Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ современного состояния эксплуатации многозабойных и горизонтальных скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях 8
2 Проблемы эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин 22
2.1 Степени влияния фильтрационно-ёмкостных параметров продуктивного пласта на рациональную длину горизонтального участка многозабойной скважины 23
2.2 Фильтры для боковых ответвлений многозабойных скважин и для скважин подземных хранилищ газа 33
2.3 Теоретические расчеты по определению режимов промывки горизонтальных стволов жидкостью 41
3 Математическая модель для расчета депрессии на забое при промывке скважины жидкостью или пеной с учетом перехода пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в приустьевой части скважины 51
3.1 Промывка жидкостью 51
3.2 Промывка пеной 69
3.3 Экспериментальное определение гидродинамических забойных давлений и скорости выноса твёрдых частиц при промывке скважины пеной с различными степенями аэрации 76
4 Методика определения конфигурации многозабойной горизонтальной скважины и её боковых ответвлений, обеспечивающей заданные режимные параметры эксплуатации при допустимой депрессии на пласт 79
5 Результат промысловых испытаний и оценка эффективности разработки 90
5.1 Результаты промысловых испытаний 90
5.2 Оценка эффективности использования разработанных технических решений 92
Заключение 94
Список использованной литературыq
- Степени влияния фильтрационно-ёмкостных параметров продуктивного пласта на рациональную длину горизонтального участка многозабойной скважины
- Теоретические расчеты по определению режимов промывки горизонтальных стволов жидкостью
- Экспериментальное определение гидродинамических забойных давлений и скорости выноса твёрдых частиц при промывке скважины пеной с различными степенями аэрации
- Оценка эффективности использования разработанных технических решений
Введение к работе
Актуальность проблемы
Первые многозабойные скважины были пробурены в России еще в начале 50-х годов прошлого столетия. Однако строительство этих скважин в промышленных масштабах стало осуществляться только в последнее время.
Открытие и освоение нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири, приуроченных к заболоченным территориям, также способствовало массовому внедрению технологических схем разработки месторождений кустовым расположением горизонтальных и многозабойных скважин.
В теоретических исследованиях отмечалось, что дебиты скважин линейно увеличиваются с увеличением длины горизонтальных скважин и их боковых ответвлений.
Однако результаты газодинамических исследований этих скважин не подтверждали концепцию линейного повышения дебита пропорционально увеличению длины горизонтального ствола.
К настоящему времени имеются многочисленные теоретические разработки как отечественных, так и зарубежных исследователей по определению оптимальной длины горизонтальных скважин (Алиев З.С., Близнюков В.Ю., Проселков Е.Ю., Joshi S.D., Cho H., S.V. Shan).
Однако в этих работах не рассматриваются проблемы эксплуатации многозабойных скважин, особенно эксплуатации скважин, склонных к разрушению продуктивных пластов на забое и образованию глинисто-песчаных пробок.
Целью диссертационной работы является разработка комплекса технологических решений, направленных на повышение эффективности эксплуатации многозабойных газовых и газоконденсатных скважин.
Основные задачи исследований
– Определить рациональную длину основного ствола многозабойной горизонтальной скважины и её боковых ответвлений путем:
установления критической длины, где скорость движения добываемого флюида обеспечивает вынос твердых частиц из ствола скважины;
выполнения условия допустимой депрессии, обеспечивающей неразрушение и необводнение коллектора;
выполнения режимных условий на входе в сборный коллектор.
– Разработать математическую модель промывки скважины пеной на депрессии, с учётом возможного перехода пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в приустьевой зоне, с целью очистки скважины от песчано-глинистых пробок.
– Выполнить промысловые эксперименты по определению гидродинамических забойных давлений и скоростей восходящего потока при промывке скважины пеной с различными степенями аэрации с целью управления депрессией на пласт путем изменения устьевых параметров промывки.
Научная новизна
1. Разработана методика установления рациональных длин горизонтальных стволов многозабойной скважины, где скорость добываемого флюида выше скорости выноса твёрдых частиц породы продуктивного пласта, с учётом ограничений по допустимой депрессии и с соблюдением требуемых режимных параметров на входе в промысловый коллектор.
2. Создана математическая модель определения гидродинамических забойных давлений при промывке скважин пеной с различными степенями аэрации с учетом возможного перехода пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в предустьевой части скважины.
3. Экспериментально установлены фактические гидродинамические давления по стволу скважины и скорости потока флюида при промывке скважины пеной с различными степенями аэрации.
