Увеличение продуктивности малодебитных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Цыкин, Игорь Викторович

• Цыкин, Игорь Викторович
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Цыкин, Игорь Викторович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Проблемы теории и практики увеличения продуктивности малодебитных скважин

1.1. Основные понятия. Классификация скважин по дебиту

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

1.3. Факторы ухудшения фильтрационно-емкостных свойств ПЗС

1.4. Изученность механизма искусственного воздействия на призабойные зоны скважин

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

1.5.1. Классификация методов воздействия

■

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

■¿V ъВРщг*'

1.5.3. Краткий анализ результатов применения основных методов воздействия

на ПЗС

2. Исследование влияния некоторых явлений в призабойных зонах скважин

на их продуктивность

2.1. Влияние капиллярного концевого эффекта на продуктивность скважин

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

3. Разработка и совершенствование методов и технологий повышения продуктивности скважин

3.1. Механизм воздействия на пористую среду упругими колебаниями

3.2. Краткая теория распространения упругих колебаний

3.3. Особенности распространения упругих вол и в обсаженной скважине

3.4. Способ и устройство для волнового воздействия на залежь

3.5. Способ очистки каналов продуктивного пласта

3.6. Способ воздействия на призабойную зону скважины

3.7. Скважинный струйный аппарат

3.8. Способ периодической обработки призабой ной зоны скважины

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

4.1. Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационной скважине

4.2. Способ восстановления целостности эксплуатационных колонн

4.3. Способ изоляции заколонных перетоков газа

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

5.1. Выбор оптимального типоразмера и режима работы ШСНУ

5.2. Расчет крутящего момента на ведомом валу редуктора

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

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

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)

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

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

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

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Увеличение продуктивности малодебитных скважин»

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 группе скважин или по отдельной скважине в зависимости от способа эксплуатации по фактическим значениям дебита и обводненности продукции, а так же целесообразность остановки отдельных нерентабельных скважин.

Кроме этого, на основе данной модели можно прогнозировать изменение себестоимости добычи нефти и прибыли при изменении обводненности продукции скважины, ее дебита нефти, цены на нефть и других факторов.

Для получения конкретной модели себестоимости добычи нефти по группе скважин и по отдельным скважинам предварительно группируют скважины по месторождениям или добывающему предприятию или другому объекту, например, по пластам или по объектам разработки. Скважины группируются также по способам эксплуатации: фонтанные, газлифтные, УЭЦН, УШГН.

Затем, исходя из существующей системы учета затрат и расчета себестоимости добычи нефти [7], определяют для каждой группы скважин экономические показатели добычи продукции. Эти показатели определяют по фактическим данным их эксплуатации за определенный период времени или по прогнозируемым данным.

Себестоимости добычи нефти определяется выражением:

где С - себестоимость добычи нефти; 3 - затраты на добычу нефти; <2 - объем добытой нефти, т.

Все затраты делят в зависимости от четырех основных затратообразующих факторов, а именно:

- добычи ЖИДКОСТИ (бж);

- добычи нефти (£)н);

- количества действующих скважин;

- количества эксплуатационных скважин.

Рассмотрим эти затраты более подробно на примере скважин Самотлорского месторождения, эксплуатируемых ОДАО Самотлорнефть.

1. Затраты, зависящие от добычи жидкости 3(<2Ж) за определенный период (сутки, месяц, квартал, год), определяются так:

где (¿ж - добыча жидкости, т; ()и - добыча нефти, т; Сж - удельные переменные затраты, зависящие от добычи жидкости, руб/т.; />в - обводненность добываемой продукции, к - поправка на нелинейность затрат, зависящих от добычи жидкости; она зависит от отклонения фактических значений дебита жидкости от средних значений этих величин по группе скважин.

Удельные переменные затраты рассчитываются как отношение суммарных расходов по статьям, приведенным в табл. 1.2, к добыче жидкости и периоду расчета затрат (в сут.). Затраты, зависящие от добычи жидкости, в общем случае нелинейны, например, для газлифта (из-за первых двух статей калькуляции) эти затраты являются прогрес-

С=3/0,

(1.3)

(1.4)

сивными (растут быстрее, чем растет добыча жидкости).

Таблица 1.2

Статьи расходов, учитываемые при расчете удельных переменных затрат (жидкость)

Наименование статьи калькуляции Доля от общей себестоимости, %

Расходы на энергию по извлечению жидкости 10,2

Расходы по искусственному воздействию на пласт 7,5

Расходы по сбору и транспорту нефти и газу 2,9

Расходы по технологической подготовке нефти 2,5

2. Затраты, зависящие от добычи нефти 3(<2н) определяются по следующей формуле:

3(£н)=0нС„, (1.5)

где Сн - удельные переменные затраты, зависящие от добычи нефти, руб./т.

