CC BY
16Sciences of Europe # 57, (2020)_63
КРИТЕРИИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ И ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ КИСЛОТНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
Куангалиев З.А.,
Атырауский университет нефти и газа. Казахстан
Атырауова Н.К.,
Атырауский университет нефти и газа. Казахстан
Абежанов Е.Б.,
Атырауский университет нефти и газа. Казахстан
Райимбергенов А. С. магистрант
CRITERION FOR DETERMINING THE EFFICIENCY AND MAIN PARAMETERS OF ACID
HYDRAULIC FRACTURING
Kuangaliev Z.,
Atyrau University of oil and gas. Kazakhstan
Atyrauova N.,
Atyrau University of oil and gas. Kazakhstan
Abezhanov Y.,
Atyrau University of oil and gas. Kazakhstan
Raimbergenov A.
undergraduate
АННОТАЦИЯ
Актуальность заявленной в статье проблемы обусловлена тем, что представлены результаты анализа проведения кислотного гидроразрыва пластав интервале перфорации 4361-4366м. на месторождении «Жа-нажол» Актюбинской области.
С целью очистки призабойной зоны скважины и увелечения интенсивности притока к скважинам были проведены соляно-кислотные обработки.
Методы: Ведущим методом к исследованию данной проблемы является проведения соляно-кислотной обработки. При сравнительно малых значении коэффициента продуктивности после проведения СКО были получены высокие значения дебита, что свидетельствует о высокой эффективности СКО в условиях карбонатных пластов-коллекторов. Максимальный эффект наблюдается по скважине №236.
По результатам лабораторных исследований, наибольшей растворимостью обладает композиция с составом 12%HCl + 3% HF (12 процентной соляной + 3 процента плавиковой кислоты), однако в связи с отрицательным влиянием плавиковой кислоты на прочность керамических проппантов необходимо исключить HF с кислотного состава. Композиция с 12%HCl показывает хороший результат по растворимости.
Значимость результатов проведения ОПИ в скважинах №14 и №57 рассмотреть возможность дальнейшего проведения соляно-кислотной обработки остальных скважин горизонта.
ABSTRACT
The relevance of the problem stated in the article is due to the fact that the results of the analysis of acid fracturing of formations in the perforation interval 4361-4366m are presented. at the Zhanazhol deposit in Aktobe region.
In order to clean up the bottomhole zone of the well and increase the flow rate to the well, hydrochloric acid treatments were carried out.
Methods: The leading method for investigating this problem is hydrochloric acid treatment. With comparatively low values of the productivity index after the DIS, high flow rates were obtained, which indicates the high efficiency of the DIS in the conditions of carbonate reservoirs. The maximum effect is observed in well # 236.
According to the results of laboratory studies, the composition with the composition 12% HCl + 3% HF (12% hydrochloric + 3% hydrofluoric acid) has the highest solubility, however, due to the negative effect of hydrofluoric acid on the strength of ceramic proppants, it is necessary to exclude HF from the acid composition. The composition with 12% HCl shows good results in terms of solubility.
Significance of pilot testing results in wells 14 and 57 to consider the possibility of further hydrochloric acid treatment of the remaining wells of the horizon.
Ключевые слова: соляная кислота; порода; коллектор; интерпретация.
Keywords: hydrochloric acid; breed; collector; interpretation
Sciences of Europe # 57, (2020)_
Введение
Для увеличения производительности флюидо-отдачи и флюидоприемистости в скважинах в настоящее время применяется технология гидроразрыва пласта (ГРП). Применяемые различные технологии ГРП позволяют работать с низкопроницаемыми, средне - и высокопроницаемыми коллекторами, создавать большие по протяженности макротрещины, а также короткие, но широкие трещины (гидроразрывы).
