Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава III.
РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПОВ И ОРГАНИЗАЦИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
АНАЛИЗА И КОНТРОЛЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВОДИМЫХ РАБОТ
Систематизация геолого-технологической информации
Непрерывный геолого-технологичеакий анализ выполненных работ проводят для сопоставления эффективности различных методик в идентичных условиях и одной технологической схемы в разных условиях, для оценки результатов экспериментальных схем, качества работы цехов по внедрению и использованию стандартных технологических схем, оценки экономической эффективности и рентабельности работ, выявления ближайших и перспективных задач по совершенствованию производства, состояния выполнения заданий по качеству и приросту продукции скважин и т. д
До организации УПНП и КРС при существующем многообразии видов работ и условий проведения одного вида работы объективная оценка конкретной технологической схемы была затруднена ввиду того, что в масштабах цеха близкие условия проведения достаточно сложного ремонта встречались редко. Поэтому в цехах КРС нефтегазодобывающих (нефтепромысловых) управлений, как правило, проводили укрупненный анализ, с объединением видов ремонта в широкие группы, что отрицательно сказывалось на качестве проводимого анализа и его выводах. Отсутствовала специализация анализа — основные критерии систематизации геолого-технологической информации базировались не на технологических требованиях ремонтного производства, а имели промысловый характер.
Это наглядно иллюстрируется на примере изоляции вод. Обычно эти ремонты группируют по видам изолируемых вод (подошвенная, верхняя, нижняя, закачиваемая), отражая тем самым участие в обводнении скважин водонефтяных зон, горизонтов, залегающих выше и ниже продуктивного, а также воды, используемой в качестве вытесняющего агента.
Хотя такая классификация, несомненно, служит на пользу анализу разработки, она мало способствует проводимой работе по совершенствованию изоляционных ремонтов, поскольку на сложность достижения качества ремонта определяющее влияние оказывает не относительное размещение в разрезе водоносного пласта, а особенности строения продуктивного пла-
31
ста (горизонта), характер поступления воды в скважину, степень удаленности друг от друга разобщаемых зон, ожидаемый перепад давления при эксплуатации, техническое состояние скважины и другие факторы, которые почти не характеризуются указанными типами вод
В частности, вид ремонта «изоляция подошвенных вод» объединял такие резко отличные по технологии, надежности и целесообразности работы, как отключение нижних обводнившихся пластов забойным цементированием и избирательная изоляция контурной воды, подошедшей по подошве продуктивного, полностью перфорированного пласта.
К изоляции закачиваемых вод могут быть отнесены несопоставимые по технологии ремонты, отключение нижних и верхних (или промежуточных) пластов, ограничение притока воды, проникающей по кольцевому пространству из промытых верхних и нижних неперфорированных пластов или по пропласткам — внутри перфорированного пласта.
Изоляция нижних вод объединяет совершенно различные по надежности работы герметизации кольцевого пространства и башмака колонны.
Нетрудно заметить из приведенных примеров, что технологически более подходят для включения в одну группу, например, отключение нижних пластов, обводненных подошвенной, контурной, закачиваемой водами и забойное цементирование негерметичного башмака колонны.
Для проведения технологического анализа, учитывая специфику ремонтных работ, необходимо было также уточнить некоторые общепринятые понятия и критерии, в частности, более четко разграничить понятия «подошвенные воды, проникающие по кольцевому пространству», и «нижние воды».
Выделение пласта с точки зрения вопросов технологии изоляции вод определяется условиями естественного разобщения данного коллектора от близлежащих по разрезу коллекторов. В работе [36] было показано, что с позиций возможности отдельной эксплуатации смежных коллекторов при разобщении их в кольцевом пространстве минимальная мощность естественного раздела между ними определяется для условий горизонта Д[ Ромашкинского месторождения в 1,5—2,0 м. Переслаивание обводненных в подошве коллекторов и слабопроницаемых пород с мощностью последних менее 1,5 м необходимо классифицировать как монолитный пласт с подошвенной водой, содержащий слабопроницаемые прослои Точно так же нижние воды следует выделять при поступлении их из водоносного коллектора, отделенного от эксплуатируемого непроницаемым разделом, мощностью более чем 1,5—2,0 м.
Указанная величина обосновывается следующим.
1) при резкой литологофациальной изменчивости горизонта Дг Ромашкинского месторождения слабопроницаемые про-
32
слои мощностью 1,5 м, как правило, не прослеживаются, выклиниваясь на небольшом расстоянии. Более того, соседние скважины нередко имеют существенно различный разрез продуктивного горизонта;
2} существующее оборудование для одновременной раздельной эксплуатации не применяют, если высота участка ствола для «посадки» пакера между интервалами перфорации менее 1,5—2 м;
3} анализом, приведенном в работе [36], показано, что почти не отмечается случаев безводной эксплуатации скважин с расстоянием от кровли водоносного песчаника до нижних отверстий перфорации меньше 1,5 м;
4) как известно, допустимая ошибка при кумулятивной перфорации, электро- и радиометрических исследованиях глубиной 1600—1900 м составляет около 0,8 м. Если ошибки при исследовании и перфорации имеют один знак, то их наложение при перфорационных работах может привести к разрушению колонны и цементного кольца в интервале раздела.
Объективным критерием надежности ремонта по изоляции вод для Ромашкинского месторождения служит величина интервала ствола, разобщающего нефтенасыщенный и водоносный коллекторы, равная 3 м. Это было обусловлено, во-первых, ненадежностью установки пакера в интервале, меньшем 3 м, во-вторых, пределами прочности цементного кольца, создаваемого при бурении скважины.
