Газовые скважины

ЗАПСИБГАЗ
Интенсификация и восстановление производительности глубоких скважин
управлением напряженным состоянием горных пород в прискважинной
зоне по технологии ЩРП
Иванов А.Н.
С увеличением глубины подземной разработки нефтяных и газовых месторождений все
более актуальными становятся вопросы влияния повышенных концентраций горных
напряжений на эффективность разработки и производительность скважин.
В нефтяной и газовой промышленности при разведке и эксплуатации месторождений,
особенно на больших глубинах, выявлено, что концентрации горных напряжений в
прискважинной зоне существенно влияют на проницаемость пластов, процессы фильтрации
и, соответственно, на интенсивность нефтегазопритоков в скважину.
Многочисленные лабораторные исследования проницаемости пород в условиях,
моделирующих прискважинную зону, выполнялись в нашей стране с начала шестидесятых
годов, институтом ВНИИОкеанологии при участии ВНИМИ.
Очевиден факт, что для интенсификации и/или восстановления производительности
скважин помимо общих инженерных мероприятий необходимо восстановить или
существенно повысить проницаемость прискважинной зоны продуктивного пласта. Известен
ряд методов повышения проницаемости пластов, наиболее распространенным из которых
является метод гидроразрыва пласта (ГРП). Ниже рассматривается метод повышения
проницаемости при помощи щелевой разгрузки продуктивных пластов в прискважинной зоне
(ЩРП).
Основой рассматриваемой технологии ЩРП является возможность управления
величиной касательных напряжений возникших в прискважинной зоне за счет горного
давления в результате бурения скважины. При этом разгружающая полость формируется
вдоль вертикальной оси скважины путем прорезания в продуктивном пласте щели,
ориентированной перпендикулярно главным напряжениям в горном массиве. Вследствие
этого при достаточной толщине разгружающей полости касательные напряжения снимаются
полностью и в дальнейшем не восстанавливаются. Зона разгрузки охватывает практически
весь пласт.
Для осуществления метода разработано специальное оборудование и технология
разделки разгружающей щели. Опытно-промышленная проверка показала высокую
эффективность способа. Притоки флюида в скважину при использовании нового метода
повышаются в 1,5-5 раз и более относительно номинального дебита. Такой эффект достигается
за счет повышения проницаемости пород в прискважинной зоне, выхода полости щели за
пределы зоны глинизации и значительного увеличения площади съема жидкости или газа,
обусловленного дополнительным обнажением продуктивного пласта контуром щели.
Для расчета напряжений в породах, прилегающих к скважине, необходимо знать
распределение напряжений в массиве горных пород до проведения скважины.
Вертикальные напряжения σz , обусловленные гравитационными силами, можно
вычислить по формуле: σz = - γz , где z – глубина разработки, γ – объемный вес пород.
Отношение компонентов напряжений определяется
г де
σx = σy = μ/1-μ = σz =λ σz ,
μ – коэффициент поперечной деформации, λ – коэффициент бокового распора.
2
Установлено что на больших глубинах λ~1. Например, при проведении
гидроразрыва пластов на одном из нефтяных месторождений, средняя величина отношения
давления разрыва пласта к полному горному давлению составляет 0,67-0,77 в зависимости от
глубины залегания пласта.
Для глубин залегания песчаных пластов валанжинского яруса указанное соотношение
равно 0,8-0,85. Например, в одной из скважин при установленном на глубине 3130м пакере
давление разрыва пласта в призабойной зоне составило 64,5 МПа. По отношению к средней
величине расчетного горного давления 76,0 МПа, это составляет 0,83. Поэтому в дальнейших
расчетах для условий больших глубин (свыше 2000 м) принимается λ = 1. Методика
позволяет рассчитывать напряжения в прискважинной зоне и при λ ≠ 1).
Напряженное состояние влияет на проницаемость пород, т.е. на один из основных
параметров, определяющих приток флюидов в скважину.
В процессе выбора технологии и техники щелевой разгрузки прискважинной зоны
продуктивного пласта оценено изменение проницаемости от давления на песчаных
коллекторах. Был установлен изменяющийся гистерезис величины проницаемости в
зависимости от продолжительности периода разгрузки. При исследовании проницаемости
образцов песчаников в условиях трехосного сжатия выявлено влияние соотношения нагрузок
на величину проницаемости.
