Широко применяется при проектировании разработки нефтяных месторождений метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений, предложенный Ю.П. Борисовым и основанный на аналогии движения жидкости в пористой среде с течением электрического тока в проводниках.

Рассмотрим задачу о притоке жидкости к одной цепочке скважин, расположенных на расстояниях 2 друг от друга и на расстоянии L от прямолинейного контура питания. Пусть на контуре питания задан постоянный потенциал Фк, на забоях скважин – потенциал Фс.

Определим дебит каждой скважины Q и суммарный дебит п скважин в цепочке Q'.

Цепочка скважин-стоков отображается зеркально относительно контура питания в скважины-источники, и рассматривается интерференция двух цепочек скважин в неограниченном пласте (метод отображения источников и стоков).

Вдоль прямой АВ и ей подобной, проходящей через скважину и контур питания (вдоль главной линии тока), частицы жидкости будут двигаться наиболее быстро. Прямую CD и ей подобные, делящие расстояние между скважинами пополам, в силу симметрии потока можно рассматривать как непроницаемые границы, вдоль которых движение будет наиболее медленным. Они называются нейтральными линиями тока.

Задача решается методом суперпозиции. На расстоянии от контура питания до половины расстояния между скважинами движение жидкости – прямолинейное, и падение потенциала на этом участке происходит по закону прямолинейной фильтрации. Основное падение потенциала происходит вблизи скважины, где характер движения близок к радиальному. При этом дебит каждой скважины цепочки

,

где q – дебит точечного стока; rс – радиус скважины.

Вводим обозначения L/2 = ; 1/2 ln /rc = ; q =(фk-фc)/(+') аналогично закону Ома. Величина , по терминологии Ю.П. Борисова, называется внешним фильтрационным сопротивлением батареи, ' – внутренним. Приток жидкости к цепочке скважин можно представить схемой эквивалентных фильтрационных сопротивлений (рис. 2). Аналогом объемного расхода q служит сила тока, а аналогом разности фильтрационных потенциалов Фк – Фс – разность электрических потенциалов. Суммарный дебит всей прямолинейной цепочки из п скважин

---

Q = Qn = qhn = .

Внешнее фильтрационное сопротивление цепочки  = L/kh2n = L/khB представляет собой сопротивление потоку жидкости от контура питания до галереи шириной В = 2n, расположенной на расстоянии L от контура питания, а внутреннее сопротивление  = выражает сопротивление, возникающее при подходе жидкости к скважинам в зоне радиусом r = /, где фильтрация практически плоскорадиальная.

Пусть теперь полубесконечный пласт с прямолинейным контуром питания разрабатывается тремя параллельными цепочками скважин с числом скважин в каждой n1, n2, n3. Скважины в каждой цепочке имеют радиусы rc1, rс2, rсз и забойные давления рс1, рс2, рсз, суммарные дебиты цепочек составляют Q1, Q'2, Qз.

Расчет схемы проводится аналогично расчету электрических разветвленных цепей по законам Ома и Кирхгофа. Составляются алгебраические линейные уравнения по числу неизвестных (либо дебитов, либо забойных давлений). При этом внешние сопротивления будут равны ; ; , где L1, L2, L3 – расстояния от контура питания до первой цепочки, между первой и второй цепочками, между второй и третьей цепочками соответственно. Внутренние сопротивления определяются по формулам

; ; .

Приток жидкости к трем кольцевым батареям скважин, соосным круговому контуру питания, рассчитывается по той же схеме эквивалентных фильтрационных сопротивлений, что и для цепочек скважин. При этом внешние фильтрационные сопротивления будут выражаться следующим образом:

; ; ,

---

где R1, R2, R3 – радиусы батарей.


Р и с.1. Схема притока жидкости к цепочке скважин и соответствующая
ей схема эквивалентных фильтрационных сопротивлений

6. 
   Теоретические основы аналитической оценки эффективности применения ГРП
   

Показателем успешности применения технологии ГРП является увеличение притока продукции из обработанной скважины. Расчет этого показателя производился путем определения доли операций, характеризующихся приростом дебитов нефти после ГРП над базовым показателем относительно общего количества введенных в эксплуатацию скважин. Для определения эффективности ГРП использовался показатель степени увеличения дебита жидкости после проведения работ относительно базового уровня (кратность дебита). В качестве базового уровня использовался дебит скважины до проведения интенсификации.