Наблюдения по опрессовке кольцевого пространства при проведении поинтервального гидравлического разрыва пласта были обобщены в работе [16]. В ней по итогам 662 испытаний, проведенных обычными пакерами, показано, что, когда перепад давления на 1 м высоты цементного кольца превышал 20 кгс/см2, цементное кольцо нарушалось. Вывод был подтвержден и при испытании цементного кольца пакером Горохова, использованным на некоторых скважинах
Исследователи буровых организаций изучали вопросы разобщения пластов в первый год после окончания их бурением [27]. Авторы отмечали при этом, что при существующей технике и технологии цементирования эксплуатационных колонн, при расстоянии между водоносными горизонтами и интервалом перфорации менее 3 м, нельзя гарантировать успешное разобщение пластов.
По результатам изучения обводнения скважин на Павловской л Зеленого'рской площадях Ромашкинского месторождения отмечалось, что при фонтанном способе эксплуатации иа указанных площадях перепады давления в призабойной зоне не превышают обычно 40—50 кгс/см2, а при насосной добыче —• 100 кгс/см2, поэтому следует считать надежной (при качественном выполнении современной технологии тампонажа) мощность разобщающего цементного кольца для фонтанной добычи в 2 м
3 Зач 735 33
и более, для насосной — в 4 м и более. На начало девятой пятилетки по объединению при средних величинах пластового давления в зоне отбора около 160 кгс/см2 средневзвешенное забойное давление по всему эксплуатационному фонду составляло 107 кгс/см2, по механизированному—100 кгс/см2. Доля механизированного фонда скважин от всего эксплуатационного на 1.1.1970 г. составила 72,4%. К 1975 г. была поставлена задача снизить средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора до 80—90 кгс/см2.
Таким образом, отношение средневзвешенного перепада давления (равное 60—80 кгс/см2) к величине критического перепада давления на 1 м цементного кольца (20—25 кгс/см2/м) дает критическую высоту цементного кольца также равную 3 м.
С учетом проведенной систематизации видов ремонта и уточнения исходных технологических критериев, в целях перехода к использованию для текущего геолого-технологического анализа ЭВМ были разработаны системы шифров, учитывающие основные геолого-промысловые условия, особенности происшедшего на скважине осложнения и основные технологические признаки ремонта.
Материал систематизировали в двух направлениях.
В первом — разделяли условия по геолого-промысловым признакам, объективно влияющим на надежность ремонта Этот материал вошел в основу раздела «Положения о взаимоотношениях УПНП и КРС и НГДУ», устанавливающего критерии оценки качества проведенных работ. В частности, условия ремонтов по изоляции нижних, подошвенных и закачиваемых вод были подразделены на следующие группы и подгруппы (табл. .12).
Другое направление систематизации в большей степени характеризовало технологию ремонтных работ и применяемые материалы. Перечень видов работ, явившийся основой шифров для повседневного геолого-технологического анализов в 1971'— 1975 гг., представлен в приложении 3.
При переходе в 1975—1976 гг. на машинную обработку информации в кустовом информационно-вычислительном центре (КИВЦ) система шифров получила дальнейшее совершенствование. Недостатками существовавшего перечня (приложение 3) была различная значимость одного и того же элемента шифра или тождественность по характеру информации различных элементов. Например, малые буквенные элементы шифра могли обозначать и способ ремонта (Э-I-l-a), и условия разработки и обводнения (Э-1-2-а), а арабские цифры — вид ремонта (Э-IV-l), способ ремонта или даже реагент (H-IV-4).
Для обсчета технологической информации на ЭВМ был ч предложена система семизначных шифров, где первая цифра означает категорию ремонтируемой скважины, вторая и третья — вид ремонта и требования разработки или охраны недр (приложение 4), четвертая и пятая — методику проведения работ (при-
34
Таблица 12
Условия разработки
Условия литологической неоднородности и характера обводнения
Без отключения пласта
С отключением пласта
Без отключения и переноса фильтра в перфорированном пласте
отключением пласта
Без отключения пласта
Изоляция подошвенных вод
Пласт неоднороден по мощности. ВНК расположен в 3 м и ниже от интервала перфорации
Пласт неоднороден по мощности. ВНК расположен на расстоянии менее 3 м от нижних отверстий перфорации
Пласт однороден по мощности (уплотнения над ВНК не выделяются по геофизическим данным)
ВНК в 5 м и ниже от интервала перфорации. Пласт однороден по мощности. ВНК расположен на расстоянии до 5 м от интервала перфорации
ВНК расположен в пределах перфорированной мощности
Расстояние между отключаемым обводненным и вышележащим нефтеносным пластами составляет 3 м и более
Расстояние между отключаемым обводненным и вышележащим водоносным пластами составляет менее 3 м
Изоляция нижних вод
Вода проникает в скважину по кольцевому пространству. Высота разобщающего интервала между нефтенасыщенным и водоносным пластами 3 м и более
Вода проникает в скважину по кольцевому пространству. Высота разобщающего интервала между нефтенасыщенным и водоносным пластами менее 3 м
Вода поступает в скважину через негерметичный башмак эксплуатационной колонны
Изоляция нагнетаемых вод
Обводнен верхний цли промежуточный пласт. Расстояние до нефтеносного 4 м и более
То же, с величиной разобщающего интервала менее 4 м
Обводнен нижний пласт. Величина разобщающего интервала 3 м и более
То же, при высоте разобщающего интервала менее 3 м
Пласт неоднороден по мощности. Обводнена подошвенная часть пласта
Пласт неоднороден по мощности и обводнен пропластками
Пласт однороден по мощности
3*
35
ложение 5), шестая и седьмая — применяемые материалы, химические реагенты и их комплексы (приложение 6).
В табл. 13 приведен пример месячного отчета цеха по шифрам УПНЦ 250, цех 01, месяц 04, полученным УПНП КРС из кустового информационно-вычислительного центра.
Таблица 13
Шифры скважино-ремоитов Количество скважиио-ремонтов, шт Средняя продолжительность скважино-ремонта, ч Средняя стоимость скважино-ремонта, руб. Себестоимость бригадо-часа, руб.