Анализ результатов многочисленных исследований по оценке изменения
проницаемости песчаных коллекторов при различных давлениях показал, что проницаемость
этих пород изменяется в зависимости от давления (100МПа.) от единиц до 100%, т.е. в ряде
случаев наблюдалось полное затухание фильтрации. При этом было установлено, что
изменение проницаемости под давлением определяется литолого-петрографическими
особенностями пород, структурой порового пространства, сжимаемостью цементирующего
вещества и породообразующих минералов породы.
Рассматриваемая группа песчаных пород относится к различным типам по
классификации И.А.Конюхова, учитывающей их фильтрационные свойства. С ростом
гидростатического давления наблюдается закономерное уменьшение проницаемости. Ее
изменение существенно зависит от принадлежности пород к тому или иному классу и
определяется величиной проницаемости, установленной при нормальных условиях (давлении
1МПа и комнатной температуре). Так, на исследуемых образцах песчаников при давлениях до
40МПа наблюдалось уменьшение проницаемости от 40 до 97 %. Причина заключается в том,
что образцы с низкой проницаемостью, как правило, содержат больше цементирующего
вещества, обладающего значительной сжимаемостью. Наибольшее изменение проницаемости
отмечено на песчаных породах, претерпевающих необратимые деформации, например, на
трещиноватых коллекторах. При изменении проницаемости образцов с трещиной, в
зависимости от величины гидростатического давления, в некоторых случаях наблюдается
полное прекращение фильтрации вследствие смыкания трещин. За счет прорезки щелей в
продуктивном пласте-корректоре происходит перераспределение напряжений. Исследования
на образцах горных пород, а также натурные испытания по изменению напряжений в
прискваженной зоне показали, что вследствие снижения напряжений происходит увеличение
проницаемости. Значительные величины полученных в промышленных экспериментах
притоков пластовых флюидов обусловлены суммарным воздействием ряда факторов:
- эффектом снятия нагрузок;
- увеличением площади фильтрации;
- вымыванием глинистых частиц за счет снятия нагрузок;
- проходом зоны кольматации.
Тангенциальные напряжения σφ, возникающие в продуктивном пласте около
скважины, монотонно убывают, а после прорезки щелей – монотонно возрастают. По таким
же зависимостям изменяется проницаемость, причем в обоих случаях стремится к значениям,
соответствующим нетронутому массиву.
3
Для практических целей достаточно усреднить изменение проницаемости в двух
кольцевых зонах около скважины с проницаемостями К1 и К2 и использовать известное
решение, приведенное в работе о притоке в скважину, пройденную в среде с неоднородной
проницаемостью.
Изменение напряжений и проницаемости в прискважинной зоне на глубине 3000 м
при различных способах вскрытия пластов показано на рис. 1 и 2. Видно, что при увеличении
напряжений (некоторые их компоненты возрастают более чем в семь раз) происходит
значительное уменьшение проницаемости.
Для пород, залегающих на глубине 3000 м, на рис.2
показано изменение
проницаемости. Из рассмотрения рисунка следует, что проницаемость в прискважинной зоне
на глубине 3000 м уменьшается в 10 раз и более. После прорезки щелевых горных выработок
проницаемость возрастает в 5 – 10 раз.
Экспериментальные
исследования
проницаемости
трещинных
коллекторов
показывают, что влияние напряженного состояния в них может быть еще более
значительным, чем в поровых. В ряде случаев установлено прекращение фильтрации при
возрастании напряжений до некоторых критических значений.