4. Разработана комплексная математическая модель «пласт – многозабойная скважина», учитывающая интерференцию стоков боковых ответвлений и основного горизонтального ствола, а также изменение давлений по протяжённости горизонтальных стволов, для определения конфигурации многозабойной скважины с целью получения проектного дебита газа.
Защищаемые положения
1. Функциональная зависимость оптимальной длины горизонтального участка скважины от фильтрационно-ёмкостных параметров продуктивного пласта.
2. Математическая модель для расчета депрессии на забое при промывке скважины пеной с учетом перехода пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в приустьевой части скважины.
3. Методика экспериментального определения гидродинамических забойных давлений и скорости выноса твёрдых частиц при промывке скважины пеной путем использования данных замера только наземных параметров промывки: расхода закачиваемой пенообразующей жидкости, объема закачиваемого газообразного агента и устьевого давления на выходе из скважины.
4. Методика определения конфигурации многозабойной горизонтальной скважины и её боковых ответвлений, обеспечивающей заданные режимные параметры эксплуатации при допустимой депрессии на пласт.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Диссертационная работа соответствует специальности 25.00.17 – разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, пунктам, указанным в формуле специальности: проектирование и управление природно-техногенных систем при извлечении из недр углеводородов (природного газа) на базе рационального недропользования, включающего экологически безопасные и рентабельные геотехнологии освоения недр.
В разделе «Область исследования» содержание диссертации соответствует 5 пункту: Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов.
Отрасль наук – технические науки.
Апробация работы
Основные результаты исследований докладывались на V Международной научной конференции «Научный потенциал XXI века» (г. Ставрополь, СевКавГТУ, 2011г.), на «IV Научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ООО «Газпром ПХГ» (г. Саратов, май 2012г.).
Полученные автором результаты исследований включены в учебные программы дисциплин «Эксплуатация горизонтальных газовых скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях» при подготовке магистров по направлению «Нефтегазовое дело» в Северо-Кавказском федеральном университете.
Публикации
Основные положения исследований опубликованы в 10 научных работах, из них 7 статей опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России. Получено положительное решение о выдаче патента на изобретение Роспатент 51 МПК Е21В 43/08(2006.01) по заявке № 201201592103(002158) от 17.01.2012.
Объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 101 странице, включает 35 рисунков, 9 таблиц. Список использованной литературы включает 71 наименование.
В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя доктора технических наук Бекетова С.Б., которому автор глубоко благодарен. Автор выражает признательность канд. техн. наук Васильеву В.А., канд. техн. наук Коршуновой Л.Г., канд. техн. наук Хандзелю А.В., а также сотрудникам кафедры нефтегазового дела за оказанную помощь, ценные советы и конструктивные замечания.
Степени влияния фильтрационно-ёмкостных параметров продуктивного пласта на рациональную длину горизонтального участка многозабойной скважины
Основные направления увеличения производительности скважин можно разделить на две группы.
К первой группе относятся технологические мероприятия, направленные на снижение потерь энергии при движении газа по пласту и по НКТ (очистка призабойной зоны пласта, удаление фильтров и пластовой жидкости из НКТ).
Вторую группу составляют технические мероприятия. К ним относятся: - строительство разветвлений от вертикальных и горизонтальных скважин; - строительство новых разветвленных горизонтальных скважин; - применение труб большего диаметра; - применение средств интенсификации добычи. Анализ литературных и патентных источников показывает, что наиболее распространенное направление воздействия на призабойную зону пласта представлено химическими методами очистки ПЗП [79,80]. Но эффект от воздействия на призабойную зону с целью ее очистки химическими методами незначительный и кратковременный.
Из литературного анализа следует, что технологические методы не имеют радикального решения проблемы повышения производительности скважин, они допускают снижение отбора, либо в процессе эксплуатации скважины предлагают специальные меры в конкретных условиях.
Наиболее перспективным направлением повышения производительности скважин является строительство многозабойных горизонтальных скважин.
Объемы строительства горизонтальных и многозабойных с горизонтально разветвленными стволами скважин на разных стадиях разработки месторождений углеводородов в последние годы возросли. Активное развитие этих технологий связано с необходимостью интенсификации добычи углеводородного сырья и повышения степени его извлечения из недр. Достигается это за счет увеличения площади фильтрации призабойной зоны продуктивных пластов, расширения локальных зон притока углеводородов к забою скважин.
