Определение ожидаемого технологического эффекта от КГРП

Дебиты скважин по жидкости до ГРП с учетом не совершенства скважины и скин-эффекта, можно определить по формуле Дюпюи:

 

 

Где ΔP₁ – дисперсия, создаваемая на забое, МПа.

μ_н - вязкость пластовой нефти (по условию μ_н=14 мПа‧с), Па·с.

С - коэффициент несовершенства скважины, учитывающий степень и характер вскрытия (С=3, по данным ООО “ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ”);

S - скиновый эффект (S=4 по данным ООО “ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ”).

Дисперсия на пласт определяется как разница между пластовым давлением в скважине и забойным, при это в случае проведения КГРП забойное давление разрыва многократно возрастает, поэтому в случае определения дебита скважины до КГРП разница давления используется как разница между пластовым и забойным давлениями, а после КГРП – как разница между забойным давлением разрыва и пластовым.

По условию P_заб- 4 Мпа, P_пл – 11, 8 Мпа.

Тогда:

 

 

С учетом средней плотности добываемой нефти по месторождению равной 875 кг/м³ дебит скважины по тоннам в сутки равен 13,72 т/сутки.

Соответственно максимальный дебит скважин после КГРП будет вычисляться аналогичным образом:

 

 

Где ΔP₂ – дисперсия, создаваемая на забое скважины после КГРП (вычисляется как разность между давлением разрыва и пластовым), Мпа

Тогда:

 

 

Аналогично переводя 346 м³/сут в тонны получим максимальный ожидаемый дебит по скважине 311 т/сут.

Максимальный ожидаемый дебит от КГРП по скважине больше текущего более чем в 22 раза. На деле увеличение дебита и продолжительность эффекта от ГРП менее рассчитываемых, обуславливается это различными причинами, на пример максимальный значения дебита после КГРП держатся в первые несколько недель после проведения технологического процесса, далее следует плавно снижение от эффекта, и среднее увеличение дебита принято считать по отношению проницаемости дренажной зоны “ДО” и “ПОСЛЕ”.

 

 

Также учитывая, что технологический эффект от КГРП в среднем составляет 5-12 месяцев, то ожидаемая дополнительная добыча будет считаться как половина от ожидаемого дебита помноженная на срок эффекта от КГРП, то есть:

 

Примем t_КГРП=210 суток, получим:

 

Как итог, в таблице 3.3 запишем итоги расчетов по КГРП по скважине.

 

Таблица 3.2 – Итоги расчетов КГРП по скважине №

Показатель	Размерность	Значение
Забойное давление разрыва при КГРП	МПа	57,82
Потери давления на трение при проведении КГРП	МПа	98,43
Устьевое давление на скважине при КГРП	МПа	142,74
Суммарный объем используемых жидкостей в процессе КГРП	М3	50,47
Общее время проведения процесса КПГР	Мин	17
Радиус трещины	М	14,87
Длина трещины	м	18,12
Ширина трещины	см	7
Проницаемость трещины после КГРП	м2	40833‧10-12
Проницаемость призабойной зоны после КГРП	м2	2370‧10-12
Проницаемость всей дренажной системы после КГРП	м2	215,3‧10-15
Дебит скважины до КГРП	т/сут	13,72
Максимальный дебит скважины после КГРП	т/сут	311
Среднее увеличение дебита скважине после КГРП	n, раз	2,9
Ожидаемая дополнительная добыча по скважине	тыс. т	4

Планирование мероприятий по КГРП

Анализ разработки башкирско-серпуховской залежи Осинского месторождения позволяет сделать вывод о том, что для активизации скважин, находящихся в зоне влияния нагнетательных скважин, но имеющих низкие показатели эксплуатации по причине засоренности призабойной зоны или слабой связи с окружающими нагнетательными скважинами необходимо применение методов повышения нефтеотдачи пластов. Одним из наиболее эффективных в настоящее время является метод кислотного гидроразрыва пласта.

Кислотный гидроразрыв пластов предлагается провести на скважинах №№ 716, 159, 891 Осинского месторождения в период 2018-2019 гг. Выбранные скважины находятся в зоне влияния закачки, проведенное мероприятие позволит активизировать работу пласта и увеличить объем добычи нефти. Обводненность добываемой продукции до 30 %, дебит жидкости до 6 м³/сут, динамические уровни 764-1007 м. Существующие показатели эксплуатации предлагаемых скважин и положительные эффекты мероприятий, проведенных в 2016 - 2017 годах дают возможность положительного прогноза на ближайшую перспективу.

Скв. № 716 – пластовое давление компенсируется нагнетательной скважиной № 526, 255, что говорит об активной зоне и достаточным пластовым давлением. Процент обводнённости добываемой продукции составляет 20-25%, что так же подтверждает незначительное влияние закачки.