тан. факт. факт. факт
1010126 1.0 550.0 459.0 16104.0 351
1051301 1.0 178.0 168.0 5182.0 308
I08I501 1.0 262.0 224.0 8354.0 37.3
1111101 1.0 250.0 224.0 7714.0 344
II4110I .0 113.0 104.0 5963.0 57.3
1160101 .0 137.0 124.0 4559.0 36.8
1310000 .0 271.0 240.0 5996.0 25.0
1324700 .0 510.0 472.0 18366.0 389
1334700 .0 200.0 181.0 5761.0 31.8
1440000 2.0 102.5 84.0 4554.5 54.2
2051511 1.0 203.0 184.0 6581.0 35.8
2160101 2160117 3.0 1.0 302.0 498.0 276.0 432.0 8601.0 12948.0 31.2 30.0
2170701 1.0 200.0 192.0 6240.0 32.5
2211IOI 1.0 193.0 199.0 5903.0 29.7
2381940 4.0 102.8 100.0 2086,5 20.9
2383040 3.0 299.7 284.7 7141.3 25.1
2383043 2.0 137.5 124.5 3174.0 255
2384153 1.0 68.0 61.0 1673.0 27.4
2394153 1.0 314.0 312.0 9931.0 31.8
2481000 1.0 47.0 40.0 639.0 16.0
Оценка качества и эффективности проводимых работ
Основными формами оценки качества работ, выполняемых бригадами капитального ремонта скважин, являются определение успешности и эффективности.
36
Показатель успешности позволяет:
а) оценивать качество выполнения запланированной схемы ремонта;
б) определять завершенность намеченного мероприятия (ремонта, обработки);
в) давать оперативную предварительную оценку эффективности ремонтов или методики ремонтов по виду работ, предприятию или периоду;
г) сопоставлять качественную характеристику деятельности бригады, цеха, управления за истекший период с другими родственными коллективами или с другим периодом.
Ремонт считается успешным при достижении поставленной цели или определенной минимальной величины прироста добычи нефти, объема закачки, сокращения отбора попутной воды и непроизводительной закачки. Эта величина регламентируется текущими положениями по капитальному ремонту скважины и воздействию на пласт, отражающими достигнутый уровень этой области производства в целом по отрасли и учитывающими особенности конкретного месторождения.
Определение величины прироста продукции (натуральный эффект) дает возможность:
а) выдавать исходные данные для оценки экономической эффективности работ;
б) осуществлять планирование на ближайший период и на перспективу эффекта от проводимого комплекса геолого-технических мероприятий с оценкой его влияния на выполнение планов добычи нефти;
в) оценивать эффективность ремонта или серии ремонтов по видам работ, предприятию или периоду;
г) в сравнимых условиях сопоставлять по приросту продукции различные методики однотипных видов ремонта или воздействия на пласт, в том числе проводимые по плану внедрения новой техники и технологии.
Среди категорий оценки натурального эффекта можно выделить прямой и условный, предусматриваемый, восстановленный и дополнительный, а также фактический и расчетный приросты продукции.
Прямым эффектом следует называть увеличение производительности скважин. Таковыми являются: прирост добычи нефти и сокращение отбора попутной воды — для эксплуатационных скважин; увеличение объема полезной и сокращение непроизводительной закачки — для нагнетательных и поглотительных скважин; увеличение дебита кондиционной и сокращение притока некондиционной вод — для водозаборных скважин.
Условным называют эффект от работ на определенных категориях скважин, выраженный (с помощью общепринятых пере-
37
водных коэффициентов или с применением специальных методик подсчета) через продукцию других видов. Так, увеличение производительной закачки в нагнетательные скважины выражают в приросте добычи нефти через коэффициенты, вычисленные по фактическим данным для применяемой системы разработки на месторождении, площади или участке; эффект от опробования горизонтов, перспективных на нефтеносность, в скважинах, эксплуатирующихся на другой объект, оценивают через прирост запасов нефти и т. д.
Предусматриваемым является прирост продукции, в определенной форме закладываемый в проектах разработки и достигаемый хорошо освоенными и надежными технологическими схемами. К таким могут быть отнесены, например, отключение достаточно удаленных нижних обводнившихся пластов или горизонтов и перевод нефтяных скважин под закачку воды.
Прирост продукции скважин называют восстановленным, если его получают в результате достижения прежней производительности эксплуатационной скважины по тому же объекту после ликвидации аварии подземного оборудования, герметизации эксплуатационной колонны, разрушенной вследствие коррозии незацементированного интервала, достижения ранее существовавшей приемистости нагнетательных скважин и т. д.
Дополнительный прирост продукции обеспечивают проведением мероприятий по освоению трудноизвлекаемых запасов нефти. Примерами таких мероприятий могут служить изоляции подошвенных и закачиваемых вод (кроме отключения нижних пластов) в определенных условиях разреза — изоляция нижних вод, работы по повышению нефтеотдачи, повышение производительности нагнетательной скважины по сравнению с начальной и т. д.
В зависимости от особенностей конкретного месторождения, условий применения средств разработки, воздействия и ремонта распределение мероприятий по категориям предусматриваемого, восстановленного и дополнительного эффекта могут быть различны.
Фактический эффект выявляется после прекращения влияния проведенного мероприятия на производительность скважины. Расчетный (ожидаемый) эффект определяют на основе среднесуточных (среднемесячных) величин прироста и тенденции их падения, прослеживающейся по начальному периоду эксплуатации после ремонта либо взятой по аналогии с ранее выполнявшимися однотипными работами.
Подсчет экономического эффекта проводимых мероприятий по ремонту скважин и воздействию на пласт позволяет:
а) оценивать экономические показатели внедрения мероприятий по новой технике и технологии;
38
б) определять рациональность (рентабельность) различных видов ремонта и технологических схем;
в) давать экономическую оценку и на ее основе определять перспективность различных направлений совершенствования работ.
