Но что, если неправильно подобранные параметры работы скважины могут значительно снизить их продуктивность до 15%? Для гидродинамической связи пласта со скважиной проводят перфорационные работы для создания каналов, обеспечивающих движение флюидов во время эксплуатации. Управлять процессом можно с помощью разницы давлений – этот показатель называют депрессией. 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 углеводородных ресурсов.
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 %, 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.