Скв. № 159 – пластовое давление компенсируется нагнетательными скважинами № 319 и 300, что говорит об активной зоне и достаточно высоком пластовом давлении. Процент обводнённости добываемой продукции составляет 18-20%, что так же подтверждает незначительное влияние закачки.

Скв. № 891 – пластовое давление компенсируется нагнетательными скважинами №2467, что говорит об активной зоне и достаточным пластовым давлением. Процент обводнённости добываемой продукции составляет 22 – 25%, что так же подтверждает незначительное влияние закачки.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Нэф для скв. 716 – 33 м, скв.159 – 14 м, скв.891 – 16 м., что удовлетворяет критериям подбора скважин для КГРП.

Работа скважин не удовлетворяет по следующим показателям:

- низкие дебиты: скв. № 716 Qж-4,9; 159 Qж-6; 891 Qж-1,1м³/сут.

- небольшой коэффициент продуктивности при значительной эффективной нефтенасыщенной толщине пласта: скв. №716 Кпр – 1,42; 159- 1,42; 891 – 0,404м³/с*МПа

Для активизации их работы предлагается провести кислотный гидроразрыв пласта.

Проведённые мероприятия в 2016 - 2017 годах показали, что средний дебит увеличился до 10-12 м³/сут., в среднем в 4 раза. Исходя из этого, на планируемых скважинах мы получим: на скв. №№ 716 Qж-4,9х4=19,6 м³/сут; 159 Qж-6х4=24м³/сут; 891 Qж-1,1х4=4,4м³/сут. Поэтому после проведения мероприятий по увеличению отбора на выбранных скважинах планируется получить в среднем на каждой скважине дебит жидкости 13 м³/сут, дебит нефти при соответствующих процентах обводненности добываемой продукции составит от 9 до 10 т/сут. (значения по скважинам представлены в табл. № 16)

При качественном выполнении мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта на скважинах № 716,159,891 планируется получить 37 т/сут нефти, прирост составит 29,5 т/сут. Дополнительная добыча за год составит 9735 тонн. Проведение мероприятия позволит повысить коэффициент нефтеизвлечения, увеличить эффективность использования подземного и наземного оборудования, получить дополнительную нефть.

Рекомендации к реализуемой технологии КГРП

Анализируя результаты применяемого метода КГРП на Осинском месторождении за последние 3 года можно сделать выводы: При анализе кривых притока основная часть флюида поступает из нижних интервалов. Т.е. обработке подверглись наиболее проницаемые пропластки. На некоторых скважинах после обработки наблюдается значительное увеличение пластовой воды в добываемой жидкости. Это означает прорыв пластовых вод из подстилающего горизонта. Для исключения подобных проявлений на Осинском месторождения можно порекомендовать кислотный гидроразрыв пласта с применением химических отклонителей. Для примера можно привести проведение мероприятий по кислотной обработке доломитизированных коллекторов Артинско-Сакмарского яруса Пермской свиты в ООО «ДИАЛ АЛЬЯНС». Данные коллектора характеризуются значительной неоднородностью, в продуктивном горизонте имеются водонасыщенные пропластки, стимуляция которых недопустима для дальнейшей эксплуатации скважин. ООО «ДИАЛ-АЛЬЯНС» совместно с компанией «Шлюмберже» провели опытные кислотные обработки с использованием кислотных отклонителей VDA и Oilseeker. Данная технология основана на комбинации вязкоэлластичных ПАВ, которые не оставляют осадка во время кислотной обработки скважин (Большинство существующих технологий основано на полимерных жидкостях, главным недостатком которых является факт, что после обработки полимерный осадок не разлагается полностью и остаётся в пласте, являясь причиной дополнительного загрязнения и существенно снижающая эффективность кислотных обработок).

Основная характеристика VDA:

· бесполимерная основа исключает остаточное загрязнение в пласте;

· самоотклонение обеспечивает равномерную стимуляцию всех зон пласта;

· возможность закачки кислотного состава в одну стадию, как единственную систему;

· разрушается при взаимодействии с углеводородами;

· широкий температурный диапазон (20-120 °С)

Oilseeker – селективный отклонитель на бесполимерной основе. В отличие от VDA для его приготовления используется не кислота, а вода. Проникая в водонасыщенный пласт, он в течение 5 минут набирает значительную вязкость на сдвиг, доходящую до 10000 сПз. Последующие порции кислоты селективно отклоняются в интервалы пласта, имеющие углеводородное насыщение.

Основной принцип химического отклонения заключается в том, что закачиваемая специальная вязкая жидкость, которая преимущественно поступает в наиболее проницаемые участки обрабатываемой зоны, временно закупоривает их, и потоки кислоты для последующих стадий процесса обработки направляются в менее проницаемые и не задействованные участки. Для того чтобы равномерно обработать пласт кислотными составами и избежать стимуляции водонасыщенных пропластков, необходимо применение надежных и эффективных систем отклонения потока кислотной обработки, в том числе селективного отклонения от водонасыщенных пропластков.