Список статей затрат, учитываемых для определения приведен в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Статьи затрат, учитываемые при расчете удельных переменных затрат (нефть)

Наименование статьи калькуляции Доля от общей себестоимости, %

Отчисление на ВМСБ 10

Плата за недра 8

Плата за дороги 2

Плата за экологию од

Коммерческие расходы б

Внутренний оборот 1

Затраты, зависящие от добычи нефти, являются пропорциональными (растут линейно от увеличения добычи нефти).

3. Затраты, зависящие от количества действующих скважин определяются по формуле:

3СД=^СС 4'Сед, (1-6)

где Ли - скважино - сутки числившиеся (скв.-сут.); Ссд - удельные затраты, зависящие от количества действующих скважин, т.е. затраты, приходящиеся на одну числившуюся скважину в сутки, в руб/скв.-сут. Они определяются как отношение суммарных затрат к Ли Список статей затрат, учитываемых при расчете Ссд приведен в табл. 1.4.

4. Затраты, зависящие от фонда эксплуатационных скважин (затраты на амортизацию и прочие постоянные затраты) Зсэ (руб.).

Несмотря на то, что большая часть оставшихся затрат зависит от всех исполь-

зуемых в нефтедобыче основных фондов, можно считать, что они пропорциональны количеству эксплуатационных скважин (2/3 всех капвложений находятся в прямой зависимости от эксплуатационных скважин).

Таблица 1.4

Статьи затрат, учитываемые при расчете удельных затрат, зависящих от количества действующих скважин

Наименование статей калькуляции Доля от общей себестоимости, %

Заработная плата производственных рабочих 0,741

Отчисление на социальное страхование 0,271

Расходы ПРС 7,05

Расходы КРС 9,2

Ссэ - удельные условно-постоянные затраты на одну эксплуатационную скважину в сутки, руб./скв.'сут.:

Соэ=Зсэ/ЛГэко, (1.7)

Л^зкс - календарные скв.-сутки для эксплуатационного фонда (скв.-сут.):

N^=N,7, (1.8)

где Ыэ - количество эксплуатационных скважин, скв; Т - количество суток за анализируемый период, сут.

В работах [4-7] считается, что эти затраты не высвобождаются при отключении скважин. Однако они могут быть изменены при переоценке основных фондов и выводе части скважин с технологическим оборудованием в консервацию, и оформлением по ним документов для освобождения от начисления амортизации. При этом налог на имущество по данным скважинам будет выплачиваться до тех пор, пока скважина документально не будет ликвидирована.

Поэтому необходимо уточнять временной интервал для высвобождаемых затрат, а в самом простом случае различать высвобождаемые затраты: при выводе скважин из эксплуатации, при переводе скважин в консервацию и при ликвидации скважин.

Показатели Сж, Сн, Ссд, Ссэ, определяются для каждой группы скважин (например, для каждого способа извлечения жидкости из скважин) за определенный период времени Т.

Для выполнения второго требования, предъявляемого к модели себестоимости добычи нефти, расчет себестоимости добычи нефти должен производиться по статьям с разбивкой каждой из них по элементам затрат (материалы, топливо, электроэнергия, заработная плата, амортизация, налоги и пр.).

Для выполнения третьего требования предъявляемого к модели себестоимости, необходимо учитывать переменные и постоянные затраты по добывающим скважинам. Причем учет должен быть как по отдельным (/-тым) группам скважин, образованных по определенному признаку, например, по способу извлечения добываемой продукции, а именно: фонтанные, газлифтные, насосные (УЭЦН, УШСН, УСН, УГН, УВН, УДН) скважины, так и по отдельным (/-тым) скважинам.

После этого экономические показатели (затраты), полученные по группе скважин распределяются по отдельным скважинам, то есть находят удельные составляющие себестоимости добычи нефти от затратообразующих факторов.

Экономические показатели добычи продукции при существующих геологических, технических и технологических параметрах определяют по фактическим данным эксплуатации за предыдущий период времени.

Таким образом, получают модель себестоимости добычи нефти для /-той скважины j-той группы скважин:

^ r-Q-ш' Сяд" ky^Qm' C-gf^QV• Cvjsj+NэКС(" Cvsj)! Qnh (1 • 9)

или

С-Сщ-kj/ (1 -pBi)+Cirj+(NСсд/'+А^зкс/'ССэ/)/Qm-> (1.10)

где 0жь Qai - соответственно добыча жидкости и нефти по /'- той скважине; Nw-, N3j -количество действующих и эксплуатационных скважин в /-той группе.