Экономический эффект устанавливают на основе полученного натурального эффекта либо сопоставлением затрат с другими мероприятиями по достижению той же цели.
Вопросы определения величины натурального и экономического эффекта от геолого-технических мероприятий (ГТМ), выполняемых бригадами капитального ремонта скважин и воздействия на пласт, изучены достаточно хорошо.
В частности, методики определения конечного эффекта от изоляционных работ и обработок призабойных зон нагнетательных и эксплуатационных скважин и предложения по совершенствованию этих оценок рассматривались в работах [4, 7, 23, 28, 32, 33 и др.].
В отличие от рекомендаций указанных работ, ставящих цель определить фактический эффект от мероприятия после прекращения его влияния на производительность скважины по истечении срока окупаемости ремонта, в настоящем разделе рассмотрены вопросы предварительной оперативной оценки качества и эффективности работ, проводимых ремонтным предприятием, которые возникают в связи с необходимостью планирования комплекса геолого-технических мероприятий, контроля за производством и непрерывного процесса его совершенствования.
Успешность ремонта по изоляции вод устанавливают по снижению обводненности продукции при росте или сохранении дебита скважины по нефти при сопоставимых режимах отбора.
Успешность ремонта, приведшего к незначительному снижению дебита нефти при резком сокращении отбора воды, может быть обоснована только экономически.
Величина снижения обводненности, достаточная для признания ремонта успешным, различается для подвидов ремонта, причем требования увеличиваются с уменьшением сложности и повышением надежности работ.
Для различных месторождений и площадей эти требования могут несколько отличаться и меняться во времени по мере совершенствования техники, технологии, организации работ и изменения условий разработки месторождений или залежи. Некоторая нестабильность показателя успешности вполне закономерна, так как он призван оценивать и контролировать работу ремонтных предприятий с учетом условий проведения ремонта и общего уровня технического прогресса в отрасли. Требования к снижению обводненности продукции при изоляции вод для признания ремонта успешным в текущей стадии разработки Ро-машкинского месторождения приведены в табл. 14.
39
Таблица 14
Вид изоляции вод Требования к снижению обводненности от первоначальной величины Факторы, обусловливающие допущения вариаций требуемых величин >спешности
Изоляция верхних вод посту- Степень износа, количество
пающих через нарушение в нарушений, наличие и сте-
колонне 80—100 пень поглощения за нару-
шением
Отключение нижних пластов Расстояние, перепац давления
обводнившихся пластовой между пластами, создавае-
водой, при расположении их мая 'депрессия, продуктив-
в 3 м и более от продук- ность нефтяною пласта
тивного 80—100
Отключение нижних пластов, То же
обводнившихся закачивае-
мой водой и расположенных
на расстоянии в 3 м и бо-
лее от продуктивного 70—100
Отключение нижних пластов,
обводнившихся пластовой
или закачиваемой водой и
расположенных на расстоя-
нии менее 3 м от продук-
тивного 50—80
Отключение верхнего или про- Продуктивность нефтяных
межуточного обводнившего- пластов, расстояние до про-
ся пласта, расположенного дуктивных пластов
на расстоянии более 3 м от
продуктивного 65—90
Изоляция нижних вод посы-
пающих через башмак или
цементный стакан при нали-
чии зумпфа или разбуривае
мого забоя ^ 2 м 90—100
Изоляция нижних вод в осталь" Высота разобщающею интер-
ных условиях ^40 вала перепад давления меж-
ду пластами
Изоляция заколонной цирк) - То же
ляции закачиваемых вод >40
Изоляция подошвенных (кон- Расстояние от отверстий пер-
турных) вод без отключе- форации цо ВНК, характер
ния пласта >20 обводнения пласта, степень
анизотропии, соотношение
коллекторской характери-
стики водоносной и нефте-
носной частей пласта, мощ-
ность нефтенасыщенной ча-
сти коллектора и др
40
Критерии, предложенные в табл. 14, основаны на анализе фактических материалов по ремонтно-изоляционным работам, проведенным Лениногорским УПНП и КРС в 1974—1975 гг.
Дополнительные сведения о продолжительности сохранения эффекта могут в дальнейшем изменить заключение об успешности ремонта в том случае, если не будет подтверждена его экономическая эффективность.
Выбор методики расчета экономической эффективности должен быть основан на определении вида полученного прироста нефти (предусматриваемый, восстановленный, дополнительный).
Оценка натурального эффекта может быть проведена до и после ремонта, а также после окончания периода сохранения эффекта. Могут быть выделены основные подсчеты:
1) расчет, проводимый до ремонтных работ, при разработке мероприятий по выполнению планов по добыче нефти на ближайший или перспективный период;
2) расчет, проводимый после ремонта, но до окончания периода сохранения эффекта, для предварительной оценки эффективности работ, оперативной корректировки объемов разработанных мероприятий, оперативного контроля и руководства за технологией и организацией проведения работ;
3) расчет, осуществляемый после окончания периода сохранения эффекта для оценки экономической эффективности работ.
Первые два типа подсчета дают ожидаемую величину эффекта, третий — фактическую. Первый может быть применен лишь для достаточно большого объема планируемых мероприятий, второй и третий могут быть выполнены также для групп и отдельных скважин. Расчет первого типа проводят на весь объем планируемых мероприятий данного вида с учетом планируемого коэффициента успешности. В расчетах второго и третьего типов при оценке эффективности мероприятий или их видов, а также по группе скважин подсчет ведут на материале всех проведенных ремонтов, при оценке же эффективности мероприятий, внедренных на отдельной скважине,— по успешным и предположительно успешным скважинам.
Ниже соответственно выделенным группам предлагаются некоторые виды предварительных и промежуточных расчетов.
