Прогноз дебита нефтяной скважины после щелочно-кислотной обработки растворами с полярными значениями pH
26 октября 2018/
Технологии
Прогноз дебита нефтяной скважины после щелочно-кислотной обработки растворами с полярными значениями pH
Обработка растворами с полярными значениями pH разрушает и (или) растворяет кольматирующие глинистые образования в призабойной зоне пласта. В результате даже в условиях поздней стадии разработки восстанавливается проницаемость коллектора и существенно повышается дебит скважины. В статье представлены результаты применения технологии на 116 скважинах 16 нефтяных месторождений России, Украины и шельфа Вьетнама. Разработана аналитическая модель прогноза увеличения дебита скважин после применения такой реагентной обработки в зависимости от удельного дебита скважины и степени извлечения начальных запасов месторождения.
Удаление глинистых кольматирующих образований из призабойной зоны пласта (ПЗП) – существенный резерв увеличения отбора углеводородов как при строительстве скважин, так и при их эксплуатации.
Технология разглинизации с полярными pH
Щелочно-кислотная обработка скважин растворами на основе порошкообразных реагентов с полярными зна- чениями рН предназначена для удаления глинистых кольматирующих образований из нефтяных скважин, каптирующих терригенные поровые коллекторы [1].
В основе технологии лежит применение различных щелочно-кислотных композиций, адаптированных к минералогическому составу обрабатываемой породы. Для монтмориллонитовой глины и глины смешанного состава наиболее эффективно применение раствора
бисульфата водного (pH = 0,98), а для каолинитовой глины – раствора бикарбоната натрия (pH = 8,2) [2]. Для приготовления технологических растворов используют порошкообразные реагенты, выбор которых и последовательность применения производятся в зависимости от минералогического состава кольматирующих образований. В результате воздействия технологических растворов на ПЗП происходит как растворение, так и разрушение кольматирующих образований и перевод их из агрегатного состояния в тонкую пелитовую фазу, легко удаляемую из скважины после обработки. При взаимодействии порошкообразных реагентов с кольматирующими образованиями не происходит вторичного выпадения твердой фазы и образования коллоидальных систем [2].
Промысловая практика
Щелочно-кислотные обработки ПЗП добывающих скважин растворами на основе порошкообраз- ных реагентов с полярными значениями рН производились в РФ на месторождениях Юганской группы (Асомкинском, Усть-Балыкском и Южно-Сургутском), Когалымской группы (Ватьёганском, Повховском, Южно-Ягунском и Тевлинско-Русскинском), Пермской группы (Повлековском, Чужинском, Кострюковском, Мячинском, Алатырском, Горкин- ском), Муравленковском месторождении, Долинском месторождении (Украина), месторождении Белый Тигр (шельф Вьетнама). Всего за последние годы по данной технологии обработано 116 скважин на 16 нефтяных месторождениях.
Обобщенные данные по эффективности реагент- ной разглинизации с полярными значениями pH ПЗП добывающих скважин на различных место- рождениях приведены в таблице 1.
Среднее приращение дебита 116 скважин составило 1467 т/сут. Средняя продолжительность действия эффекта обработки составила 7,8 месяцев. Дополни- тельная добыча нефти за счет обработки изменялась в пределах 356–2608 т при среднем значении 1880 т
Модель аппроксимации промысловых данных
Из нефтепромысловой практики известно, что оценка кратности увеличения дебита скважин после реагентной обработки ПЗП может быть установлена в результате анализа эффективности таких обработок, проводимых на месторождении ранее. Обычно при наличии данных о кривой восстановления давления (КВД) по скважине и оценке скин-эффекта потенциальный дебит скважины определяют по формуле Дюпюи. При отсутствии информации об эффективности реагентных обработок на рассматриваемом месторождении и данных по КВД можно воспользоваться данными, полученных на аналогичном месторождении при обработке растворами с полярными значения- ми рН. При этом определяющими факторами являются величина отобранных извлекаемых запасов и коэффициент проницаемости продуктивного пласта.
По результатам промысловых данных были построены зависимости приращения удельного дебита сква- жин после реагентной обработки (ΔQуд‘) от удельного дебита скважин до обработки (Qуд):
1. Муравленковское месторождение. Отобрано до 30% извлекаемых запасов, осредненная проницае- мость пород К = 36 мД (рис. 1).
2. Ватьёганское месторождение. Отобрано до 60% извлекаемых запасов, К = 224 мД (рис. 2).
3. Тевлинско-Русскинское месторождение. Отобра- но до 60% извлекаемых запасов, К = 85 мД (рис. 3).
4. Долинское месторождение. Отобрано более 65% извлекаемых запасов, К = 2–26 мД (рис. 4).
Анализ кривых удельного деби- та скважин после реагентной обработки ПЗП показал, что этот показатель (ΔQуд‘) может быть весьма точно аппроксимирован кусочно-линейной функцией:
η = -k ∙ Δq + b, (1)
где η – увеличение удельного дебита после обработки, %;
k – угол наклона графика (k = tgα); Δq – удельный дебит скважины до обработки (отношение дебита скважины к вскрытой мощности
продуктивного пласта);
b – отрезок, отсекаемый на ординате у.
В таблице 2 приведены значения коэффициентов
аппроксимации аналитической зависимости (1) – приращения удельного дебита скважин после реагентной обработки ПЗП растворами с полярными значениями рН для Муравленковского, Ватьёганского и Долинского месторождений, каждое из которых характеризуется различной степенью выработанности извлекаемых запасов.
Заключение
Представленные результаты могут быть использованы при проектировании разработки как сухопутных, так и морских месторождений для прогнозирования увеличения дебита нефтяной скважины после реагентной обработки растворами с полярными значениями рН.
Литература
1. С.Н. Веселков, В.Т. Гребенников. Реагентное воздействие на глинистые кольматирующие образования: оценка эффек- тивности // Oil&Gas Journal Russia, No 4, 2012. – С. 54–56.
2. С.Н. Веселков, В.Т. Гребенников. Обработка скважин рас- творами с полярными значениями pH // Oil&Gas Journal Russia, No 9, 2013. – С. 44–46.