Scientific journal
Fundamental research
ISSN 1812-7339
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 1,674

CALCULATION OF THE EFFICIENCY OF HYDROCHLORIC ACID TREATMENT ON THE CHARACTERISTICS OF EXTRUSION

Fattakhov I.G. 1 Novoselova D.V. 1
1 FSBEI of HPE «Ufa State Petroleum Technological University»
We showed hydrochloric acid treatment application efficiency calculation comparison by displacement characteristics and actual data on the wells of Tashli-Kull field and described the following displacement feetures: Sazonov’s, Maksimov’s, Davidov’s, Pirverdyan’s, Kambarov’s, Nazarov’s. Regression graphs and equations were built depending on them. By the substitution of flowing liquid recovery in the equations we got possible untrealed oil recovery values. By substracting these data, we got additional oil recovery as a result of hydrochloric acid. By comparing the impact application calculations made on actual data and displacement features we found substantial differences. This made us draw a conclusion the calculated by displacement features appeared to be more correct as they take into account actual water-cut and field explotation, corresponding to the given fluid production rate.
hydrochlorid-acid treatment
characteristics of extrusion
current production rate
additional production
bottomhole formation zone
well
1. Bocharov V.A. Razrabotka neftjanyh plastov v uslovijah projavlenija nachal’nogo gradienta davlenija. M.: VNIIOJeNG, 2000. 252 р.
2. Kul’bak S. Teorija informativnosti i statistiki. M., «Nauka», 1967, 408 р.
3. Mirzadzhanzade A.H., Stepanova G.S. Matematicheskaja teorija jeksperimenta v dobyche nefti i gaza. M.: Nedra, 1977, 229 р.
4. Mirzadzhanzade A.H., Hasanov M.Zh., Bahtizin R.N. Jetjudy o modelirovanii slozhnyh sistem v neftegazodobyche. Ufa: Gilem, 1999. 464 р.
5. Umetbaev V.G., Merzljakov V.F., Volochkov N.S. Kapital’nyj remont skvazhin. Izoljacionnye raboty. Ufa: RIC ANK «Bashneft’», 2000. 424 р.
6. Fattahov I.G. Integracija differencial’nyh zadach intensifikacii dobychi nefti s prikladnym programmirovaniem // Izvestija vysshih uchebnyh zavedenij. Neft’ i gaz. 2012. no. 5. рр. 115–119.
7. Fattahov I.G., Kuleshova L.S., Musin A.A. Metod obrabotki rezul’tatov jeksperimental’nyh issledovanij na primere polimer kislotnogo vozdejstvija na PZP jekspluatacionnyh skvazhin s primeneniem special’nogo programmnogo obespechenija // Avtomatizacija, telemehanizacija i svjaz’ v neftjanoj promyshlennosti. 2009. no. 3. pp. 26–28.
8. Shvecov I.A., Manyrin V.N. Fiziko-himicheskie metody uvelichenija nefteotdachi plastov. Analiz i proektirovanie. Samara, 2000. 336 р.
9. Fattahov I.G. i dr. Svidetel’stvo o gosudarstvennoj registracii programmy dlja JeVM № 2012611957. «Izyskanie». 2012.

Проблема создания надежной и достаточно достоверной методики прогноза показателей разработки является актуальной и наиболее важной, несмотря на долгую и кропотливую работу многих ученых-нефтяников и практически всех отраслевых и специализированных институтов нефтяной промышленности.

На данный момент существует два принципиально отличных друг от друга подхода, с помощью которых можно прогнозировать технологические показатели разработки нефтяных месторождений.

Первый основан на характеристике вытеснения нефти водой. При этом используются показатели истории разработки залежи нефти.

Второй подход осуществляется с помощью гидродинамических математических моделей процесса вытеснения нефти водой из неоднородного пласта.

Характеристики вытеснения позволяют к тому же наблюдать за результатами геолого-технических мероприятий, производимых с целью увеличения нефтеизвлечения.

Произведем расчет эффективности применения соляно-кислотной обработки (СКО) в условиях карбонатных коллекторов Ташлы-Кульского месторождения по фактическим данным и по характеристикам вытеснения.

В табл. 1 представлены показатели работы скважин № 1573, 1817, 1747, 1347, 1306, 1310, 1348, 1353 до проведения СКО.

По данным отчета НГДУ «Туймазанефть» за декабрь 2012 года о выполнении геолого-технических мероприятий видно, что после проведения СКО на рассматриваемых скважинах произошел существенный рост дебита нефти (табл. 2).

Рассчитаем фактический прирост добычи нефти по скважинам (табл. 3):

∆Qн = Qн (после) – Qн (до).

