Если взять любую добывающую скважину: газовую, нефтяную, водяную, то одной из важнейших ее характеристик является дебит. Под дебитом скважины понимается объем продукции, извлекаемый из скважины за единицу времени. Обычно дебит скважины измеряется за сутки, а объем продукции измеряется в кубических метрах. Но газовые скважины обладают гораздо большим дебитом, чем нефтяные и водяные, поэтому дебит в них измеряется тысячами кубометров. А для нефтяных скважин применяют два показателя – дебит по жидкости и дебит по нефти. Дело в том, что нефть очень редко когда добывается безводной. Процент содержания воды в ней может достигать 98%. Возьмем реальную скважину №42678ГС куст 62, noname месторождения. Ее дебит по жидкости Qж составляет 65 м3, а обводненность – 14%, это очень мало. Соответственно дебит по нефти будет 55,9 м3. Но надо также знать, что в России принято измерять продукцию по нефти не в объемах, как в англоязычных странах, а в тоннах. На скважине, про которую идет речь, плотность нефти составляет 0,876 г/см3. Поэтому дебит скважины по нефти (по массе) будет равен 48,96 тонн. Это очень хороший показатель высокодебитной скважины, по крайней мере, на данном месторождении.
Также надо понимать, что дебит – величина крайне непостоянная. Она всегда имеет тенденцию к снижению. Т. е., предположим, мы пробурили скважину, получаем 65 м3 флюида, 49 тонн нефти ежедневно и денег, даже при низком курсе, получаем неплохо. Но проходит неделя, месяц, другой, и мы уже получаем не 65 м3, а, предположим, 60. И, что еще печальнее, обводненность уже не всего 14%, а все 20. И нефти мы получаем 42 тонны. Поток денюжек иссякает, а их хочется всегда. Но и это только начало, черед несколько лет мы будем рады, если получим десять тонн со скважины. Увы, но такова судьба всех скважин.
Почему такое происходит? Давайте разбираться. В основе неизменного падения дебита скважин лежит несколько причин, которые, как правило, действуют в комплексе.
1 причина – связанные с бурением. Как правило, это некачественное вскрытие пласта. Добурились до нефтяного пласта, начали входить в пласт и выбрали неправильный раствор, который закольматировал (забил) поры пласта. Хорошего дебита не жди. Выбрали слишком тяжелый раствор – обводнили пласт, подвижность по нефти резко снижается. Получишь нефти с гулькин нос, если не проведешь освоение. Неправильно провел перфорацию – много нефти не получишь. И тд.
2 причина – снижение пластового давления. Вспоминаем физику, жидкости и газы всегда движутся по градиенту, из точки, где более высокое давление (пласт) туда, где давление ниже (забой скважины). При эксплуатации пластовое давление снижается, поэтому и приток жидкости к скважине снижается. Надо давление повышать
3 причина – загрязнение призабойной зоны пласта. Под этой зоной понимается зона питания скважины (зона притока). Во время работы поры пласта обязательно загрязняются частицами скелета разрушающегося пласта, отложениями парафинов, асфальтенов, солей, приток резко снижается
4 причина – прорыв закачиваемых вод. Напрямую связан с причиной №2. Для поддержания пластового давления в пласт нагнетают воду. Она сдвигает водонефтяной контакт (ВНК) и нефть поступает в скважину. Но, что бывает очень часто, вода проходит быстрее, чем нефть по заранее ужу промытым участкам пласта и мы получаем не нефть, а воду. Обидно? Конечно, обидно.
Есть и другие причины, но они встречаются гораздо реже.
Что же теперь делать, как получить больше нефти? Для этого надо либо бурить новые скважины, либо повышать/стабилизировать дебит уже имеющихся.
Как можно возродить скважину, как можно вернуть дебиты на прежние уровни, возможно ли это? Конечно, возможно. Полностью вернуть дебит, который был у новой скважины маловероятно, но снизить падение дебита и уменьшить скорость обводнения вполне возможно.
Для повышения нефтеотдачи используют ряд технологий, которые называются методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Их много, они бывают первичные, вторичные, третичные и даже четвертичные. Правда далеко не все используются, потому что ряд МУН низкотехнологичен, другие очень дороги. У меня нет цели рассмотреть все способы увеличения нефтеодачи. Это слишком большая тема, хотя я и планирую написать несколько статей на эту тему. Не говоря уж о том, что я немного про это писал в цикле статей про КИН (коэффициент извлечения нефти). Но там чистая теория.
Поэтому я пойду немного другим путем: напишу несколько статей с более практическим подходом, где рассмотрю только некоторые методы, связанные с капитальным ремонтом скважин (КРС), в которых опишу несколько наиболее распространенных технологий, применяемых во время КРС, их суть, технологию проведения и причины их эффекта.
Кому интересно – ставьте класс и подписывайтесь, следующая тема – перфорация и СКО