Уменьшение проницаемости и дебита в прискважинной зоне происходит за счет
проникновения глинистых частиц бурого раствора в поровое пространство продуктивного
пласта, приводящего к уменьшению объема порового пространства, к закупорке пор и
трещин, к набуханию и уплотнению глинистых частиц, аномальным напряжениям в
прискважинной области. Попадая в прискважинную зону, они образуют зону глинизации, в
которой поры полностью «забиты». Пусть пора цилиндрической формы находится под
действием гидростатического давления σ. Если разгрузка горных пород составляет P, то
радиус поры r возрастет на величину
Δ = 2Pr (1-ν2)/Е
Вычислим величину
Δ
при следующих значениях параметров:
Е = 5.104 кгс\см2 = модуль Юнга; Р = 250 кгс\см2; ν = 0, 25 – коэффициент Пуассона;
r = 20 мк;
Δ = 2х250х20х9,94/ 5х104 = 0,2 мк.
Поскольку глинистая частица сохраняет пластические свойства, то после разгрузки в
поре образуется зазор шириной Δ. Как следует из формулы, величина зазора
пропорциональна радиусу поры. В средних и крупных порах зазор может оказаться
достаточным для фильтрации нефти и вымывания глинистых частиц в скважину. Оценим
увеличение площади фильтрации. Площади зазора и поры равны.
Ѕз = π (r + Δ/2)2 – πr2 ≈ πrΔ;
Ѕп = πr2.
С учетом формулы вычислим отношение площадей:
σ = Ѕп / Ѕз =Е/2Р (1 –ν2)
где
Ѕп , Ѕз - соответственно площади поры и зазора.
Для приведенных значений Е, Р и ν величина
σ = 104.
Если только часть пор окажется свободной от глинистых частиц, то и тогда проницаемость
продуктивного пласта резко возрастет. Еще больший эффект следует ожидать при вымывании
глинистых частиц из трещин, поскольку при течении жидкости в трещинах дебит
пропорционален величине раскрытия трещин в кубе.
Таким образом, создание в продуктивном пласте вертикальных, диаметрально
расположенных щелей приводит к разгрузке пород в прискважинной зоне, а вследствие
Рис.1 СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЙ ВОКРУГ СКВАЖИНЫ И СКВАЖИНЫ – ЩЕЛИ.
4
Рис.2. СХЕМА ИЗМЕНЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ В ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ ВОКРУГ СКВАЖИНЫ И
СКВАЖИНЫ – ЩЕЛИ.
5
6
этого, к увеличению ее проницаемости, выходу за пределы зоны кольматации пород и
дополнительному вымыванию глинистых частиц, к увеличению площади фильтрации. Все
это вызывает резкое возрастание производительности скважин.
Сущность способа в том, что при помощи гидропескоструйной перфорации, за счет
фиксированного перемещения перфоратора в процессе работы вдоль вертикальной оси
скважины, в интервале продуктивного пласта, создается линейная горная выработка шириной
- диаметр скважины, длиной - 5-10 диаметров скважины, на всю мощность продуктивного
пласта.
Форма, размеры и ориентация выработки в пространстве существенно изменяет
величину и направление напряжений в прискважинной зоне продуктивного пласта.
Существенное уменьшение касательных напряжений вокруг скважины увеличивает
проницаемость в прискважинной зоне, снижает входные гидравлические сопротивления,
раскольматирует зону проникновения фильтрата бурового раствора , увеличивает удельную
поверхность работающей мощности скважины, а в сумме создает сверх эффект оптимальной
работы продуктивного пласта. В результате, за счет суммарных сверх эффектов от создания в
продуктивном пласте выработки-щели заданных форм и размеров, ориентированной в
пространстве производительность скважины увеличивается от 30% до 500%.
Щель способствует разгрузке прискважинной зоны продуктивного пласта в
направлении оси σy. При определенном соотношении толщины щели tщ, ее размеров, глубины
продуктивного пласта h, и модуля деформации слагающих ее пород E, щель на некотором
участке может сомкнуться, а ее разгружающее действие – уменьшается.
Минимальная толщина щели Tщmin, при которой края не смыкаются и происходит
максимальная разгрузка продуктивного пласта, определяются по формуле:
Tщmin=2 σy (1-ν2) a/E
При щелевой разгрузке продуктивного пласта в прискважинной зоне специальным
устройством (рис.3), работающим в автоматическом режиме и продвигающимся вдоль
вертикальной оси скважины, производится вскрытие обсадной колонны, цементного кольца и
продуктивных пород. В процессе работы вдоль оси скважины по обе стороны от ствола
скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность продуктивного
пласта создаются линейные горные выработки (щели) ширина каждой - диаметр скважины,
длинной 5-10 диаметров скважины.
