Средние значения параметров выделенных групп объектов исследования

Параметры	Первая группа	Вторая группа	Третья группа	Четвертая группа	Средние значения параметров по всем объектам исследования
Нзал	2850	2465	2183	1849	2364
Sнг	54201	42789	43494	79779	56924
Нобщ	14,150	10,401	12,165	10,260	11,889
Ннефт	3,973	4,033	4,758	3,615	4,045
m	16,764	19,121	20,588	21,315	19,251
Sн	0,597	0,578	0,588	0,582	0,587
K	0,034	0,089	0,168	0,192	0,115
Кпесч	0,507	0,540	0,643	0,458	0,527
Красч	3,101	3,835	4,039	3,228	3,466
Тпл	92,149	84,483	80,642	71,085	82,493
Рпл	27,336	24,457	22,332	18,325	23,277
µн	0,982	1,126	1,402	1,762	1,309
rн	0,753	0,774	0,783	0,781	0,771
Sera	1,617	2,634	2,365	3,905	2,605
Paraf	2,075	1,428	1,200	0,905	1,450
Dнас	11,190	16,569	8,589	8,543	11,068
G	92,705	71,563	52,011	54,176	69,876

 

Объекты второй группы характеризуются наибольшими значениями давления насыщения нефти газом, имеют средние значения (близкие к средним значениям, определенные по всем объектам исследования) эффективной нефтенасыщенной толщины, пористости, плотности нефти, содержания серы и парафина в нефти. Площади нефтегазоности и нефтенасыщенности пласта по второй группе имеют минимальные значения.

Третья группа объектов отличается от объектов других групп наибольшими значениями эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициента песчанистости и расчлененности. Объекты характеризуются средними значениями нефтенасыщенности.

Залежи четвертой группы залегают на малой глубине, имеют низкие пластовое давление, температуру, коэффициент песчанистости, давление насыщения нефти газом. Нефти данной группы характеризуются весьма повышенными вязкостью, относительно высокой плотностью при наибольших значениях пористости пласта.

Для анализа и прогнозирования эффективности ГТМ проведено исследование зависимости дополнительной добычи нефти от геолого-физических и технологических характеристик. Для каждой из четырех групп объектов выполнен множественный регрессионный анализ.

Рассмотрены следующие методы интенсификации добычи нефти: оптимизация режима работы скважин (ОРРС); ремонтно-изоляционные работы (РИР); возвраты; дострелы, перестрелы, приобщения (ДПП); форсированный отбор жидкости (ФОЖ); гидроразрыв пласта (ГРП); солянокислотная обработка (СКО); глинокислотная обработка (ГКО); обработка гидрофобным кислотным составам (ГКС). В качестве независимых переменных выбрали геолого-физические параметры, участвующие в процессе группирования, в том числе: среднесуточный дебит нефти q_c; обводненность скважин fв, %.

Для примера приводится статистический анализ ФОЖ. Результаты множественного регрессионного анализа для каждой группы представлены в виде следующих уравнений:

 

  (1)

 

(2)

 

(3)

 

(4)

 

Наибольшее влияние на прирост добычи нефти оказывают следующие геолого-физические параметры: для первой группы объектов – давление насыщения нефти газом и обводненность; для второй группы – обводненность и вязкость нефти; для третьей группы выделенных объектов – глубина залегания; для четвертой группы – давление насыщения нефти газом и вязкость.

На основе анализа результатов внедрения ФОЖ на объектах установлено, что наибольшая дополнительная добыча нефти ожидается при следующих интервалах дебитов нефти:

для первой группы – 5,1 – 10 т/сут;

второй – 4-5 т/сут;

третьей– 2,6 – 3 т/сут;

четвертой – 20 – 30 т/сут.

Аналогичные результаты получены для других видов ГТМ. Рекомендуемая программа позволяет для выбранной скважины какого-либо объекта месторождения для заданных дебита и обводненности нефти рассчитать прогнозный прирост добычи для всех видов ГТМ и выбрать наиболее эффективный из них.

