В общем случае для реализации технологии возможны несколько схем подключения к скважинам. На данный момент фактически используется схема подключения двух скважин к колонным головкам. Разработана и начинает внедряться схема подключения к колонной головке одной скважины с использованием очага заземления. При вариантах обработки скважин с подключением к колонной головке электродом является эксплуатационная колонна этой скважины.
Подготовка скважины к обработке по схеме подключения к устью заключается в остановке скважины и ее полном отключении от наземного оборудования. После выполнения этих работ к устьевым тумбам подсоединяется рабочий кабель и начинается обработка.
При подготовке скважины к обработке по схеме подключения «устье скважины — очаг заземления» в качестве заземления используются 50 металлических стержней, задавливаемых в землю, которые в данном случае и выполняют роль второго электрода. Минимальное расстояние отнесения очага заземления составляет 400 м. Для уменьшения электрического сопротивления очага заземления область расположения стержней заливается соленой водой. Продолжительность одной обработки варьируется от 20 до 30 часов.
Область применения технологии
Объектом применения технологии являются как терригенные, так и карбонатные коллектора с глубиной залегания для первого типа установки до 2000 м, для второго типа — до 3000 м. Как правило, обработке электровоздействием подлежат скважины с обводненностью продукции 40-85%, дебитом по жидкости 10-85 м3/сут; неоднородные пласты с чередующейся высокой и пониженной пористостью.
Результаты обработок
В зависимости от конкретной геолого-геофизической ситуации, дебита и обводненности продукции скважин прирост дебита нефти после электровоздействия составляет от 0,5 до 13 т/сут. при среднем снижении обводненности продукции на 10-30%.
В качестве примера в табл. 2,3 приводятся результаты обработки двух скважин (условно №1 и №2) одного из месторождений Республики Татарстан.
| Табл. 2. Динамика работы скважины № 1 | ||||
| Месяц | Дебит жидкости, м3/сут | Обводненность, % | Дебит нефти, т/сут. | Дата воздействия |
| май 20003 | 11,22 | 76,32 | 2,46 | |
| июнь 2003 | 11,65 | 83,75 | 1,75 | |
| июль 2003 | 10,93 | 84,1 | 1,61 | |
| августа 2003 | 10,36 | 80,54 | 1,87 | 12.08.2003 г. |
| сентябрь 2003 | 9,97 | 76,69 | 2,15 | |
| октябрь 2003 | 9,64 | 42,25 | 5,15 | |
| ноябрь 2003 | 35,55 | 5,97 | ||
| декабрь 2003 | 10,1 | 39,75 | 5,63 | |
| январь 2004 | 10,1 | 38,25 | 5,77 | |
| февраль 2004 | 10,1 | 36,75 | 5,91 | |
| март 2004 | 10,1 | 6,92 | ||
| апрель 2004 | 9,8 | 24,7 | 6,83 | |
| май 2004 | 9,9 | 34,8 | 5,98 | |
| июнь 2004 | 9,9 | 7,24v |
Скважины разрабатывают бобриковский горизонт и расположены на одном кусте. Месторождение эксплуатируется без использования системы поддержания пластового давления. Плотность сепарированной нефти составляет 925,9 кг/м3, вязкость нефти — 191,1 МПа.с, текущее пластовое давление — 9,3 МПа, пористость — 0,21, проницаемость — 0,386 мкм2.
| Табл. 3. Динамика работы скважины №2 | ||||
| Месяц | Дебит жидкости, м3/сут | Обводненность, % | Дебит нефти, т/сут. | Дата воздействия |
| май 20003 | 29,35 | 9,16 | ||
| июнь 2003 | 17,25 | 10,73 | ||
| июль 2003 | 14,17 | 19,7 | 10,54 | |
| августа 2003 | 17,82 | 25,1 | 12,36 | 12.08.2003 г. |
| сентябрь 2003 | 14,76 | 38,37 | 8,42 | |
| октябрь 2003 | 16,27 | 35,2 | 9,76 | |
| ноябрь 2003 | 16,3 | 27,75 | 10,90 | |
| декабрь 2003 | 16,3 | 25,1 | 11,30 | |
| январь 2004 | 16,4 | 12,30 | ||
| февраль 2004 | 16,3 | 21,3 | 11,88 | |
| март 2004 | 16,5 | 17,5 | 12,60 | |
| апрель 2004 | 16,2 | 12,60 | ||
| май 2004 | 12,5 | 12,96 | ||
| июнь 2004 | 16,15 | 12,11 |
Интервал перфорации бобриковского горизонта находится в скважине №1 на глубине 1296-1312 м, а в скважине №2 — на глубине 1251-1253 м.
Обработка производилась по схеме подключения к колонным головкам двух скважин.
В табл. 1 приведена характеристика выходных параметров установки второго типа, которой и производилась обработка. На рис. 1,2 и табл. 2,3 приведена динамика работы скважин до и после обработки.
Анализ показывает, что эффективность обработок проявилась на обеих скважинах.
В скважине №1 отмечалось небольшое снижение обводненности и увеличение дебита по нефти сразу после электровоздействия. Через полтора месяца произошло резкое падение обводненности и резкое увеличение дебита по нефти. В итоге обводненность скважины через 10 месяцев снизилась с 84% до 21%, а дебит по нефти увеличился с 1,61 до 7,24 т/сут. Средний прирост дебита нефти за 11 месяцев составил 3,24 т/сут.
В скважине №2 после электрообработки первоначально отмечался рост дебита по воде и по нефти, а затем — падение дебита по нефти и продолжение роста обводненности. Через полтора месяца после проведения обработки началось падение обводненности и рост дебита по нефти при постоянном дебите по жидкости. В итоге дебит по нефти за 11 месяцев увеличился в среднем на 2,3 т/сут., а обводненость осталась на прежнем уровне.
Эффект по этим скважинам длится на протяжении 11 месяцев и наблюдается в настоящее время. Существенно, что после электровоздействия на скважинах оптимизации подземного и наземного оборудования не производилось. Все это доказывает высокую эффективность метода электрообработки.
Исходя из приведенного анализа, можно предположить, что в скважине №2 произошла раскольматация призабойной зоны, в связи с чем и увеличился дебит при неизменности обводненности. В свою очередь в скважине №1 произошло фазовое перераспределение фильтрационных потоков, о чем свидетельствует увеличение дебита нефти за счет снижения обводненности продукции.
Результаты этой обработки подтверждают наличие целого ряда физических явлений, происходящих при пропускании через неоднородную среду импульсов электрического тока.