Обоснование эффективных технологий повышения продуктивности обводняющихся газовых скважин

Орынбаев, Бахытжан Аметович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Обоснование эффективных технологий повышения продуктивности обводняющихся газовых скважин
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование эффективных технологий повышения продуктивности обводняющихся газовых скважин"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА.

на правах рукописи УДК 622.279.1/4 (575)

4856224

ОРЫНБАЕВ БАХЫТЖАН АМЕТОВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (НА ПРИМЕРЕ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ

УЗБЕКИСТАН)

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2011

2 4 033 2011

4856224

Работа выполнена на кафедре Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

H.H. Михайлов (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

А.И. Ермолаев (РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина)

- кандидат технических наук, доцент М.К. Тупысев (Институт проблем нефти и газа РАН)

Ведущая организация: - ООО «Научно-исследовательский институт

природных газов и газовых технологий -ВНИИГАЗ»

Защита состоится «15» марта 2011 г. в 15:00 часов, ауд. 731 на заседании диссертационного Совета Д.212.200.08 по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата технических наук при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296, ГСП-1,119991, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан ^ февраля 2011 г. Ученый секретарь

диссертационного совета ^

д.т.н., профессор C-V

Б.Е. Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Узбекистан одна из крупных газодобывающих стран Средней Азии, годовая добыча газа Национальной Холдинговой Компании «Узбекнефтегаз» составляет 60 млрд. м3.

Углеводородные газы в Узбекистане в основном добываются из газоконденсатных месторождений Шуртан, Уртабулак, Денгизкул, Алан, Памук, Бузахур, Зеварды и нефтегазоконденсатных месторождений Кокдумалак (Бухоро-Хивинской нефтегазоносной провинции). В 2005 - 2008 г. добыча газа из этих месторождений составляла 80-90 % от общей добычи газа НХК «Узбекнефтегаз», более 10 % из общего объема приходится на Устюртский регион - юрских залежей: Урга, Бердах (Восточный и Северный) и Сургиль.

Известно, что при строительстве и эксплуатации скважин в части нефтегазового пласта, прилегающей к скважине, происходят техногенные изменения природных фильтрационных свойств. При этом формируется система околоскважинных зон (ОСЗ) - областей с сильно изменёнными по сравнению с природными фильтрационными свойствами, в этих зонах происходят значительные потери пластовой энергии что обусловливает снижение продуктивности. Размер околоскважинных зон определяется природой и интенсивностью техногенного воздействия. Для увеличения продуктивности скважин разработан широкий набор методов и технологий воздействия на околоскважинную зону. Однако эти технологии не учитывают комплексный механизм поражения пласта и изменений состояний околоскважинных зон в различных геолого-технологических условиях, что и обуславливает их низкую эффективность.

Традиционно влияние околоскважинных зон при гидродинамических расчетах рассматривалось как влияние одной или нескольких цилиндрических однородных околоскважинных областей с измененной проницаемостью. Такой подход не является научно обоснованным, поскольку не учитывает различия механизмов изменения фильтрационных свойства пласта и не позволяет проводить анализ влияния комплексного механизма поражения пласта на производительность скважин. Поэтому разработка способов учета изменений состояния сложнопостроенных околоскважинных зон при гидродинамическом анализе позволит обоснованно выбирать технологии повышения производительности скважин за счет согласования процессов поражения и улучшения фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах, что особенно важно для условий месторождений Узбекистана.

Цель работы

Анализ влияния изменения состояния околоскважинных зон пласта на индикаторные кривые газовых скважин, коэффициенты гидродинамического сопротивления (КГС), эффективности методов интенсификации добычи газа на примере месторождения Шуртан (массивные залежи) и обоснование технологии повышения продуктивности скважин на завершающем этапе разработки (прогрессирующего обводнения пластов) на примере месторождений Урга (многопластовое, недонасыщенные залежи).

Основные задачи исследования

1. Разработка обобщенных гидродинамических моделей влияния комплексных изменений фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах на индикаторные кривые газовых скважин и коэффициенты гидродинамического сопротивления.