Теоретические расчеты показывают эффективность применения щелевой разгрузки
пласта в любых условиях. Объект выбирают по результатам детального изучения
промыслово-геофизических материалов как непосредственно на скважине, так и по
месторождению в целом. Чтобы получить устойчивый во времени эффект от щелевой
разгрузки, необходимо выбирать интервалы, не заключающие в себе пластичных прослоев.
Каверны в кровле и подошве выбранного интервала, превышающие диаметр долота в 2-2,5
раза, на расстоянии до 6 – 15 м вызывают эффект перемещения кольцевой зоны концентрации
напряжений от скважины вглубь массива и при ограниченной глубине щелей препятствуют
снижению напряжений и повышению проницаемости горных пород в прискважинной зоне.
Щелевую разгрузку пласта целесообразно комбинировать с реагентными обработками
для увеличения глубины воздействия на пласт.
Создание вертикальных щелей характеризуется минимальным нарушением
герметичности цементного камня вне зоны вскрытия, как по кольцу, так и выше или ниже
зоны разгрузки. Это позволяет рекомендовать метод щелевой разгрузки при малом
расстоянии между интервалом разгрузки и водонефтяным контактом.
7
Схема устройства для щелевой
разгрузки прискважинной зоны
продуктивного пласта
гидропескоструйным способом.
1
2
3
1. Муфта - шароловка.
2. Сигнальное устройство
окончания хода.
3. Устройство для перетока
вязкой жидкости внутри
двигателя перфоратора.
4. Гидравлический двигатель
перфоратора.
5. Устройство «взвода»
(обратного хода двигателя).
6. Гидроабразивный
перфоратор.
7. Направляющая хода
перфоратора.
8. Твердосплавные насадки.
9. Шаровой циркуляционный
клапан.
4
5
6
7
8
9
Рис. 3
8
Разгрузочная щель сооружается гидропескоструйным способом. Такой способ
обеспечивает сохранение естественной проницаемости пород, не приводит к уплотнению
пород в зоне разрушения, не деформирует цементный камень и колонну, и, наконец,
обусловливает наибольшую глубину проникновения в пласт по сравнению с другими видами
перфорации.
Разработанное ООО «ЗапСибГаз» применяемое забойное оборудование для создания
разгрузочных щелей в прискважинной зоне продуктивного пласта позволяет применять
традиционную технологию гидропескоструйной перфорации. Наше подземное (забойное)
оборудование позволяет с одного спуска в скважину произвести разгрузку продуктивного
пласта эффективной мощностью до трех метров.
Поверхностное оборудование, и технология производства работ, используемые при
создании разгрузочных щелей в прискважинной зоне продуктивного пласта соответствуют
стандартному оборудованию и технологии, применяемым при гидропескоструйной
перфорации (рис.4).
Для нагнетания песчано-жидкостной смеси применяются насосные агрегаты
плунжерного типа, обеспечивающие давление 30-50МПа в процессе прокачки рабочей
пульпы (песчано-жидкостной смеси) расходом 5-12 литров в секунду. Учитывая низкий
ресурс работы насосных агрегатов на песчаной пульпе и недопустимость остановок в
процессе гидропескоструйной перфорации, рекомендуется использовать резервные агрегаты,
обычно в таком же количестве, как и рабочие.
Рабочая пульпа приготавливается в пескосмесительных агрегатах. Рабочие, резервные,
питающие насосные агрегаты и пескосмесительный агрегат монтируется с помощью блока
манифольдов с устьевой арматурой скважиной. В нагнетательную и обратную линии
монтируются фильтры, обеспечивающие очистку циркулирующей пульпы от крупных частиц
шлама, способных закупорить насадки перфоратора.
В качестве абразивного материала при создании разгрузочных щелей в прискважинной
зоне продуктивного пласта обычно используется кварцевый песок с размерами зерен 0,2-1мм
и содержанием кварца не менее 50%. При выборе жидкости песконосителя учитываются
физико-химические свойства продуктивного пласта и насыщающих его флюидов, а так же
технологические параметры гидропескоструйного процесса. Жидкость должна удовлетворять
основным требованиям: не ухудшать коллекторских свойств пласта, не способствовать
выбросам нефти или газа, вызывающим открытое фонтанирование; быть дешевой и
доступной для приобретения.
