Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Кислотное воздействие на карбонатные пласты 8
1.1 Методы интенсификации добычи нефти при соляно-кислотной обработке 8
1.2 Виды кислотного воздействия, факторы, вляющие на эффективность соляно-кислотной обработки (СКО) 9
1.3 Особенности кислотного воздействия в карбонатных коллекторах 17
1.4 Механизм воздействия кислот при обработке, кинетика реакции кислотного раствора с породой 19
1.5 Экспериментальные исследования кислотного воздействия 25
1.6 Проектирование, оценка эффективности кислотного воздействия на пласт 31
1.6.1 Технологический эффект при проведении соляно-кислотной обработки 31
1.6.2 Скин-эффект, как показатель эффективности проведения интенсификации призабойной зоны скважины. 32
1.6.3 Проектирование кислотного воздействия на пласт 34
Глава 2 Оценка эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти при соляно-кислотной обработке 38
Глава 3 Обобщенная зависимость Дюпюи-Фогеля 46
Глава 4 Примеры и результаты расчетов 54
4.1 Анализ промысловых данных 54
4.2 Результаты оценки дебита нефтяной скважины при забойном давлении ниже давления насыщения 60
4.3 Результаты оценки эффективности СКО, оптимального объема закачки кислотного раствора 64
Заключение 72
Литература 74
Приложение 1 - Результаты оценки дебита скважины (обобщенная зависимость Дюпюи-Фогеля), оптимального объема закачки кислотного раствора на примере скважин Тимано-Печорской провинции 82
- Виды кислотного воздействия, факторы, вляющие на эффективность соляно-кислотной обработки (СКО)
- Оценка эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти при соляно-кислотной обработке
- Анализ промысловых данных
- Результаты оценки эффективности СКО, оптимального объема закачки кислотного раствора
Введение к работе
Актуальность работы. Кислотное воздействие на пласт в карбонатных коллекторах является одним из распространенных методов увеличения производительности скважины ввиду малых затрат и относительной простоты процесса. Понимание процессов и механизмов, происходящих во время реагирования породы пласта с кислотным раствором, является основополагающим для его правильного планирования и для получения максимального эффекта от воздействия.
Оптимизация процесса соляно-кислотной обработки возможна путем правильного подбора параметров процесса, основными из которых являются объем и скорость закачки кислотного раствора и его концентрация, а также тип реакции кислоты с породой. В настоящее время для проектирования и прогнозирования эффекта, полученного от интенсификации скважины, используют два подхода. Первый включает методы математического моделирования, второй - расчет параметров или использование их рекомендованных значений и последующее прогнозирование полученного эффекта на основании анализа накопленных статистических данных.
Модели, построенные для конкретных условий месторождения, помогают спланировать процесс и учесть его особенности. Такой способ прогнозирования является наиболее точным. Однако недостаток заключается в трудоемкости процесса и необходимости использования целого ряда сложных программ. Второй подход - упрощенный, общедоступный и имеет низкую стоимость, но не учитывает кинетику реакции кислотного раствора с породой, а обобщенные статистические данные не вполне могут соответствовать конкретным условиям и носят рекомендательный характер.
В данной работе предлагается способ оптимизации процесса кислотного воздействия для конкретных условий скважины и пласта. При расчете используется математическое описание процесса, учитывается стехиометрия
реакции, кинетика растворения породы с кислотным раствором, а также экономическая составляющая воздействия.
Применение предлагаемого метода позволяет оценить дебит при любых значениях забойного давления по отношения к давлению насыщения, изменение скин-эффекта после воздействия, а также оценить оптимальный объем закачки кислотного раствора, максимизирующий прибыль от проводимого воздействия. Расчет является простым в применении и не требует использования сложных вычислительных программ. Эти факторы определяют актуальность предлагаемой работы.
Цель работы. Оценка эффективности мероприятий при соляно-кислотной обработке.
Основные задачи работы.
