Научный журнал
Успехи современного естествознания
ISSN 1681-7494
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,775

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ И ПОСЛЕДУЮЩЕЙ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ НА СЕВЕРО-ЛАБАТЬЮГАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Минханов И.Ф. 1 Мамчистова Е.И. 1 Хайруллин А.А. 1
1 ФБГОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
Настоящая статья посвящена расчёту эффективности гидропескоструйной перфорации и последующей кислотной обработке на примере скважины № 4423 куст № 164 Северо-Лабатьюганского нефтяного месторождения. На Северо-Лабатьюганском месторождении обработка ПЗП осуществляется с помощью ГРП, однако применение этого метода не всегда позволяет решить проблему закупоривания коллектора, но и приводит к обводнению добываемой продукции. При расчёте гидропескоструйной перфорации выяснили, что приращение дебита будет составлять 4,4 м3/сут. Для наших условий выбираем ПАВ Нефтенол К с концентрацией 0,5 %, для ГКО, мы будем использовать ингибитор Катапин КИ-1 с концентрацией 0,4 %. 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. Степень увеличения дебита после СКО + ГКО = 1,76.
методы интенсификации
обработка призабойной зоны пласта
1. Чипига С.В. Устройство для комплексной перфорации и кислотной обработки призабойной зоны скважины / С.В. Чипига, И.Ф. Садыков, А.А. Марсов, А.А. Мокеев // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – № 6. – C. 174–177.
2. Коротенко В.А. Физические основы разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи: учебное пособие / В.А. Коротенко, А.Б. Кряквин, С.И. Грачев, Ам.Ат., Хайруллин, Аз.Ам. Хайруллин. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. – С. 159.
3. Грачев С.И. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами / С.И. Грачев, А.В. Стрекалов, А.С. Самойлов. – Тюмень: ТИУ, 2016. – 192 с.
4. Хайруллин А.А Нелинейные модели при решении прикладных задач добычи нефти / А.А Хайруллин. – Тюмень: ТИУ, 2016. – 157 с.
5. Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин: учебное пособие / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. – М.: Недра, 2000. – 670 с.
6. Ибрагимов Н.Г. Анализ факторов, влияющих на эффективность солянокислотных обработок / Н.Г. Ибрагимов, Р.Г. Заббаров // Нефтяное хозяйство – 2014. – № 1. – С. 70–71.
7. Каневская Р.Д., Дияшев И.Р., Некипелов Ю.В. (ОАО «Сибнефть», НИиПП «ИНПЕТРО») Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи / Р.Д. Каневская, И.Р. Дияшев, Ю.В. Некипелов // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 5. – С. 96–100.

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):

min02.wmf л/сек. (1)

Удельный вес смеси с песком:

min03.wmf г/см3. (2)

Объемная концентрация песка (безразмерная величина):

min04.wmf (3)

2. Потребное количество жидкости

min05a.wmf

min05aa.wmf м3. (4)

3. Необходимое количество кварцевого песка

min06.wmf 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:

min07.wmf 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

min08.wmf 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):

min09.wmf (8)

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

min10a.wmf

min10aa.wmf 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:

min11.wmf (10)

– Отношение диаметра отверстий к диаметру скважины:

min12.wmf (11)

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

min13.wmf (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.

min14.wmf (13)

Тогда гидродинамическое совершенство скважины с учетом Sб:

min15.wmf (14)

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

min16.wmf (15)

8. Найдем приращение дебита скважины:

min17.wmf 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

min18.wmf

Б. Определение объемной растворимости DVS:

min19.wmf, %, (16)

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

min20.wmf.

В. Определение пористости породы после обработки СКР:

min21.wmf, %, (17)

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

min22.wmf.

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

min23.wmf, (18)

min24.wmf.

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):

min25.wmf (19)

min26.wmf.

Б. Определение объемной растворимости DVg:

min27.wmf, % (20)

min28.wmf.

В. Определение пористости породы после обработки ГКР:

min29.wmf, % (21)

min30.wmf.

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

min31.wmf, (22)

min32.wmf.

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

min33.wmf, (23)

min34.wmf.

Определим количество растворенной породы после СКР

min35a.wmf

min35aa.wmf кг,

min36a.wmf

min36aa.wmf кг.

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

min37.wmf мг•экв/м3.

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

min38.wmf кг.

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

min39.wmf, кг, (24)

min40.wmf кг.

minh1.wmf

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.

minh2.wmf

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:

min41.wmf (25)

min42.wmf

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):

min02.wmf л/сек. (1)

Удельный вес смеси с песком:

min03.wmf г/см3. (2)

Объемная концентрация песка (безразмерная величина):

min04.wmf (3)

2. Потребное количество жидкости

min05a.wmf

min05aa.wmf м3. (4)

3. Необходимое количество кварцевого песка

min06.wmf 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:

min07.wmf 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

min08.wmf 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):

min09.wmf (8)

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

min10a.wmf

min10aa.wmf 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:

min11.wmf (10)

– Отношение диаметра отверстий к диаметру скважины:

min12.wmf (11)

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

min13.wmf (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.

min14.wmf (13)

Тогда гидродинамическое совершенство скважины с учетом Sб:

min15.wmf (14)

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

min16.wmf (15)

8. Найдем приращение дебита скважины:

min17.wmf 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

min18.wmf

Б. Определение объемной растворимости DVS:

min19.wmf, %, (16)

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

min20.wmf.

В. Определение пористости породы после обработки СКР:

min21.wmf, %, (17)

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

min22.wmf.

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

min23.wmf, (18)

min24.wmf.

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):

min25.wmf (19)

min26.wmf.

Б. Определение объемной растворимости DVg:

min27.wmf, % (20)

min28.wmf.

В. Определение пористости породы после обработки ГКР:

min29.wmf, % (21)

min30.wmf.

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

min31.wmf, (22)

min32.wmf.

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

min33.wmf, (23)

min34.wmf.

Определим количество растворенной породы после СКР

min35a.wmf

min35aa.wmf кг,

min36a.wmf

min36aa.wmf кг.

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

min37.wmf мг•экв/м3.

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

min38.wmf кг.

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

min39.wmf, кг, (24)

min40.wmf 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:

min41.wmf (25)

min42.wmf

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.


Библиографическая ссылка

Минханов И.Ф., Мамчистова Е.И., Хайруллин А.А. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ И ПОСЛЕДУЮЩЕЙ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ НА СЕВЕРО-ЛАБАТЬЮГАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ // Успехи современного естествознания. – 2017. – № 10. – С. 90-95;
URL: https://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=36566 (дата обращения: 28.03.2024).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1,674