Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ состояния фонда скважин на Северо-Ставропольском ПХГ. Проблемы повышения долговечности и надежности их эксплуатации 9
2 Технологии повышения производительности скважин 15
2.1 Повышение производительности скважин увеличением интервала и плотности перфорации в среде бисульфата натрия 15
2.2 Повышение производительности скважин увеличением интервала и плотности перфорации в газовой среде 23
2.3 Технология освоения скважин большого диаметра в условиях аномально низких пластовых давлений с применением колонны гибких труб 27
2.4 Восстановление призабойной зоны пласта закачкой высокопроницаемой композиции 33
2.5 Повышение производительности скважин глинокислотной обработкой призабойной зоны пласта 37
3 Технология ликвидации глинисто-песчаных пробок из забоев скважин в условиях депрессии без глушения 65
3.1 Теоретические расчеты гидродинамических давлений и скоростей движения потока пены в элементах циркуляционной системы при промывке скважин пеной с использованием колтюбинговой установки 65
3.2 Промысловые исследования фактически создающихся гидродинамических давлений при промывке скважин пеной 81
3.3 Определение граничных условий по обеспечению депрессии в системе «скважина-пласт» в процессе удаления глинисто-песчаных пробок при промывке скважин пеной 102
4 Расчет фактической экономической эффективности от внедрения в производство комплекса технологий, разработанных по теме диссертации ... 126
Заключение 132
Список использованной литературы 134
- Анализ состояния фонда скважин на Северо-Ставропольском ПХГ. Проблемы повышения долговечности и надежности их эксплуатации
- Повышение производительности скважин увеличением интервала и плотности перфорации в газовой среде
- Промысловые исследования фактически создающихся гидродинамических давлений при промывке скважин пеной
- Расчет фактической экономической эффективности от внедрения в производство комплекса технологий, разработанных по теме диссертации
Введение к работе
з
Актуальность исследований. В России создана и успешно функционирует Единая система газоснабжения (ЕСГ). Важными звеньями этой системы являются подземные хранилища газа (ПХГ), предназначенные как для сглаживания неравномерности потребления газа, так и стабилизации экспортных поставок.
Большая часть подземных хранилищ газа сооружена в истощенных газовых и нефтяных месторождениях.
В отличие от месторождений основной особенностью эксплуатации ПХГ является циклических характер эксплуатации, связанный с закачкой газа в хранилища в весенне-летний период и отбором газа в осенне-зимний. Такой характер эксплуатации ПХГ приводит к изменениям емкостно-фильтрационных свойств (ЕФС) пласта и является одной из причин снижения производительности скважин хранилищ.
Не менее важными причинами ухудшения ЕФС пласта и снижения производительности скважин являются проникновение цементного раствора и промывочных жидкостей в продуктивный пласт при бурении и ремонте скважин, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), а так же полимер-глинистых компонентов и других частиц при закачке газа в хранилища.
Применяемые на газовых и нефтяных месторождениях известные методы повышения производительности скважин не в полной мере учитывают особенности строительства и эксплуатации скважин ПХГ.
В этой связи разработка новых и совершенствование существующих технологий повышения производительности и эксплуатационной надежности скважин ПХГ является актуальной задачей.
Исследованиям некоторых вопросов из этой задачи и посвящена диссертационная работа, которая выполнена в соответствии с важнейшими научно-техническими проблемами и программами НИОКР ОАО «ГАЗПРОМ» в области подземного хранения газа и Программой работ по увеличению суточной производительности ПХГ.
Целью диссертационной работы является разработка комплекса технологий ремонтных работ по восстановлению и повышению производительности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа на примере Северо-Ставро-польского ПХГ (СС ПХГ).
Основные задачи работы:
проанализировать состояние фонда скважин на СС ПХГ и выявить характерные проблемы, возникающие при их эксплуатации;
на основании анализа состояния фонда скважин разработать методику выбора скважин и технологии их ремонта;
разработать технологии восстановления естественной проницаемости за-кольматированной призабойной зоны продуктивного пласта посредством физико-химического воздействия на ПЗП;
- разработать эффективную технологию удаления песчанно-глинистых
пробок с забоев скважин в условиях депрессии в системе «скважина-
пласт» без их глушения.