-
Анализ эмпирических зависимостей, описывающих кислотное воздействие на пласт.
-
Создание алгоритма расчета для оценки дебита после кислотного воздействия при любых значениях забойного давления по отношению к давлению насыщения, оптимизация процесса.
-
Количественная оценка эффекта соляно-кислотной, оптимального объема закачки кислотного раствора.
-
Применение предложенных алгоритмов для оценки эффективности соляно-кислотной обработки реальных скважин ряда месторождений.
Методом исследования является анализ зависимостей, характеризующих процесс кислотного воздействия на пласт. В качестве теоретической базы используются основные представления подземной гидромеханики, теории размерности, общие законы кинетики химических реакций, вычислительной математики, разработки нефтяных и газовых месторождений, физики пласта и скважинной добычи нефти.
Основными защищаемыми положениями являются.
-
Оценка эффективности соляно-кислотной обработки, используя эмпирические зависимости, что позволяет прогнозировать производительность нефтяных скважин.
-
Алгоритм расчета оптимального объема закачки кислотного раствора, обеспечивающего достижение максимальной прибыли от воздействия.
Научная новизна работы состоит в следующем:
-
Предложен подход оценки эффективности кислотного воздействия на пласт при любом значении забойного давления по отношению к давлению насыщения.
-
Разработан алгоритм оценки оптимального объема закачки кислотного раствора для конкретных условий скважины, обеспечивающего достижение максимально возможной прибыли от воздействия.
-
Получена зависимость Дюпюи-Фогеля, позволяющая оценить дебит нефтяной скважины при любом значении забойного и пластового давлений по отношению к давлению насыщения.
Практическая значимость работы.
-
Создан алгоритм расчета эффекта соляно-кислотной обработки и значения оптимального объема закачки кислотного раствора в пласт при любом значении забойного давления по отношению к давлению насыщения.
-
Количественно определен эффект применения соляно-кислотной обработки на скважинах Тимано-Печорской провинции. Получена хорошая сходимость результатов расчетов с фактическими данными.
-
Количественно определен оптимальный объем кислотного раствора на скважинах Тимано-Печорской провинции, обеспечивающий достижение максимальной прибыли от воздействия.
-
Разработан алгоритм расчета для оценки дебита нефтяной скважины при любом значении забойного давления по отношению к давлению насыщения
5. Количественно проведена оценка дебита нефтяной скважины при забойном давлении ниже давления насыщения для условий Тимано-Печорской провинции. Получена хорошая сходимость результатов.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на:
1. Международной научно-технической конференции «Севергеоэкотех -
2008» (Ухта, 2008 г.).
2. Международной конференции, посвященной 80-летию АЛТИ-АГТУ
(Архангельск, 2009 г.),
-
Научно-технической конференции преподавателей и сотрудников (Ухта, 2011г.),
-
Всероссийской конференции «Нефтегазовое и горное дело - 2011» (Пермь, 2011 г.)
Публикации.
По материалам диссертации опубликовано 7 работ, в том числе 2 в изданиях, включенных в перечень рецензируемых научных журналов, выпускаемых в РФ в соответствии с требованиями Высшей аттестационной комиссии.
Структура и объем диссертации.
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и одного приложения. Работа содержит 93 страницы, в т.ч. 27 рисунков и 19 таблиц.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, профессору, д.т.н. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина А.Б. Золотухину, идеи которого легли в основу диссертации, коллективу предприятия ООО «Нарьянмарнефтегаз» за предоставленные промысловые данные и методическую помощь, а также профессору УГТУ А.А. Мордвинову за постоянное внимание к работе.
Виды кислотного воздействия, факторы, вляющие на эффективность соляно-кислотной обработки (СКО)
Соляно-кислотная обработка (СКО) направлена на увеличения проницаемости призабойной зоны скважины, растворения отложений солей, смол, парафинов, а так же очистки от глины, цемента и т.д.
В процессе проведения обработки при реакции кислотного раствора с породой образуются каналы высокой проводимости в призабойной зоне скважины.