2. Моделирование влияния сложнопостроенных околоскважинных зон на эффективность методов интенсификации добычи газа.

3. Анализ результатов ремонтно-изоляционных работ (РИР) на примере месторождений РФ и обоснование технологии изоляции водопритоков для условия Узбекистана.

4. Обоснование и выбор эффективных вариантов удаления жидкости с забоя газовых скважин в условиях проявления упруговодонапорного режима.

Научная новизна диссертационной работы

1. Разработана методика математического моделирования процесса загрязнения околоскважинных зон (для условий месторождения Урга).

2. Разработана методика математического моделирования эффективности обработки околоскважинных зон (для условий месторождения Шуртан).

3. Обоснованы эффективные варианты конструкции призабойной зоны скважин на примере Ургинского газоконденсатного месторождения.

4. Обоснован механизированный способ удаления жидкости с забоя обводняющихся газовых скважин для Узбекистана.

Защищаемые положения

1. Анализ и детализация влияния кольматации, несовершенства по характеру вскрытия пласта и фильтрационной сжимаемости коллектора на производительность скважин месторождения Урга.

2. Влияния осушки околоскважинных зон на производительности газовых скважин на примере месторождений Урга.

3. Влияния сложнопостроенных околоскважинных зон на эффективность методов интенсификации добычи газа на примере месторождений Шуртан.

4. Возможности обоснования технологий повышения производительности скважин за счет снижения доли воды в добываемой продукции путем проведением водоизоляционных работ и одновременно воздействием на газонасыщенную зону в добывающих скважинах на примере месторождений Шуртан.

5. Возможности добычи газожидкостной смеси с помощью УЭЦН для Узбекистана.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач использовались методы нефтегазовой подземной гидродинамики, аналитические и численные решения задач стационарной фильтрации газа в пласте и в околоскважинных зонах, данные физики пласта и результаты промысловых гидродинамических исследований, результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах.

Практическая ценность и реализация результатов работы

скважин, повысить их дебиты, сократить в продукции скважин объемы выносимой воды.

Апробация работы

Основные положения и результаты, полученные в диссертационной работе, докладывались на следующих конференциях:

1. 7-ом международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи» (18-20 марта 2008 г., Москва.);

2. 51-ой научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук» ( часть VI, 26 - 28 ноября 2008 г., Москва - Жуковский.);

3. П-ом Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (15-16 сентября 2009г., Москва.);

4. Восьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (6-9 октября 2009г., Москва.);

5. На Московской Межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» (17-18 ноября 2009 г., Москва);

6. На 52-ой научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук» (часть VI, 27 - 30 ноября 2009 г., Москва - Жуковский.);

7. VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» 1-3 февраля 2010 г., Москва.

Основные положения диссертации обсуждались на семинарах кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина (2009г.).

Объем работы

Работа содержит введение, 5 глав, выводы и список используемой литературы.

Общий объем работы составляет 157 страниц, в том числе 9 таблиц, 76 рисунков и список используемой литературы из 90 наименований.

Работа выполнена на кафедре Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность заведующему кафедрой РиЭНМ д.т.н., проф. Мищенко И.Т. и своему научному руководителю д.т.н., проф. Михайлову Н.Н. за постоянное внимание и неоценимую помощь при выполнении работы, и всему коллективу кафедры за помощь и поддержку.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и основные задачи исследований.

Глава 1. Проведён анализ геолого-физических данных, особенностей разработки Ургинского месторождения, анализ текущих дренируемых запасов газа по горизонтам методом падения пластового давления.

Месторождение Урга относится к верхнеюрским отложениям. В разрезе выделены 8 пластов и пачек: Jj1, J32, J32a, J33, J35, J36, J37, J38. Характерной

особенностью геологического строения месторождения является неравномерное распространение по площади и разрезу пород коллекторов, которые представлены пластами песчаников с толщиной от долей метра до 20 м.

Пласты лЛ-ХЛ-Ь'J,5,J/,J?7.

