Неправильно подобранные параметры работы нефтяной скважины могут снизить ее продуктивность до 15 процентов. Для гидродинамической связи пласта со скважиной проводят перфорационные работы — создают каналы, обеспечивающие движение флюидов во время эксплуатации. Управлять процессом можно с помощью разницы давлений. Ученые Пермского Политеха разработали модель околоскважинной зоны, включающей эксплуатационную колонну, цементный камень и участок породы-коллектора с перфорационными отверстиями. Это позволило определить наиболее оптимальные параметры работы для высокой эффективности добычи углеводородов.
В Пермском Политехе повысили продуктивность нефтяной скважины / © wirestock, Freepik
Один из наиболее распространенных методов создания гидродинамической связи между пластом и скважиной — кумулятивная перфорация, в ходе которой в скважину спускают перфоратор на электрическом кабеле. Взрыв от его зарядов образует направленную струю, которая создает каналы.
Разница давлений столба жидкости в скважине и пластового называется депрессией. Недостаток кумулятивной перфорации в том, что из-за нее вблизи проделанных каналов меняется напряженно-деформированное состояние колонны, цементного камня и породы-коллектора. Это приводит к снижению проницаемости горных пород и продуктивности скважины в целом.
Чтобы изучить влияние таких изменений на проницаемость породы, а также вероятность появления ослабленных или разрушаемых областей, ученые Пермского Политеха провели численное моделирование околоскважинной зоны.
«Полученные результаты позволили убедиться в необходимости выбора оптимального режима работы добывающих скважин для предотвращения интенсивного уплотнения коллектора при увеличении эффективных напряжений из-за снижения забойного и пластового давлений», — рассказывает Сергей Попов, заведующий лабораторией института проблем нефти и газа РАН, доктор технических наук.
«В процессе увеличения разницы пластового и забойного давлений на пласт разрушение от растягивающих напряжений уменьшается. При значении депрессии 9 МПа такие зоны полностью исчезают и остаются только области разрушения от сжатия, которые, напротив, увеличиваются», — комментирует Сергей Чернышов, заведующий кафедрой «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ, доктор технических наук.
«Мы выявили, что при повышении депрессии на пласт до 12 МПа предельное снижение коэффициента продуктивности скважины может достигнуть 15 процентов, что говорит о необходимости поиска оптимального режима работы добывающей скважины», — дополняет Вадим Дерендяев, ассистент кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ.
Исследование ученых Пермского Политеха позволило с помощью разработанной численной модели определить влияние депрессии на коэффициент продуктивности, что можно будет учесть в будущем при подборе эффективного режима добычи.
Статья опубликована в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». Исследование проведено в рамках реализации программы «Приоритет 2030».