Научная новизна
На основании выполненного комплекса исследований разработаны методика выбора скважин для проведения работ по повышению их производительности и рекомендации по выбору технологии ремонта.
Усовершенствована технология вскрытия пласта дополнительной перфорацией эксплуатационных колонн в газовой среде в условиях АНПД, исключающая кольматацию призабойной зоны пласта.
Предложена и запатентована (патент РФ № 2261323) технология обработки ПЗП глинокислотой.
Разработана технология удаления песчанно-глинистых пробок с забоев скважин промывкой пеной с созданием управляемой депрессии с использованием койлтюбинговой установки.
На основании промысловых гидродинамических исследований промывки скважины пенными системами установлены граничные условия по поддержанию депрессии в системе «скважина-пласт» путем регулирования устьевого давления на выходе из скважины и темпов закачки ПОЖ агрегатом и инертного газа компрессором.
Разработаны математическая модель и соответствующее программное обеспечение для определения давления и скоростей движения пены во всех элементах циркуляционной системы, при удалении песчанно-глинистой пробки на депрессии.
Основные защищаемые положения
На защиту выносится совокупность теоретических и экспериментальных разработок, методических и технологических решений и рекомендаций, обеспечивающих повышение эффективности ремонта газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений, а именно:
методика выбора скважин для проведения ремонтных работ по восстановлению и повышению их производительности;
технология вскрытия пласта дополнительной перфорацией в газовой среде, в условиях АНПД, исключающая кольматацию призабойной зоны вскрываемого пласта;
технология обработки ПЗП газовой скважины в условиях АНПД глинокислотой;
технология удаления песчанно-глинистых пробок с забоев газовых скважин на депрессии без их глушения, с использованием койлтюбинговой установки в условиях АНПД, исключающей кольматацию призабойной зоны;
математическая модель по поддержанию граничных условий, обеспечивающих заданную депрессию в системе «скважина-пласт» в процессе удаления песчано-глинистых пробок.
Практическая значимость работы
Предложенные технологии вскрытия пласта дополнительной перфорацией в газовой среде, обработки ПЗП глинокислотой, удаления песчанно-глинистых пробок с забоев скважин без их глушения с использованием койлтюбинговой установки в условиях АНПД, позволяют повысить производительность и эксплуатационную надежность скважин подземных хранилищ газа.
Результаты выполненных исследований легли в основу «Руководящего документа ССПХГ по удалению глинисто-песчаных пробок с забоев скважин без их глушения».
Разработанные технологии внедряются на СС ПХГ с высокой эффективностью, и в результате внедрения разработанных технологий суммарный экономический эффект составил 78,1 млн. рублей.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались автором на международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин» (Кисловодск, 2004), Международной научно-практической конференции «Газовой отрасли - новые технологии» (Ставрополь, 2002), на первой международной заочной конференции «Проблемы повышения газонефтеотдачи месторождений на завершающей стадии их разработки и эксплуатации ПХГ» СевКавГТУ (Ставрополь, 2005), на 7-ой Всероссийской конференции по койлтюбинговым технологиям (Тюмень, 2006), на НТС ООО «Кавказ-трансгаз», г. Ставрополь, 2007г.
