В ходе анализа промысловой информации установлено, что среднее значение гидродинамического совершенства скважин составляет 0,51, что вызвано загрязнением пласта при первичном вскрытии (строительство скважины). Актуальностью работы является восстановление естественной проницаемости ПЗП и улучшение гидродинамической связи в системе скважина-пласт за счёт ГПП и КО.

В настоящее время обработка ПЗП осуществляется с помощью ГРП, однако применение этого метода не всегда позволяет решить проблему закупоривания коллектора, но и приводит к обводнению добываемой продукции [1].

Так же, по сравнению с кумулятивной перфорацией, позволяет повысить качество вскрытия продуктивного пласта.

Эффективность гидропескоструйного разрушения определяется энергией струи, которую принято характеризовать перепадом давления в насадках, гидравлической характеристикой, формируемой в насадке струи, и содержанием в ней абразива [2].

Рассчитаем эффективность ГПП на скважине № 4423, куст № 164 (таблица).

В ходе анализа промысловой информации установлено, что среднее значение гидродинамического совершенства скважин составляет 0,51, что вызвано загрязнением пласта при первичном вскрытии (строительство скважины). Актуальностью работы является восстановление естественной проницаемости ПЗП и улучшение гидродинамической связи в системе скважина-пласт за счёт ГПП и КО.

В настоящее время обработка ПЗП осуществляется с помощью ГРП, однако применение этого метода не всегда позволяет решить проблему закупоривания коллектора, но и приводит к обводнению добываемой продукции [1].

Так же, по сравнению с кумулятивной перфорацией, позволяет повысить качество вскрытия продуктивного пласта.

Эффективность гидропескоструйного разрушения определяется энергией струи, которую принято характеризовать перепадом давления в насадках, гидравлической характеристикой, формируемой в насадке струи, и содержанием в ней абразива [2].

Рассчитаем эффективность ГПП на скважине № 4423, куст № 164 (таблица).

1. Расход жидкости (воды):

л/сек. (1)

Удельный вес смеси с песком:

г/см3. (2)

Объемная концентрация песка (безразмерная величина):

(3)

2. Потребное количество жидкости

м3. (4)

3. Необходимое количество кварцевого песка

кг. (5)

Глубина проникновения струи в пласт определяется по графику (характеристические кривые насадок гидропескоструйного перфоратора). Для насадки диаметром 4,5 мм и перепада давления 25 МПа равна lпл = 200 мм, при данной глубине средний радиус rпл = 38 мм.

4. Значение давления на устье скважины должно быть таким, чтобы преодолеть гидравлические потери напора:

ат. (6)

Сумма потерь на трении в НКТ и затрубном пространстве равна 0,12 МПа на 100 м длины.

Тогда общие потери на трение будут равны

Мпа. (7)

Потери напора на трение в полости Δрп = 35 ат.

В качестве насосных агрегатов выбираем 4АН-700, технические характеристики приведены в табл. 2.

Возможно проведение ГПП на 3 скорости при подаче 12 л/с.

Количество насосных установок (с учетом запасного):

(8)

5. Рассчитаем дебит совершенной скважины по формуле Дюпюи, с учетом средней депрессии равной 6 МПа:

м3/сут. (9)

6. Оцениваем гидродинамическое совершенство скважины, вскрытой кумулятивной перфорацией [3, 4].

Для вторичного вскрытия на Северо-Лабатьюганском месторождении применяют кумулятивные перфораторы ПР-43,

– Произведение числа отверстий на диаметр скважины по долоту:

(10)

– Отношение диаметра отверстий к диаметру скважины:

(11)

– Отношение средней эффективной длины пулевых каналов в породе к диаметру скважины:

(12)

С помощью графиков Щурова находим коэффициент С1, примерно равный 3,1.

Так как среднее гидродинамическое совершенство скважин φс = 0,51, то приняв его таковым и для нашей скважины, оценим дополнительные фильтрационные сопротивления Sб.

(13)

Тогда гидродинамическое совершенство скважины с учетом Sб:

(14)

7. Оценим гидродинамическое совершенство, вскрытой скважины с помощью ГПП:

(15)

8. Найдем приращение дебита скважины:

м3/сут.

Типичный кислотный раствор состоит из активной части (НСl, HCl + HF), растворителя, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенсификатора.

Для наших условий выбираем ПАВ Нефтенол К с концентрацией 0,5 %.

В скважине, выбранной для ГКО, мы будем использовать ингибитор Катапин КИ-1 с концентрацией 0,4 % [5].

Таким образом рецептура СКР следующая: 10 % HCl + 0,4 % Катапин КИ-1 + 0,5 % Нефтенол К; рецептура ГКР: 15 % HCl + 3 %HF + 0,4 % Катапин КИ-1 + 0,5 % Нефтенол К [6].

