ОПЗ, определении режима обработки и ее эффективности становится недостаточным.

Для получения доверительных результатов прогнозирования эффективности методов повышения производительности скважин мы конкретизировали условия обработки ПЗП, а именно, предприняли попытку прогнозирования эффективности кислотных обработок в порово-трещиноватых неоднородных по проницаемости карбонатных коллекторах. С целью отбора диагностических признаков проведен ретроспективный анализ эффективности кислотных обработок на месторождениях Удмуртии за 6-летний период. Результаты обобщения промысловых материалов, а также данных целевых исследований, проведенных в этом направлении, позволили выделить 10 наиболее информативных показателей, влияющих на конечный результат обработки. К ним по степени значимости отнесены: кратность кислотных обработок, проведенных в одной скважине; показатель снижения дебита (отношение максимального дебита за все время эксплуатации к текущему дебиту Qнак/Qтек); послойная неоднородность пород по проницаемости (отношение минимальной проницаемости в интервале обработки к максимальной проницаемости пород в том же интервале); средневзвешенная проницаемость по пласту; показатель изменения пластового давления; температурный показатель пласта (отношение пластовой температуры к температуре насыщения нефти парафином Тп/Тн); условный показатель газонасыщенности ПЗП ,

где Рн - давление насыщения, МПа;

Рз - давление на забое скважины, МПа;

G - газовый фактор, м³/т;

 

удельный расход кислотного раствора; обводненность продукции скважин; охват перфорацией пласта (отношение толщины продуктивного пласта к перфорированной толщине пласта).

Для качественной оценки эффективности кислотных обработок с учетом перечисленных признаков использован метод ранговой классификации, причем ранжирование признаков проведено в последовательности убывания их значимости (ранжирование по горизонтали) и в зависимости от числовых (количественных) показателей признака (ранжирование по вертикали).

 

 

Примечание. При обводненности продукции скважин более 50% . Рекомендуется применять только поинтервально-направленные и поинтервальные кислотные обработки. Интервал ОПЗ определяется после исследования источника обводнения и его нахождения по толщине пласта.

Наибольшая сумма рангов по совокупным признакам, полученная путем умножения числового значения ранга по горизонтали на ранг по вертикали, составляет 330 и соответствует наилучшим условиям проведения ОПЗ, от которых может быть получен наибольший эффект в конечном итоге. Минимальная сумма рангов составляет 55 и соответствует наихудшим условиям обработки.

Применение метода ранговой классификации дает возможность наиболее правильно выбрать скважины для обработок без проведения достаточно сложных для насосного фонда скважин гидродинамических исследований пласта. Целесообразность кислотных обработок оценивается пороговыми значениями суммы рангов. Так, высокую успешность обработок можно ожидать при сумме рангов в интервале более 270, среднюю - в интервале 160-230, низкую - в интервале 55-120. Достоверность обозначенных ранговых интервалов основана на результатах анализа эффективности многочисленных кислотных обработок, проведенных на месторождениях Удмуртии. Очевидно, для иных условий в сравнении с рассматриваемыми нами могут быть введены другие или исключены некоторые из ранее введенных показателей. Например, при забойных давлениях выше давления насыщения может быть исключен показатель газонасыщенности, при пластовых температурах выше температуры насыщения значимость температурного показателя пласта снижается или исключается полностью и т.д. Поэтому для конкретных условий разрабатываемых месторождений необходимо уточнять ранговые показатели. Ранговые показатели могут изменяться и в зависимости от выбранного метода кислотной обработки. Так, при использовании поинтервальной кислотной обработки показатель послойной неоднородности пород по проницаемости берется в пределах интервала обработки, а не по всей перфорированной толщине пласта. Таким образом, несмотря на простоту данной методики, она требует творческого подхода для получения наиболее достоверных результатов. В целом же еще раз подчеркиваем, что данная методика является первой попыткой прогнозирования успешности ОПЗ при планировании геолого-технических мероприятий на персональных ЭВМ. В последующем она может совершенствоваться в зависимости от конкретных условий разработки месторождений и геологических особенностей строения продуктивного пласта. При этом могут вноситься дополнительные параметры.

Всем промысловым работникам, использующим данную методику, следует иметь в виду, что эффективность ОПЗ зависит не только от совершенства программы прогнозирования, но и от соблюдения режима обработки призабойной зоны.

Использование данного метода позволяет сделать качественную оценку эффективности применения кислотных обработок ПЗП для конкретных геологических условий залежи. Кроме того, он позволяет оценить в процентном отношении возможный прирост дебита от исходного (до обработки) при условии соблюдения режимов ОПЗ.

Учитывая то обстоятельство, что добывные возможности различных месторождений, а также конкретных залежей не одинаковы, рентабельность ГТМ на них будет различная при одинаковом процентном приросте дебита, причем на рентабельность ГТМ при прочих равных условиях в значительной степени будут влиять затраты на проведение мероприятия по интенсификации работы скважины, цена 1 т нефти, эксплуатационные и другие статьи расхода.

В этой связи порог рентабельности по дебиту скважин после ОПЗ должен оцениваться для каждой отдельной скважины или в худшем случае для группы скважин с примерно одинаковыми геолого-физическими условиями и расходами на проведение ОПЗ. Не исключена возможность, что даже при получении высокой эффективности ОПЗ (прирост дебита на 80% и более) она может оказаться нерентабельной из-за низкого исходного дебита обрабатываемой скважины и высокого порога рентабельности по дебиту нефти в целом.

 

3 Коэффициент продуктивности, факторы его определяющие.

Коэффициент Продуктивности — это коэффициент, характеризующий возможности пласта по флюидоотдаче.

По определению коэффициент продуктивности — это отношение дебита скважины к депрессии:

 

 

где — коэффициент продуктивности [м³/(сут*МПа)], — дебит скважины [м³/сут], — депрессия [МПа],

— пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа],

— забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

 


Поделиться:

Дата добавления: 2015-02-10; просмотров: 324; Мы поможем в написании вашей работы!; Нарушение авторских прав





lektsii.com - Лекции.Ком - 2014-2024 год. (0.006 сек.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав
Главная страница Случайная страница Контакты