Файл: Соломатин Г.Г. Гидравлический разрыв пласта (опыт нефтяников Туркмении).pdf

(прирост добычи), которую даст гидравлический раз­ рыв пласта.

При определении дополнительной добычи нефти рас­ сматриваются обычно 2 группы скважин:

1.Скважины действующего фонда.

2.Скважины, введенные в эксплуатацию за счет гндроразрыва из простоя или длительного освоения.

Вся добыча нефти, получаемая после гндроразрыва по второй группе скважин, принимается полностью как дополнительная добыча за счет этого процесса.

По действующему фонду скважин дополнительная

добыча определяется различно в зависимости от време­ ни ее определения. Подсчет дополнительной добычи нефти в скважине, в момент когда дебит ее после гпдроразрыва станет равным дебиту до этого процесса, можно произвести по следующей методике.

По данным эксплуатации скважины устанавливался среднесуточный дебит ее до гндроразрыва. При этом учитывается характер замеров дебитов в скважине. При стабильной работе скважин, с закономерным снижени­ ем дебита, за среднесуточный дебит принимается сред­ несуточный дебит последнего месяца эксплуатации. По месторождениям Кум-Даг, Небнт-Даг и Челекен заме­ ры дебитов, как по насосным, так и по фонтанным сква­ жинам, часто и резко меняются от замера к замеру, что вызывается эксплуатацией залежей на режиме раство­ ренного газа. По насосному фонду скважин колебания замеров дебитов вызываются также за счет пробкообразования и износа насосов во времени.

В таких условиях за дебит скважины до гидрораз­ рыва принимается среднесуточный дебит за последние три месяца работы скважин.

После гидроразрыва устанавливается среднесуточ­ ный дебит за каждый месяц работы скважин с повы­ шенным дебитом,

70

Расчет дополнительной добычи производится за каждый месяц эксплуатации скважины по формуле:

тельной добычи за время работы скважины с повышен­ ным дебитом.

В тех случаях, когда к моменту оценки дополнитель­ ной добычи скважина продолжает работать с повышен­ ным дебитом, дополнительная добыча определяется за фактическое время, которое скважина проработала пос­

время работы скважины после гидроразрыва до даты расчета определяется по приведенной выше методике.

Для расчета ожидаемой дополнительной добычи предварительно определяют ожидаемую продолжитель­ ность работы скважины на увеличенном дебите и теоре­ тическую добычу, то есть то количество нефти, которое можно было получить из скважины за ожидаемое время работы без применения гидроразрыва [2].

Теоретическая добыча за ожидаемое время работы^ скважины определяется по формуле: Qr= 30qnK3it 1Ж, (У где q0 — среднесуточный дебит скважины до гидрораз­ рыва, г;

/I

Кэ,— коэффициент эксплуатации скважины до гид­

роразрыва;

t0m— ожидаемая продолжительность работы сква­ жины с повышенным дебитом, м-цы.

Входящие в формулу параметры определяются сле­ дующим образом:

q0— среднесуточный дебит скважины до гидравли­

72

первый, второй, третий и т. д. месяцы эксплуатаций скважины после гидроразрыва;

п — число слагаемых в числителе.

Ожидаемая дополнительная добыча определяется по

ожидаемое время работы на повышенном дебите, вы­ числяется по формуле;

Входящие в формулу параметры определены выше, кроме q0)K. q0)K — среднесуточный дебит за послед­ ний месяц эксплуатации с пйвьПленным дебитом, кото­ рый определяется по формуле;

фактический и ожидаемый периоды ее эксплуатации на повышенном дебите будет:

AQ = Д(Эф -J- AQ0>K. (И

Расчет дополнительной добычи по приведенной ме­ тодике производится исходя из условия, что принятый дебит скважины до гидроразрыва остается постоянным на весь период работы ее с повышенным дебитом после процесса.

Такие условия приняты в связи с тем, что основная масса гидроразрывов проводится по насосному фонду скважин с низкими дебнтами (до 3—5 тонн), падения дебитов в которых практически не отмечается за дли­ тельный промежуток времени (8—10 м-цев), тогда как средняя продолжительность работы скважины с повы­ шенным дебитом составляет 7,1 м-ца.

В ряде скважин, возможно, в связи с этим несколько

7 3

занижалась величина дополнительной добычи, получа­ емой за счет гидроразрыва.

При подсчете добычи также не учитывались потери добычи нефти, связанные с остановкой скважин при подготовке их к гидроразрыву и освоение после про­ цесса.

Указанные допущения незначительны по своей вели­ чине — не превышают 2—3% от средней дополнитель­ ной добычи на один гидроразрыв, и величина их не пре­ вышает точности -замеров дебитов по скважинам.

По указанной методике были проведены расчеты дополнительно добытой нефти за счет гидроразрыва в

тонны дополнительно добытой нефти за счет гидрораз­ рыва с учетом затрат по всем процессам (эффективным

промыслах Туркмении заключается в ускорении отбора нефти и в повышении коэффициента нефтеотдачи плас­ тов.

В условиях разрабатываемых месторождений по­ вышение коэффициента нефтеотдачи пластов является следствием не только увеличения производительности скважин, но и результатом приобщения нефтяных пла­ стов, которые оказывались изолированными при цемен­ тировке скважин.

Выше было показано, что для изоляции притока пластовых вод, в связи со значительным разрушением пород в призабойной зоне, закачивается большое коли-

74

СП