6.4 Форсированные отборы жидкости (фож)

Форсированные отборы жидкости как самостоятельный метод интенсификации добычи нефти были разработаны и внедрены в Азербайджане. Пионерами этой прогрессивной (в середине 30-х годов прошлого века) технологии были В.Н. Щелкачёв, С.Т. Овнатанов, К.А. Карапетов и др.

В результате научных исследований и многочисленных промысловых работ установлено, что при увеличении градиентов давлений в зонах отбора начинается поступление нефти в продукцию скважин из низкопроницаемых частей пласта. В технологическом отношении сущность метода заключается в постоянном увеличении отборов пластовой жидкости. Физическая же сущность состоит в том, что при повышении депрессии на пласт создаётся перепад давления между пропластками с разной проницаемостью. За счёт этого нефть из более нефтенасыщенного коллектора (низкопроницаемого) вовлекается в поток и выносится на поверхность.

В.Н. Щелкачёвым сформулированы основные критерии выбора объектов для проведения таких работ [26]:

• залежь нефти подвержена активному давлению пластовых вод;

• скважины обладают достаточно высокими продуктивностями и динамическими уровнями;

• разрабатываемый объект должен находиться на поздней стадии разработки и иметь высокую степень обводнённости;

• с увеличением темпа отбора жидкости содержание нефти в продукции не уменьшается или остаётся на прежнем уровне;

• в скважинах не наблюдаются процессы пробкообразования;

• нормальное техническое состояние скважин;

• высокая проницаемость пласта;

• наличие условий, обеспечивающих применение высокопроизводительного скважинного оборудования. При этом могут быть использованы погружные электронасосы, глубинные насосы большой производительности, компрессорные подъёмники.

Вопрос о целесообразности проведения ФОЖ решается построением зависимости доли нефти в продукции от дебита жидкости - q_н = f (q_ж).

При расчётах ожидаемых дебитов и обоснования применения форсированных отборов жидкости рекомендуется пользоваться методикой М.К. Мамедова и Б.М. Саркисяна.

По данной методике строятся две зависимости: «среднесуточная добыча нефти на одну скважину – годы работы», «водо-нефтяной фактор – годы работы».

В целом для прогнозирования объёмов добычи жидкости и нефти при планировании ФОЖ необходимо решить две основные задачи.

1. Разработать математическую модель фильтрации нагнетаемой в скважины воды в условиях двухслойной среды.

2. Разработать математическую модель влияния увеличения объёмов закачивания воды (повышения давления на нагнетательной линии) на изменение дебитов жидкости добывающих скважин, работающих на форсированных режимах.

Известно, что призабойная зона (ПЗП) нагнетательных скважин в результате многолетней работы в условиях знакопеременных нагрузок претерпевает значительные изменения. Как правило, её фильтрационные характеристики существенно отличаются от первоначальных параметров пласта. Происходит это в основном по двум причинам. Первая - за счёт искусственно формирующейся трещиноватости пород в ПЗП. Вторая - за счёт загрязнения ПЗП в процессе заводнения. Радиусы этих зон могут достигать десятков метров. В том и в другом случаях условия фильтрации воды резко отличаются от условий однородного пласта.

Суммарный дебит (Q) добывающих скважин рассчитывается по формуле

EMBED Equation.3 , (6.1)

где R_e - внешние и R_i - внутренние сопротивления.

Внешние сопротивления учитываются при моделировании плоскопараллельной фильтрации для параллельных рядов скважин, а внутренние сопротивления - при моделировании радиальной схемы фильтрации.

Применение метода форсированных отборов при испытании водо-нефтяных объектов в разведочных скважинах Западной Сибири приводило к их устойчивому фонтанированию (Федорцов В.К., Салманов Ф.К. и др., 1976 г.).

Опыт перевода добывающих скважин на форсированные отборы накоплен и в Западной Сибири, в основном на Мегионском, Самотлорском, Усть-Балыкском, Правдинском, Приобском, Мамонтовском, Мало-Балыкском и Приразломном месторождениях (Щелкачёв В.Н., Казаков А.А.). Например, за счёт применения ФОЖ и оптимизации режимов работы скважин в ОАО «Юганскнефтегаз» было дополнительно получено 380 тыс. т. нефти (Еникеев Р.Р., 2000г.).

Оценку эффективности метода ФОЖ из этих соображений можно было сделать, используя данные по отдельным участкам, блокам, залежам, так как результаты по отдельным скважинам привели бы к искажению ре­зультатов из-за недоучета эффектов интерференции скважин. Потребова­лась статистическая обработка промысловых данных [16]. Анализ прове­ден по Шкаповскому, Туймазинскому месторождениям (девонские зале­жи). Для диапазона обводненностей скважин 50-90 % и более анализ пока­зал, что увеличение отборов жидкости приводило к уменьшению темпа падения добычи нефти, а иногда и к приросту добычи. Конечные результаты по КНО, к сожалению, не оценены (эксплуатация залежей продолжается).