Практика показывает, что технологии с горизонтальным окончанием фильтра скважин позволяет интенсифицировать добычу углеводородов и повысить коэффициент извлечения. Продуктивность таких скважин в 1,5 ...5,0 раз выше, чем вертикальных. Однако от 35 до 50% из общего числа горизонтальных скважин оказываются неэффективными, т.к. их дебиты остаются на уровне и даже меньше вертикальных [82]. Анализ промысловой информации свидетельствует, что причины такого положения связаны с рядом технологических факторов. Основными технологическими проблемами являются: оптимизация длины горизонтального участка ствола и числа разветвленных забоев; повышение эффективности методов предупреждения и изоляции поглощений и водопроявлений в процессе бурения; - оптимизация режимов притока углеводородов к горизонтальному фильтру.
Перечисленные технологические проблемы эксплуатации горизонтальных скважин ухудшают технико-экономические показатели добычи углеводородов.
В этой связи важной задачей научных и практических исследований в области добычи углеводородов является дальнейшее совершенствование и развитие технологий строительства и эксплуатации многозабойных скважин.
История развития технологии строительства горизональных и многозабойныйх скважин
Цель данного раздела - среди современных конструкций многозабойных скважин выделить предмет диссертации, многозабойные горизонтальные скважины, отличающиеся наибольшим охватом дренируемой площади, что важно для труднодоступных с поверхности объектов добычи.
Решению проблем строительства и эксплуатации горизонтальных и многозабойных скважин посвящены исследования отечественных и зарубежных авторов: Алиева З.С, Басниева КС, Близнюкова В.Ю., Борисова Ю.П., Гасумова Р.А., Васильева В.А., Тагирова К.М., Пилатовского В.П., Вахрушева И.А., Григоряна A.M., Калинина А.Г., Черных В.А., Babu D.K., Н Cho, S.N. Shah, Joshi S.D. и многих других.
Большинство разработок методов расчета дебитов горизонтальных скважин относятся к нефтяным скважинам при линейном законе фильтрации.
Для газовых скважин значительным затруднением разработки методов расчета дебитов является необходимость учета нелинейного закона фильтрации в пласте зоны прилегающей к скважине. Кроме того важно учитывать нелинейный закон движения газа в горизонтальных стволах, к нелинейности закона движения газа в стволе приводит учет действия трения и инерционных сил. Учет этих факторов даст возможность определить потери давлений в горизонтальных стволах скважин. Совместно решение нелинейных уравнений фильтрации газа в пласте, притока газа к забою горизонтальных стволов, нелинейного уравнения движения газа в горизонтальном стволе с помощью аналитических методов требуют значительных упрощений исходной системы дифференциальных уравнений.
Авторы, выполняющие аналитические решения системы дифференциальных уравнений, вынуждены делать различные допущения. В работе Черных В.А. получено аналитическое решение рассматриваемой задачи, использование которого в практических расчетах затруднено громоздкостью формул и наличием табулированных функций. Выгодно отличаются работы Васильева В.А. [59, 60] тем, что полученные им аналитические решения представлены инженерными формулами, удобными для расчетов. Вопрос о соответствии получаемых аналитических решений точному решению исходной системы дифференциальных уравнений, учитывающей основные физические закономерности процесса, остается открытым. В настоящее время разработаны наиболее точные численные трехмерные модели фильтрации процессов для линейных и нелинейных законов фильтрации. Такие модели проходят международную экспертную оценку. Ведущие организации отрасли имеют программные продукты, реализующие трехмерные модели международного класса экспертной оценки. Для практических расчетов разработана численно-аналитическая модель, авторами произведена оценка точности моделей с помощью программного продукта в РГУ имени Губкина. В работе Алиева З.С., Шеремета В.В. приведены сравнительные расчеты численно-аналитические модели и трехмерные модели международного класса точности.
Теоретические расчеты по определению режимов промывки горизонтальных стволов жидкостью
В другой конструкции скважинного управляющего фильтра (ФСУ) предусмотрены его установка и спуск в скважину в составе колонны труб при отсутствии потока жидкости через фильтрующую оболочку [65]. Для обеспечения работы фильтра применяют специальный управляющий инструмент, который приводится в действие гидравлически после его спуска на НКТ. Втулку перемещают в осевом направлении при взаимодействии толкателей привода с упорными элементами фильтра, размещенными в специальном пазу.