Действие соляной кислоты основано на реакции растворения ею известняка и доломита, содержащихся в скелете продуктивных коллекторов [11]. Основные реакции при воздействии следующие [4]:
с известняком
CaC03+2HCWCaCl2+H20+C02 (1.2.1)
с доломитом
4HCl+CaMg(C03)2 CaCl2+MgCl2+H20+2C02 (1.2.2)
Продуктами реакции являются водорастворимые соли, вода и углекислый газ, которые удаляются из пласта при создании депрессии.
Кислотное воздействие рассмотрено в работах: Абдулина Ф.С [1], Амелина И.Д. [2], Булатова А.И. [6], Ибрагимова Г.З. [13], Ибрагимова Л.Х. [14], Иванова СИ. [15], Кристиана М. [26], Кудинова В.И. [27], Логинова Б.Г. [29], Минеева Б.П. [33], Гиматудинова Ш.К. [45], Семенова Ю.В. [46 ], Сучкова Б.М. [51].
В работе [1] отражены факторы, влияющие на производительность скважин, даны рекомендации по повышению эффективности кислотных обработок. Рассмотрены кислотные обработки нагнетательных скважин, высокотемпературных, газовых скважин, с получением кислоты на забое, приведены результаты исследований.
Факторы, влияющие на обработку скважин соляной кислотой, обработки при помощи вибрации давления на забое, паротепловые, с применением нефтекислотных эмульсий, загущенной кислоты, с глубоким охлаждением кислоты на забое, пенокислотные, термокислотные, термогазохимические рассмотрены в [2].
В работе [6] приведены исследования кислотного воздействия с добавлением газа, обработка скважин смесью кислоты с природным газом, термообработка скважин углеводородными жидкостями с азотом, технология обработки скважины кислотой, газированной азотом. Дана характеристика способов кислотной обработки: углеводородно-кислотными и нефтекислотными эмульсиями, пенокислотная, термохимическая и термокислотная КО, обработка газированной кислотой, технология селективных КО.
В работе [13] отражены цели и методы воздействия на призабойную зону скважины (ПЗС), приведены виды химического воздействия на пласт: кислотные ванны, кислотные обработки под давлением, простая кислотная обработка, термокислотная и термохимическая, гидромониторная, двухрастворная, пенокислотная, рекомендации по составу и объему кислотного раствора, технологии воздействия на ПЗС.
В работе [14] сделан анализ причин ухудшения проницаемости призабойной зоны скважины, результатов применения основных методов воздействия на ПЗС по скважинам ПО «Нижневартовскнефтегаз», существующих технологий воздействия на ПЗС, которые включают в себя следующие виды: кислотные ванны, простые кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, пенокислотные, поинтервальные, гидромониторные (кислотоструйная), термохимические и термокислотные.
В работе [15] рассмотрены факторы, снижающие проницаемость призабойной зоны скважины и влияющие на эффективность СКО, виды кислотных обработок, схемы в зависимости от вида кислотных обработок: кислотные ванны, обычные, повторные, серийные, глубокие, выборочные, локальные, импульсные обработки, с применением гидровибраторов, кислотно-струйные, под высоким давлением, пенокислотные и термохимические.
В работе [26] описаны ингибиторы кислотной коррозии и замедлители реакции, присадки, используемые в комплексных растворах для стимулирования скважин, составы для кислотных обработок и улучшения межфазных натяжений.
В работе [27] приведены причины ухудшения проницаемости ПЗС. Рассмотрены виды кислотного воздействия, такие как соляно-кислотная обработка под давлением, термокислотная, кислотная обработка в динамическом режиме, оборудование и технология проведения СКО.
В работе [29] рассмотрены механизмы воздействия раствора соляной кислоты на породы с различным содержанием карбонатного материала, область и условия применения кислотных обработок, основные уравнения реакции, а так же факторы, влияющие на них. Выделены следующие виды кислотных обработок: кислотные ванны, простые кислотные обработки и под давлением, термохимические, термокислотные, через гидромониторные насадки.