Открытая пористость пород всех этих пластов изучена на 280 образцах, из которых 69 образцов характеризуют коллектор и 191 образец неколлектор. Значение коэффициента открытой пористости пород перечисленных пластов изменяется от 5,6 до 23,9 %. Для пород-коллекторов оно составляет 11,8-23,9 %, а для неколлекторов 5,6-11,8 %. Граничное значение открытой пористости для разделения пород на коллекторы и неколлекторы составляет 11,8%, а среднее арифметическое значение данного параметра для коллекторов равно 15,6 %.

Остаточная водонасыщенность промысловых пластов верхней юры определялась методом центрифугирования на 108 образцах, из которых 55 представляют породы-коллекторы и 53 неколлекторы. Значение коэффициента остаточной водонасыщенности пород изменяется от 16 до 88 %. Для пород коллекторов оно составляет 16-72 %, а для неколлекторов оно всегда выше 72 %. Среднее значение данного параметра для рассматриваемых шести пластов равно 47,4 %. Соответственно среднее значение коэффициента газонасыщенности пород-коллекторов составляет 53 %.

Абсолютная газопроницаемость пластов верхней юры изучена на 89 образцах. Ее значение изменяется в широких пределах от 0,01 до 582 10'15 м2. Граничное значение проницаемости по опыту многолетных работ условно принято равным 10'15 м2. Для пород-коллекторов описываемых пластов проницаемость изменяется от 1 до 582 10"ь м2. Среднее арифметическое значение для исследованных 42 образцов равно 75,7 10'" м2.

Пласт J/.

Открытая пористость пород этих пластов определена на 252 образцах, всего 29 из которых характеризуют коллектор, в остальные - неколлектор. Значение коэффициента открытой пористости пород рассматриваемых пластов изменяется от 1,5 по 14 %. Граничное его значение составляет 10 %. Среднее арифметическое значение открытой пористости для пород нижнее и среднеюрских пластов равно 10,8 %.

Остаточная водонасыщенность пород пласта J38 изучена на 207 образцах керна. Ее значения изменяются в пределах от 23 до 88 %. Из общего числа определений только 22 образца из скв.№2 обладают кондиционными значениями остаточной водонасыщенности - от 23 до 47 %. Среднее арифметическое значение данного параметра для пород-коллекторов пласта J38 составляет 35,9 %. Соответственно, среднее значение коэффициента газонасыщенности для этих коллекторов равно 64 %.

При пористости коллекторов 20,7-22,5 % (J32 горизонт, скв.№7, 8 и 10.) проницаемость должна быть свыше 1Q"'2 м2. При таких коллекторах дебит газа должен быть не менее 1 млн.м3/сут. Фактически начальные дебиты скважин не превысили 54450 тыс.м3/сут и редко доходили до 547-630 тыс.м3/сут. В настоящее же время эти скважины работают дебитом порядка 4-142 тыслг/сут, относительно на больших штуцерах.

На основании анализа разработки продуктивных горизонтов месторождения Урга (за период 1995-2005 гг.), следует отметить, что только по горизонтам J32, J33, J36,

Jj7 имеется фонд скважин, самостоятельно эксплуатирующих один горизонт и только по этим горизонтам можно оценить ожидаемые дренируемые запасы газа, вовлеченные в разработку.

По имеющейся обобщенной информации (2005 г) по замерам статического давления, рассчитанным пластовым давлениям, P/Z, суммарному отбору газа по скважинам и графической зависимости P/Z от (по горизонтам ]¡, J33, J36, Ji7)

определены ожидаемые дренируемые запасы газа по методу падения пластового давления.

Горизонт Ji2. Утвержденные запасы сухого газа - 12369 млн.м3.

В эксплуатацию введен в 1995 г. Суммарная добыча газа составила 4434,2 млн.м3. Горизонт эксплуатировался в 14 скважинах, из них в 10 скважинах (№ 7, 8, 9, 10, 20, 21, 28, 30, 43, 45) только горизонт J32, в 4 скважинах (№ 4, 25, 27, 61) эксплуатация велась совместно с другими горизонтами.