Месторождение характеризуется высоким приростом дебита нефти, в то же время эффект по жидкости более выражен. Степень изменения дебита нефти добывающих скважин после интенсификации гидроразрывом пласта зависит от многих условий. Нефтенасыщенная толщина пласта в анализируемых скважинах изменяется от 1.2 м до 19.4 (в среднем 11.5 м). Сопоставление степени увеличение дебита нефти после ГРП с толщиной обрабатываемого пласта показало незначительное снижение эффективности ГРП в сторону увеличения толщин. На 01.01.11 г. на месторождении проведено 2345 ГРП по добывающим скважинам. Объем дополнительной добычи нефти составил 7669692 тыс. т. Среднее увеличение дебита в 2 - 3 раза. Успешность проведения ГРП - 93 %. Расчетная продолжительность эффекта - от 4 до 7 лет, ожидаемая дополнительная добыча на скважину 11 тыс. т. На сегодняшний день для ТПП "Когалымнефтегаз" не существует аналогичного по масштабу мероприятия в области разработки нефтяного месторождения, имевшего бы столь высокую технико-экономическую эффективность. Все обработки можно отнести к разряду неглубоких (около 5 т закрепляющего материала). Следует отметить, что выбор скважин для ГРП по горизонту БВ8 проведен в полном соответствии с предоставленными в геологической модели 95 % обработок проведены на самой ухудшенной части горизонта.

---

Основной объем обработок пришелся на краевые части залежи, характеризующиеся худшими коллекторскими свойствами. Можно отметить, что абсолютная эффективность метода (прирост дебита нефти к дебиту до обработки) изменяется в достаточно широких пределах.

При среднем дебите нефти до обработки 7 т/сут, прирост дебита по отдельным скважинам достигал 100 т/сут. Увеличение дебита жидкости после ГРП в значительной степени зависит от потенциальных возможностей скважины.

Как потенциальную возможность рассмотрим максимальный дебит жидкости до ГРП. В условиях применения ГРП не только обеспечивает прирост дебита жидкости до максимально достигнутого до ГРП, но и значительно его превосходит. Так по горизонту БВ8 из 376 обработанных скважин лишь по пяти дебит после ГРП не превышал дебит до ГРП. Среднее отношение к максимальному дебиту до ГРП составило для скважин горизонта БВ8 - 2,6 раза. В целом по месторождению объем обработок, по которым не был, достигнут потенциальный дебит жидкости, составляет 9% от общего объема. Важным технологическим достижением является то, что в активную разработку была вовлечена часть запасов краевой зоны.

Таким образом, эффективность работы скважины после ГРП в краевых зонах горизонта БВ8 в 4,2 раза превышает эффективность работ обычных скважин, по которым ГРП не проводился.

Таблица 2 - Плановые показатели от проведения ГРП на Повховском месторождении

скважина	Объем добываемой нефти до ГРП, м3/сут	Объем добываемой нефти после ГРП, м3/сут	Ожидаемый объём дополнительно добытой нефти:
в 2011 г., тыс. т	в 2012 г., тыс. т	в 2013 г., тыс. т	Накопленный объём дополнительно добытой нефти, тыс. т
1098	4	14,3	3,7	2,5	1,2	7,5
2375	7	28,8	8	5,2	2,6	15,8
3218	3	21,6	6,8	4,5	2,2	13,5
3282	3,5	13,2	3,6	2,3	1,2	7,1
4151	8	31	8,4	5,5	2,8	16,7
4347	4,2	31	4,3	2,8	1,4	8,6
4368	2,5	7,3	1,8	1,2	0,6	3,5
4430	3	20,2	6,3	4,1	2,1	12,5
4482	4,5	26,6	8,1	5,3	2,7	16
4628	2,9	9	2,2	1,5	0,7	4,4

---

Р и с.2. График изменения дебитов скважин до и после ГРП.



В настоящее время половина добычи нефти на месторождении обеспечивается скважинами, по которым проводится ГРП. За счет метода коренным образом изменился характер выработки запасов, увеличился объем активно дренируемых запасов. Без применения ГРП разработка месторождения была бы убыточной. Применение других методов не дает таких результатов, особенно это касается скважин, вскрывших часть пласта, характеризующейся плотными породами, малой проницаемостью и достаточно высоким давлением. Для основного объекта разработки характерно падение добычи одновременно с сокращением объемов бурения. Одним из вариантов компенсации падающей добычи стало внедрение промышленных объемов проведения ГРП. В настоящее время гидроразрывы проводятся как по действующим скважинам, так и при выводе скважин из неработающих категорий.59% всех проведенных за рассматриваемый период операций проведено в скважинах центральной части залежи объекта БВ8-10, 49% - в краевой. В целом проведение ГРП на месторождении позволяет не только увеличить добывные характеристики действующих добывающих скважин, но и эффективно выводить скважины из неработающего фонда.

---

Смотрите также файлы

• Цели и задачи изучить такие темы, как принятие и реализация управленческого решения планирование работы структурного подразделения организация работы структурного подразделения.docx

• Учительская профессия за и против.docx

• Поурочное планирование по технологии 6 класс учителя А. И. Вожжова.docx

• Рабочая программа по учебному предмету Математика для 24 классов.doc

• Реферат по дисциплине Трудовое право.docx