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.