КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К УВЕЛИЧЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК НА НИЗКОДЕБИТНЫХ СКВАЖИНАХ
Воробьев С.В. ceo@inipe.com Воробьева Е.В. ЧОУ ДПО «МИПО», г. Самара Самарский университет, г. Самара
Аннотация
В настоящей работе рассмотрен комплексный подход к интенсификации добычи нефти и газа. Представлен пример статистической обработки данных работ по проведению геолого-технических мероприятий направленных на интенсификацию добычи нефти, приведены результаты лабораторных исследований кислотных композиций.
Ключевые слова: кислотная обработка, интенсификация добычи нефти, статистическая обработка данных, лабораторные исследования кислотных композиций.
Abstract
In this paper, an integrated approach to the intensification of oil and gas production is considered. An example of statistical processing of data on geological and technical measures aimed at intensifying oil production is presented, the results of laboratory studies of acid compositions are presented.
Keywords: acid treatment, intensification of oil production, statistical data processing, laboratory studies of acid compositions.
При проведении работ по воздействию на призабойную зону пласта особое значение имеет правильный выбор стратегии организации этих работ в условиях недостаточной информации. При этом необходимо максимально
использовать полученные данные, для увеличения правильности
применяемого решения и снижения риска неэффективности проведения
мероприятий. Структура комплексного подхода к проведению кислотной
обработки приведена на рис.1.
Рис.1.Структура комплексного подхода к увеличению эффективности воздействия на ПЗП
и контролю за проведением технологии.
Промысловый опыт показывает, что эффективность геолого-технических
мероприятий остается на весьма низком уровне. Сложность данной задачи
состоит в том, что параметр эффективности зависит от ряда геологических,
физико-химических, технологических и технических факторов.
С целью выявления влияния различных параметров на работу скважины был
проведен анализ мероприятий по кислотному воздействию на
месторождениях республики Татарстан. Анализу были подвержены 70
скважино-операций проводимых за последние три года на Ромашкинском,
Бавлинском, Ново-Елховском, Ямашкинском, Архангельском,
Ерсубайкинском, Бахчисарайском, Бондюжском месторождениям.
Статистическая обработка начинается с установления размеров интервала, в
соответствии с которым группируются результаты наблюдений. Для
определения оптимальной величины интервала воспользуемся формулой
Стерджеса [4]:
где е – шаг интервала; Х – максимальное и минимальное значение параметра скважин; N – общее число скважин подверженных обработке.
Наглядное представление о результатах проведения кислотной обработки в целом по скважинам можно получить, построив гистограммы распределения скважин по дебитам нефти (рис.2.), обводнености (рис.3.) до и после обработок и приросту дебита по нефти (Рис.4.).
Рис.2. Гистограмма распределения скважин по группам дебитов до и после проведения кислотной обработки
Графическое построение позволяет сделать вывод о том, что применение данной технологий на низкодебитных скважинах (более 90% скважин с дебитом по нефти до 4 т/сут.) в 65% случаев сопровождается увеличением дебита скважин, но прирост дебита скважин по нефти сравнительно низок (менее 10% скважин увеличили дебит по нефти более чем на 2 т/сут.). Произошло сокращение группы скважин с дебитом до 4 т/сут., часть из которых перешла в разряд скважин с повышенными дебитами (4-20 т/сут.). Вместе с тем несовпадающее количественные изменения в интервале высоких дебитов (от 24 до 32 т/сут.) свидетельствует о том, что часть скважин из этого интервала после проведения кислотой сместилась в область меньших дебитов. При рассмотрении изменения обводнености продукции скважин (рис.3.) можно сделать вывод, что происходит сдвиг в сторону увеличения обводнености по всему диапазону рассматриваемого параметра. При более детальном изучении параметра обводнености до и после обработки скважин (рис.5.) можно выделить три интервала изменения обводнености, а вместе с тем и границы применимости данной технологии в зависимости от начальной обводнености продукции скважин.
Рис.3. Гистограмма распределения скважин по группам обводнености до и после проведения кислотной обработки.
Рис.4. Гистограмма распределения скважин по приросту дебита нефти от проведения кислотной обработки.
Рис.5. Влияние начальной обводнености продукции скважин на ее изменение после проведения кислотной обработки.
В интервале обводнения скважин от 0 до 30 % текущая обводненость продукции скважин снижается или не увеличивается после проведения технологии, что делает скважины с таким параметром наиболее перспективными в применении для данной технологии. В интервале 30 до 80 % текущая обводненость продукции скважин может, как снижается, так и увеличиваться после проведения технологии, что предполагает при выборе скважины под применение технологии полагаться на другой параметр. В интервале обводнености 80 до 100 % текущая обводненость продукции скважин увеличивается или не снижается после проведения технологии, что является фактором, ограничивающим применение данной технологии.