Публикации
Результаты выполненных автором исследований опубликованы в 9 работах, в том числе в одном патенте. Две работы опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объем работы
Анализ состояния фонда скважин на Северо-Ставропольском ПХГ. Проблемы повышения долговечности и надежности их эксплуатации
Северо-Ставропольское подземное хранилище газа создано на базе выработанного Северо-Ставропольского газового месторождения, состоящего из двух самостоятельных пластов, в продуктивных горизонтах Зеленая Свита и Хадум. Основной объект эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ - это подземное хранилище газа в хадумском горизонте, который значительно превосходит ПХГ «Зеленая Свита» как по площади газоносности (460 KMZ), так и по объему (20 млрд. м ) активного газа и количеству скважин. Общий фонд скважин ПХГ «Хадум» составляет 791 скважину, из которых 643 - эксплуатационные. Общая толщина пласта залежи около 100 м. Средняя эффективная мощность 65-70 м, эффективная пористость - 20%, проницаемость от 1 до 3 дарси. Начальное пластовое давление - 67 ата. Максимальный дебит до 1 млн.м3/сутки при депрессии 1-1.5 ат. К моменту создания ПХГ из залежи было отобрано около 93% запасов, и текущее пластовое давление составляло около 8 ата. Таким образом, бурение новых скважин и вскрытие продуктивного горизонта при создании ПХГ «Хадум» проходило в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), и репрессия на пласт на тот момент превышала 60 ат. По этой причине более 25 % фонда новых скважин имело суточную производительность в полтора-два раза менее проектной. Естественно, что при увеличении плановых отборов при выходе ПХГ на проектную мощность, наличие такого значительного количества скважин с неудовлетворительной производительностью создавало определенные трудности. Работы по восстановлению и повышению производительности скважин, интенсификации включали в себя: дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны, обработки призабойной зоны пласта водным раствором бисульфата натрия, глинокислотой и горячим паром, а также ликвидацию песчаных про бок. Результаты работ по повышению производительности скважин приведены в таблицах 1 и 2. Таблица 1 - Виды ремонтных работ, выполненных на скважинах Северо- Став ропольского ПХГ № п/п Технология ремонтных работ Количество скважин, шт. Эффективность, % 1 Обработка призабойной зоны (ПЗП) пласта 1% водным раствором ПАВ 18 22 2 Акустическое воздействие па ПЗП 2 3 Воздействие на ПЗП пороховыми генераторами давлений 2 4 Гидроимпульсное воздействие на ПЗП 2 5 Дополнительная перфорация колонны гидроперфоратором 1 6 Промывка песчаных пробок с использованием станка А-50 20 25 7 Промывка песчаных пробок с использованием установки ОРТ (APT) 18 65 8 Обработка ПЗП паром установкой ОРТ 14 70 9 Обработка ПЗП глинокислотой 6 50 10 Дострел интервала перфорации 12 70 Основными видами ремонтных работ в 2002 году являлись: - интенсификация притока (дострел интервала перфорации; обработки ПЗП раствором NaHSC 4, глинокислотой) со станка ОРТ-М10 - результат - увеличение коэффициента проницаемости; эффективность работ составила 83%; - размыв песчаных пробок, обработка паром, интенсификация приемистости со станка ОРТ-М10 - результат - размыв пробки, увеличение коэффициента проницаемости; - ликвидация межколонных проявлений газа, результат - ликвидировано.
На первом этапе использовались данные о дебитах и объемах закачки по каждой скважине со дня ввода ее в эксплуатацию, давлении на устье, выносе песка и воды. Одновременно рассматривались геологическое строение ПХГ, история строительства скважин, их конструкции, характер ранее проведенных работ в скважине. Соотносились альтитуды местоположения скважин, диаметры НКТ, длины шлейфов и работа расположенных рядом скважин. Принимая во внимание аномально низкое пластовое давление во время строительства ПХГ, были выделены все скважины, по которым были отмечены поглощения бурового и тампонажного растворов. Отмечены случаи, когда добуривание скважины по 50-60 м велось без выхода циркуляции. Например, бурение продуктивного интервала скважины №932 без выхода циркуляции велось в течение 4 часов с производительностью 9 л/с.
Далее рассмотрели возможность влияния типа перфоратора на производительность скважины. Перфорация эксплуатационных колонн скважин хадумско-го горизонта проводилась в основном перфораторами типа ПК-105, также применялись перфораторы ПКС-80, ЗПРК-54 И ЗПРК-65. Установлено, что наибольшей эффективностью обладают перфораторы ПКС-80, а эффективность модернизированных перфораторов ЗПК-105Н, которыми позднее проводилась дополнительная перфорация, к сожалению, осталась на уровне ЗПК-105.