Начальное пластовое давление по горизонту J3: - 25,98 МПа. Текущее пластовое давление изменяется от 9,38 МПа (скв. 10) до 5,97 МПа (скв. 30) (2005 г). При начальном приведенном пластовом давлении по J32 горизонту P/Z„a, = 27,82 МПа и P/Z(t) = 8,95 МПа, ожидаемые дренируемые запасы, рассчитанные по формуле материального баланса, составили 6537 млн.м3. По горизонту J32 построена графическая зависимость изменения приведенного пластового давления (P/Z) от суммарного отбора газа (Рис. 1а). Запасы, определенные по графической зависимости P/Z от £ Ö« и по материальному балансу, составили 6006 млн.м3.

Сравнивая величину ожидаемых дренируемых запасов сухого газа (6006 млн.м3) с утвержденными ГКЗ начальными запасами (12369 млн.м3), можно отметить, что утвержденные запасы по горизонту J3" были явно завышены.

Горизонт J-Л Утвержденные запасы сухого газа - 1886 млн.м3.

В эксплуатацию введен в 1995 г. Начальное пластовое давление - 26,18 МПа.

Суммарная добыча газа составила 1174,5 млн.м3. Горизонт эксплуатировался в 13 скважинах, из них в 5™ скважинах (№ 9, 30, 31, 37, 39) только горизонт J33, в 8 скважинах (№ 4, 6,25, 27,32,36,46, 61) совместно с другими горизонтами. Начальное пластовое давление - 26,29 кг/см". Текущее P„„ 6,73-6,78 МПа (скв. 31, 37) (по состоянию на 2005 г.). По состоянию на 10.2005 г. в эксплуатации находятся 2 скважины (№№ 31, 37). Построение карты изобар по этому горизонту не осуществлено ввиду недостаточной информации.

Для оценки ожидаемых дренируемых запасов газа по горизонту J33 построена графическая зависимость P/Z от £ QM, при начальном приведенном пластовом давлении P/Z„a4 = 27,82 МПа и текущих P/Z(t) по скважинам 31, 37 (Рис. 16). По усредненной графической зависимости P/Z от и п0 материальному балансу,

ожидаемые дренируемые запасы газа находятся на уровне - 1573 млн.м3. Сравнение утвержденных запасов (1886 млн.м3) и ожидаемых дренируемых (1573 млн.м3) показывает их сходимость. Текущие остаточные запасы сухого газа составляют 398,5 млн.м3.

Горизоит .ТЛ Утвержденные запасы сухого газа по горизонту - 8628 млн.м3. В эксплуатацию введен в 1996 г. Суммарная добыча газа составила 3254,2 млн.м3. Горизонт эксплуатировался в 15 скважинах, из них в 7 скважинах (№ 4, 36, 47, 48, 49,

51, 63) горизонт эксплуатировался отдельно, в 8 скважинах (№ 9, 11, 22, 23, 27, 30, 37, 46) эксплуатация велась совместно с другими горизонтами. В скважинах № 36, 49, 51 по мере снижения дебита был произведен дострел других горизонтов.

Начальное пластовое давление - 27,73 МПа. Текущее пластовое давление изменяется от 4,23 МПа (скв. 4) до 8,00 МПа (скв. 63) (2005 г.). Таким образом, по состоянию на 10.2005 г. имеется информация по пластовым давлениям по скважинам 4,47,48, 63.

При начальном приведенном пластовом давлении по J36 горизонту - 28,60 МПа и текущем P/Z(t) - 10,59 МПа ожидаемые дренируемые запасы (рассчитанные по формуле материального баланса) составляют 5159 млн.м3. По графической зависимости P/Z от суммарного отбора газа ожидаемые дренируемые запасы составляют величину 4374 млн.м3, которые ниже утвержденных запасов 8628 млн.м3 (Рис.1 в).