Одной из необходимых составляющих перспективного планирования добычи нефти является определение натурального эффекта от проведения расчетного оптимального объема ремонтов по изоляции вод в год проведения ремонта (или на другой перспективный период).
Различные виды ремонтов по изоляции вод (равно как и мероприятия некоторых других групп ремонта) приносят различный эффект.
Поэтому
AQ^AQ. + AQ,, ... -4-AQ,,, (9)
41
где AQ — общий прирост добычи нефти (или другой натуральный эффект) на оцениваемый период, т (м3) ; AQb AQz, . . . , AQn — дополнительная добыча нефти от подвидов мероприятия, характеризующихся различной эффективностью, т (м3),
.,2....,л1(2 ..... „M ..... „,
где A<7i,2 ..... п — средняя величина прироста продукции, получаемого от одного ремонта для видов, характеризующихся различной эффективностью, в год проведения ремонта (или другой период), т (м3); Ni,2 ..... « — планируемое на данный период число ремонтов различных видов.
2 ..... пК-Ку, (И)
где Л<7б \,2, ... ,п — показатель среднего эффекта от одного успешного ремонта данного вида по предшествующему (базовому) периоду, т(м3); К — коэффициент изменения продуктивности пластов, оставляемых для эксплуатации после изоляции, доли единицы; /Су — коэффициент успешности работ ремонтного предприятия, планируемый на заданный период по видам ремонта, доли единицы.
Согласно исследованиям, описанным в [6], на третьей и более поздних стадиях разработки месторождения средний прирост добычи нефти от единицы успешного ремонта закономерно снижается. И это обусловлено выработкой в первые стадии разработки более продуктивных пластов и площадей.
Коэффициент успешности работ определяется степенью совершенствования технологии и организации производства на данном ремонтном предприятии, для одних и тех же условий скважин, он закономерно должен иметь тенденцию постоянного роста (с учетом особенностей, отмеченных в [6]), несмотря на то, что эффективность может снижаться.
Кроме изменения продуктивности оставляемых для эксплуатации пластов, отрицательное влияние на величину AQ в поздних стадиях разработки оказывает повышение доли ремонтов, направленных на извлечение труднодоступных запасов месторождений (из водонефтяных зон, из слабопроницаемых пластов и пропластков, смежных с высокопроницаемыми обводненными и т. д.).
С учетом этих факторов, согласно [6], оценку величины эффекта от планируемых изоляционных работ можно также проводить по формуле
cKy, (12)
где W — планируемое число ремонтов по изоляции вод; Кс — коэффициент изменения соотношения видов ремонта с различ-
42
ной эффективностью (коэффициент снижения доли высокоэффективных видов). Кп — коэффициент снижения доли «продуктивных» ремонтов.
Параметры A<7ei,2 ..... п, Кп, Кс, Ку определяют при анализе фактического материала по базовому периоду разработки с учетом характерных особенностей предстоящего периода для конкретного месторождения.
Величины этих параметров для условий второй, третьей стадий разработки площадей Ромашкинского месторождения, обслуживаемых Лениногорским УПНП и КРС, оценены в работе [6].
Для подсчета эффективности, определяемой после ремонта, но до окончания периода сохранения эффекта, используют данные о работе каждой скважины до и после ремонта. Здесь также могут быть выделены отдельные подвиды подсчета.
Если скважина перед ремонтом максимально обводнена и простаивает (находится в бездействии), расчет ожидаемого натурального эффекта проводят по следующим упрощенным формулам:
^Qn^qJ^AK, (13)
где Д<2н — ожидаемый натуральный эффект в добыче нефти от проведенного ремонта, т; q\ — фактический усредненный дебит нефти в первый месяц эффективного периода, т/сут: 30,4 — усредненное (для целей; ориентировочного подсчета) число дней в календарном месяце; ' Кэ — коэффициент заданного способа эксплуатации; TQ — • средняя продолжительность эффекта от успешных ремонтов по базовому периоду, мес.
Средняя продолжительность эффекта от различных видов ремонта (в частности, изоляции вод) имеет различную величину и определяется также специфическими особенностями строения месторождений, текущей стадии разработки, применяемых систем воздействия.
Выражение (13) применяют для ремонтов, характеризующихся определенной стабильностью величины q\ в течение всего эффективного периода. К ним могут быть отнесены отключение нижних обводнившихся пластов, изоляция верхних и нижних вод.
1 Подобное усреднение для предварительной (промежуточной) оценки представляется вполне допустимым, поскольку ошибка от усреднения в сравнении с ошибкой в продолжительности эффекта мала.
43
Выражение (14) используют для ремонтов, эффект от которых постепенно снижается (изоляция подошвенных, нагнетаемых, контурных вод без отключения нижнего обводненного пласта).
Эффект по сокращению отбора воды при изоляции вод для этой категории скважин отсутствует, поскольку до ремонта из скважины воду не отбирали. Во многих случаях с выводом скважины из бездействия вместе с добычей нефти начинается отбор попутной воды, часто увеличивающийся со временем.
Если ремонт проводится в эксплуатирующейся скважине с прогрессирующим, но не максимальным обводнением, необходимо при расчетах учитывать потери в добыче нефти в период остановки, связанный с ремонтными работами, и те изменения в предполагаемой продукции скважины, которые имели бы место без ремонта вследствие прогрессирующего обводнения.
В работе [4] предлагается общее выражение, отвечающее этой задаче,
AQH = Q-QT~Qn, (15)
где <2ф — фактический, а в данном случае ожидаемый (С?ож) объем добычи нефти по скважине после ремонта, т; QT — теоретический объем добычи нефти за тот же период, т; Qn — объем текущей добычи нефти, потерянной во время остановки скважины (Гер), связанной с ремонтом, т.
