Cтраница 1
Потенциальная продуктивность скважины может быть достигнута в тех случаях, когда в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации не происходит ухудшение фильтрационных свойств пласта ( ФСП) в прискважинной зоне. Практически любая операция, производимая в скважинах, представляет собой потенциальный источник потери продуктивности. Установлено, что ФСП ухудшаются при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией и ремонте скважин. Ухудшение ФСП может происходить и в процессе вызова притока из пласта. Например, в низкопористых пластах газоконденсатных месторождений стремление вызвать приток из скважины при больших депрессиях на пласт может привести к быстрому выпадению конденсата из аэрозольного состояния на стенки пор и, как следствие, к закупориванию призабойной зоны скважины. В ряде случаев по этим причинам пласты классифицируются как непродуктивные. [1]
Степень использования потенциальной продуктивности нефтега-вовых скважин в начальной я последующих стадиях эксплуатации во многом зависит от эффективности и качества работ при ваканчива-нии - вскрытия продуктивных отложений, крепления в освоения. [2]
Достичь высоких качественных показателей первичного и вторичного вскрытия продуктивных горизонтов и сохранить потенциальную продуктивность скважин в сложившихся геолого-промысловых условиях серийно применяемыми технологиями не представляется возможным. Дебит скважин при этом не превышает 0 3 - 0 35 от потенциального. Вместе с тем, в период крепления скважины сразу после окончания цементирования эксплуатационной колонны возникают межпластовые перетоки как в пределах одного горизонта, так и между разнонасыщенными пластами, особенно при наличии небольших ( 0 5 - 5 0 м) или отсутствии изолирующих перемычек между пластами. [3]
Достигнутый уровень качественных, технических и экологических показателей работ по формированию надежной долговременной крепи и сохранению потенциальной продуктивности скважин при устойчивой тенденции усложнения геолого-промысловых условий заканчивания скважин на различных стадиях разработки нефтегазовых месторождений все в меньшей степени отвечает требованиям эффективной эксплуатации залежей углеводородов, охраны недр и окружающей среды. [4]
Следствием изменения гидродинамического состояния и поведения разрабатываемых залежей углеводородов является ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов и снижение потенциальной продуктивности скважин, ранняя обводненность добываемой продукции, межпластовые и заколонные перетоки пластовых флюидов. [5]
Применение в столь сложных геолого-промысловых условиях традиционных технологий заканчивания скважин существенно затрудняет успешное решение задачи повышения качества буровых работ по сохранению потенциальной продуктивности скважин. [6]
В методах математического моделирования, применяемых для проектирования и анализа гидроразрыва пласта, в качестве базового показателя для определения эффективности процесса ГРП используют потенциальную продуктивность скважин до ГРП. В то же время по части скважин данный параметр отсутствует. [7]
Основными последствиями при этом являются загрязнение призабойной зоны продуктивных пластов, нарушение герметичности крепи и связанные с ними затраты средств и времени на восстановление потенциальной продуктивности скважин, интенсификацию притока углеводородов и производство ремонтно-изоляционных работ ( РИР) в течение всего периода разработки месторождения. [8]
В процессе выработки залежей углеводородов и перехода многих месторождений в позднюю стадию разработки изменяющиеся геолого-промысловые условия закан-чивания скважин при существующем уровне развития технологий затрудняют достижение высокой эффективности и качества работ по сохранению потенциальной продуктивности скважин. Главными факторами снижения продуктивности скважин, наряду с нарушением герметичности разобщения флюидонасыщенных пластов, интенсивным обводнением добываемой продукции, становятся резко выраженная дифференциация пластовых давлений по площади и разрезу залежи, высокие градиенты давления между разнонапорными пластами, нестационарность гидродинамического состояния и поведения залежи. Следствием этого является снижение темпов добычи нефти, формирование локальных, не вовлеченных в активную разработку нефтена-сыщенных зон, прогрессирующая обводненность скважин. [9]
Именно на этом этапе буровых работ при действии максимальных гидромеханических нагрузок в интервале продуктивных отложений, нестационарных процессов гидродинамического взаимодействия системы скважина п пластов происходит интенсивное загрязнение призабойной и удаленной зон газонефтенасыщенных пластов, снижение их фильтрационных характеристик и потенциальной продуктивности скважин. [10]
В заключение следует отметить, что реализация комбинированной технологии формирования конструкции забоя на стадии заканчивания скважин существенно повышает качество разобщения пластов при несовершенном по характеру и степени вскрытии продуктивных отложений, расширяет область заканчивания скважин открытым забоем, обеспечивая более эффективное сохранение потенциальной продуктивности скважин и длительный период безводной добычи углеводородной продукции. [11]
Инновационно-ориентированное развитие СГ обеспечивает повышение эффективности геологоразведочных работ и эксплуатации газовых месторождений на завершающей стадии, вовлечение в разработку малых месторождений и залежей низконапорного газа, создание и внедрение газоперекачивающих агрегатов нового поколения, снижение энергоемкости транспорта газа, повышение надежности скважин и их потенциальной продуктивности скважин, углубление переработки газа и конденсата с получением моторного топлива и целевых химических продуктов, повышение эффективности управления газовой промышленностью, как большой технолого-экономической системой, включая функционирование Единой системы газоснабжения. [12]
Бурение оквакин в вскрытие продуктивных отложений происходят при динамическом забойном давлении, превышающем пластовое не более, чем на 2 5 МПа, Несколько повшеииая приемистость призабойной зош проницаемых пластов в сниженная прочность в сочетании о действием репрессий в определенной степени оказывают отрицательное влияние на фильтрационные характеристики пород-коллекторов и потенциальную продуктивность скважин. Сниженная прочность ствола до 0 0X70 ЫПа / м ври неконтролируемом роете эабойного давления может привести к осложнениям я нарушениям технологии работ води яв будут приняты предохранительные еры. В данных уоловийх аа 25 - 35 снижаются показателя работы долот. [13]
Основными элементами - технологии разработки являются система а плотность расстановки скважлн, сястеыа заводнения, реашж работы сквакиа и, как следствие, темпы отбора кидкоста из пласта. Увязывая мезвду собой величину балансовых запасов, потенциальную продуктивность скважин и объекта разработки в целом, элементы технология разработки и возможные режимы скважин, получаем различные варианты реальных темпов отбора жидкости. При различных тештах отбора аидкостл зависимости текущих значений нефтеотдачи и водонефтяного фактора в координатах безразмерного времени практически не изменяются, но показатели разработки в ко - ордснатах календарного времени изменяются очень в широких пределах. [14]
Одновременно создаются благоприятные гидравлические условия для формирования конструкции фильтра и забоя эксплуатационной скважины. Это способствует также повышению безопасности буровых работ, сохранению потенциальной продуктивности скважин в нормальных и аномальных геолого-технических условиях заканчивания скважин. [15]