Затраты, зависящие от количества действующих скважин, приходящиеся на одну действующую /-ую скважину таковы:

au^aw^v а п)

Затраты, зависящие от фонда эксплуатационных скважин, приходящиеся на одну действующую /-тую скважину пропорциональны коэффициенту:

N^=N3Kcj/N3J. (1.12)

Для определения прибыли или убытков по группе скважин или по отдельной скважине по фактическим значениям дебита и обводненности продукции необходимо дополнительно знать цену предприятия на одну тонну нефти, которая определяется, как цена реализации (Ц) минус НДС и акцизы (Сг)

Прибыль (убытки) для /'-той скважины определяются по формуле: Пг=Ц-Сг, (1.13)

tu^iwq-^^n^c^n^c^yq*. (1,14)

В зависимости от значения прибыли можно выделить несколько частных случаев:

1. Прибыль положительна П>0,

(1.15)

т.е. скважина эксплуатируются рентабельно. 2. Прибыль равна нулю П=0.

При безубыточной (бесприбыльной) эксплуатации скважин

(1.16)

Ц=Сж/^(1-А/)+Сн/+(^ссч/-ССЛ7-+^эксг..С0з7.)/бнг-. 3. Прибыль отрицательна П<0.

(1.17)

(1.18)

3.1. Если переменная часть себестоимости продукции меньше ее цены, то часть прибыли идет на покрытие постоянных затрат, а значит целесообразно продолжать эксплуатацию данной скважины.

3.2. Если переменная часть себестоимости продукции больше ее цены, то эта скважина принадлежит к категории убыточных и ее с экономической точки зрения целесообразно остановить.

Для уточненного определения целесообразности остановки скважины в случае убытков в качестве границы можно взять не переменные, а высвобождаемые затраты (все затраты, которые исключаются при остановке скважин), то есть добавить переменную часть затрат, зависящих от числа действующих скважин.

Использование модели позволяет сделать прогноз: как изменится себестоимость добычи нефти при изменении обводненности продукции скважины. Для понимания актуальности этой проблемы проанализируем составляющую себестоимости добычи нефти, зависящую от обводненности продукции Сж/(1-/?в). Из данного выражения видно, что при приближении обводненности к 1 (к 100%) эта составляющая, а значит, и общая себестоимость добычи нефти стремится к бесконечности. В 1996 году на Са-мотлорском месторождении средняя обводненность (Дср) превысила 93%.

На рис. 1.4 приведены зависимости себестоимости добычи нефти от обводненности продукции для скважин ОДАО «Самотлорнефть» при различных способах добычи нефти. Как видно из рисунка, для скважин, эксплуатируемых УШГН со средним дебитом жидкости 8 м3/сут граница прибыльной эксплуатации по обводненности равна 90%, (обводненность, при которой эксплуатация скважин уже не приносит прибыли). Для УЭЦН при среднем дебите 101 м3/сут - эта граница по обводненности равна 98,3%, а для газлифта (средний дебит жидкости 350 м3/сут) - эта обводненность составляет 98,5%. Очевидно, что с уменьшением дебита скважин эта граница смещается влево.

(1.19)

(1.20)

500 ООО

ю

а.

§

-©<

V

И

Т

2 ю о

Ч £

и

0 §

н

и

01 V©

V

и

400 ООО

300 ООО

200 000

100 ООО

00*

■к

тттт

Л

г/

■ я ж мам ж ж ж т

л

■ а

Л

ч *

_ * I

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Цыкин, Игорь Викторович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Результаты выполненных исследований позволили разработать ряд методических подходов и принципов, направленных на повышение эффективности применения методов и технологий воздействия на призабойные зоны скважин, восстановление негерметичных обсадных колонн, оптимизации режимов работы насосных установок с целью увеличения продуктивности малодебитных скважин.

1. Проведенный анализ эффективности применяемых методов интенсификации добычи нефти в ОАО «Нижневартовскнефтегаз» позволяет производить обоснованный выбор перспективных геолого-технических мероприятий и скважин для первоочередного проведения работ.

2. Созданная методика определения рентабельности эксплуатации малодебитных скважин на основе моделирования себестоимости добычи нефти и выработки критериев выбора скважин для ОПЗ по экономическому признаку позволяет прогнозировать эффективность проведения геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности скважин со степенью достоверности до 80 %.

3. Учет капиллярного концевого эффекта позволяет осуществлять выбор оптимальных методов обработки ПЗС с целью интенсификации притока нефти. Разделение процесса снижения продуктивности на две составляющие (ухудшение проницаемости для нефти за счет механического загрязнения и за счет капиллярного концевого эффекта) позволяет научно обосновывать выбор технологии ОПЗ, а также целенаправленно воздействовать на ПЗС.

