Эффективность технологий увеличения продуктивности скважин, страница 6

В подготовительный период на скважине проводят и мероприятия, сопутствующие повышению   произво­дительности скважин:

-  повторную и дополнительную перфорацию пластов;

-  опрессовку цементных мостов и исследование герметичности колонны;

-  отсечение интервала обработки от других интервалов механическими или насыпными пробками и пакерами.

Заключительным этапом подготовки является опрессовка оборудования и манифольдов на полуторакратное рабочее давление.

Для оценки потенциальной продуктивности скважины, состояния околоствольной зоны пласта и эф­фективности планируемых работ проводят исследования как до, так и после выполнения воздействия. В комплекс исследований входит:

·  для фонтанных скважин снятие индикаторной диаграммы и кривой восстановления давления, определение про­филя притока и работающей толщины;

·  для нагнетательных скважин регистрация кривой падения давления и определение профиля приемистости пла­ста;

·  для продуктивных нефтяных скважин, эксплуатирующихся штанговыми насосами, необходима отбивка статического и динамического уровней, регистрация кривой восстановления уровня, проведение ГДИ пластоиспытателем на трубах или методом подлива с записью кривой падения давления, исследования пласта с помо­щью струйного насоса. По результатам исследований определяют потенциальную и фактическую продуктивности (или коэффи­циенты приемистости),  коэффициент совершенства до и после обработки, пластовое давление, профиль работы пласта.

Заключительный комплекс работ включает промывку скважины, демонтаж наземного оборудования, подъ­ем НКТ, спуск подземного оборудования, освоение скважины и вывод ее на запланированный режим эксплуатации.

2.2.2 Сравнительная характеристика эффективности технологии интенсификации притока

Одной из важнейших задач проведения ГТМ по интенсификации притока является определение ожидаемой технологической эффективности работ. Задача заключается в оценке основных факторов, по которым можно, хотя бы приблизительно, определить ожидаемый прирост дебита и дополнительную добычу нефти.

За анализируемый нами период с 1999 по 2003 гг. получены показатели эффективности технологий, применяемых при интенсификации притока в РУП «ПО «Беларуснефть». В качестве технологических показателей эффективности ГТМ принята успешность работ, величина прироста дебита и объём дополнительной добычи нефти, длительность эффекта.

Рассмотрим количественные показатели технологической эффективности ГТМ, которые представлении объёмами работ и объёмами получаемой продукции при реализации этих работ. К данным показателям относятся:

·  количество ГТМ (скважино-обработок),

·  успешность работ,

·  прирост дебита,

·  длительность эффекта,

·  дополнительная добыча нефти.

Определения и формулы расчётов показателей эффективности ГТМ взяты из временной инструкции по планированию эффективности ГТМ по интенсификации притока и изоляции водапритока [ 17  с.33]

К_усл = (n_эф/n_вып)∙100 %,                                                                                  (2.5)                                     

где n_эф – количество скважин с эффектом;

      n_вып – количество выполненных скважино-операций.

Средний прирост дебета на одну эффективную и выполненную обработку определяют из выражений:

∆ Q_ср.эф = ∑∆ Q_i/n_эф,                                                                                       (2.6)

∆ Q_ср.вып = ∑∆ Q_i/n_вып,                                                                                     (2.7)

где ∆Q_i – среднегодовой прирост дебета по i-той скважине с эффектом, [т/сут];

n_ф – количество скважин с эффектом;

n_вып – количество выполненных скважино-операций.

∆ Q_i = ∆ V_i/t_i,,                                                                                                (2.8)

где ∆ V_i – объём дополнительной добычи нефти по i-той скважине с эффектом в год выполнения мероприятия, [тонн];