Повышение производительности скважин увеличением интервала и плотности перфорации в газовой среде
Основным способом вторичного вскрытия пласта и дополнительной перфорации колонн газовых скважин в настоящее время является кумулятивная перфорация. В процессе вторичного вскрытия пласта скважин ПХГ и в условиях АНПД, как правило, отмечаются поглощения промывочной жидкости, сопровождающиеся кольматацией не только стенок перфорационных каналов, но и более удаленных зон продуктивного пласта. Для уменьшения кольматации перфорационных каналов и прискважинной зоны продуктивного пласта известен опыт кумулятивной перфорации скважин при сниженном уровне промывочной жидкости в скважине. При этом кумулятивные перфораторы опускаются в скважину на НКТ. Прострел производится одноразовый при подготовленной к эксплуатации скважине. Однако для вторичного вскрытия пластов большой толщины и дополнительной перфорации колонн этот способ неприемлем.
Более совершенным и эффективным способом использования кумулятивной перфорации является вскрытие пласта в газовой среде. При этом способе используются специальные разрушающиеся кумулятивные перфораторы, которые спускаются в скважину при герметизированном устье через лубрикатор и НКТ.
Данный способ вторичного вскрытия пластов не нашел широкого применения по причине сложности оборудования устья скважин, больших экономических затрат и отсутствия малогабаритных кумулятивных перфораторов, а для дополнительной перфорации колонн газовых скважин в условиях АНПД не применялся.
Для повышения производительности скважин, в которых по результатам газодинамических и геофизических исследований установлено несоответствие заявленных интервалов и количества перфорационных отверстий и отсутствие кольматации ПЗП, предложена технология дополнительной перфорации колонн в незаглушенной скважине в газовой среде с использованием приспособления для уравнивания давления в лубрикаторе перед открытием задвижки на фонтанной арматуре и современных перфораторов с фазовой ориентацией зарядов.
Применение колонны гибких труб (КГТ) для ремонта скважин является одним из приоритетных направлений развития подземного и капитального ремонта скважин в нашей стране и за рубежом. Использование колтюбинга при ремонте скважин обусловлено следующими преимуществами: - работы проводятся без глушения скважины, а, следовательно, не ухудшаются коллекторские свойства призабойной зоны продуктивного пласта вследствие попадания в пласт технологических жидкостей; - уменьшается период подготовительных и заключительных операций при монтаже и демонтаже агрегата; - сокращается время проведения ремонтных работ; - снижается стоимость ремонтных работ. Однако при работе с колтюбингом существуют определенные трудности: - возможно (при определенных условиях) самопроизвольное и неконтролируемое скручивание КГТ; - ремонт скважин с применением КГТ отличается повышенной сложностью. Следует признать, что технологии ремонта скважин с использованием КГТ не являются универсальными и полностью не заменяют существующих традиционных технологий. Наличие в ООО «Кавказтрансгаз» установок с гибкими трубами и соответствующего оборудования для работы с КГТ не исключает применения имеющегося там традиционного оборудования для ремонта скважин. Практика показывает, что КГТ дополняет его и повышает эффективность ведения ремонтных работ на ПХГ и месторождениях в целом.
Одной из задач на Северо-Ставропольском ПХГ является освоение скважин большого диаметра в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД). Бурение скважин большого диаметра на Северо-Ставропольском ПХГ проводится в рамках программы повышения формирование временной крепи скважины.
Промысловые исследования фактически создающихся гидродинамических давлений при промывке скважин пеной
Для определения оптимального режима работы оборудования при очистке забоя скважины и получения граничных значений параметров пены для поддержания депрессии в системе «скважина-пласт» выполнялись наземные и глубинные измерения в процессе промывки скважины при различных режимах циркуляции пены.