Состав пульпы подбирают в лаборатории для конкретных условий. При щелевой
разгрузке в терригенных коллекторах обычно в качестве жидкости песконосителя используют
пластовую воду, дегазированную нефть, водные растворы хлористого натрия, хлористого
кальция, хлористого калия и хлористого магния с добавлением 0,3-0,5% поверхностно
активных веществ.
Между методами щелевой разгрузки пласта и щелевого вскрытия есть принципиальное
различие:
 методом щелевого вскрытия создаются щелевые полости не более 200 мм по
мощности и по глубине произвольного протяжения,
 методом щелевой разгрузки сооружают щели по всей мощности продуктивного
пласта (горной выработки) глубиной не менее 700 мм ориентированных в
пространстве.
9
Рис. 4. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ
ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО ЩЕЛЕВОЙ РАЗГРУЗКЕ ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ
ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
5
4
4
м
2
2
м
3
2
м
м
4
1
6
1. – устье скважины с фонтанной арматурой АУ 700;
2. – фильтр для очистки пульпы;
3. – блок манифольдов;
М МАНОМЕТР
4. – насосный агрегат;
5. – пескосмесительный агрегат;
6. – амбар;
КР КРАН ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
10
Именно эти критерии определяют необходимые условия для эффективной разгрузки
пород и дают основной эффект метода.
Если рассмотреть влияние коэффициента охвата (отношение длины разгрузочной щели к
эффективной мощности) на эффект получения притока, можно увидеть следующую
закономерность: при коэффициенте охвата до 40% эффект наблюдается, но он намного
меньше, чем при больших значениях этого коэффициента. Сущность метода сводится к
воздействию на возможно большую мощность пласта, в результате обеспечивается большая
глубина дренажной полости, обусловливающая перечисленные эффекты воздействия.
Наибольший, усредненный, эффект от применения щелевой разгрузки установлен на
низкопористых коллекторах (7 – 11% пористости) – более 600%. Наименьший, на
высокопористых: не менее 19% пористости. Но даже на них эффект составляет около 300%. В
коллекторах со средней пористостью (11 – 19%) эффект от щелевой разгрузки составляет
несколько больше 300%. Такое распределение эффекта обусловлено разной степенью
кольматации прискважинной зоны и улучшением качества вскрытия продуктивных пород.
Различные типы коллекторов характеризуются значительным эффектом (сотней
процентов) от применения щелевой разгрузки пластов. Наибольший эффект соответствует
минимальной пористости пластов.
Метод щелевой разгрузки применяли для наращивания рабочих мощностей
продуктивных горизонтов, т.е. для увеличения нефтеотдачи пластов (ПО Удмуртнефть). На
скважине 3919 под влиянием касательных напряжений сформировалась мощная зона
кольматации. Кислотные обработки не достигали введения всей мощности продуктивной
пачки вследствие незначительного (менее 5 м) расстояния между пропластками. Реагент был
принят высокопроницаемым пропластком, а при установке временных пакеров наблюдался
переток в проницаемый пропласток за счет разрушения цементного кольца. После
сооружения в интервале продуктивного пласта щелевой разгрузочной выработки работающая
мощность пласта увеличилась в 2,5 раза, а производительность скважины увеличилась на
462%
Породы продуктивного пласта, залегающего на глубинах 2 – 5 км, находясь под
нагрузкой, определяемый весом пород до земной поверхности, испытывают напряжение
сжатия до 75 – 125 МПа.
В прискважинной зоне в результате появления концентраций, эти напряжения
возрастают вдвое и становятся равными 150 – 250 МПа. Если тектонические напряжения в
несколько раз превышают напряжения от веса пород, то напряжения в прискважинной зоне
продуктивного пласта могут быть еще большими. Под действием таких высоких напряжений
проницаемость пород продуктивного пласта падает, в ряде случаев приближаясь к нулевой.
