Интенсификация отборов нефти из добывающих скважин

в призабойной зоне, с которыми сообщались скважины. Смыкание этих трещин по мере снижения Рзаб и роста эффективных напряжений вело к резкому уменьшению притока жидкости в скважины.

Необходимо также понимать и учитывать тот факт, что не всегда с увеличением депрессии будет происходить увеличение дебита скважины. В связи с этим было введено понятие критического забойного давления – такой величины, при уменьшении которой происходит уменьшение, а не увеличение дебита. В качестве примера рассмотрим динамику показателей скв. 617, по которой имеются данные ГДИ с 2005 г. (рис. 2.2).

Рис. 2.2. Динамика показателей скв. 617: Кпрод; Qж; Рзаб; Рпл

В 2005 г. дебит скважины по жидкости составил 35,1 м3/сут при депрессии 3,2 МПа. В 2007 г. произошло увеличение депрессии до 10,1 МПа, при этом наблюдалось не увеличение дебита, а его уменьшение до 7 м3/сут. После этого к 2010 г. депрессия была уменьшена до 4,5 МПа, что привело к увеличению дебита до 11,5 м3/сут. Таким образом, показатели работы данной скважины наглядно иллюстрируют тот факт, что снижение забойного давления не всегда приводит к росту дебита скважины.

23

elib.pstu.ru

Снижение коэффициента продуктивности при уменьшении забойного давления влияет на темпы и сроки выработки запасов. Для скважин, работающих при пластовом и забойном давлении выше давления насыщения, выработка запасов происходит более интенсивно, чем у скважин, работающих с забойным давлением ниже давления насыщения (рис. 2.3).

Накопленная добыча нефти, тыс. т

Время

Рис. 2.3. Динамика средней накопленной добычи нефти для скважин бобриковского объекта Сибирского месторождения: ¡ группа 1 – скважины, работающие при Рпл и Рзаб выше Рнас; группа 2 – скважины, забойные давления которых через некоторое время их работы снижаются до значений ниже Рнас; S группа 3 – скважины, работающие в течение всего

периода при Рзаб ниже Рнас

Важным вопросом становится определение такого забойного давления, при котором обеспечиваются проектные показатели выработки запасов нефти.

24

elib.pstu.ru

3. ЭФФЕКТИВНОСТЬ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ

В процессе эксплуатации скважин при разработке нефтяных месторождений важной характеристикой системы пласт – скважина является продуктивность. По отношению к добывающей скважине коэффициент продуктивности определяют как отношение дебита к депрессии на пласт:

где Q – дебит скважины;

∆Р – депрессия на пласт при работе скважины: ∆Р = Рпл – Рзаб. Для коллектора порового типа при линейном законе устано-

вившейся фильтрации жидкости (нефти) коэффициент продуктивности в уравнении (3.1) является коэффициентом пропорциональности и сохраняет постоянное значение. В случае радиального притока жидкости в скважину

Анализируя выражение (3.2), можно выделить основные характеристики продуктивного пласта, определяющие продуктивность скважины.

25

elib.pstu.ru

Проницаемость пласта в процессе разработки нефтяной залежи может изменяться под действием различных факторов, в том числе в результате деформации коллектора при увеличении так называемого эффективного давления – разности между вертикальным горным и пластовым давлением, а в призабойной зоне у стенок скважины – между вертикальным горным и забойным давлением. В процессе бурения скважины и вскрытия продуктивного пласта его проницаемость снижается в результате проникновения глинистых и других частиц из бурового раствора в проводящие каналы пласта, проникновения в пористую среду фильтрата бурового раствора, проявления других факторов, что отражается на продуктивности скважины при ее эксплуатации.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта при экс-

плуатации скважины по мере ее обводнения уменьшается. Поступление воды в скважину происходит или в результате подъема водонефтяного контакта или из-за обводнения отдельных пропластков и прорыва по ним контурной воды.

Вязкость поступающей в скважину жидкости может изменяться в широких пределах из-за разгазирования пластовой нефти и образования водонефтяных эмульсий в пласте по мере его обводнения. Вязкость эмульсий при определенных соотношениях в них воды и нефти в десятки и сотни раз превышает вязкость пластовой нефти.

Изменение в процессе эксплуатации скважины проницаемости пласта в зоне дренирования, эффективной толщины и вязкости жидкости происходит таким образцом, что продуктивность скважины со временем уменьшается. С целью ее восстановления или увеличения разработаны и применяются различные методы и технологии воздействия на продуктивный пласт, в первую очередь на его призабойную зону. За счет этих методов и технологий добывается около 20 % российской нефти.

По принципу действия все методы увеличения продуктивности скважин можно разделить на следующие группы:

1) гидрогазодинамические,

26

elib.pstu.ru

2)физико-химические,

3)термические,

4)комбинированные.