Приведенный детальный анализ параметров, влияющих на эффективность технологии (удельный расход кислотного состава, начальная обводненость продукции скважин, перфорированная мощность пласта) не дал однозначных результатов и не позволил выделить более точные границы применимости технологии.
Для дальнейшего анализа влияния различных факторов на параметр эффективности проводилась процедура определения корреляционной зависимости параметров [3,4]. В качестве параметров повышения эффективности кислотной обработки были приняты следующие технологические характеристики: средний прирост дебита скважины по нефти, продолжительность эффекта, дополнительная добыча нефти за счет проведения мероприятий.
В качестве факторов, характеризующих объект и технологию воздействия:
1. геологические параметры объекта и параметры насыщающего флюида: температура, глубина, нефтенасыщенность, пористость, проницаемость,коэффициент песчанистости, коэффициент расчлененности, плотность и
вязкость;
2. технико-технологические параметры скважины: дебиты скважины по
нефти и жидкости до обработки, обводненость продукции, перфорированная
мощность;
3. технологичекие параметры проведения обработки: удельный объем
закачки, давление нагнетания, изменение давления в процессе проведения
технологии, время выдержки кислотного состава.
Для определения корреляционной зависимости между параметрами
эффективности и факторами был применен метод ранговой корреляции.
Данная процедура предназначена для проверки гипотезы о
некоррелируемости двух парных переменных, извлеченных из непрерывной
двумерной совокупности. Для определения степени влияния того или иного
фактора на результат обработки подсчитывается коэффициент ранговой
корреляции Спирмена r коэффициент конкордации Кендела t. Эти
коэффициенты выражает собой меру зависимости двух случайных величин
(признаков) X и Y, основанную на ранжировании независимых результатов
наблюдений (X1, Y1), (Xn, Yn). Отметим, что метод Кендела, в отличии, от
метода Спирмена, хотя и более детально анализирует тенденцию связи
переменных, но принимает во внимание только собственные факты близости
или различия пар наблюдений, без количественного учета степени различий.
Если ранги значений X расположены в естественном порядке, i = 1,2,…n, а
Ri – ранг Y, соответствующий той паре (X, Y), для которой ранг X равен i, то
коэффициент ранговой корреляции Спирмена определяется формулой:
где di – разность между рангами Xi и Yi.
Коэффициент Кендела определяется формулой:
Значение коэффициентов меняется от -1 до +1, причем при положительном
значении коэффициента равного единице последовательности рангов
полностью совпадают, то есть i = Ri, и при коэффициентах равным
отрицательному значению единицы последовательности рангов
противоположны, то есть i = (n+1) — Ri, при i = 1,2,…n. По величине
отклонения коэффициентов от нуля можно сделать вывод о зависимости и
независимости признаков.
Установлено, то при уровне значимости 0,05 одностороннего критерия
информативности следует принять параметр, коэффициент которого по
модулю более 0,5 [4].
Результат ранжирования для обозначенных выше параметров представлен в
табл.1.
Таблица 1.
Влияния геолого-технологических факторов на прирост дебита скважины по нефти.
Из приведенной таблицы видно, что основные факторы, влияющие на обработку следующие: дебиты скважины по нефти и жидкости до обработки, удельный объем закачки, давление нагнетания, время выдержки кислотного состава, глубина пласта и нефтенасыщенность.
Невысокие значения коэффициентов при ранжировании говорят о том, что существуют такие участки изменения информативных признаков, где тенденция корреляционной зависимости информативных признаков нарушается, либо не имеет явно выраженного характера. В силу этого ни один из факторов не может претендовать на роль универсального критерия информативности при подборе скважины при проведении геолого-технического мероприятия.
При выборе скважин для воздействия необходимо оценить их эффективность, как на качественном, так и на количественном уровне, определяя характер и степень влияния каждого из факторов проводимой технологии воздействия на ПЗП. Для определения зависимостей было проведено статистическое моделирование с использованием многомерного регрессионного анализа.
Было принято, что Yi – показатели эффективности, Xi – факторы характеризующие параметры объекта воздействия и технологии (см. табл.1.). Взаимосвязь между выходными параметрами и независимыми переменными может быть описана уравнением множественной регрессии:
Yi = b0+b1X1+ b2X2+…+ biXi 4.
bi- оценки коэффициентов уравнения множественной линейной регрессии.
По приведенным выше факторам были построены базовая модель (с учетом всех анализируемых факторов) и модель с учетом параметров, выделенных ранговой корреляции (см. табл.2.).
Таблица 2.
Статистические модели, описывающие влияние факторов на прирост дебита нефти скважины.
