Анализ проведения КГРП на Осинском месторождении

После проведения анализа эффективности применения кислотного гидроразрыва пласта в других регионов было принято решение о применении этого метода на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

В период 2015-2018 г года на Осинском месторождении ЦДНГ №5 проводились работы по кислотному гидроразрыву пластов.

Для проведения КГРП были подобраны скважины по следующим признакам:

- дебит по жидкости от 1 до 5 м³/сут.;

- обводнённость продукции до 30%.

При этом были учтены коллекторские свойства, распространение и толщины пластов. На Осинском месторождении от 9 до 30 м. Для оценки применения метода КГРП использованы данные всех видов исследований скважин за 6 месяцев до проведения мероприятия, и после проведения мероприятий в течение года.

В результате проведения анализа применения метода КГРП в 2017 году, построены графики эксплуатации скважин №№ 310,391,338 Осинского месторождения, данные соответственно приведены на рисунках 3.4 – 3.6.

Рисунок 3.4 - График эксплуатации скв. №338 (Qн, Qж, %, Ндин)

 

 

Рисунок 3.5 - График эксплуатации скв. №391 (Qн, Qж, %, Ндин).

 

Рисунок 3.6 -График эксплуатации скв. № 310 (Qн, Qж, %, Ндин)

 

В 2017 году по состоянию на 01.11.17 проведен кислотный разрыв пластов на скважинах №206,2446,310 Осинского месторождения, также построены графики эксплуатации скважин и представлены на графиках 3.7 – 3.9.

Рисунок 3.7 - График эксплуатации скв. № 359 (Qн, Qж, %, Ндин)

 

Рисунок 3.8 -График эксплуатации скв. № 2101 (Qн, Qж, %, Ндин)

 

Рисунок 3.9 - График эксплуатации скв. № 930 (Qн, Qж, %, Ндин)

 

Уточним, что скважина №890 находится в выводе на режим.

Так как, скважина № 890 находятся в «Выводе на режим», т.е. режим работы скважин еще не установился, дебиты по нефти и жидкости не постоянны, то в анализ и расчет экономической эффективности они не попали.

По всем скважинам, на которых проведены работы по кислотному гидроразрыву пластов в 2016 - 2017 годах получен эффект.

По полученным данным кислотного гидроразрыва пластов, проведенных в 2016 - 2017 годах, можно сделать вывод о том, что в результате проведения мероприятий на всех скважинах отмечается положительный эффект:

Произошло увеличение дебита по жидкости от 4,5 до 30 м³/сут,

На скважинах №338 и №930, отмечен рост процента воды, что может быть связано с прорывом пластовых вод из обводившегося пласта Срп или влиянием закачки.

При увеличении отбора динамический уровень на всех скважинах снизился, что говорит о не достаточно активной работе пласта или о слабом влиянии закачки. Для стабилизации работы скважин необходимо рассмотреть вопрос об эффективности применения системы ППД на месторождении.

Дебит нефти изменяется от 3,5 до 19 т/сут. Эффект продолжается до настоящего времени, дополнительная добыча составляет 35,7 т/сут. При планировании принимаем время длительности эффекта 3 года. За это время дополнительная добыча составляет 37500 тонн нефти.

Общие результаты проведения КГРП по всему месторождению за период 2015-2018 гг приведем в таблице 3.1.

 

Таблица 3.1 - Результаты применения технологии КГРП на Осинском нефтяном месторождении

№п/п	Период, год	Кол-во скважин, шт	Дополнительная добыча за год, тонн	Эффективность на 1 скважину, средняя т/сут
1	2015	9	4852	4,2
2	2016	3	3327	9,6
3	2017	4	3731	6
4	Накопленная добыча на 1.10.17г.	16	37247	6,6

В целом из 15 проведённых за 3 года операций, только по одной скважине не наблюдалось эффекта (скв.442), на скв.875 эффективность закончилась через 17 месяцев после проведения КГРП. Незначительно, по некоторым скважинам, увеличилась обводнённость добываемой продукции.

Анализируя данные по дополнительно добытой нефти, а также по продолжительности действия «эффекта обработки», можно дать предварительное заключение: кислотный гидроразрыв пласта – эффективный метод повышения нефтеотдачи на Осинском месторождении.

Успешность применяемой технологии по кислотному гидроразрыву пласта – 93%

 

 

Расчет процесса КГРП

 

Выполним расчет процесса КГРП на примере скважины № 159 (плановый период проведения КГРП по скважине 2018-2019 гг).

Вместо пропанта будем использовать раствор 20% соляной кислоты (с добавлениями ПАВ) объемом V_ск=30 м³ и плотностью 1,100 кг/м³.

Дополнительными исходными данными будут являться следующие параметры:

-Глубина скважины - 1400 м;

-Пластовое давление 11,8 Мпа;

-Давление на забое скважины до проведения ГРП – 4 Мпа;

-Плотность нефти – 875 кг/м³;

-Плотность горных пород – 2500 кг/м³;

-Темп заказчик рабочих жидкостей Q – 3 м³/мин или 0,05 м³/с

-n - коэффициент Пуассона горных пород 0,2;

-Е – модуль упругости пород (Е = 10⁴ Мпа);

-В качестве жидкости разрыва используется водонефтяная эмульсия плотностью P’_ж = 950 кг/м³ и вязкостью m’_ж = 0,15 Па _* с;

-Вязкость нефти, 14 мПа·с;

-Вязкость раствора HCL 20% - 1,250 Па‧с;

-Радиус скважины 0,115 м;

-Диаметр НКТ (внутренний) – 0,09 м;

-Проницаемость пласта - 75‧10^-15 м²;

-Радиус контура питания, 200 м;

Вскрытая толщина пласта h =10 м;

Концентрация соляной кислоты HCl 20%, 250 кг/м³_.