После открытия фильтра происходит сообщение затрубного и внутритрубного пространства через щелевые циркуляционные отверстия. При возврате кольцевой втулки в исходное положение фильтр закрывается.
К недостаткам конструкции фильтра следует отнести то, что при открытии гидравлическая связь между затрубным и внутритрубным пространством фильтрация пластового флюида ведется по всей площади, с подачей отфильтрованного потока по продольным пазам между стрингерами к циркуляционным отверстиям, что улучшает гидродинамику устройства и эффективность его работы. Тем не менее, устройство нельзя применять в горизонтальных стволах скважин и скважинах на подземных хранилищах газа, где имеет место поток газа из внутритрубного пространства в затрубное, с проходом через щели между витками обмоточной проволоки, что приводит к забиванию щелей и снижению эффективности работы.
При эксплуатации нефтяных и газовых скважин с неустойчивыми коллекторами используется еще одна конструкция фильтра, состоящая из корпуса с бандажами на концах и с продольными пазами на наружной поверхности, стрингерами и навитой проволокой определенного сечения [66].
Недостатком данной конструкции фильтра также является необратимая кольматация его проволочной обмотки твердой фазой, идущей с потоками газа из пласта. Для повышения надежности и долговечности противопесочного фильтра для горизонтальных скважин и скважин ПХГ автором совместно с Акоповым С.А., Карапетовым Р.В., Акоповым А.С., Котляровым В.Н. разработана новая конструкция, которая исключает прохождение потока газа с твердыми частицами между витками проволочной обмотки (патент на изобретение № 2490433 С1 МПК Е21В43/08 от 20.08.2013 г.). Технический результат достигается за счет формирования естественной гравийной набивки на наружной поверхности фильтрующей оболочки, с сохранением ее структуры при закачке газа в подземное хранилище, а также возможностью прекращения гидродинамической связи затрубного пространства с внутритрубным, исключающее поступление газа без его очистки в скважину.
Фильтр для боковых ответвлений многозабойных скважин и скважин на подземных хранилищах газа (рис. 9 - 12) состоит из корпуса 7, с бандажами 2 на концах, охватывающими конечные витки 3 обмоточной проволоки, формирующими фильтрующую оболочку 4, навитыми на стрингеры 5, расположенными на наружной поверхности и равномерно размещенными по периметру с образованием фильтрующей щели (на рис. не обозначена). При этом в теле корпуса 7 выполнены, по крайней мере, два циркуляционных отверстия б, перекрытые кожухами 7, под которыми установлены манжеты 8, расположенные в проточках 9 корпуса 7 над и под местом расположения циркуляционных отверстий б, гидравлически связанными с осевым каналом 10. В кожухе 7 имеется, по крайней мере, два отверстия 77, а также выполнены на наружной поверхности, по крайней мере, две технологические проточки 72, в которых размещены элементы обратного клапана 73, например, в виде манжет, жестко связанных с кожухом 7 и перекрывающих отверстия 77, при контакте друг с другом, которые выполнены на уровне расположения циркуляционных отверстий б корпуса 7. При этом корпус 7 снабжен присоединительной резьбой (на рис. не показана) на концах, включается в состав лифтовой колонны труб (на рис. не показаны) и спускается в скважину. Количество секций фильтра зависит от конкретных условий. Фильтр для скважины подземных хранилищ газа эксплуатируется следующим образом.
При закачке газа в подземное хранилище его поток через циркуляционные отверстия 6 подают напрямую к отверстиям 77 в кожухе 7, которые выполнены на уровне расположения циркуляционных отверстий 6 корпуса 7 с бандажами 2 на концах, с отгибанием свободной гидродинамической связи осевого канала 10 корпуса 7 с полостью скважины. При этом манжеты 8, расположенные в проточках 9 на корпусе 7, в это время входят в плотный контакт с внутренней поверхностью кожуха 7 и препятствуют подаче газа под конечные витки 3 фильтрующей оболочки 4, навитыми на стрингеры 5. Они перекрывают поток газа под фильтрующую оболочку 4 с организацией подачи его через отверстия 7 7 в кожухе 7 с открытием обратного клапана 73 в виде манжеты, которые отгибаются в стороны и открывают проход для газа. После прекращения цикла закачки газа в подземное хранилище, обратный клапан 73, в виде манжеты, закрывается, то есть его вводят в технологическую проточку 72 на кожухе 7 с перекрытием отверстий 7 7.