4. Разработанные и внедренные в производство новые метода управляемого волнового воздействия на ПЗС с целью повышения продуктивности малодебитных скважин позволяют вовлечь в разработку ранее не дренируемые пропластки и увеличить дебиты нефти почти в три раза при одновременной стабилизации или снижении обводненности продукции. Предложенные методы могут быть рекомендованы для широкого промышленного использования.

5. Предложенные способы изоляции водо- и газопритоков в скважины путем восстановления целостности обсадных колонн (на уровне изобретений) позволяют ликвидировать перетоки жидкостей и газов. Технологический эффект их применения позволил дополнительно добыть около десяти тысяч тонн нефти в течение года.

6. Разработана и внедрена методика оптимизации режима работы штанговых скважинных насосных установок с применением компьютеров ПК ЭВМ, которая с 1985 г. успешно применялась на месторождениях ПО «Грознефть» и может быть рекомендована для всех месторождений при переходе на насосный способ эксплуатации скважин.

7. Технологическая эффективность опытно-промышленного применения разработанных методов и технологий увеличения продуктивности малодебитных скважин превысила 200 тыс. тонн.

8. Использование модели себестоимости добычи нефти в О ДАО «Самотлор-нефть» позволило снизить себестоимость добычи нефти по сравнению со средней себестоимостью трех остальных О ДАО в объединении ОАО «Нижневартовскнефтегаз» только по газлифтному способу эксплуатации скважин на 24 %.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Цыкин, Игорь Викторович, 1999 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Кучумов P.P. Моделирование эффективности использования фонда скважин в осложненных условиях. Автореферат дисс... кандидата техн. наук. Тюмень, 1998. -23с.

2. Карапетов К.А., Балакиров Ю.А., Кроль B.C. Рациональная эксплуатация малоде-битных нефтяных скважин. М.: Недра, 1966. -184 с.

3. Адонин А.Н. Процессы глубинно-насосной нефтедобычи. М.: Недра, 1964.

4. Хуснуллин А.Н., Шакиров М.Т. Экономическая оценка эффективности использования фонда нефтяных скважин. Нефтяное хозяйство, №2, 1994.

5. Фатыхов Б.З. О методике оптимизации разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство, №7, 1994.

6. Леонов В.А. и др. Оценка эффективности газлифтного способа добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989. -Обзорная информация. Серия «Экономика и управление нефтяной промышленности».

7. Рыженков И.И. и др. «Методика по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа», утвержденная заместителем Министра топлива и энергетики России 29 декабря 1995.

8. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти. -М.: Нефть и газ, 1996.

9. Щелкачев В.Н. Анализ разработки крупных нефтяных месторождений. ~М.: Недра, 1994. -160 с.

10. Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты месторождений Главтюменнефтегаза. / РД 39-0147035-254-888. Москва-Тюмень-Нижневартовск, 1988.

11. Journal of Petroleum Technology, Vol. 3, № 8, 1981, p. 14-16.

12. Константинов C.B., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва за рубежом. -М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Серия Нефтепромысловое дело, 1985.

13.3акиров С.Н. Особенности разработки месторождений углеводородов с низкопроницаемыми коллекторами. / Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. / Тез. докл. 2-й научн.-техн. конф. посвященной 850-летию г. Москва, М. 1997. -с.65-66.

14. Дорофеева Т.В. Тектоническая трещиноватость горных пород и условия формирования трещинных коллекторов нефти и газа. -Л.: Недра, 1986. 224с.

15. Journal of Petroleum Technology, Vol. 33, № 4, 1983, p. 677-687.

16. Allen Т.О., Roberts A.P. Production Operations. -Tulsa. Vol. 2, 1982. -p. 232.

17.Гусев C.B., Константинов Я.Г. и др. Анализ эффективности гидроразрыва пласта СП «Юганскфракмастер» на Мамонтовском месторождении. / Отчет СибНИИНП НИР по договору 91.92.56.54. Том 1, 2. Тюмень, 1992.

18. Симкин Э.М., Лопухов Г.П. Виброволновые и вибросейсмические методы воздействия на нефтяные пласты. -М.: ВНИИОЭНГ, 1989. -33с.

19. Исследование влияния упругих возмущений на фильтрацию флюидов через пористые среды / П.Э. Аллакулов, В.Н. Белоненко, С.Н. Закиров, Ю.П. Сомов, А.Н. Шандрыгин. Препринт № 8. М.: ИПНГ АН СССР, 1991. 64с.

