Расчет технологического эффекта проведения гипанокислотной обработки на скважине №12 Копей-Кубовском месторождении

В НГДУ «Туймазанефть» создана технология проведения гипано - кислотных обработок, позволяющая проводить воздействие на пласт при повышенной обводненности.

При воздействии кислотами определенная часть скелета пласта вступает в реакцию и растворяется, увеличивается проницаемость ПЗП.

Эффективность данного вида обработок зависит от того, насколько глубоко кислота прошла в пласт, так как при этом возрастает вероятность вовлечения в работу ранее не вскрытых целиков нефти, создается больше путей для притока нефти в призабойную зону пласта (ПЗП) [2].

Произведем технологический расчет эффективности проведения гипанокислотной обработки скважины №12 на Копей – Кубовском месторождении (%).

Технологический эффект оценивается приростом среднесуточного дебита нефти скважины, текущей и накопленной дополнительной добычей нефти на одну добывающую скважину, продолжительностью проявления и другими показателями.

Основным показателем технологического эффекта является прирост среднесуточного дебита нефти скважины. Дебит нефти - основной показатель технологического (геологического) режима эксплуатации скважины.

Принято учитывать уменьшение проектного прироста в течение периода продолжительности эффекта [1, 2].

Проектный текущий прирост дебита нефти (1.1)

Аq =А qi - у1 (i -1)=А q (1 - iy)=i,3(i - iy1)=i,3 т / сут где Δq1- проектный начальный прирост дебита нефти, в первый месяц после проектного мероприятия, Δq1= q2 - q1=2,3-1=1,3 т/сут;

T - продолжительность проектного эффекта, мес.;

i=1,2, …, T – номер месяца после проектного мероприятия.

Таким образом, предполагается равномерное снижение проектного прироста дебита нефти в течение периода T, которое составляет 1/T долей ед. в месяц или 100/T процентов в месяц. По окончании периода T проектный прирост дебита нефти равен нулю.

Таблица 1 Исходные данные для расчета технологического эффекта

Параметр	Величина
Проектный начальный среднесуточный прирост дебита нефти Δq1, т/сут	1,3
Продолжительность проектного эффекта Т , мес.	12
Абсолютное уменьшение проектного прироста дебита нефти Δq1/Т, т/(сут∙мес.)	0,108
Относительное уменьшение проектного прироста дебита нефти 1/Т, доли ед./мес.	0,083
Проектный коэффициент эксплуатации скважин, доли ед.	0,94

Таблица 2

Результаты расчета технологического эффекта для скважины № 12

i, мес.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Δq i , т/сут	1,3	1,2	1,1	1,0	0,9	0,8	0,65	0,5	0,4	0,3	0,2	0,1	0
Δq i /Δq 1 , доли ед.	1,0	0,92	0,83	0,75	0,67	0,58	0,50	0,42	0,33	0,25	0,17	0,08	0
ΔQ i , т/мес.	37	33,6	30,6	27,5	24	21,4	18,3	15,3	12	9,2	6,11	3,06	0
ΔQ, т/месс	27	70,3	101	128	153	174	192	207	220	229	235	238	238
Δq, т/сут	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65

Динамика проектного прироста среднесуточного дебита нефти для Δq1=1,3 т/сут приведена в таблицах 1, 2 и на рисунках 1-3.

Проектная текущая дополнительная добыча нефти, за первый месяц

^Q_i = A q_t • 30 • k₃ = 1,3 • 30 • 0,94 = 36,66 т / мес , (1.2), где 30 – среднее количество дней в месяце, дней / мес.;

k э -проектный коэффициент эксплуатации скважин, равный 0,94 долей ед.

Проектная накопленная дополнительная добыча нефти A Q = ^_^ = 238,29 т , (1.3)

Проектный средний прирост дебита нефти после мероприятия    A_z. = A q_x /2 = 1,3/2 = 0,65 т / сут ,

(1.4).

-♦-Проектныйприрост дебита нефти,т/сут

Рис. 1. Динамика проектного прироста дебита нефти для скважины № 12. Продолжительность проектного эффекта – 12 месяцев.

Времяпосле мероприятия, мес.

-♦-Средний проектный прирост дебита нефти,т/сут

Рис. 3. Динамика проектного среднего прироста дебита нефти для скважины № 12. Продолжительность проектного эффекта – 12 месяцев.