Горизонт Jr. Утвержденные запасы сухого газа по горизонту - 7468 млн.м3. В эксплуатацию введен в 1997 г. Суммарная добыча газа составила 369,2 млн.м3. Начальное пластовое давление - 27,94 МПа. Текущее пластовое давление изменяется от 6,86 МПа (скв. 71) до 15,14 МПа (скв. 74).

По состоянию на 10.2005 г. в эксплуатации находились скважины 71, 74. Для оценки ожидаемых дренируемых запасов газа по горизонту J37 построена графическая зависимость P/Z от ^ о,кЛ , при начальном приведенном пластовом давлении P/Z(t) 29,074 МПа и текущих P/Z(t) по скважинам 71, 74 (Рис. 1г). По усредненной графической зависимости P/Z от YjQ** ожидаемые дренируемые запасы газа находятся на уровне 517 млн.м3. Незначительный суммарный отбор газа (369,2 млн.м"), резкое снижение пластового давления по скв.71 с 28,65 МПа (12.2003 г) до 8,28 МПа (10.2005 г.) и по скв.74 с 28,93 МПа (12.2003 г.) до 16,21 МПа (10.2005 г.). Все это дает основание говорить о несоответствии ожидаемых дренируемых (517 млн.м3) и утвержденных (7468 млн.м3) запасов газа по горизонту J37.

Таким образом, результаты оценки ожидаемых дренируемых запасов по основным разрабатываемым горизонтам J/, J33, J36, J37 (по которым имеется фонд скважин, эксплуатирующих самостоятельно один горизонт) дают низкие значения газоотдачи по горизонтам.

По Ургинскому месторождению ожидаемая газоотдача в среднем составляет 30 % от геологических запасов. Основные причины такого низкого значения газоотдачи:

1. Низкие значение ФЕС (фильтрационно-емкостных свойств).

2. Высокие насыщенности коллектора подвижной реликтовой водой.

3. Загрязнение ОСЗ жидкими и твёрдыми фазами промывочной жидкости применяемой при вскрытии, освоении и капитальном ремонте скважин.

4. Обводнение скважин из различных горизонтов с момента ввода в эксплуатацию (самозадавливание скважин, 50 - 60 % от общего количества скважин).

Низкие значения газоотдачи требуют проведения специальных мероприятия по повышению эффективности выроботки запасов газа.

Суим.раы« отбор гам (млн.*1), Q Суммарный отбор гам (м.и.я-'), Q [~~с«3.7 "»-скаЛО —СКВ 20 -«-cm.Yl —Среднее П 1 .....Cal' —Среднее —Ста. 31

ду-ммаряый отбор газа (мла.я*). Q Су ммарный отбор га» (мли.^1. Q

Г"*-С*д. 71 -«-СИ.Я — Срелгее] | ~Гч. 4 ,¡7 — ст.. а —с^дто ~|

Рисунок I. Зависимость приведенного пластового давления от суммарного отбора raja по горизонтам

Глава 2. Моделирование влияния загрязнения, сжимаемости и несовершенств по толщине вскрытия пласта на продуктивность газовых скважин.

Одним из способов повышения эффективности выработки запасов является воздействие на ОСЗ пласта для увеличения степени дренируемости залежи. Ухудшение состояние ОСЗ снижает коэффициент охвата пластов процессом дренирования.

В работе проведен анализ влияния состояния ОСЗ на производительность газовых скважин.

Фильтрационная модель околоскважинной зоны построена на основе двучленного уравнения фильтрации газа (1), с граничными условиями (2).

Ф2, Л'Ра М , Р-Р,„М' (1)

dr гЦг, р)■ 2ж-Нг)Ратм ггЩдА7ГНг)гр^

Р\г=г=Рс

I (2)

где Q - продуктивность скважины, h - эффективная толщина, к - проницаемость флюида, р - параметр, зависящий от структуры порового пространства, рт -плотность газа при атмосферном давлении, гс - радиус скважины, гк - радиус контура, 1] - вязкость.

Моделирование процессов ухудшающих фильтрациошрпр свойства околоскважинной зоны производилось посредством представления функции фазовой проницаемости по газу в виде (3).