Технология VDA позволяет проводить обработки в довольно широком диапазоне температур (до 150°С) и основана на разработанной компанией Шлюмберже технологии вязкоупругих ПАВ, которые исключают повреждение коллекторских свойств пласта, возникающих из-за использования твердых частиц и полимеров в кислотных системах. Система VDA обладает идеальной жидкой консистенцией при закачке в скважину и вязкостью в 1-3 сП, что сравнимо с вязкостью воды. Во время реагирования кислоты и породы вязкость системы VDA, которая находится в пласте, очень быстро возрастает до 200-250 сП и таким образом система становится самоотклоняющейся. Такая высокая вязкость служит барьером для проникновения кислоты вглубь образовавшейся червоточины пласта, что позволяет не прореагировавшей кислоте проникнуть в менее проницаемые зоны и в необработанные пропластки, задействуя таким образом максимум интервала горизонтального ствола скважины. Благодаря тому, что в системе VDA не содержится твердых частиц, она является идеальным агентом для закачки в горизонтальные скважины большой протяженности через ГНКТ.

На рисунке 3.10 представлена сравнение изменения вязкости кислотной системы VDA при закачке в скважину и при реагировании с породой

Рисунок 3.10 – Изменение вязкости кислотной системы VDA при закачке в скважину (а) и в пласте при реагировании кислоты с породой (б)

 

После окончания работ барьер либо разрушается сам при контакте с углеводородами во время работы скважины, либо растворяется в пластовых флюидах. Поскольку для очистки такой системы не требуется создания больших депрессий на забое, это в значительной степени упрощает саму технологию, ведет к снижению стоимости операции и снижает время на её реализацию.

Основная характеристика Oilseeker:

· бесполимерная основа, исключащая остаточное загрязнение в пласте;

· селективное проникновение в водонасыщенные зоны, блокирующее их на время обработки;

· разрушается при взаимодействии с углеводородами;

· широкий температурный диапазон (24 - 121°С)

Аналогичными свойствами что и VDA обладает селективный отклонитель на бесполимерной основе OilSEEKER, но в отличии от VDA для его приготовления используется не кислота, а вода. При проникновении в пласт, он в водонасыщенных пропластках в течении 5-10 минут набирает значительную вязкость на сдвиг, доходящую до 10000 сП. Таким образом, последующая закачиваемая кислота не имеет возможность приникнуть в водонасыщенные зоны и селективно отклоняется в интервалы пласта, которые имеют углеводородное насыщение. В результате происходит селективная интенсификация только нефти и газа, а водонасыщенные участки остаются без стимулирования, в результате чего приток воды остается прежним, что приводит к снижению обводненности. Основные характеристики OilSEEKER:

- бесполимерная основа исключает остаточное загрязнение в пласте; - селективно проникает в водонасыщенные зоны, блокируя их на время обработки; - разрушается при взаимодействии с углеводородами и специальным растворителем; - широкий температурный диапазон работы (24-121°С). Одним из основных преимуществ систем VDA и OilSEEKER является простота их приготовления в полевых условиях. Качество жидкостей непрерывно контролируется также в полевых условиях и требует минимального набора оборудования полевой лаборатории, включая миксер, вискозиметр и водяную баню для проведения тестов при пластовой температуре.

Тестирование этих технологий проводилось для 10 скважин Карпенского и Ждановского месторождений целевым пластом, которых являлся Артинско Сакмарский ярус нижнего Пермского отдела. Как и на Юрубчено-Тохомском месторождении пласт представлен доломитизорованными коллекторами с неоднородной структурой. На 6 скважинах из 10, выбранных для обработки, присутствовал высокий риск стимуляции водонасыщенных пропластков и увеличения обводненности. На этих скважинах была применена технология OilSEEKER (на 3 из них была использована комбинация OilSEEKER +VDA). Остальные 4 скважины, ввиду отсутствия обводненности и относительной удаленности водонасыщенных пропластков, были обработаны с использованием только системы VDA (на одной из них производилась обработка лишь верхней газовой части пласта с минимальной обработкой нижней нефтяной зоны, чем достигнуто отклонение от нефтяной зоны к газовой). Результаты ГДИ представлены на рисунке 3.11.

Рисунок 3.11 - Продуктивность скважин 1-10 до и после кислотных обработок

 

Исследования проводились на установившимся режиме с последующей записью кривых восстановления давления (КВД). Данный метод позволяет избежать неточности и неоднозначности полученных результатов для газовых скважин. По результатам ГДИ приведенном на рисунке 8 коэффициент продуктивности на 3 нефтяных скважины увеличился в 12 раз, что соответствует увеличению дебита в 11,1 раза. Увеличение коэффициента по 7 обработанным газовым скважинам увеличился в 5 раз, средний дебит по газу вырос в 3,2 раза.