АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ СКВАЖИН, И МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ИХ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

Наиболее важной характеристикой нефтеносного пласта, обеспечивающей ту или иную производительность (дебит) скважины, является коэффициент продуктивности, выражающий совокупность и степень взаимосвязи работы скважины и пласта.

В зависимости от дебита, скважины эксплуатируются различными способами.

Наиболее длительный период эксплуатации - насосный период - характеризуется, как правило, относительно низкими дебитами.

По дебиту жидкости скважины подразделяют на три группы: высоко-, средне- дебитные и малодебитные.

На сегодняшний день все скважины с дебитом нефти < 5 т/сут принято считать малодебитными. Очевидно, это связано с широким признанием классификации Адонина А.Н.

В группу малодебитных входят скважины:

-с дебитом до 5 м³/сутки при высоте подъема жидкости до 1400 м;

-с дебитом до 3 м3/сутки при высоте подъема жидкости более 1400 м.

Такое подразделение малодебитных скважин основано на том, что именно в пределах указанных дебитов широко применяется периодическая откачка (переменный режим эксплуатации), а также откачка с постоянным запасом производительности насосной установки.

Дебит наклонно-направленной скважины рассчитывается по формуле Дюпюи:

 ,                                                                      (1)

Где: q - дебит скважины, м³/сут; h – толщина пласта, м;  к – абсолютная проницаемость пласта, мД; B_о –  объемный коэффициент (м³/м³);

Рк – пластовое давление, атм; Рс – давление на забое скважины, атм;

Rк – радиус контура питания, м; r_С  –  радиус скважины, м; µ –  вязкость пара в условиях забойного давления, сПз; S – скин-фактор.

На практике вблизи скважины имеется небольшая область – призабойная зона (ПЗС), в которой происходит дополнительное падение давления. Здесь S – скин-эффект – безразмерный параметр, который определяет дополнительное фильтрационное сопротивление, вызывающее падение давления в призабойной зоне [1].

Степень и характер вскрытия определяют фильтрационные сопротивления в призабойной зоне и, в конечном итоге, производительность скважины.

Другой причиной возникновения скин-эффекта являются фильтрационные характеристики призабойной зоны, зачастую существенно отличающиеся от свойств пласта.

Загрязнения прискважинной области формируются на протяжении всей жизни скважины – при бурении, цементировании, перфорации, освоении и эксплуатации.

Среди причин, приводящих к снижению фильтрационных свойств продуктивных пластов в процессе их заканчивания, проведения ремонтных работ и других операций, наиболее частыми являются:

- поглощение технологической жидкости продуктивным пластом или его насыщение фильтратом;

- кольматация пор пласта частицами твердой фазы технологической жидкости;

- набухание глинистого материала пласта в результате взаимодействия с фильтратом технологической жидкости.

В целом, на основании формулы (1) можно сделать вывод о том, что увеличить продуктивность скважины можно за счет уменьшения скин-фактора, увеличения вскрытой толщины нефтнасыщенного пропластка и увеличения радиуса дренирования, вследствие этого, увеличения эффективного радиуса скважины.

Производительность скважин может быть повышена путём: увеличения эффективной толщины вскрытого пласта; увеличением проницательности пласта; увеличением пластового давления; уменьшением забойного давления; снижением вязкости жидкости (п) в пластовых условиях; увеличением приведенного радиуса скважины (r).

В этих направлениях проведены обширные исследования, позволившие глубоко изучить состояние и свойства пластовых систем и повысить эффективность дренирования пласта (пластовых систем), многими специалистами и учеными, такими как

Прирост дебита скважины прогнозируется при снижении скин-фактора до 0 при обработках с удалением кольматирующего вещества (восстановление продуктивности) и до –5 при кислотных обработках карбонатных коллекторов (стимуляция матрицы).

В последнее десятилетие на нефтяных месторождениях активно применяются технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Назначение гидравлического разрыва пласта заключается в следующем:

1) увеличение производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин;

2) повышение нефтеотдачи пластов из добывающих скважин, восстановление рабочих характеристик, невосстановимых традиционными методами;

3) метод разработки нефтяных и газовых месторождений.

Область применения гидравлического разрыва пласта:

1) нефтяные месторождения с осложненными условиями разработки (неоднородность пластов, низкая проницаемость и т.д.);

2) добывающие и нагнетательные скважины, продуктивность которых ниже потенциально возможной;

3) нагнетательные скважины, для изменения фильтрационных потоков;

4) широкий диапазон изменения и состава коллектора в разрезе, большое разнообразие геологического строения пласта;

В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков [2].

Список литературы:

1. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности : учеб. пособие для вузов / Р.Х.Муслимов. – Казань : Фэн АН РТ, 2005. – 687 с.
2. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложнённых условиях. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000 г.