В работе [33] описаны методы химического воздействия на пласт, технологические схемы СКО: кислотные ванны, простые, повторные, серийные, глубокие, избирательные, локальные, импульсные, с применением гидровибраторов, кислотно-струйные, под высоким давлением, обработки низкотемпературных пластов, пенокислотные, гидрокислотный разрыв пласта, термохимические и термогазохимическое воздействие на пласт.
В работе [45] рассмотрены свойства компонентов, состав, объем кислотного раствора, виды кислотных обработок: кислотные ванны, простые кислотные обработки, под давлением, кислотоструйные, термохимические и термокислотные.
В работе [46] отражены варианты технологического процесса обработки и воздействия на призабойную зону при освоении и добыче: простая, при высоких устьевых давлениях, поинтервальная с применением гидроперфоратора, глубокая с применением высоковязкой жидкости, в условиях высоких и низких пластовых температур, кислотными эмульсиями, пенокислотными.
В работе [51] отражены факторы, влияющие на скорость реакции, краткая характеристика кислот, химических реагентов, применяемых при обработке. Подробно рассмотрены виды соляно-кислотных обработок: кислотные ванны, многократные, простые, поинтервальные, в динамическом режиме, направленные, глубокие соляно-кислотные обработки, термохимическая, пенокислотная обработка, гидроударное воздействие кислоты на пласт, нефтекислотная обработка, обработка ПЗС термоактивной смесью, метод образования каверн, ацетоно-солянокислотная обработка, реагентная разглинизация ПЗС, обработка ПЗС с одновременным удалением смолопарафиновых отложений, обработки ПЗС раствором соляной кислоты с применением струйных аппаратов для создания в различных режимах -многократные депрессии, репрессии, обычные СКО, циклические, термогазохимическое. Даны рекомендации по обработкам, их назначению, рассмотрены достоинства и недостатки, технологии проведения, оборудование.
Соляно-кислотная обработка имеет разнообразные технологические схемы проведения, зависящие от горно-геологических параметров пласта и конкретных целей воздействия. Различие технологических схем определяют концентрация, рецептура кислотного состава, объем нагнетания, а также давление и температура, создаваемые во время проведения обработки с помощью различных технических средств.
Виды кислотного воздействия можно упрощенно разделить на две группы - без закачки в пласт и с закачкой в пласт кислотного раствора. Краткая классификация видов кислотного воздействия отражена в таблице 1.2.1
Оценка эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти при соляно-кислотной обработке
Оценить дебит нефтяной скважины при установившемся режиме фильтрации однородной жидкости при забойном давлении выше давления насыщения можно по формуле Дюпюи, которая имеет следующий вид: 2nkh (Рс - Pwf) где Рс - давление на контуре питания зоны дренирования, Па, Pwf— забойное давление, Па, к - проницаемость пласта, м2, h -толщина пласта, м, Ъж -объемный коэффициент жидкости, цж - динамическая вязкость жидкости, Па-сек, Rc — радиус зоны дренирования, м, rw - радиус скважины, м, S - скин-эффект.
Одним из важных технологических факторов оценки обработки является изменение дебита скважины после интенсификации. Известно, что дебит скважины зависит от значения скин-эффекта, который входит в формулу Дюпюи. Поэтому, зная значение скин-фактора, можно оценить и эффективность кислотной обработки.
Используя уравнение Даккорда-Ленорманда можно найти величину снижения скин-эффекта после проведенной кислотной обработкой [79]:
Для удобства использования соотношения (2.2) приведем его к безразмерному виду с помощью теории размерности [19,20,21], учитывая только параметры, имеющие размерность. Согласно уравнению (2.2) примем, что эффективность снижения скин-фактора зависит от следующих параметров:
Для последующего анализа введем обозначения независимых размерностей
Стоит заметить, что значение скин-эффекта So в расчетах включает не только изменение проницаемости в поврежденной зоне, но может учитывать и все другие виды несовершенства скважины и/или свойств призабойной зоны. Значение же изменения скин-фактора AS связано лишь с очисткой призабойной зоны скважины в результате СКО.