Очистка забоев скважин Северо-Ставропольского ПХГ в условиях аномально низкого пластового давления предложено производить пеной по замкнутой системе циркуляции с целью сохранения естественной проницаемости пласта. Для определения граничных условий поддержания оптимальной депрессии на пласт в скважине № 81 Северо-Ставропольского ПХГ, выполнялись экспериментальные работы с одновременным контролем технологических параметров наземными и забойными (глубинными) измерениями давления, температуры и производительности агрегатов при закачке пены.
Практика работы с пеной показывает, что отсутствие контроля процесса очистки забоя скважины аэрированными агентами или пеной, может создавать опасность поглощения или газового выброса. Объективная информация о состоянии пены при динамических процессах, происходящих в стволе скважины, может быть получена только в случае измерения технологических параметров пены непосредственно в исследуемой зоне или максимально приближенного к ней. С этой целью весь процесс очистки забоя скважины с использованием кол-тюбинговой установки было решено сделать контролируемым. Исследования выполнялись одновременно наземными и глубинными приборами для определения возможности использования в дальнейшем только данных наземных термобарических измерений, так как использование глубинных приборов в процессе промывки не только усложняет технологию очистки скважины, но и ввиду невозможности выполнения глубинных измерений параметров пены в масштабе реального времени. После окончания работ в скважине № 81 Северо Ставропольского ПХГ производился анализ результатов наземных и глубинных измерений давления, температуры и расхода прокачки пены (таблица 9). Таблица 9 - Результаты замера технологических параметров промывки скважины № 81 Северо-ставропольского ПХГ пеной. Дата исследований 22.05. 20 № режима л/с м /мин Рьатм Р2,атм Р5,атм Рб,атм » зак. жид?м3 Закачка пены в скважину, глубина 826 м. Время 12J!i - -1242 1 1,56 4,48 75 61,4 65 0,78 1,2 Закачка пены в скважину, глубина 826 м. Время 124У - -13и4 2 2,76 3,9 94 38 56 0,7 2,4 Закачка пены в скважину, глубина 826 м. Время 13 w - -1320 3 3,33 185 0,4 Примечание: Давление в скважине превышает давление нагнетания компрессора. Срабатывает предохранительный клапан Закачка пены в скважину, глубина 826 м. Время ІЗ42 - _13» 4 1,53 4,0 80 66 54 0,8 1,3 Закачка пены в скважину, глубина 450 м. Время 14зи - -144Э 5 1,16 3,68 69 61 49 0,7 1,1 Закачка пены в скважину, глубина 450 м. Время 1455 - -1510 6 1,61 3,7 90 73 64 0 1,4 Закачка пены в скважину, глубина 450 м. Время 15 - -15і1 7 2,96 2,9 155 94 105 0 0,8 Примечапи компрессо] Срабатыва! е: После 5 минут закачки давление в скважине превысил)а.гт предохранительный клапан о давление нагнетания Закачка пены в скважину, глубина 450 м. Время 15 - -15jy 7 1,74 3,95 120 92 88 1 2 Измерения давления и температуры по стволу скважины выполнялись на двух фиксированных глубинах 826 и 450 м с помощью автономного скважинного прибора. Первые измерения производились перед закачкой пены в скважину - в водном растворе, при спуске скважинного прибора до глубины 826 м. В процессе спуска прибора через каждые 10 секунд по команде микропроцессорного контроллера в твердотельную память прибора заносились значения измеряемых величин - температуры и давления в функции времени. Динамика изменения температуры и давления указывает на то, что спуск прибора производился плавно без особых посадок (рис. 8). Рост температуры на глубине 826 м (6 С за 15 минут) в статическом режиме работы скважины не является следствием динамических процессов в стволе скважины. Плавное увеличение температуры указывает на то, что приборами данного класса точное измерение температуры окружающей среды возможно только путем увеличения времени измерения в точке для получения теплового равновесия, так как чувствительный элемент скважинного прибора - термопара имеет достаточно высокую инерционность (рис. 9). Места расположения первичных преобразователей - манометров и термометра - в схеме обвязки устья скважины при очистке забоя пеной с помощью колтюбинговой установки показаны на рисунке 10.