Ожидаемое изменение пористости после СКО

А. Определение растворимости породы в СКР (по массе):

Известно, что потеря от HCl для данного литотипа пород равна 4,1 %, тогда

Б. Определение объемной растворимости DVS:

, %, (16)

где ρск = 2670 кг/м3 – плотность скелета породы; ρп = 2190 кг/м3 – плотность пористой породы.

.

В. Определение пористости породы после обработки СКР:

, %, (17)

где m0 – начальная пористость пласта (до обработки СКР), %;

.

Г. Определение коэффициента возрастания пористости после обработки СКР по сравнению с начальной пористостью:

, (18)

.

Ожидаемое изменение пористости после ГКР

Так как пласт-коллектор Северо-Лабатьюганского месторождения сложен в основном песчано-алевролитовыми фракциями и по содержанию глинистого цемента, общей карбонатности породы схож с месторождением Предкарпатья, то воспользуемся зависимостями для определения растворимости пород, полученными для песчано-алевролитовых пород Предкарпатья [7].

А. Определение растворимости породы в ГКР (по массе):

(19)

.

Б. Определение объемной растворимости DVg:

, % (20)

.

В. Определение пористости породы после обработки ГКР:

, % (21)

.

Г. Определение коэффициента возрастания пористости после обработки ГКР по сравнению с пористостью после обработки СКР:

, (22)

.

д) Определение коэффициента возрастания пористости после обработки ГКР по сравнению с начальной пористостью:

, (23)

.

Определим количество растворенной породы после СКР

кг,

кг.

Остальной ГКР – это соляная кислота, которую расходуют из дополнительного растворения карбонатов за пределами зоны растворения СКР. Потеря кислотности этой части ГКР:

мг•экв/м3.

С учетом этого дополнительное количество породы, растворенной остатками солянокислотной составляющей ГКР:

кг.

Таким образом, фронт зоны растворения в СКР продвинется вглубь пласта и будет отвечать ординате кривой Gs:

, кг, (24)

кг.

Рис. 1. График зависимости массы растворенной породы от расстояния от оси скважины при СКР и ГКР

Из графика (рис. 1):

rз.р.g = 1,1 м, rз.р.s = 1,35 м.

Рис. 2. График зависимости объема СКР и ГКР от расстояния от оси скважины при СКР и ГКР

По графику находим (рис. 2):

rнр.р g = 3 м, rнр.р s = 3,25 м.

Технологическая эффективность проведения СКО + ГКО

Определение степени увеличения дебита после СКО + ГКО:

(25)

Таким образом проведенные расчеты показали, что реализация предложенного варианта увеличивает дебит в 1,76. Так же, по сравнению с кумулятивной перфорацией, позволяет повысить качество вскрытия продуктивного пласта.

Были выполнены расчеты основных параметров и определена технологическая эффективность ГПП. По сравнению с кумулятивной перфорацией позволяет повысить качество вскрытия продуктивного пласта.

В настоящее время обработка ПЗП осуществляется с помощью ГРП, однако применение этого метода не всегда позволяет решить проблему закупоривания коллектора и приводит к обводнению добываемой продукции.

Для проведения последующей обработки ПЗП необходимо провести комплекс мероприятий, связанных с анализом кернового материала и подбора оптимальных составов кислот для установления надежной гидродинамической связи пласта со скважиной.

1. Расход жидкости (воды):

л/сек. (1)

Удельный вес смеси с песком:

г/см3. (2)

Объемная концентрация песка (безразмерная величина):

(3)

2. Потребное количество жидкости

м3. (4)

3. Необходимое количество кварцевого песка

кг. (5)

Глубина проникновения струи в пласт определяется по графику (характеристические кривые насадок гидропескоструйного перфоратора). Для насадки диаметром 4,5 мм и перепада давления 25 МПа равна lпл = 200 мм, при данной глубине средний радиус rпл = 38 мм.

4. Значение давления на устье скважины должно быть таким, чтобы преодолеть гидравлические потери напора:

ат. (6)

Сумма потерь на трении в НКТ и затрубном пространстве равна 0,12 МПа на 100 м длины.

Тогда общие потери на трение будут равны

Мпа. (7)

Потери напора на трение в полости Δрп = 35 ат.

В качестве насосных агрегатов выбираем 4АН-700, технические характеристики приведены в табл. 2.

Возможно проведение ГПП на 3 скорости при подаче 12 л/с.

Количество насосных установок (с учетом запасного):

(8)

5. Рассчитаем дебит совершенной скважины по формуле Дюпюи, с учетом средней депрессии равной 6 МПа:

м3/сут. (9)

6. Оцениваем гидродинамическое совершенство скважины, вскрытой кумулятивной перфорацией [3, 4].