Таким образом, используя уравнение (2.12) при учете изменения скин-эффекта по уравнению Даккорда-Ленорманда можно оценить дебит после СКО на этапе планирования.
Экономическая эффективность проведения соляно-кислотной обработки (чистый дисконтированный доход) зависит от количества дополнительной нефти, связанной с проведением мероприятия. Примем, что падение дебита по скважине после СКО может быть описано экспоненциальной зависимостью. С учетом такого предположения можно вывести следующее соотношения для расчета объема дополнительной добычи нефти: где Aq = (q — q0) - начальное изменение дебита после СКО, м /сут., t0 -продолжительность технологического эффекта, сут, а - угловой коэффициент экспоненты.
Выражение чистого дисконтированного дохода будет иметь следующий вид: где Р - цена реализации нефти на внутреннем рынке с учетом себестоимости, руб/м3, 0,8 - учет налога на прибыль (ставка налога - 20 % от дохода), AV -объем дополнительной добычи нефти, связанной с проведением СКО, м , Са-цена 1 м3 кислоты, руб., V- объем закачанного кислотного раствора в пласт, м , Ks - удельные прямые затраты (прокат техники, зарплата бригады КРС за время проведения СКО, страховые взносы) на закачку 1 м кислотного раствора, без стоимости кислоты, руб/м .
Удельные прямые затраты можно определить, используя следующее соотношение: где Зско - прямые затраты на соляно-кислотную обработку без стоимости кислотного раствора, руб.
Существует множество решений нелинейного уравнения (2.32), в данной работе воспользуемся графическим способом решения, которое будет соответствовать значению оптимального объема закачки кислотного раствора, максимизирующего прибыль от проведения мероприятия.
Предложенный подход позволяет оптимизировать один из важных параметров обработки - объем кислотного раствора при этом учесть кинетику реакции.
Анализ промысловых данных
Расчет проведен на примере скважин Варандейского, Торавейского, Мядсейского, Южно-Хыльчуюского месторождений. Данные месторождения относятся к месторождениям Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Описание коллекторов провинции отражено в источнике [46]. Пласты провинции содержат как терригенные, так и карбонатные коллектора. Продуктивные терригенные пласты-коллекторы в Тимано-Печорской провинции широко присутствуют в среднедевонско-нижне-франском, турнейско-нижне-средневизейском и пермско-триасовом нефтегазоносных комплексах, карбонатные также имеют очень широкое распространение и слагают силурийско-нижнедевонский, верхнедевонско-турнейский и визейско-нижнепермский нефтегазоносные комплексы [46].
Геологический разрез Южно-Хыльчуюского месторождения представлен кайнозойскими, мезозойскими и палеозойскими отложениями осадочного чехла, которые подстилаются метаморфизованными породами рифейского фундамента. Промышленная нефтеносность месторождения связана с карбонатными отложениями ассельско-сакмарского ярусов нижней перми, составляющими один из основных продуктивных горизонтов на структурах Колвинского мегавала.
Скважины для адаптации предлагаемого в работе алгоритма выбирались в соответствии со следующими критериями:
1. Тип коллектора, вскрытого скважиной - карбонатный.
2. Успешность проведения соляно-кислотной обработки (СКО), т.е. наличие технологического эффекта по дебиту жидкости. Интенсификация не должна быть приурочена к капитальному, либо текущему ремонту скважины, для возможности понимания причины технологического эффекта.
3. История скважины: наличие результатов обработки ГДИС, лабораторных исследований (динамическая вязкость, объемный коэффициент, давление насыщения, пористость, процентное содержание известняка и доломита в продуктивном пласте), среднесуточной и среднемесячной динамики жидкости, нефти, депрессии, данных капитального и текущего ремонтов.
