Расчет и методы увеличения производительности нефтяной скважины
Производительность скважины – это один из ключевых параметров, определяющих полезность объекта и потенциальные возможности разработки всего месторождения.
Этот термин обозначает количество сырья, извлекаемого из нефтяной или газовой скважины за определенный отрезок времени, и этот показатель зависит от нескольких аспектов, которые следует учитывать при бурении и разработке. На производительность влияет степень гидропроводности пластов, вязкость нефтяного продукта, разница между давлением пластов и в забое. Расчет производительности осуществляется с применением специальных формул, а увеличение параметров возможно несколькими способами.
Производительность нефтяной скважины – что это такое?
Производительностью скважины считается объем нефтепродуктов, которые можно получить в ходе разработки за определенное время, которое может исчисляться в часах, месяцах или определяться в течение года.
При этом большое значение имеет определение вязкости продукта, разница давлений, измеряемых для конкретных пластов, откуда добывается нефть, и призабойной зоны, под которой понимается тот пласт, который находится в области фильтра и примыкает к этой зоне для роста проницаемости и увеличения степени сообщаемости с самой скважиной. В случае, когда производительность снижается или оказывается изначально не слишком высокой при разработке, ее можно повысить, для чего применяются как традиционные, так и современные способы.
Методы увеличения производительности скважин
Всего существует три разновидности методов увеличения производительности скважин посредством влияния на призабойную зону:
- Химические способы. Их обычно используют, если проницаемость стала хуже по причине отложения растворимых в реагентах веществ. В качестве примера можно привести соляно-кислотную призабойную обработку, метод СКО.
- Механические способы. Их используют в твердой породе с низкой степенью проницаемости, основной вид работы – гидроразрыв пласта.
- Тепловые способы применяются в случае отложения смол, парафина, асфальтовых компонентов или в случае фильтрации нефтепродукта высокой вязкости. В этом случае проводится прогрев призабойной зоны.
Помимо того, методы увеличения производительности могут быть комплексными: сочетание гидроразрыва с СКО, тепловой с кислотной обработкой. Выбор способа делается, исходя из условий конкретной скважины.
Обработка при помощи кислоты необходима для очистки при забойной области и компрессионных труб от отложений солей, парафиновых элементов, коррозионных продуктов, когда проводится запуск оборудования. При влиянии кислотных составов в породах появляются специфичные пустоты, из-за чего растет их проницаемость, что необходимо и для увеличения производительности скважины.
Для очистки забойных зон открытого типа и скважинных стенок применяются кислотные ванны, которые устраняют корку глины, цементных составов, смол, коррозийных продуктов и других наслоений. При использовании важно рассчитать объем раствора, который не должен превысить стволовой объем на рассчитанный отрезок колонны. Раствор должен быть выдержан внутри на протяжении 18-24 часов, после этого его удаляют из скважины при помощи промывочного процесса обратного типа, применяя воду.
Обычная обработка проводится для поднятия пластовой проницаемости, а работы под давлением выполняются для продавливания составов в затрудненные для проницания участки пласта, для чего используются пакеры.
Обработка нефтяных скважин пенокислотными методами используется, если пласт имеет увеличенную толщину и низкое давление; при этом в призабойную область вводится кислотный состав и пена ПАВ, для работы применяется специальный агрегат подачи кислоты, аэратор и компрессорное оборудование. Данный метод предпочтителен тем, что активные кислотные компоненты быстрее попадают в пласты, охват воздействия существенно увеличен за счет малой плотности пены, а наличие сжатого воздуха позволяет улучшить нефтяной приток в скважине и повысить показатели освоения.
Постепенная обработка пластовых слоев, если пласт имеет большую толщину, применяется для его наибольшего охвата. Особенно актуален способ при выводе скважины из процесса бурения или на первом этапе разработки.
Еще один комплекс методов – термохимические виды обработки, когда применяется соляная кислота вкупе с магнием, который содержится в головке-наконечнике, спускаемой в компрессионную трубу на требуемый отрезок. Метод подходит для очистки от парафинов, смолы и асфальтовых выделений.
Также для увеличения производительности нефтяных скважин используется термокислотный способ, в первой части которого делается термохимическая обработка, а затем меняется на обычное СКУ. Наконечник с магниевым содержимым опускается на нужный отрезок, после чего закачивается нефтепродукт и кислота. Для работы обычно используется 15-процентный раствор соляной кислоты, поскольку он оптимально подходит для подобной обработки.
Расчет производительности скважины
Данный показатель измеряется с заданной периодичностью посредством подключений нефтяных скважин к специальному оборудованию. Мерник может работать как с одним, так и несколькими объектами, и при групповом исследовании полученные пробы перемешиваются и подаются в общий коллектор. Клапанная система, которая представляет собой манифольд для распределения, позволяет, напротив, получить пробу конкретной скважины, не мешая при этом функционированию остальных.
При отображении производительности скважины следует учитывать несколько параметров: среднеарифметический результат за выбранный отрезок времени, изначальный экстремальный показатель и характеристику трансформации данного значения за определенный временной отрезок. Также для расчета производительности желательно знать дебит скважины по нефтепродуктам и показателям давления.
Чтобы держать производительность под контролем и правильно учитывать количество добываемых нефтепродуктов, а также уточнить показатели деятельности отдельных бригад, требуется правильно рассчитывать дебит и отслеживать изменения. Грамотный расчет производительности скважин сказывается на положительном развитии всей энергетической отрасли и позволяет уточнить стратегию разработки как отдельных месторождений, так и в целом полезных ископаемых.
Для расчетов нефтегазовой производительности используются специальные формулы. Так, чтобы рассчитать производительность газовой скважины, применяется классическая формула Дюпуи:
Согласно этой формуле, k – показатель проницаемости, р – степень пластовой продуктивности, Рпл – средний уровень давления, Рзаб – показатели давления в забое, μP0 – коэффициент нефтяной вязкости.
Чтобы рассчитать дебит для нефтяной скважины, у которой не установлен режим притока, применяют следующую формулу:
Здесь, помимо других данных, используется коэффициент нефтяного объема (B0), радиус скважины (rw) и степень пересчета (α).
Для расчета производительности скважины, которая имеет псевдоустановленный режим притока, применяют формулу следующего вида:
В вычислениях появляется skin фактор (S).
Наконец, для вычисления производительности для скважин с нормальным уровнем притока используют формулу:
Нетрудно заметить, что основным отличием является изменение показателя с 0,75 на 0,5.
В случае, если расчеты показывают нехватку производительности по конкретной скважине, данный результат можно увеличить, для чего применяются различные методы (выбор конкретного способа осуществляется, исходя из показателей дебита, геологических данных, перспектив развития месторождения, технических возможностей и ряда иных факторов). Так, одним из наиболее популярных методов является пластовый гидроразрыв, который используется при необходимости воздействия на призабойную область (впервые способ был применен в США).
Действия, нацеленные на рост производительности, осуществляются так, чтобы колонны НКТ оставались неразрушенными и не были деформированы, как и кольца, окружающие сверху и снизу продуктивный пласт. После этих мероприятий измерение проводится заново, чтобы оценить их эффективность.