Таблица 1

Показатели разработки до проведения воздействия

Номер скважины

Qж, м3/сут

Qв, м3/сут

Qн, т/сут

1573

3,2

1,5

1,7

1817

1,8

1

0,8

1747

2,5

1,4

1,1

1347

3,5

1,8

1,7

1306

2,6

1,3

1,3

1310

1,7

0,9

0,8

1348

2,3

1,7

0,6

1353

5,2

3,1

2,1

 

Таблица 2

Показатели разработки после проведения воздействия

Номер скважины

Qж, м3/сут

Qв, м3/сут

Qн, т/сут

1573

4,9

2,6

2,3

1817

10,6

6,7

3,9

1747

8,7

5,3

3,4

1347

7,4

4

3,4

1306

9,9

5,6

4,3

1310

5,9

3,1

2,8

1348

10,3

7,2

3,1

1353

10,1

6

4,1

Таблица 3

Дополнительная добыча нефти в результате СКО

Номер скважины

∆Qн, т/сут

1573

0,6

1817

3,1

1747

2,3

1347

1,7

1306

3

1310

2

1348

2,5

1353

2

 

Произведем расчет технологической эффективности применения соляно-кислотной обработки (СКО) на скважинах по характеристикам вытеснения. В данной работе рассмотрим возможность применения следующих характеристик вытеснения:

1. Сазонова Qн = А + В∙lnQж.

2. Максимова Qн = А + В∙lnQв.

3. Давыдова Qн = А + В∙(Qв/Qж).

4. Пирвердяна fatahov01.wmf

5. Камбарова Qн = А + В/Qж.

6. Назарова Qж/Qн = А + В∙Qв,

где Qн – текущая добыча нефти в скважине; Qв – текущая добыча воды в скважине; Qж – текущая добыча жидкости в скважине; А, В – коэффициенты модели, которые определяются с использованием метода наименьших квадратов.

Для этого построим графики зависимости Qн (lnQж) (рис. 1), Qн (lnQв) (рис. 2), Qн (Qв/Qж) (рис. 3), Qн fatahov02.wmf (рис. 4), Qн fatahov03.wmf (рис. 5), Qж/Qн (Qв) (рис. 6).

Подставляя фактические значения текущей добычи жидкости после СКО, определяются три значения возможной текущей добычи нефти, которые могли бы быть получены, если бы не было осуществлено воздействие на пласт. Вычитая эти расчетные значения текущей добычи из фактической добычи на ту же дату, определяются три значения возможной дополнительной добычи нефти в результате СКО (табл. 4).

pic_19.wmf

Рис. 1. Характеристика вытеснения по методу Сазонова

pic_20.wmf

Рис. 2. Характеристика вытеснения по методу Максимова

pic_21.wmf

Рис. 3. Характеристика вытеснения по методу Давыдова

pic_22.wmf

Рис. 4. Характеристика вытеснения по методу Пирвердяна

pic_23.wmf

Рис. 5. Характеристика вытеснения по методу Камбарова

pic_24.wmf

Рис. 6. Характеристика вытеснения по методу Назарова

Таблица 4

Результаты применения СКО по характеристикам вытеснения

Номер скважины

Qн факт, т/сут

По Сазонову

По Максимову

По Давыдову

По Пирвердяну

По Камбарову

По Назарову

Qн расч, т/сут

∆Qн, т/сут

Qн расч, т/сут

∆Qн, т/сут

Qн расч, т/сут

∆Qн, т/сут

Qн расч, т/сут

∆Qн, т/сут

Qн расч, т/сут

∆Qн, т/сут

Qн расч, т/сут

∆Qн, т/сут

1573

2,3

2,07

0,23

1,83

0,47

1,34

0,96

2,01

0,29

1,94

0,36

1,91

0,39

1817

3,9

3,11

0,79

2,78

1,116

1,06

2,84

2,66

1,24

2,33

1,57

3,12

0,78

1747

3,4

2,84

0,56

2,55

0,85

1,12

2,28

2,51

0,89

2,26

1,14

2,79

0,61

1347

3,4

2,62

0,78

2,26

1,14

1,31

2,09

2,39

1,01

2,19

1,21

2,60

0,80

1306

4,3

3,01

1,29

2,60

1,70

1,24

3,06

2,61

1,69

2,31

1,99

3,12

1,18

1310

2,8

2,32

0,48

2,01

0,79

1,35

1,45

2,19

0,61

2,06

0,74

2,21

0,59

1348

3,1

3,07

0,03

2,86

0,24

0,87

2,23

2,64

0,46

2,32

0,78

2,94

0,16

1353

4,1

3,04

1,06

2,67

1,43

1,16

2,94

2,62

1,48

2,32

1,78

3,10

1,00

Мы видим, что результат расчета эффективности применения воздействия, проведенный по фактическим данным, отличается от результата, рассчитанного по характеристикам вытеснения. Последний является более объективным, так как учитывает реальную обводненность и условия эксплуатации, соответствующие данному количеству дебита жидкости.

Таким образом, характеристики вытеснения нефти водой являются одним из инструментов расчета эффективности выработки запасов. К тому же характеристики применимы и являются надежными и для анализа и прогноза процесса добычи нефти как на определенный этап разработки, так и на перспективу, так как основываются на фактических показателях разработки залежей и учитывают геолого-физическую характеристику пласта и насыщающих его флюидов, а также особенности эскплуатации скважин, систему и плотность их размещения.

Рецензенты:

Хузина Л.Б., д.т.н., доцент, профессор, зав. кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин», ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт», г. Альметьевск;

Ягубов Э.З., д.т.н., профессор, проректор по учебной работе, ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет», г. Ухта.

Работа поступила в редакцию 19.12.2014.