3.1.Гидравлический разрыв пласта

Одним из широко используемых методов повышения продуктивности скважин является гидравлический разрыв пласта (ГРП), который может быть определен как физический процесс, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давлением, создаваемым закачкой в скважину жидкости.

Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в призабойную зону жидкости, которая заполняет образованные в процессе первичного вскрытия пласта микротрещины и расклинивает их, а также формирует новые трещины. Таким образом ГРП – это процесс создания искусственных и расширения естественных (существующих) трещин. Чтобы после снятия давления трещины не смыкались, в них вводят закрепляющий материал (песок, проппант).

Различные технологии ГРП обусловлены особенностями конкретного объекта (пласта) и поставленной при выполнении геологотехнического мероприятия (ГТМ) целью. Технологии различаются прежде всего объемами закачки технологических жидкостей и проппанта и, соответственно, размерами создаваемых трещин.

Рассмотрим результаты проведения ГРП на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами в различных геолого-физических условиях.

На Хохряковском месторождении (Западная Сибирь) операции ГРП при вводе в эксплуатацию из бурения проведены на 129 скважинах [11]. После исключения скважин, где после ГРП проведена оптимизация или другие геолого-технические мероприятия, в анализ вошли 117 скважин. Средний начальный (до ГТМ) дебит жидкости по данной группе скважин составил 38, нефти – 30 т/сут

27

elib.pstu.ru

(табл. 3.1). Это несколько лучше показателей работы скважин в первые месяцы после проведения ГРП на переходящем (не новом) фонде (соответственно 32,5 и 16,3 т/сут). Снижение среднего дебита жидкости по новым скважинам с ГРП за первый год составило 21,8 %. Наиболее значительное снижение происходит в первые 6 мес. (20 %), в следующие 6 мес. дебит снижается менее чем на 6 %. Обводненность при начальном значении 21,8 % имеет тенденцию к незначительному увеличению: через год средняя обводненность продукции составила 22,1 %.

С 1994 г. в эксплуатацию из бурения без ГРП введено 46 скважин, средний начальный дебит жидкости составил 33,3, нефти – 25,9 т/сут. Это лишь немного ниже начальных дебитов по скважинам, введенным из бурения с ГРП. В течение первого года работы наблюдается значительное равномерное снижение дебита жидкости

28

elib.pstu.ru

инефти. Средний дебит жидкости за первый год снизился на 25 %

исоставил 25 т/сут. Обводненность при начальном значении 20,1 % имеет тенденцию к увеличению: через год средняя обводненность продукции составляет 25 %. Таким образом, по скважинам без ГРП происходило более быстрое снижение дебитов жидкости при более высоком росте обводненности.

Средняя успешность от первичного проведения ГРП составила 75 % (61 неуспешное ГТМ из 244), успешность повторных ГРП составила 81,9 % (32 неуспешных из 177). За период с 1998 по 2004 г. средний прирост дебитов по нефти для скважин с первичным ГРП составил 20 т/сут, для скважин с вторичным ГРП – 18,4 т/сут. В то же время прирост по жидкости за этот период превышал прирост по нефти по первой группе скважин в 1,6 раза, по второй – в 1,4 раза.

ВОАО «Сургутнефтегаз» применяются селективные ГРП в горизонтальных скважинах с объединением технологий гидропескоструйной перфорации (ГПП) и ГРП («струйный» ГРП) [3]. Технология селективного создания трещин при «струйном» ГРП состоит

впредварительной резке колонны, образовании серии каверн путем проведения гидропескоструйной перфорации (ГПП) и разрыве пласта из них. При выполнении ГПП энергия давления смеси жидкости

ипеска в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) трансформируется в кинетическую энергию скоростной струи. В образованной полости скорость струи снижается, статическое давление в полости

возрастает. При определенных параметрах струи и давления в кольцевом пространстве происходит инициация образования трещин, формирующих общую трещину. Путем соответствующего размещения перфорационных отверстий обеспечивается возможность точного позиционирования интервала начала развития трещины.

В вертикальной скважине при расположении попарно ориентированных в разные стороны насадок в плоскости, параллельной оси НКТ, в ходе ГПП инициируется вертикальная трещина в противоположных сторонах обсадной колонны. В горизонтальной скважине при размещении насадок по радиусу перфоратора образуется

29

elib.pstu.ru

трещина, перпендикулярная стволу, а при размещении насадок по длине перфоратора – в плоскости оси ствола. Это обеспечивает высокую вероятность начальной ориентации трещины в плоскости расстановки сопел перфоратора, т.е. создает условия для реализации направленного ГРП. Сравнение успешности применения «струйных» и обычных ГРП приведено в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Результаты применения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»

30

elib.pstu.ru