Разработка ПНИПУ поможет избежать неправильной работы со скважинами и нарастить их продуктивность на 85%
В Пермском Политехе разработали метод подсчёта оптимальных параметров работы скважин для высокой эффективности добычи углеводородных ресурсов. Неправильно подобранные параметры работы скважин могут снизить их продуктивность до всего лишь 15%. Но разработка ПНИПУ поможет нефтяникам вернуть эти исчезающие при неверно заданных параметрах для скважин 85% нефти или газа с помощью правильных подсчётов.
Исследование в рамках реализации программы «Приоритет 2030» доказало прямую связь между образованием пластовой депрессии и коэффициентом продуктивности скважины.
Один из наиболее распространённых 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 создаёт каналы. Разница давлений столба жидкости в скважине и пластового давления называется депрессией. Недостаток кумулятивной перфорации в том, что из-за неё вблизи проделанных каналов меняется напряжённо-деформированное состояние колонны, цементного камня и породы-коллектора. Это приводит к снижению проницаемости горных пород и продуктивности скважины в целом.
— Пресс-служба ПНИПУ
Чтобы изучить влияние кумулятивной перфорации на проницаемость породы и вероятность появления ослабленных или разрушаемых областей, в ПНИПУ провели численное моделирование околоскважинной зоны. Модель скважины включала в себя образец эксплуатационной колонны, цементный камень и участок породы-коллектора с перфорационными отверстиями.
Выяснилось, что в процессе увеличения разницы пластового и забойного давлений на пласт разрушение от растягивающих напряжений уменьшается. При значении депрессии 9 МПа такие зоны полностью исчезали, а области разрушения от сжатия увеличивались.
Мы выявили, что при повышении депрессии на пласт до 12 МПа предельное снижение коэффициента продуктивности скважины может достигнуть 15 %, что говорит о необходимости поиска оптимального режима работы добывающей скважины.
— Вадим Дерендяев, ассистент кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ
Исследователи надеются, что разработанная ими численная модель поможет улучшить в России подбор эффективного режима работы для добывающих скважин нефти и газа.
Читать материалы по теме:
Новая российская технология нефтедобычи позволяет быстрее бурить скважины до 4 км
Россия впервые применила при нефтедобыче разработку производителей «Тополя» и «Ярса»
Нейросеть «Газпрома» нашла новые запасы нефти в Ханты-Мансийском автономном округе и Томской области