При переходе на режим отбора газа из подземного хранилища манжеты 8, установленные под кожухами 7, под действием перепада давления от потока газа, который проходит через фильтрующую щель фильтрующей оболочки 4 и по продольным каналам между стрингерами 5, отгибаются к поверхности корпуса 7, с освобождением кольцевого зазора между внутренней поверхностью кожуха 7 и наружной корпуса 7 и подачей газа через циркуляционные отверстия б в осевой канал 10 фильтра и далее на поверхность. При этом в режиме отбора газа из продуктивного пласта-коллектора происходит задержка достаточно крупных механических частиц на наружной поверхности фильтрующей оболочки 4 фильтра. Формируется слой естественной гравийной набивки, который улучшает работу фильтра и является дополнительным барьером для более мелких механических частиц, мигрирующих из пласта.
Экспериментальное определение гидродинамических забойных давлений и скорости выноса твёрдых частиц при промывке скважины пеной с различными степенями аэрации
Проведенные расчеты показывают, что забойные давления, создаваемые при циркуляции используемой жидкости, превышают пластовые на величину 10 - 70 атм в зависимости от времени проведения ремонтно-восстановительных работ (отбор или закачка газа). Завышенные значения репрессии на продуктивные горизонты должны были приводить к кольматации призабойной зоны пласта. Результаты расчетов для пенной системы показывают, что при пластовом давлении более 70 атм работы по промывке песчаной пробки могут вестись в условиях депрессии на пласт.
Скорость потока применяемой жидкости в фильтровой зоне меньше скорости пены почти в два раза.
Следовательно, можно сделать вывод, что промывка газовых скважин пенными системами имеет следующие преимущества: повышается качество очистки как горизонтального участка эксплуатационной колонны за счет увеличения скорости восходящего потока, так и очистка призабойной зоны пласта за счет газа, поступающего в скважину в условиях депрессии; в процессе промывки можно обеспечить условия депрессии в системе «скважина-пласт»; обеспечиваются благоприятные условия для освоения скважины, так как после подъема колтюбинговых труб скважина не находится в заглушённом состоянии.
В настоящей работе разработаны алгоритм и компьютерная программа, определяющая режимы промывки системы горизонтальных и вертикального стволов МЗГ с помощью высоко аэрированной газожидкостной смеси с целью удаления глинисто-песчаной пробки с забоя. При этом через колтюбинг закачивается только жидкость, и за счет создаваемой депрессии на забой поступает пластовый газ. Действие гидромониторного эффекта вспенивает газожидкостную смесь и способствует разрушению пробки.
Регулируя депрессию на забое созданием рассчитанного устьевого давления, получают степень аэрации, соответствующую условию образования пены.
Программа подбором необходимой депрессии устанавливает выполнение условия выноса твердых частиц пеной с забоя, рассчитывает потери давления в восходящем потоке пены с содержанием песка, определяет уровень в стволе скважины распада пены и образования потока влажного газа, обеспечивает вынос песка на поверхность влажным газом, рассчитывает необходимое давление на устье.
Рекомендуемые режимы по вариантам представлены таблицах (3, 4, 5). Принятые исходные данные не ограничивают возможностей использования программы при других горно-геологических условиях.
В таблицах 3, 4 и 5 представлен процесс очистки глинисто-песчаной пробки, то есть снижение ее толщины, первоначально заданной как 10 м. При этом рассчитаны: динамика устьевого и забойного давлений, дебита пластового газа, продвижение границы, разделяющей в кольцевом канале пену и «туман», скорость потока на забое, превышающая скорость витания твердых частиц.
Данный раздел обосновывает расчет технологии удаления глинисто-песчаной пробки при условии закачки через колтюбинг пены, приготовленной компрессором на поверхности, с использованием различных степеней аэрации. Дается алгоритм подбора забойного давления для обеспечения выноса песка и прохождения пены в кольцевом канале с возможным изменением агрегатных состояний и выходом при допустимом давлении на устье.
В представленной работе разработаны технологические рекомендации по удалению песчано-глинистых пробок из многозабойных скважин с аномально-низкими пластовыми давлениями.
Очистка скважин от глинисто-песчаных пробок в условиях пониженных пластовых давлений требует значительного снижения удельного веса промывочного реагента. В связи с этим актуально проводить очистку забоев с помощью пены высокой степени аэрации, используя при этом пластовый газ и закачку пены, приготовленной на поверхности, с большой скоростью через колтюбинг для создания на забое гидромониторного эффекта.
