En la Universidad Politécnica de Perm, se desarrolló un método para calcular los parámetros óptimos de operación de los pozos para una alta eficiencia en la extracción de recursos de hidrocarburos. Los parámetros de operación de los pozos seleccionados incorrectamente pueden reducir su productividad a solo el 15%. Pero el desarrollo de la PNIPU ayudará a los petroleros a recuperar este 85% de petróleo o gas que desaparece cuando se establecen parámetros incorrectos para los pozos, mediante cálculos correctos.
La investigación, en el marco de la implementación del programa «Prioridad 2030», demostró una conexión directa entre la formación de depresión de la capa y el coeficiente de productividad del pozo.
Uno de los métodos más comunes para crear una conexión hidrodinámica entre la capa y el pozo es la perforación acumulativa, durante la cual se baja un perforador al pozo con un cable eléctrico. La explosión de sus cargas forma un chorro dirigido que crea canales. La diferencia entre la presión de la columna de líquido en el pozo y la presión de la capa se llama depresión. La desventaja de la perforación acumulativa es que, debido a ella, el estado de tensión-deformación de la columna, la piedra de cemento y la roca colectora cambia cerca de los canales perforados. Esto conduce a una disminución de la permeabilidad de las rocas y la productividad del pozo en general.
Para estudiar la influencia de la perforación acumulativa en la permeabilidad de la roca y la probabilidad de aparición de áreas debilitadas o destruidas, en la PNIPU se realizó una simulación numérica de la zona cercana al pozo. El modelo de pozo incluyó una muestra de la columna de producción, piedra de cemento y una sección de roca colectora con orificios de perforación.
Se descubrió que en el proceso de aumentar la diferencia entre las presiones de la capa y del fondo del pozo en la capa, la destrucción por tensiones de tracción disminuye. Con un valor de depresión de 9 MPa, tales zonas desaparecieron por completo y las áreas de destrucción por compresión aumentaron.
Descubrimos que al aumentar la depresión en la capa hasta 12 MPa, la disminución límite del coeficiente de productividad del pozo puede alcanzar el 15%, lo que indica la necesidad de buscar un régimen óptimo de operación del pozo de producción.
Los investigadores esperan que el modelo numérico que desarrollaron ayude a mejorar la selección de un régimen de operación efectivo para los pozos de producción de petróleo y gas en Rusia.
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