Для образования пены в схеме обвязки устья использовался эжектор в линии дозировки пенообразующих агентов. Линия подачи воздушной и жидкой составляющей пены представляет собой отрезки трубопроводов с посадочными узлами для установки манометров и термометра.
Контроль подачи воздуха (газа) в систему циркуляции пены производится манометром 2, дифференциальным манометром контролирующим перепад давления воздуха на сужающем устройстве dP2 и термометром t2, установленным между компрессором и эжектором.
В линии подачи пено-образующей жидкости (ПОЖ) установлен манометр Рь линия располагается после агрегата перед эжектором.
Третий измерительный участок предназначен для контроля технологических параметров пенного раствора. Измерительный участок состоит из двух отдельных частей. Одна часть измерительного участка располагается непосредственно после эжектора перед устьем скважины, на этом участке установлен манометр Р5, вторая часть измерительного участка - на выходе из скважины, на этом участке располагается контрольный манометр Р6. Установлен глубинный прибор Р7.
Снижение забойного давления, зафиксированное после спуска колтюбинговой трубы до глубины 826 м (до начало закачки пены) вызвано тем, что происходит снятие гидродинамических давлений в кольцевом пространстве между НКТ и колтюбинговой трубой, которые возникали во время спуска колтю-бинга.
Расчет фактической экономической эффективности от внедрения в производство комплекса технологий, разработанных по теме диссертации
Разработанные по теме диссертации технологии позволили увеличить средние годовые объемы отбора на одну скважину, значительно снизить затраты на капитальный ремонт, сократить продолжительность ремонтов.
Технико-экономические показатели и расчет фактического экономического эффекта произведен отдельно по каждой внедряемой технологии на основе «Методических указаний по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений», разработанных ВНИИгазом в 1980г. по следующей формуле: Э = {31-32)-А, где Э - суммарный экономический эффект от внедрения технологии в текущем году, руб; 3/ И 3J - приведенные затраты по ремонту скважин на 1000м годового отбора газа при использовании базовой и новой технологии соответственно, руб/ЮООм3; А - среднегодовой объем добычи газа на одну скважину, тыс.м . Технология №1 Усовершенствованная перфорация скважин в газовой среде Внедрение технологии позволяет: - значительно повысить производительность; - сократить время и расход газа, затраченные на освоение скважин; - снизить затраты на капитальный ремонт. 126 Таблица 13 - Экономическая эффективность внедрения технологии «Усовершен ствованная перфорация скважин в газовой среде» № п/п Наименование показателя Единицы измерения До внедрения технологии После внедрения технологии Отклонение 1 Средний годовой объем на одну скважину тыс.м3 33700 39471 +1771 2 Средняя стоимость одного скважшю -ремонта руб. 1582953 768619 -814334 3 Расход газа при освоении скважины руб. 344930 96866 -248064 4 Средние затраты по капремонту и расходу газа на 1000м годового отбора газа руб./тыс.м3 51,14 21,93 -29,21 5 Количество ремонтов по новой технологии 9 Расчет годового экономического эффекта за счет применения новой технологии ремонта на одну скважину: Э = (51,14руб./1000м3 - 21,93руб./1000м3) 39771тыс.м3 = 1152948руб. Технология применена на 9 скважинах. Э=\ 152948руб. 9скв. = 10376532 руб. Технология №2 Усовершенствованная технология обработки скважин глинокислотой Внедрение технологии позволяет: - повысить производительность скважин путем последовательного воздействия кислот на ПЗП; - существенно сократить время проведения ремонтных работ и уменьшить затраты на капитальный ремонт. 127 Таблица 16 - Показатели экономической эффективности внедрения технологии ликвидации глинисто-песчанных пробок на депрессии без глушения скважин № п/п Наименование показателя Ед. измерения Значение показателя 1 Средние затраты на проведение ремонта по базовой технологии тыс. руб. 439,3 2 Средние затраты на проведение ремонта по новой технологии тыс. руб. 352,6 3 Средний показатель накопленного отбора газа после проведения работ по интенсификации притока по базовой технологии млн.