Гидравлический разрыв пласта является новым, высокоэффективным средством повышения проницаемости призабойной зоны скважин, увеличивает дебиты, особенно малодебитных скважин, повышая таким образом рентабельность разработки малопродуктивных месторождений, а также ускоряет освоение нагнетательных скважин и повышает их поглотительную способность. В начале работы была проведена кислотная промывка соляной кислотой (HC115) в объеме 10 м3, далее поочередно были закачаны в 3 этапа подушки из сшитого геля (YF140) и кислотной системы (LCA28).
Основная закачка состояла из 12 стадий, описаны стадии и параметры после проведения СКО интенсивность притокасущественно увеличилась. При сравнительно малых значении коэффициента продуктивности после проведения СКО были получены высокие значения дебита, что свидетельствует о высокой эффективности СКО в условиях карбонатных пластов-коллекторов. закачки. По результатам проведенного анализа рекомендованно проведение опытно-промышленного испытания со-ляно-кислотной обработки с композицией 12%HCl в скважине №14.[1.2.11]
_64
Результаты, обсуждения
В июле 2013г. на скважине .№325 на месторождений «Жанажол» был проведен кислотный гидроразрыв пласта (КГРП) в интервале перфорации 4361-4366 м.
Для расчета эффективности КГРП взяты данные освоения после КГРП.
Породы коллектора, вскрываемые скважиной, относятся к турнейским отложениям раннего карбона; представлены известняками, оолитовыми известняками, грейнстоунами, пористыми серого и коричневатого цветов, массивными, твердыми, с прожилками кальцита. Ниже на рисунке 1 приведены результаты интерпретации геофизических исследований скважин в открытом стволе.
В ходе проведения КГРП было закачано 60 м3 сшитого геля YF140, 100,1 м3 кислотной системы LCA28, 20 м^Ш - 15% соляной кислоты и 43,6 м3 линейного геля WF110. На рисунке 1 представлен график основной работы.
В начале работы была проведена кислотная промывка соляной кислотой (НС115) в объеме 10 м3, далее поочередно были закачаны в 3 этапа подушки из сшитого геля (ГБ140) и кислотной системы (ЬСА28). После того, как кислотная система достигает забоя происходит снижение давления вследствие растворения породы кислотой. Рост давления в конце обработки связан со стадией про-давки кислотной промывки сшитым гелем в результате сшивания геля и роста эффективного давления в трещине. На конечной стадии было закачано 43,6 м3 линейного геля.
Рисунок 1 - Основные детали обработки (КГРП) Основная закачка состояла из 12 стадий, ниже в таблице 1 описаны стадии закачки.
Таблица 1
Параметры закачки_
Стадия Время Детали закачки Давление
№ 00:0024:00 Тип жидкости Расход, м3/мин Поэтапный объем жидкости, м3 Накопленный объем, м3 Среднее давление обработки, МПа
1 12:39 Кислотная промывка HQ15 2,93 10 10 57,2
2 12:43 Подушка YF140 3,75 20 30 60,7
3 12:48 Кислотная система LCA28 5,95 30 60 52,3
4 12:53 Подушка УБ140 6,36 20 80 40,6
5 12:56 Кислотная система LCA28 6,36 30 110 37,8
6 13:01 Подушка YF140 40 20 130 33,6
7 13:04 Кислотная система LCA28 40 40,1 170,1 31,1
8 13:10 Продавка кислотной промывки HQ15 40 10 180,1 29,5
9 13:12 Замещение ^110 40 23 203,1 39,3
10 13:16 Замещение ^111 15,1 10 213,1 19,2
11 13:21 Замещение ^112 34 10,6 223,7 51,4
12 Закрытие скважины
Получена следующая геометрия трещины с параметрами к*И рисунок 2:
Рисунок 2- Параметры геометрии созданной трещины после КГРП Параметры трещины указаны в таблице 2 ниже:
Таблица 2
Геометрия созданной трещины на
Параметры Значения
Верх трещины, м 4335
Низ трещины, м 4366
Полудлина трещины, м 191,4
Средняя ширина, мм 1,5
Средняя проводимость трещины, мД*м 54
Средний коэффициент безразмерной проводимости 0,4
Чистое давление в конце обработки, МПа 10,8
Эффективность жидкости в конце обработки, % 11,4
Испытания скважины после КГРП проводились с 27 июля по 16 августа 2013 года. Результаты испытаний на штуцерах разного диаметра приведены ниже в таблице 3.