Если рассчитывается общая величина прироста добычи нефти от проведенного ремонта, продолжительность эффекта от которого (судя по величинам предшествующего периода) превосходит время отбора QT на величину Гср, QT вычисляется от остановки скважины на ремонт, а не от окончания ремонта. Qn не учитывают, так как этот объем нефти входит в QT.
Динамика обводнения скважины весьма многообразна, однако для ориентировочного подсчета может быть уподоблена арифметической прогрессии.
Тогда для
Qox рассчитывается по формулам (13) и (14), а
QT = 4-[2<70 + rf(^-l)F',30,4K9. (17)
Здесь q0 фактический суточный дебит скважины до ремонта перед ее остановкой, т/сут.
Подобно рекомендациям работы [4], до следует брать как среднюю величину за три последних месяца перед остановкой скважины на ремонт, если дебит не падает от месяца к месяцу,
44
а ислытывает колебания, и за последний месяц, если наблюдается постоянное падение дебита
В выражении (20) d является величиной изменения суточного дебита по нефти скважины с прогрессирующим обводнением, приходящейся в среднем на один месяц определенного периода П (например, года), предшествовавшего ремонту, т/сут; Тх — период теоретической работы скважины до полного обводнения, без проведения ремонта, мес,
где днп — дебит скважины по нефти в первый месяц периода П,
т/сут,
т — _?оЩ— LL пол
*~ - ' U '
Прекращение эффекта от ремонта может не совпадать с прекращением работы скважины. В этом случае предполагается, что В этих и других условиях, когда неравенство Тб>Тх-\-Т^ не имеет места, работу скважины с ремонтом и без ремонта сравнивают лишь в пределах периода Гб+Гср, до того месяца работы скважины, когда уф — д?. Порядковый номер искомого месяца /гА в периоде Тб, или Пх+Гср, считая от остановки скважины, находим следующим образом:
д, = Ъ- * или
Чнп — Чо
Приравнивая выражения (20) и (21), получаем
Зная величины qx и пх, можно вычислить AQH ТСр — продолжительность остановки скважины, связанной с ремонтом (мес.), входит обязательным параметром в подсчеты
45
Таблица 15
Эффекг по приросту нефти Месяцы
I II in IV V VI VII VIII IX X XI XII
1974 г.
Доля эффекта по месяцу, % 0,72 1,9 2,5 4,0 5,1 6.6 8,0 9,5 13,8 14,6 15,4 16,9
Доля эффекта с нарастанием, % 0,72 2,6 5,1 9,2 14,3 21,0 29,0 38,6 52,4 67,1 82,6 100
Эффект по месяцу, тыс. т 5,7 15,3 20,1 32,1 40,8 52,9 63.9 75,5 110.2 116,4 123,0 134,4
Нарастающий эффект, тыс. т 5,7 21,1 41,2 73,3 114,2 167,1 231,1 306,7 417,0 533,4 656,4 794,6
1975 г.
Доля эффекта по меся-цу, % 2,0 3,3 5.0 6,3 7.3 7.8 8,7 8,9 10,3 12,5 12,6 14,2
Доля эффекта с нарастанием, % 2,0 5,5 10,6 17,4 24,8 32,6 41,3 50,2 60,6 73,1 85,7 100
Эффект по месяцу, тыс. т 15,0 24,1 36,5 45,5 52,8 56,1 62,8 64,0 74,0 89,9 90,8 102,2
Нарастающий эффект, тыс. т 15,0 39,9 76,5 125,3- 178.2 234,3 297,1 361,1 435,1 525.1 615,9 718,1
натуральной эффективности, производимые не на весь эффективный период, а на год ремонта, год после ремонта или какой-то другой определенный период:
Тср = 7\ + Тп {-Тш. (23)
Здесь Ti — время ожидания ремонтной бригады после остановки эксплуатировавшейся скважины, мес. (для бездействующих скважин не учитывается); Гц — время по ремонту и освоению скважины ремонтной бригадой, мес.; Тш — время от окончания ремонта до пуска ее в эксплуатацию на заданном режиме, мес. Этот период может отсутствовать вообще, но может быть и значительным (в том случае, когда окважина испытывается на характер притока компрессором, а затем, после ухода ремонтной бригады, переоборудуется НГДУ для механизированного отбора).
Если qi оценивается перед ремонтом, приведенные расчеты могут служить также для определения ожидаемого эффекта в методике расчета целесообразности проведения изоляционных ремонтов В. Ф. Хегай [32, 33].
При установлении годового задания по приросту добычи нефти от изоляционных работ в течение года возникает необходимость в предварительных оценках состояния выполнения плана и внесении соответствующих корректив (пересмотра номекла-туры, продуктивности выбираемых скважин, изменения технологии и пр.). Расчеты ведут, учитывая TQ и Тх в пределах календарного года.
В табл. 15 приведены фактические данные по динамике обеспечения прироста добычи нефти от ремонтных работ по Ленино-горскому УПНП и КРС за 1974 и 1975 гг.
Организация контроля результатов работ
Одной из важнейших задач совершенствования организации специализированных предприятий по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин, не имеющих плана по добыче нефти и пользующихся несовершенными еще методами и оборудованием для подземных работ, является изыскание принципов и форм органической заинтересованности коллективов таких предприятий в максимальной эффективности работ, увеличении их объемов, в сокращении межремонтного периода работы скважин.
В частности, одной из форм стимулирования развития производства явилось бы положение, при котором значительная часть перечислений НГДУ за проведение каждого сверхплано-В°1'Р качественного ремонта (или за перевыполнение заданий по эффективности) оставалась бы в распоряжении УПНП и КРС
47
для расширения фондов развития производства, фондов социально-культурного обеспечения и материального поощрения.
При существующем положении обеспечение заданий (контрольных цифр) по качеству и эффективности работ достигается совершенствованием системы контроля и геологической службы УПНП и КРС.