4. Некоторые параметры СКО: объем закачки кислотного раствора, концентрация.
5. Конструкция скважины: интервал перфорации, радиус скважины по долоту, тип скважины (вертикальная, наклонно-направленная, горизонтальная) для правильного применения уравнения, характеризующего приток жидкости в скважину.
Был проведен анализ промысловых данных. Результаты ГДИС, среднесуточная и месячная динамики анализировались на предмет выявления недопустимой погрешности в значениях дебитов жидкости. Так же был проведен анализ результатов отчетов ГДИС по фильтрационно-емкостным свойствам. Фактически полученный дебит до обработки и после сравнивался с различными полученными источниками - на основании ГДИС и динамики жидкости.
При принятии значений промысловых параметров использовался следующий порядок:
1. При расчете дебита по формуле Дюпюи использован параметр гидропроводности с целью избежания погрешности, существующей при определении проницаемости, эффективной толщины пласта и динамической вязкости жидкости. Использования параметра гидропроводности дает возможность не использовать значение фазовой проницаемости жидкости, вязкости. В итоге использование подхода упрощает прогнозирование эффективности СКО для обводненных скважин.
2. Фактический дебит жидкости q0, гидропроводность, радиус контура, объемный коэффициент жидкости, пластовое и забойное давление до соляно кислотной обработки приняты на основании отчетов по результатам ближайших ГДИС. При этом с момента проведения ГДИС до СКО никаких геолого-технических мероприятий в скважине не проводилось.
3. При несовпадении технологических режимов фактических дебитов, полученных до СКО qo и на основании динамики по жидкости, нефти после фактический дебит после интенсификации Цф принят на основании ближайших ГДИС. При этом с момента проведения СКО до ГДИС никаких геолого-технических мероприятий в скважине не проводилось.
4.0 значении технологического эффекта после обработки можно судить на основании изменения скин-фактора AS и соответственно увеличении значения дебита Aq только за счет интенсификации. Поэтому для расчета Aq значения дебитов необходимы на одном технологическом режиме. Расчет приведенного дебита после СКО к технологическому режиму до СКО при условии забойного давления ниже давления насыщения был проведен по методике Фогеля. При забойном давлении выше давления насыщения приведенный дебит определялся по следующей формуле: где q p - фактический дебит после соляно-кислотной обработки, м /сут., Арф депрессия после соляно-кислотной обработки, м /сут., Ар - депрессия до соляно-кислотной обработки, м3/сут.
5. Для сравнения расчетного дебита qp и приведенного после СКО, был сделан расчет погрешности по следующей формуле: 100 qp - расчетный дебит после интенсификации, с учетом изменения скин-фактора.
6. При расчете изменения скин-эффекта AS принято, что эффективная толщина пласта h равна перфорированной толщине пласта hn или необсаженного ствола скважины. Допущение принято для того, чтобы снизить существующую погрешность при определении эффективной толщины пласта по результатам исследования на нефтедобывающем предприятии.
7. Темп закачки кислотного раствора - в пласт q3 на основании промысловых данных неизвестен, поэтому принят для всех скважин равным 6,85 л/сек., что является одним из режимов закачки кислотного агрегата.
8. Плотность чистого известняка, доломита была принята для всех расчетов ризв=2600 г/литр, рдол=2650 г/литр соответственно;
9. Процентное содержание минералов (доломит - у, известняк - х ) принято в среднем по пласту, вскрытом скважиной при наличии данных керна. В остальных случаях при расчете принималось, что порода содержит чистый 100 % известняк.
10. Значения обводненности жидкости не учитывались при расчете чистого дисконтированного дохода, на момент проведения СКО фактическая обводненность составила по скважинам в пределах 0-2 %.