Таблица 3
Результаты испытания скважины на штуцерах разного диаметра
Параметр Единицы измерения Режим 1 Режим 2 Режим 3 Режим 4
Диаметр штуцера мм 4,76 6,35 7,94 11,11
Дебит газа м3/сут 63 122 114 969 191 610 343 060
Дебит конденсата м3/сут 69 135 211 390
Дебит газа всего м3/сут 72 331 137 672 222 024 399 277
Добыча газа всего м3 122 347 229 114 367 547 681 759
Добыча конденсата всего м3 129 260 409 782
Р уст. МПа 29,6 29,7 29,5 28,2
Рзаб при дин. режиме МПа 48,8 48,6 48,3 47,5
Коэф продуктивности (м3/сут)/МПа 228 890 272 080 292 910 291 440
На рисунке 3 приведены данные дебита газа и дебита конденсата на разных режимах. Как видно из графика исследования проведены на режимах 4,7 мм; 6,35 мм; 8,0 мм и 11 мм при стабилизации работы скважины на каждом режиме в течение 48 часов. Дебит конденсата и газа на 4,7 мм штуцере составил 69 м3/сут и 63 тыс. м3/сут соответственно при устьевом давлении 29,6 МПа, на штуцере 6,35 мм - 135 м3/сут и 115 тыс. м3/сут соответственно при давлении на устье 29,7 МПа, на штуцере 8,0 мм - 211 м3/сут и 192 тыс. м3/сут соответственно при давлении на устье 29,5 МПа, а на штуцере 11 мм -390 м3/сут и 343 тыс. м3/сут соответственно при
500 400 300 200 100 0
л
т
а
о
н
е т
д
н о о
Ы м
т
и
о
е
ч
63 122 69
4,76
6,35
давлении на устье 28,2 МПа. Как видно дебиты газа и конденсата увеличиваются в 5,5 раз при незначительном изменении забойного давления, что связано с проведением КГРП непосредственно перед исследованиями и образованием в околоскважин-ной области зоны с высокой проводимостью. При этом скважина была отработана на каждом режиме всего лишь 48 ч, что не хватило для ввода скважины в режим. [3.5.7.]
Следует также отметить что до проведения КГРП в данной скважине не проводились испытания, поэтому не представляется возможным дать количествую оценку эффективности КГРП.
191 610
114 969
135
211
7,94
343 060 400 000
300 000
200 000
390
■ 100 000
■ 0
11,11
Диаметр штуцера, мм Дебит конденсата Дебит газа
Рисунок 3- Результаты ГДИ
Анализ эффективности соляно-кислотной обработки с целью очистки призабойной зоны скважины и увелечения интенсивности притока к скважинам были проведены соляно-кислотные обработки.
Как видно из рисунка 3.. после проведения СКО интенсивность притокасущественно увеличилась. При сравнительно малых значении коэффициента продуктивности после проведения СКО были получены высокие значения дебита, что
свидетельствует о высокой эффективности СКО в условиях карбонатных пластов-коллекторов. Максимальный эффект наблюдается по скважине №236, после проведения СКОдебит скважины по газу и конденсату увеличился до десяти раз и на 8 мм штуцере составил 153 тыс.м3/сут и 211т/сут соответственно (до проведения СКОдебиты газа и конденсата составляли 15,7 тыс.м3/сут и 15т/сут соответственно). [4.6.8.]