Традиционные методы вскрытия продуктивных пластов не учитывают этой сложной
обстановки в прискважинной зоне и потому мало эффективны.
Новый метод щелевой разгрузки и вскрытия продуктивных пластов в его различных
модификациях применяется и может быть широко внедрен при поисках и эксплуатации
месторождений нефти, газа, питьевой и минеральных вод, при закачке промстоков, дренаже
месторождений – для уменьшения количества бурящихся скважин, использования тепла
земли и др.
При щелевой разгрузке высокая концентрация напряжений в районе внешних краев
щелей передается как в плоскости, так и по мощности продуктивного пласта и,
следовательно, с обеих сторон скважины возникают как бы «столбы» из более жестких пород,
стремящиеся разделить пласты пород вдоль скважины, а между ними создаются
разгруженные зоны – коридоры, через которые газ и нефть устремляются в скважину.
Метод, начиная с 1974 г. Прошел промышленные и опытно-промышленные испытания
более чем на 1000 скважинах глубиной до 6 км со вскрытием более 2500 продуктивных
11
пластов на многих месторождениях нефти и газа. При этом достигнуто увеличение
притоков флюида в скважину в 1,5 – 5 и более раз. Метод позволяет увеличить текущую и
конечную нефтеотдачу месторождений.
Отдельные результаты по дополнительно получаемой продукции за счёт проведения
щелевой резки продуктивного пласта в скважинах различного назначения приведены в табл.1
Таблица 1.
Эффективность применения технологии щелевой резки пласта
№
Месторождение,
Коллектор
Кол-во
Скважин
Средний дебит скважины
до
обработки
после
обработки
Средняя
дополнительно
полученная
продукция по
скважине
Нефтяные скважины
1
2
3
4
5
6
7
Лянторское,
Терригенный
Ветлянское,
Карбонатный
Ельниковское,
Карбонатный
Киенгопское,
Карбонатный
Аяд, Амаль
(Йемен) ,
Карбонатный
Чутырское,
Карбонатный
Манжурские
(Китай),
Карбонатный
18
2,1 т/сутки
7,5 т/сутки
3695 тонн
12
2,2 т/сутки
9,0 т/сутки
4653 тонн
4
0,9 т/сутки
3,5 т/сутки
2847 тонн
3
5,8 т/сутки
16,4 т/сутки
4876 тонн
9
0,4 т/сутки
1,9 т/сутки
1635 тонн
5
2,3 т/сутки
7,3 т/сутки
3764 тонн
6
0,9 т/сутки
3,0 т/сутки
2298 тонн
Газовые скважины
8
9
10
Оренбургское,
Карбонатный
Уренгойское,
Терригенный
Андриашевское,
Терригенный
2
3
1
6328
3
м /cутки
8008
3
м /cутки
1036
3
м /cутки
38727
м3/cутки
135095
м3/cутки
5563
3
м /cутки
83440000 м3
62044192 м3
2558321 м3
Нагнетательные скважины
11
12
13
14
Ельниковское,
Карбонатный
Киенгопское,
Карбонатный
Яунлорское,
Терригенный
Чутырское,
Карбонатный
6
43 м3/cутки
162 м3/cутки
107365 м3
3
81 м3/cутки
338 м3/cутки
121913 м3
7
57 м3/cутки
380 м3/cутки
54610 м3
1
81 м3/cутки
306 м3/cутки
35493 м3
12
15
Дудаширское,
Карбонатный
4
43 м /cутки
3
128 м /cутки
3
99860 м
3
В США получены промышленные притоки нефти и газа на месторождениях в штатах
Калифорния (Lindsey Slough) и Канзас.(Elroy, Spivey-Grabs)
Примеры щелевой разгрузки продуктивных пластов приведены на рис.5,6..