Соотношение расхода пены и дебита пластового газа на забое должно соответствовать условию, при котором газосодержание на забое не должно превышать 0,96, так как при газосодержании выше этой величины пена разрушается [69].
По мере подъема потока пены по стволу скважины, пузырьки газа в пене расширяются, газосодержание увеличивается и пена, разрушаясь, превращается в «туман». Таким образом, при движении пены от забоя к устью газожидкостная смесь может принимать до трех агрегатных состояний: а) аэрированная жидкость на забое, когда газовые пузырьки не соприкасаются между собой в пенообразующей жидкости. В этом случае гидродинамику газожидкостной смеси в горизонтальном стволе можно принимать подчиняющейся законам движения жидкости;
Оценка эффективности использования разработанных технических решений
В данном разделе приводятся результаты промысловых испытаний разработок, выполненных по теме диссертации, и оценка технико-экономической эффективности их использования. Разработанные в диссертации технологии и методики были использованы на скважинах Северо-Ставропольского и Кущевского ПХГ.
При промывке песчано-глинистых пробок на скважинах Кущевского и Северо-Ставропольского ПХГ использовалась разработанная в диссертации математическая модель для расчета устьевых параметров промывки с учетом агрегатного состояния аэрированной промывочной жидкости. Целью испытаний являлось: - проверка достоверности разработанной математической модели; - коррелируемость результатов расчетов с использованием разработанной математической модели с известными математическими аппаратами; - повышение производительности скважин удалением песчано-глинистых пробок; - выяснение возможности применения математической модели как к горизонтальным стволам, так и к вертикальным. Перед проведением промывок песчано-глинистых пробок выполнялись подготовительные работы. В рамках подготовительных работ были рассчитаны следующие параметры: - допустимая депрессия (определялись забойные давления с учетом перехода пены в различные агрегатные состояния от аэрированной жидкости на забое до «тумана» в предустьевой зоне); - расход газа и жидкости; - степень аэрации; - необходимая скорость восходящего потока аэрированной жидкости для удаления песчано-глинистой пробки.
На основании результатов промывки глинисто-песчаных пробок с использованием разработанной математической модели для расчета устьевых параметров с целью управления депрессией на пласт в процессе промывки можно сделать ряд выводов, которые приводятся ниже.
Разработанная математическая модель позволяет с высокой степенью точности определить расход жидкости и газа для обеспечения необходимой степени аэрации. 2. Рассчитанные устьевые параметры промывки обеспечивают необходимую скорость восходящего потока аэрированной жидкости для удаления песчано-глинистой пробки.
Результаты расчетов с использованием разработанной математической модели хорошо коррелируются с известными математическими аппаратами (работы Черных В.А.).
Разработанная технология удаления песчано-глинистых пробок с забоев боковых ответвлений скважин путем промывки пеной, включающая математическую модель и компьютерную программу по управлению забойным давлением с учетом возможного превращения пены в различные агрегатные состояния, позволяет повысить производительность скважин в 2-3,5 раза.
Оценка эффективности использования разработанных технических решений Использование разработанных в диссертации технологических решений на газовых и газоконденсатных месторождениях ОАО «Газпром» позволит получить существенный экономический эффект.
Основными составляющими экономического эффекта при использовании разработанной в диссертации технологии промывки скважин являются следующие: - повышение производительности скважин; - повышение результативности промывок песчано-глинистых пробок; - сокращение затрат на промывку песчано-глинистых пробок; -сокращение времени простоя скважин.
Расчет экономической эффективности технологии удаления песчано-глинистых пробок с забоев скважин путем промывки пеной проводился для скважин СС ПХГ. За базовый вариант принята технология промывки скважин водой. Выполненные экономические расчеты показывают, что при реализации разработанной технологии дебиты скважин возрастают более, чем в 2 раза. Расчет показателя коммерческой эффективности производился на основе «Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов», утвержденных Министерством РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике 21.06.1999 г. № ВК477, а также «Внутрикорпоративных правил оценки эффективности НИОКР», введенных в действие с 1 сентября 2004 г.
В качестве показателей коммерческой эффективности использовались интегральный эффект и индекс эффективности.
Расчет ожидаемой коммерческой эффективности показывает, что разработки диссертации являются эффективными, т.к. индекс эффективности больше единицы и составляет 4,63 руб./руб.затрат.