Sciences of Europe # 57, (2020)
67
180,0
160,0
140,0
ü 120,0 I
^ 100,0 3 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0
▲
А
♦
♦ ♦
♦ ♦♦ А-
■ ■ • 1 • ■
0,0 50,0 100,0 150,0 2C
Дебит, тыс.м3/сут
♦ УЮ,ДоСКО ♦ У-10, после СКО АУ-12,доСКО
• У-22 до СКО ФУ-22, после СКО йЭУ-23,доСКО
А У-12, после СКО ■ У-22, после СКО
Рисунок 4 - Сравнение продуктивности скважин до и после проведения СКО
В составе горных пород исследуемого объекта преобладают кварц, кальцит и полевые шпаты с изменениями содержания в широком диапазоне. Содержание кварца варьируется в пределе 20-85 %, тогда как содержание кальцита изменяется в диапазоне 5-60%, полевые шпаты с преобладанием альбита (5-50%). Также в составе породы встречаются мусковит (5-30%) и глинистые минералы, в основном хлорит (5-10%). Кроме этого местами встречаются гипс, халькопирит, молибден и Sodium Barium Nitride, в незначительном количестве (до 5%) [9.10.]
Выводы: По результатам лабораторных исследований, наибольшей растворимостью обладает композиция с составом 12%HCl + 3% HF (12 процентной соляной + 3 процента плавиковой кислоты), однако в связи с отрицательным влиянием плавиковой кислоты на прочность керамических проппантов необходимо исключить HF с кислотного состава. Композиция с 12%HCl показывает хороший результат по растворимости.
Рекомендаций: По результатам проведенного анализа рекомендуется проведение опытно-промышленного испытания соляно-кислотной обработки с композицией 12%HCl в скважине №14 на горизонте КТ-II пачка В Северного свода с высоким значением карбонатности (18% по исследованиям керна с интервалов перфорации), с текущей обводненностью 49%, дебитом по нефти 5 т/сут, дебитом по жидкости 11 м3/сут.
С композицией 12%HCl в скважине .№57 на горизонте КТ-II Б. Центрального свода с высоким значением карбонатности (26,7% по исследованиям керна с интервалов перфорации), с текущей обводненностью 11%, дебитом по нефти 6 т/сут, дебитом по жидкости 8 м3/сут.
По результатам проведения ОПИ в скважинах №14 и №57 рассмотреть возможность дальнейшего
проведения соляно-кислотной обработки остальных скважин горизонта.
Литература
1. Аммиян В. А., Аммиян А. В. Повышение производительности скважин. М., 1986 г.
2. Абдилин Ф. С. Повышение производительности скважин. М., 1975 г.
3. Щуров В. И. Техника и технология добычи нефти. М., 1983 г.
4. А. И. Гриценко, Р. М. Тер-Саркисс и др. Методы повышения продуктивности газокон-денсатных скважин. М., ОАО издательство «Недра», 1997 г.
5. Сериков Т.П., Котенев Ю.А., Андреев В.Е., Куангалиев З.А. «Разработка нефтегазовых месторождений на современном этапе»изд.Фигаро-Сервмс» г. Атырау,2009г.
6. Антонов Е.О., БрандманЭ.М. «История эксплуатации нефтегазовых объектов в России и за рубежом» М., Недра 2005г.
7. Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Куангалиев З.А. и др. «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений» изд.» Фигаро-Сервис» Атырау,2013г.
8. Ю. Г. Апанович, Б. М. Кифор, Р. С. Яре-мийчук. Воздействие на призабойную зону пласта многократными депрессиями (Ивано-Франковский институт нефти и газа).
9. Технология испытания скважин месторождения Жанажол. РД 39-34-795-84. М., МНП. ВНИИКРнефть; ВНИИ; ВНИИТБ, 1984 г.
10. Байдосов 3. Б., Сейтпагамбетов Ж. С. и др. Актюбинская нефть: история и современность. -Актобе, 2000.
11. Иванова М.М, Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геологияи геологические основы разработки месторождений нефти и газа. -М.: Недра, 1985.