Для вторичного вскрытия на Северо-Лабатьюганском месторождении применяют кумулятивные перфораторы ПР-43,

– Произведение числа отверстий на диаметр скважины по долоту:

(10)

– Отношение диаметра отверстий к диаметру скважины:

(11)

– Отношение средней эффективной длины пулевых каналов в породе к диаметру скважины:

(12)

С помощью графиков Щурова находим коэффициент С1, примерно равный 3,1.

Так как среднее гидродинамическое совершенство скважин φс = 0,51, то приняв его таковым и для нашей скважины, оценим дополнительные фильтрационные сопротивления Sб.

(13)

Тогда гидродинамическое совершенство скважины с учетом Sб:

(14)

7. Оценим гидродинамическое совершенство, вскрытой скважины с помощью ГПП:

(15)

8. Найдем приращение дебита скважины:

м3/сут.

Типичный кислотный раствор состоит из активной части (НСl, HCl + HF), растворителя, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенсификатора.

Для наших условий выбираем ПАВ Нефтенол К с концентрацией 0,5 %.

В скважине, выбранной для ГКО, мы будем использовать ингибитор Катапин КИ-1 с концентрацией 0,4 % [5].

Таким образом рецептура СКР следующая: 10 % HCl + 0,4 % Катапин КИ-1 + 0,5 % Нефтенол К; рецептура ГКР: 15 % HCl + 3 %HF + 0,4 % Катапин КИ-1 + 0,5 % Нефтенол К [6].

Ожидаемое изменение пористости после СКО

А. Определение растворимости породы в СКР (по массе):

Известно, что потеря от HCl для данного литотипа пород равна 4,1 %, тогда

Б. Определение объемной растворимости DVS:

, %, (16)

где ρск = 2670 кг/м3 – плотность скелета породы; ρп = 2190 кг/м3 – плотность пористой породы.

.

В. Определение пористости породы после обработки СКР:

, %, (17)

где m0 – начальная пористость пласта (до обработки СКР), %;

.

Г. Определение коэффициента возрастания пористости после обработки СКР по сравнению с начальной пористостью:

, (18)

.

Ожидаемое изменение пористости после ГКР

Так как пласт-коллектор Северо-Лабатьюганского месторождения сложен в основном песчано-алевролитовыми фракциями и по содержанию глинистого цемента, общей карбонатности породы схож с месторождением Предкарпатья, то воспользуемся зависимостями для определения растворимости пород, полученными для песчано-алевролитовых пород Предкарпатья [7].

А. Определение растворимости породы в ГКР (по массе):

(19)

.

Б. Определение объемной растворимости DVg:

, % (20)

.

В. Определение пористости породы после обработки ГКР:

, % (21)

.

Г. Определение коэффициента возрастания пористости после обработки ГКР по сравнению с пористостью после обработки СКР:

, (22)

.

д) Определение коэффициента возрастания пористости после обработки ГКР по сравнению с начальной пористостью:

, (23)

.

Определим количество растворенной породы после СКР

кг,

кг.

Остальной ГКР – это соляная кислота, которую расходуют из дополнительного растворения карбонатов за пределами зоны растворения СКР. Потеря кислотности этой части ГКР:

мг•экв/м3.

С учетом этого дополнительное количество породы, растворенной остатками солянокислотной составляющей ГКР:

кг.

Таким образом, фронт зоны растворения в СКР продвинется вглубь пласта и будет отвечать ординате кривой Gs:

, кг, (24)

кг.

Из графика (рис. 1):

rз.р.g = 1,1 м, rз.р.s = 1,35 м.

По графику находим (рис. 2):

rнр.р g = 3 м, rнр.р s = 3,25 м.

Технологическая эффективность проведения СКО + ГКО

Определение степени увеличения дебита после СКО + ГКО:

(25)

Таким образом проведенные расчеты показали, что реализация предложенного варианта увеличивает дебит в 1,76. Так же, по сравнению с кумулятивной перфорацией, позволяет повысить качество вскрытия продуктивного пласта.

Были выполнены расчеты основных параметров и определена технологическая эффективность ГПП. По сравнению с кумулятивной перфорацией позволяет повысить качество вскрытия продуктивного пласта.

В настоящее время обработка ПЗП осуществляется с помощью ГРП, однако применение этого метода не всегда позволяет решить проблему закупоривания коллектора и приводит к обводнению добываемой продукции.

Для проведения последующей обработки ПЗП необходимо провести комплекс мероприятий, связанных с анализом кернового материала и подбора оптимальных составов кислот для установления надежной гидродинамической связи пласта со скважиной.