11. Фактическое время технологического режима t принято с учетом времени эксплуатации скважины после обработки до снижения дебита до СКО q0 или первого геолого-технического мероприятия по скважине, если при этом дебит по нефти не снизился до значения q0. При этом эксплуатация скважины шла на одном технологическом режиме. Если технологические режимы эксплуатации скважины постоянно менялись, учитывалось время работы только на режиме, установленном сразу после СКО. На основании этого, используя динамику по жидкости, была построена экспоненциальная зависимость, найден угол наклона экспоненты а и рассчитан технологический эффект t по следующей формуле
Результаты оценки эффективности СКО, оптимального объема закачки кислотного раствора
Расчет проведен на примере скважин Тимано-Печорской провинции. Варандейского, Торавейского, Мядсейского (при условии Pwf Pb), Южно-Хыльчуюского месторождений (при условии Pwy Pb). При этом использованы данные фильтрационно-емкостных свойств, лабораторные исследования, принятые на основании отчетов гидродинамических исследований, динамика жидкости, нефти, данные по геофизике, отчеты проведения СКО, сведения о капитальном и текущем ремонте скважин, ее конструкция Исходные данные по скважинам рассматриваемых месторождений представлены в таблицах 4.3.1, 4.3.2. Расчет оптимального объема кислотного раствора сделан на основании подхода, описанного в главе 2, прогнозируемые значения дебита скважин получены, применяя обобщенную зависимость Дюпюи-Фогеля (глава 3) и уравнение Дюпюи (глава 2), используя концепцию скин-эффекта. Для сравнения результатов расчета прогнозируемого дебита после СКО с фактическими по скважине была рассчитана погрешность.
Пример расчета оптимального объема закачки кислотного раствора графическим способом отражен на рисунке 4.3.1, 4.3.2 по скважине № 3 Варандейского месторождения, по остальным скважинам в Приложении 1 (рис. 10-16). Результаты расчета основных параметров приведены в таблице 4.3.3., 4.3.4.
Согласно таблице 4.3.3 погрешность прогнозного дебита после соляно-кислотной обработки qp по отношению к фактическому qn составила 1,5-6 % для скважин Варандейского, Торавейского и Мядсейского месторождений и 8-19 % для Южно-Хыльчуюского месторождения, что является хорошим результатом. При сравнении были использованы расчетные значения прогнозного дебита нефти после СКО qp (2.12) и фактического, пересчитанного на технологический режим до СКО qn (4.1.1), по уравнению Дюпюи (Pw/ Pb) и методу Фогеля (Vwf Р/,) соответственно. Следует учесть, что одной из причин погрешности результатов по скважине Ю-Х 228 может быть неточность при определении фильтрационно-емкостных свойств на основании KB Д.
Для всех скважин был рассчитан оптимальный объем закачки кислотного раствора с использованием нелинейного уравнения (2.32). Оптимальный объем закачки для скважины № 3 Варандейского месторождения составил 16 м (таблица 4.3.4, рис. 4.3.1., 4.3.2). Полученные результаты расчетов по скважинам, рассматриваемых месторождений (таблица 4.3.4) говорят о целесообразности нахождения оптимального объема кислотного раствора посредством предложенного в работе алгоритма. Применение рекомендуемого оптимального объема закачки кислотного раствора Vonm повышает объем дополнительно добытой нефти и, следовательно, доход от воздействия.
При расчете оценки эффективности соляно-кислотной обработки использовалась постоянная скорость закачки в пласт (д=6,85 л/сек.) кислотного раствора в связи с отсутствием промысловых данных. Поэтому был проведен расчет значения изменения скин-эффекта и оценки эффективности СКО еще для ряда скоростей, которые соответствуют технической характеристике кислотного агрегата ЦА 320. (таблица 4.3.5). Результаты таблицы 4.3.5 свидетельствуют о небольшом изменении скин-эффекта при изменении скорости закачки. Таким образом, погрешность, связанная с недостающими данными, связанными со скоростью закачки не существенна.
Похожие диссертации на Оценка эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти при соляно-кислотной обработке