м3/скв. 20,24 4 Средний показатель накопленного отбора газа после проведения работ по интенсификации притока по новой технологии млн.м3/скв. 32,67 5 Количество ремонтов по базовой технологии необходимых для достижения ожидаемого накопленного отбора газа по новой технологии скв.-ремонт 1,61 6 Количество ремонтов по новой технологии скв.-ремонт 4 7 Затраты на проведение скважино-ремонтов по базовой технологии для обеспечения того же объема отбора газа, что и по новой технологии. тыс. руб. 2829,1 8 Затраты на проведение работ по интенсификации притока по новой технологии. тыс. руб. 1410,4 9 Снижение затрат в результате применения повой технологии тыс. руб. 1418,7 10 Ставка налога на прибыль % 24,0 11 Налог на прибыль тыс. руб. 340,5 12 Чистый доход тыс. руб. 1078,2 Согласно методическим указаниям мероприятие эффективно, так как значение показателя чистого дохода положительно (1078,2 тыс. руб.) При увеличении количества ремонтов по новой технологии чистый доход увеличится. Суммарный экономический эффект от внедрения технологий, разработанных по теме диссертации приведен в таблице 17. 130 Таблица 17 - Сводные показатели экономической эффективности внедрения раз работанных технологий № п/п Наименование внедряемой технологии 3, рубЛОООм3 з2рубЛОООм3 А тыс. м3 Объем внедрения в текущемгоду, количество скважин Экономический эффект, руб. 1 Усовершенствованная перфорация скважин в газовой среде 51,14 21,93 39471 9 10376532 2 Усовершенствованная технология обработки скважин глинокислотой 52,38 7,05 35247 19 30357193 3 Технология повышения производительности скважин увеличением интервала и плотности перфорации 37,56 19,57 52507 35 33061035 4 Технология ликвидации глинисто-песчаных пробок па депрессии без глушения скважин 43,7 10,7 32670 4 4312800 5 Суммарный экономический эффект от внедрения технологий, разработанных по теме диссертации 78107560
В результате выполненных автором диссертации исследований можно сделать следующие выводы: 1. На основании обобщения ранее выполненных исследований в области капитального ремонта скважин ПХГ, методов интенсификации притока газа, а также выполненных автором аналитических и промысловых исследований усовершенствованы известные и разработаны новые технологии ремонтных работ в скважинах ПХГ, интенсификации притока газа в условиях низких пластовых давлений. 2. На основании анализа состояния фонда скважин СС ПХГ разработан методический подход к выбору скважин для повышения их производительности и выбору наиболее эффективной технологии интенсификации притока газа для условий ПХГ. 3. На основании анализа комплекса геофизических исследований в зоне продуктивного пласта разработан методический подход к уточнению ранее выделенных интервалов перфорации и увеличению плотности перфорационных каналов на один метр продуктивного пласта. 4. Усовершенствована технология вторичного вскрытия пласта дополнительной перфорацией в газовой среде, исключающая кольматацию призабойной зоны вскрываемого пласта. 5. Разработана (патент № 2261323) технология глинокислотных обработок пласта применительно к циклически изменяющимся условиям эксплуатации скважин, обеспечивающая существенное повышение их производительности. 6. Усовершенствована технология удаления песчанно-глинистых пробок с забоев скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений на депрессии без их глушения, обеспечивающая очистку не только ствола скважины, но и призабойной зоны пласта за счет притока пластового газа в процессе циркуляции. 7. На основании промысловых гидродинамических исследований промывки скважин пенными системами, установлены граничные условия по поддержанию депрессии в системе «скважина-пласт» в процессе удаления песчано 132 глинистых пробок с использованием койлтюбинговой установки, путем регулирования устьевого давления на выходе из скважины и темпов закачки ПОЖ и инертного газа компрессором. 8. Предложена математическая модель и соответствующее программное обеспечение для определения давления и скорости движения пены во всех элементах циркуляционной системы. 9. Внедрение разработанных технологий за период 2000-2006 гг. дало фактический экономический эффект в сумме 78,1 млн. рублей.