Сравнительная характеристика областей применения и технологических показателей
гидроразрыва пласта (ГРП) и щелевой разгрузки пласта (ЩРП) приведены в табл.2
Таблица 2
Сравнительная характеристика
областей применения и технологических показателей
гидроразрыва пласта (ГРП) и щелевой разгрузки пласта (ЩРП)
№
Показатели
ГРП
ЩРП
Область применения
1
2
Выработанность запасов
Текущее пластовое давление
3
4
Толщина пласта
Коэффициент проницаемости,
мкм2
Толщина глинистого экрана
Обводнённость продукции
Категория скважины
5
6
7
 30 % *
 75 % от
первоначальному
Не менее 4,5 – 6 м
Не более 0,03-0,05
Не менее 5-6 м
Не более 30 %
Нефтяные
добывающие и
нагнетательные.
 70 %

гидростатическому
Нет ограничений
Не более 0,08
Более 1 м
40-95 %
Нефтяные
добывающие,
газовые и
нагнетательные
Технологические показатели эффективности
Добывающие скважины
1
2
3
Количество скважин в выборке
Успешность обработки, %
Средняя дополнительная
добыча нефти на 1 скважину, тонн
1151
81,9
3055
57
94,7
3397
272
79,2
40203
21
95,2
83848
Отсутствует
положительный
6
100
Нагнетательные скважины
1
2
3
Количество скважин в выборке
Успешность обработки, %
Средняя дополнительная
Закачка воды на 1 скважину, м3
Газовые скважины
1
2
Количество скважин в выборке
Успешность обработки, %
13
Средняя дополнительная
добыча газа на 1 скважину, тыс. м3
* - РД-153-39.2-098
3
опыт внедрения
85583,5
Пример применения щелевой разгрузки
прискважинной
зоны
пласта
Рис.5. Результат
применения
щелевой
разгрузкиwell,
прискважинной
Example
of продуктивного
injection
нагнетательной
скважины
, with the
зоны продуктивного
дляcarbonate
нагнетательной
скважины,
the payдля
is пласта
build
by
rocks
продуктивный
пласт
сложен карбонатными
породами
продуктивный
пластpermeability
сложен
песчаником
на millidarcy.
карбонатном
цементе,
of 0.3
проницаемостью
0,3
миллидарси.
проницаемостью 0,3миллидарси.
14
500
400
9
300
200
100
0
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
6
4
2
1
3
5
7
1. Период работы скважины в эксплуатационном фонде;
1. Period of well operation as an operating well.
2. Остановка, перевод скважины в нагнетательный фонд;
2. Stoppage, well transfer for water injection in order to maintain the layer pre
3. Period
Период of
работы
в нагнетательном
3.
wellскважины
use in order
to maintainфонде
the layer pressure (intracontour injec
4. Stoppage,
well
production
intensification by deep acid treatment.
(Поддержание
Пластового
Давления);
5.
of well
use in orderглубокой
to maintain
the layer pressure
(intracontour
injec
4. Period
Остановка,
интенсификация
солянокислотной
обработкой
продуктивного
6. Slotted unloading of near-well pay zone.
пласта (давление закачки выше давления гидроразрыва);
7. Period of well use in order to maintain the layer pressure (intracontour injec
5. Well
Период
работы скважины
в нагнетательном
фонде
8.
capacity
behaviour
curve.
9. Bottom-hole
(Поддержаниеpressure
Пластовогоbehaviour
Давления); curve
6. Остановка, интенсификация щелевой разгрузкой прискважинной зоны продуктивного
пласта;
7. Период работы скважины в нагнетательном фонде
(Поддержание Пластового Давления);
8. График изменения производитедбности скважины;
9. График изменения забойного давления.
15
Рис. 6. ПРИМЕР УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ
ЩЕЛЕВОЙ РАЗГРУЗКИ ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
(коллектор – песчаник на карбонатном цементе, проницаемость – 0,3 миллидарси)
Продуктивность
тонн в сут./пог. м
м
Продуктивность
тонн в сут./пог.
Глубина, м
21 18 15 12 9 6 3
3 6 9 12 15 18 21 24 27 30
1319 м
7,1
1320 м
29,7
До щелевой.
разгрузки
После щелевой
разгрузки
1321 м
1
2
18,2
18,2
1322 м
1
– кумулятивная перфорация ПКС 105
2
– интервал щелевой разгрузки
Производительность скважины до щелевой разгрузки – 2,97 тонн в сутки.
Производительность скважины после щелевой разгрузки – 15,75 тонн в сутки.