Примечание: параметры уравнения взяты при следующих единицах измерения: ΔQн [т/сут.], Qндо [т/сут.], Qждо [м3/сут.], Обв [%], h [м], Нпл [м], Твыд [час], Рзак [атм.], Vзак [м3],+ΔРзак [атм.], S [доли ед], m [доли ед], k [мкм2], kрасч [ед], kпесч [ед.], Т[0С], ρнефти [г/см3], νнефти [мПа/с.]
Расчеты по данным моделям будут надежны, если параметры работы скважины и проведения технологии находятся в пределах изменения рассматриваемых факторов. Оценка в отдельных случаях может иметь существенные погрешности, что указывает на необходимость увеличение факторов, характеризующих состояние объекта и технологических параметров воздействия, а также более детальный учет физико-химических процессов.
Таким образом, для основных объектов разработки месторождений республики Татарстан установлена степень влияния параметров состояния объекта и технологии воздействия. Пользуясь, полученными статистическими моделями можно решать задачи по выбору объекта и планированию технологической эффективности проведения работ.
Для выбора наиболее эффективного кислотного состава была проведена серия экспериментов. Было проведено предварительное исследование совместимости растворов и композиций кислот с поверхностно-активными веществами. Совместимость композиций реагентов определяли по образованию в смеси истинных растворов или выпадению в осадок поверхностно-активных веществ. Для проведения исследований по воздействию на терригенные и низкопроницаемые (тонкопоровые) карбонатные пласты были приготовлены композиции приведенные в табл.3
Таблица 3
Исследуемые кислотные композиции
Наблюдение велось при 20о и 70оС в течение рабочего дня и через 24 часа.
Определялись следующие показатели: плотность, вязкость, велось визуальное наблюдение за изменением внешнего вида композиций. Результаты исследований приведены в таблице 4
Таблица 4.
Анализ результатов исследования физических свойств композиций кислотных растворов показал следующее:
1. все исследуемые компоненты хорошо совместимы, так как полученные композиции образуют истинные растворы.
2. вязкость композиций меняется слабо, как по составу, так и с увеличением температуры и составляет 1,4 сПз.
Далее проводились исследования растворимости образцов мрамора в кислотных растворах в статических условиях (кислотная ванна).Были подготовлены образцы в виде кубиков размером приблизительно 1х1х1 см. Кубики были взвешены, рассчитана их удельная поверхность. На дистиллированной воде приготовлены кислотные композиции. Кубики были помещены в приготовленный раствор при соотношении площади кубиков и объема раствора 1:1 при температуре 20 оС и нормальном атмосферном давлении. С использованием прибора Кларка определяли кинетику газовыделения, представленную на рис.6 Через 1 час кубики вынули из растворов, промыли дистиллированной водой, просушили до постоянного веса в сушильном шкафу и взвесили. Кислотные растворы титровали для определения кислотности, измеряли поверхностное натяжение, плотность и
вязкость до и после проведения опытов
Рис.6. Кинетика газовыделения композиций кислотных составов
Состав 1 — 18%НСL; состав 2 — 18%НСL + 2%HF+ 3%CHCOOH3;состав 3 — 18%НСL +
2%HF+ 3%CHCOOH3 + 0,5 % АФ9-12; состав 4 — 18%НСL + 2%HF+ 3%CHCOOH3 + 0,5%
АФ9-12+ Плав солей; состав 5 — 18%НС +2%HF+0,5% АФ9-12+ Плав солей
Композиционные составы на кислотной основе характеризуются скоростью
растворения пород и скоростью нейтрализации кислоты. Скорость
растворения приведенная на рис.7.определяется из соотношения:
где ni Q — масса растворенной породы, за период взаимодействия, кг, i S —
площадь поверхностей контакта испытуемого образца с составом, м2, i t —
время взаимодействия образца в составе, час.
На основании данных по скорости растворения (данные приведены в табл.5.)
Можно сделать следующие выводы, что скорость растворения образцов в
разработанных растворах (составы 4,5) значительно меньше, чем в базовом
растворе (состав 1), и кратность снижения скорости растворения данных
составов по сравнению с базовым составила 3,2 и 4,7 соответственно для 4 и
5 составов. Данные показатели свидетельствуют о более глубоком
проникновении предлагаемых кислотных композиций.
Рис.7. Скорость растворения композиций кислотных составов
Состав 1 — 18%НСL; состав 2 — 18%НСL + 2%HF+ 3%CHCOOH3;состав 3 — 18%НСL + 2%HF+ 3%CHCOOH3 + 0,5 % АФ9-12; состав 4 — 18%НСL + 2%HF+ 3%CHCOOH3 + 0,5% АФ9-12+ Плав солей; состав 5 — 18%НС +2%HF+0,5% АФ9-12+ Плав солей
Таблица 5
Показатели скорости растворения мрамора и их кратность по сравнению с базовым раствором