При новой организации работы цехов одним из основных показателей является выполнение плана по номенклатуре. Учитываемым показателем для премирования работников цехов является успешность работ. Для руководящих работников УПНП и КРС учитываемый показатель, кроме этого,— выполнение каждым из обслуживаемых нефтегазодобывающих управлений своего месячного плана по добыче нефти.
Основой повседневного контроля результатов работ служат требования к качеству и эффективности по видам ремонтов, перечень которых содержится в положении о взаимоотношении управлений по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин с нефтегазодобывающими управлениями. Выполнение требований по качеству является главным условием приема скважины из ремонта.
При этом учитываются достигнутый уровень технологии ремонтных работ и степень совершенства методов исследования скважин.
В отдельных случаях качество и эффективность ремонта могут быть определены лишь спустя значительное время после окончания ремонта и ввода скважины в эксплуатацию. Так, в работе ,[39] отмечалось, что в процессе длительных остановок скважин, обводненных посторонней водой, в призабойной зоне нефтяных пластов образуются весьма значительные зоны проникновения воды через ствол скважины из водоносного коллектора, обладающего повышенным пластовым давлением. В работе приведены примеры скважин, в которых после изоляции водопритока из скважин в течение нескольких месяцев извлекали до 1000 м3 воды, прежде чем они переходили на работу чистой нефтью.
Поэтому, если невозможно доказать качество ремонта непосредственно после его окончания, в особых случаях цех УПНП и КРС имеет право сдать скважину заказчику с предъявлением гарантийного письма, в котором обязуется повторить работы в счет оформленного ранее скважино-ремонта, если после определенного срока эксплуатации или определенного объема отбора жидкости состав продукции не будет удовлетворять требованиям, оговоренным в перечне «Положения»,
Ремонт не признается успешным, если продукция скважины при ее сдаче из ремонта соответствовала необходимым требованиям, но эффект был весьма кратковременным Для соблюдения этого условия по прошествии месяца (квартала) после передачи скважины НГДУ при оформлении расчетов на премирование
48
цех УПНП и КРС составляет справку о результатах работ, проведенных за месяц (квартал). В справке перечисляются по номерам все отремонтированные скважины и сведения об их продукции до и после ремонта. Для скважин, в которых ремонт не предусматривал увеличения (улучшения) продукции, указываются сведения о достижении цели ремонта. Справка заверяется главным геологом НГДУ.
В процессе пробной эксплуатации скважины после ремонта геологическая служба цеха УПНП и КРС контролирует соблюдение районной инженерно-технологической службой НГДУ необходимого режима эксплуатации. Условия пробной эксплуатации скважины после ремонтно-изоляционных работ разработаны в Лениногорском УПНП и КРС и отражены специальным положением по объединению Татнефть. Они регламентируют допустимые депрессии при различных величинах разобщающего интервала между нефтеносным и водоносным пластами и пластового давления в водоносном коллекторе. Положение сопровождается номограммой для оперативного определения необходимых величин забойного давления в конкретной скважине.
По видам работ, преследующих целью увеличение или восстановление производительности скважины (изоляция вод, ликвидация аварий с промысловым оборудованием, обработка при-забойной зоны и пр.), геологический отдел УПНП и КРС производит ежемесячную выборку сведений о работе скважины вплоть до окончания периода сохранения эффекта от ремонта. Эти сведения получают непосредственно из карточек эксплуатации, находящихся в НГДУ, и заносят в специальные карточки по ремонту.
По истечении года геологические службы УПНП и КРС и НГДУ при совместном обсуждении, учитывая условия изученности скважин перед ремонтом, особенности режима освоения, пробную эксплуатацию и другие обстоятельства, дают окончательную оценку успешности всем проведенным ремонтам. Оформляют совместный документ, который служит основанием для отчетности УПНП и КРС перед объединением о качестве работ за год.
Сбор информации о работе скважины после ремонта, помимо контроля и отчетности, необходим для повседневного геолого-технологического анализа по выявлению наиболее эффективных методов и условий проведения работ, определению исходных данных для расчетов натурального и экономического эффекта.
В табл. 16 приведены величина успешности, эффективности в год ремонта (A<7i,2, ,я), а также показатели стоимости и продолжительности по некоторым видам работ, полученные усреднением фактических данных по Лениногорскому УПНП и КРС за 1973—1975 гг.
Подготовка подобных сведений по видовым подразделениям
4 Зак 735 49
Таблица 16
Показатели
эффективно-
сти на один
успешный Сред-
ремонт (обра- Сред- няя
Шифр ботку) в год няя про-
ремонта (согласно Вид ремонта Успешность, проведения ремонта стоимость должн-тель-
прил 3) % ремон- ность
та 'ремон-
при- сокра- руб. та, ч
рост щение
нефти, отбора
т/год воды,
т/год
Э-1-1 Изоляция верхних вод 87 2994 1322 14311 385
Э-1-2-аб-2 Изоляция подошвенных вод
без отключения пласта
фильтрующимися тампо-
нирующими материалами
с закреплением цементом 77,3 2343 2884 12890 377
Э-1-2-аб-3 Изоляция подошвенных вод
без отключения пласта
селективными материала-
ми 51,3 1295 2910 8039 241
9-1-2-в Изоляция подошвенных вод
с отключением пласта
цементированием 92,5 1380 1041 8598 246
3-1-2-г То же, с предварительной
закачкой фильтрующихся
в коллектор тампонирую-
щих материалов 83,3 3377 3567 11216 329
Э-1-S-a-l Изоляция нижних вод це-
ментным раствором на
углеводородной основе 65,4 940 1090 10926 342
Э-1-З-а-З Изоляция нижних вод се-
лективными материалами 66,6 441 696 5534 197
3-1-4-а Отключение нижнего пла-
ста, обводненного от за-
качки, забойным цемен-
тированием 80,2 4217 5248 10822 299
Э-1-4-6 То же, с предварительной
закачкой фильтрующих-
ся материалов 70,6 1495 4115 14768 391
3-1-4-в Отключение верхнего или
промежуточного пласта установкой „летучки" 84,0 3497 1816 19595 547
Э-1-4-3 Отключение верхних и про-
межуточных пластов по-
следовательной закачкой
смолы ТСД-9 и цемент-
ного раствора 85,0 1776 2225 14718 415
50
прил. 3 или прил. 4—6 является одной из повседневных функций геолого-технологической службы УПНП и К.РС.