Для повышения эффективности ГТМ в ряде случаев возможно и необходимо их комплексировать. Рассмотрим это на примере ОПЗ. Как известно, в процессе строительства скважин в призабойной зоне пласта (ПЗП) образуются области проникновения фильтрата и твердой фазы буровых и тампонажных растворов, существенно ухудшающие его фильтрационные свойства.

Проведение при ремонте скважин таких приемов восстановления коллекторских свойств, как повторная кумулятивная или дополнительная гидропескоструйная перфорации (реперфорации), кислотные обработки дают временный эффект с определенными негативными последствиями. Кроме того, при осуществлении реперфораций и кислотных обработок в пласт привносятся собственные техногенные загрязнения.

Обработка углеводородными растворителями является эффективным методом очистки призабойной зоны пласта от АСПО, но она не может применяться для очистки от других кольматантов. Применение же такой технологии восстановления проницаемости и увеличения притока, как гидроразрыв пласта, требует значительных затрат и иногда проводит к резкому росту обводненности продукции вследствие подключения водоносных участков (табл. 2).

Гидродинамическое воздействие является наиболее щадящим, наряду с волновыми методами, и в то же время одними из самых эффективных. В комплексе с данным видом ОПЗ доступно проводить гидродинамические исследования скважин, например, регистрацию кривой притока, КВД.

Òàáëèöà 2

Метод	Достоинство	Недостаток
Реперфорация	Образует дополнительные каналы фильтрации	Эффект временный
Обработка химическими реагентами	Воздействует на породу коллектора	Эффект временный, имеются негативные последствия
Гидроразрыв пласта	Образует дополнительные каналы фильтрации и трещины в коллекторах	Высокие трудоёмкость и стоимость работ
Гидродинамическое воздействие	Очищает каналы фильтрации, простота техники и технологии, низкая стоимость работ	Эффект временный

 

Репрессионно-депрессионные обработки ПЗП целесообразно комплексировать с химическим воздействием на ПЗП. Примером такого комбинирования является установка “Декольмататор виброструйный” (ДКВС), разработанная ООО                                “КогалымНИПИнефть”, позволяющая осуществлять закачку в ПЗП кислот или других реагентов путем многократных гидравлических ударов и последующего выноса продуктов реакции в режиме виброструйного освоения и отработки скважины на приток. Устройство позволяет проводить несколько циклов воздействия (закачки и вызова притока) за одну спускоподъемную операцию. При этом в каждом новом цикле увеличивается радиус обработки, новая порция реагента воздействует на следующий слой ПЗП. Принцип работы декольмататора основан на том, что в подпакерном пространстве в интервале перфорации периодически создается импульсное избыточное давление, при котором в пласт подается очередная порция закачиваемого реагента. Процесс происходит в режиме гидроудара, чем облегчается проникновение реагента в пористую среду, что приводит к разрушению кольматанта и повышает эффективность воздействия. Затем, без проведения спускоподъемных операций и без замены подземного оборудования проводится запуск струйного насоса и осуществляется вынос из пласта продуктов разрушения и отработанного реагента.

С 2004 по 2006 гг. обработка призабойной зоны пласта устройством ДКВС проведена на 39 скважинах в условиях низкопроницаемых глинистых пластов Когалымской группы месторождений. При этом приросты дебитов нефти в среднем составили 7,5 т/сут. Дополнительная добыча нефти к настоящему времени составила в среднем 1385 т на скважинообработку, эффект продолжается. Таким образом, комплексирование химического воздействия с репрессионно-депрессионными методами ОПЗ дает положительные результаты.

 

 

(15) Тема 2009-2-70 С. Математическая модель процесса разрушения трубопроводных систем, подверженных вибрационным воздействиям

Панкратьев С.А., Наумкин Е.А., Кузеев И.Р. Разрушение трубопроводных систем, подверженных вибрационным воздействиям // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2009. № 2. С. 70 – 74.

 

УДК 336.171.3