20.Ганиев Р.Ф., Борткевич C.B., Костров С.А. Влияние вибрационного воздействия на состояние многокомпонентных жидких сред. // Журнал физической химии, 1987. т.61, № 8. с.2277-2279.

21. Воропаев В.Н., Габалов О.С., Каныгин Р.Б. Влияние упругих колебаний звуковых частот на процесс фильтрации // Природа геофизических полей Северо-Востока СССР. Магадан, 1988. с.95-100.

22. Дыбленко В.П., Туфанов И.А., Сулейманов Г.А., Лысенко А.П. Фильтрационные явления и процессы в насыщенных пористых средах при виброволновом воздействии // Пути интенсификации добычи нефти. Уфа: БашНИПИнефть, 1989. с.45-51.

23. Ащенков Ю.С., Ряшенцев Н.П., Чередников E.H. Управляемое вибровоздействие -новый метод интенсификации нефтедобычи // Численные методы решения задач фильтрации. Динамика многофазных сред: 9 Всесоюзн. семинар. Новосибирск, 1989. с. 22.

24.Яремийчук P.C., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. -Львов. Львовский государственный университет, 1982.

25. Создание физико-химических основ системной технологии разработки нефтяных месторождений. Заключительный отчет НижневартовскНИПИнефть, 1989.

26. Бузинов С.Н. К вопросу об определении остаточной нефтенасыщенности. -Докл. АН СССР, 1957. -т. 116, № 1. -с. 28-31.

27. Пеньковский В.И. Концевой эффект капиллярного запирания вытесняемой фазы при фильтрации несмешивающихся жидкостей. -Изв. АН СССР, МЖГ, 1983. № 5, с. 184-187.

28.Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природ-

ных пластах. -М.: Недра, 1984. -с.211.

29. Михайлов H.H. Основы комплексного изучения околоскважинных зон для повышения эффективности процессов нефтеизвлечения. Дисс... доктора техн. наук. -М.: ГАНГ, 1994.

30. Ибрагимов Л.Х., Неврюев В.Я., Цыкин И.В. Анализ методов интенсификации добычи нефти. В кн.: Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. -М.: Наука, 1999. с. 50-70.

31. Ибрагимов Л.Х., Зайцев В.М., Цыкин И.В. Схематизация строения околоскважин-ной зоны. В кн.: Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. -М.: Наука, 1999. с. 40-45.

32. Патент 2105143 РФ, Способ и устройство для волнового воздействия на залежь / Бриллиант Л.С., Журавлев B.C., Рубинштейн О.И., Сашнев И.А., Цыкин И.В., 1998

33. Ас СССР 1710709, Кл. Е21В43/25, 1992.

34. Ас СССР 1624127, Кл. E21B33/13, 1991 Бюл. 4.

35.Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989, с.116-119.

36. US Pat. 4744730, Кл. 417-172, 1988.

37. Пат. RU 2107842С1, Кл. P04F5/54, 27.03.98.

38. Ас 415410, Кл. F04F 5/10, 1971.

39. Ас 107859, Кл. F04F 5/44, 1956.

40. Патент 2121559 РФ, Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине / Шарифуллин Ф.А., Мамедов Б.Г., Цыкин И.В., Исмагилов Р.Г., Труба-нов В.Н., Акименко С.Н., Михалков С.Г. 1998.

41. Ас 1624127 СССР, кл. Е 21 В 33/13, БИ № 4, 1991.

42. Регламент на типовые технологические процессы вторичного цементирования эксплуатационных колонн и восстановления их герметичности в скважинах, НГДУ «Туймазанефть», РД 39 Р-5752454-007-90, Уфа: БашНИПИнефть, 1990, с.28.

43. Ас 1620609 СССР, кл. Е 21 В 33/13, БИ № 2, 1991.

44. Патент 2124112 РФ, Способ восстановления целостности эксплуатационных колонн / Акименко С.Н., Мухин М.Ю., Цыкин И.В., Берман A.B., Чесноков Е.Г., 1998.

45. Патент 2126880 РФ. Способ изоляции заколонных перетоков газа / Мамедов Б.А., Шарифуллин Ф.А., Цыкин И.В., Трубанов В.Н., Акименко С.Н., Михалков С.Г., 1994. БИ № 8.

46. Серенко И.А. и др. Вторичное цементирование нефтяных и газовых скважин. Обзорная информация, вып. 4(2), сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, с.24-25, 69-81.

47. Мищенко И.Т., Богомольный Г.И. Выбор оптимальных типоразмера и режима работы штанговой глубинно-насосной установки. М., МИНХиГП, 1981.