Одним из основных назначений сбора информации о работе скважин до окончания эффекта от ремонта (воздействия на при-забойную зону) является оценка эффективности работ за пятилетку (стадию разработки) с сопоставлением эффективности и определением необходимой широты проведения крупных видов и групп геолого-технических мероприятий.
В связи с созданием управлений по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин дискутируется вопрос об установлении этим предприятиям одним из основных показателей плана эффективности работ (вплоть до установления плана по приросту добычи нефти от проведенных ремонтов).
В течение 1972—1975 гг. этот вопрос подвергался специальному изучению геологической службой УПНП и КРС.
Были исследованы принципы формирования плана успешности и эффективности, формы оценки его выполнения, условия реализации и негативные стороны этого мероприятия.
Поскольку (как следует, например, из табл 16) достигнутые показатели успешности значительно различаются по видам работ, установление плана по успешности требует твердого выполнения со стороны заказчика (НГДУ) запланированных номенклатурных позиций в течение года. В табл. 17 приведен пример расчета плана успешности на 1973 г. Он исходит из запланированного в начале года количества различных видов работ и достигнутого по ним в предшествующие годы уровня успешности (с учетом некоторого дальнейшего его повышения, основанного на конкретных разработках, выполненных по отдельным видам работ).
Однако практика показывает, что специфика процесса добычи нефти или несовершенство планирования геолого-технических мероприятий приводят НГДУ к необходимости в значительной степени изменять номенклатурный план по ремонту скважин в течение года.
В частности, по итогам работы Лениногорского УПНП и КРС в 1975 г. годовой план по номенклатуре и сумма помесячных заявок НГДУ различались по 528 ремонтам из 1217.
В таких условиях более рационально устанавливать лишь ориентировочные годовые величины успешности и объем выполнения мероприятий, направленных на повышение успешности по различным видам работ Л1
Более точно может быть установлено месячное задание по успешности. Подобный расчет плана успешности работ по изоляции вод на апрель 1973 г. по цехам УПНП и КРС представлен в табл. 18. Исходными данными для расчета успешности (У) по цеху (управлению) являются достигнутые (плановые) в целом по УПНП и КРС уровни успешности по видам работ У\, #2, . ., Уп и фактически включенное в месячный план-график
51
Таблица 17
Виды работ Фактические показатели Планируемые на 1973 г показатели
1971 г 1972 г.
Э-I-l. Изоляция верхних вод 80/25 97,3/37 100/62
Э-1-2-аб. Изоляция подошвенных вод
без отказа от пласта 76,19/21 48,7/39 60/60
3-1-2-вг. Изоляция подошвенных вод
с отказом от пласта 72,7/22 86,6/30 89/52
Э-1-3. Изоляция нижних вод 47,36/38 53,8(39 57/77
Э-1-4 аб. Изоляция закачиваемых вод
с отказом от нижнего пласта 88,63/44 83,3/66 89 ПО
3-1-4-вз. Изоляция закачиваемых вод
с отказом от верхнего или про-
межуточного пласта 80/20 75/20 78,40
3-1-4-г. Изоляция закачиваемых вод,
прорывающихся по пропласткам или кольцевому пространству 19,35/31 25/8 42/39
Итого 68,7 73,4 76/440
Примечание освоенных скважин
В числителе — успешность по видам,
в знаменателе — число
Таблица 18
Плановая Число ремонтов по видам
успешность фактически в цехе №
Виды изоляции вод вида по УПНП

и КРС на
1973-1974 гг. 1 2 3 4 5 6
Отключение нижних пластов
Э-1-2-вг Э-1-4-аб 89 3 2 3 7 2 2
Изоляция верхних вод Э-1-1 100 1 I — 1 — —
Отключение верхних и про-
межуточных пластов 9-1-4-вз 78 1 1 — — — —
Изоляция подошвенных вод
без отказа о г пласта Э-1-2-аб 60 1 — 4 — — —
Изоляция нижних вод Э-1-3 57 2 — — 2 — 2
Изоляция закачиваемых вод,
прорывающихся по про-
пласткам или кольцевому
пространству 3-1-4-г 42 — — — — — —
Итого 8 4 7 10 2 4
Плановая успешность по изоляции вод, % 77,3 89 72.4 83.7 89 73
52
количество ремонтов по этим видам Сь С2, . . . , Сп Тогда
_
С, + С2 + . + С„ '
Надежность сформированного таким образом планового задания будет расти с увеличением общего объема работ.
Установление плана УПНП и КРС по приросту добычи нефти на текущей стадии изучения вопроса представляется нецелесообразным, так как в этом случае необходимо выдерживать не только запланированные виды ремонтов, но также потенциальную продуктивность скважин и последовательность ремонта с разной продуктивностью в течение года. Внедрявшаяся в 1971 — 1972 гг. в УПНП и КРС система составления годовых графиков ремонта скважин не оправдала себя. Как правило, уже в первом квартале года график значительно менялся. Не представляется возможным запланировать величину эффекта, получаемого восстановлением добычи нефти при ликвидации аварий с нефтепромысловым оборудованием.
По мнению авторов, в текущей стадии изучения вопроса необходимо ограничиться составлением ориентировочных перспективных планов эффективности ГТМ по формулам, предложенным выше (гл. 3), и проводить дальнейшее совершенствование планирования геолого-технических мероприятий в нефтегазодобывающих управлениях.

На главную страницу