Kr,P>K4r)f(p)W,

где функция Л(г) - моделирует процесс кольматации, /(/>)- влияние сжимаемости породы пласта, /Дг)- процесс осушки ОСЗ. Несовершенство вскрытия пласта моделировалось введением зависимости эффективной толщины пласта от радиуса h(r). В работе рассмотрено влияние каждого из этих факторов на КГС.

В случае, когда пласт не подвержен техногенным изменениям к(г,р)=к;:> уравнение фильтрации (1) легко решается аналитически. Соответственно

До2

определяются КГС, индикаторная кривая выпрямляется в координатах —-+2 и определяются КГС.

В процессе бурения частицы шлама вместе с буровым раствором проникают в околоскважинное пространство, ухудшая фильтрационные свойства коллектора и, как следствие, оказывая влияние на КГС. В работе влияние процессов засорения моделировалось введением функции А(г) в формулу для коэффициента фазовой проницаемости для газа. В этом случае уравнение фильтрации (1) так же разрешается аналитически и определяются КГС через соответствующие интегральные функции (6),(7). Кроме того, определяются коэффициенты добавочного сопротивления Sa,Sb, характеризующие степень кольматации околоскважинной зоны. Ранее радиальная

зависимость проницаемости околоскважиннои зоны рассматривалась в виде ступенчатой функции или в виде модельной степенной с показателем (1; 2 ; 'А).

Х.=ЧЧге,г„)+/п-Ь.-йД Г Г 'пр 'с

>г гА (г)

(4) (6)

^'-¡тфт

(5) (7)

где г„р - радиус зоны проникновения бурового раствора. На рис.2 показано

сравнение предлагаемого профиля с использовавшимися ранее. Очевидно значительное отличие между ними, которое отражается на коэффициентах сопротивления.

1 АШ

1 - Линейная

2 -Квадратичная

3 - Корневая

4 - По данным каротажа

Рисунок 2. Вид функции А(г) в зависимости от расстояния от стенки скважины.

В случае модельных функций засорения вида (9), в работе получены аналитические представления интегральных функций, КГС и дополнительных КГС.

Л(г) = (1-Л(гЛМ-Ч'+Жг,)

(9)

Ниже представлены интегральные функции (10) для трех значений показателя п(1;2;0.5). Аналитический вид интегральных функций (7) не приводится ввиду их сложности.

г. = к = А(гс) С

-1

Ч' (г.,г ) =.................<; 1 А' arctg , 1 к + In (г. -Л)}

4 ^ fe(r. -1) +1-11 г. -1 к S V к v п

(10)

у (г г 1 =...... к{п'1) ........- Ы(к2г) + 2l-] 'k) r-'i . arct„ „Гг~f

В работе построены зависимости относительных КГС от радиуса зоны кольматации, для различных видов радиальной функции засорения А(г) (Рис.3). И показано, что вид зависимости А(г) существенно влияет как на относительные КГС, так и на добавочные КГС. Поэтому корректное определение радиального профиля засорения является важнейшей задачей.

В работе построены зависимости КГС от радиуса зоны кольматации для различных значений функции засорения на стенке скважины (Рис.4). Из полученных графиков видно, что А (г.) оказывает значительное влияние на КГС и на добавочные КГС.

Рисунок 3. Зависимости относительных (а, б) и добавочных (в, г) КГС от радиуса зоны кольматации (гпр) для различных видов радиальной функции засорения А(г), представленных

на рис.2.

Влияние несовершенства вскрытия пласта по толщине моделировалась введением радиальной зависимости эффективной толщины (12), которая была выведена из анализа изменения линий тока в околоскважинной зоне.

h(r) = а + р" (12)

где

-н

р =

Расчеты показывают, что несовершенство скважины не сказывается на форме линии тока на расстоянии г>(0.5-1.0)Ь (Рис.5). В зоне г<Ь, где сказывается несовершенство скважины, форма линий тока принимается такой, какой она была бы в пласте переменной мощности Ь, которая меняется по закону (12).

Аналогично аналитически решается фильтрационное уравнение для несовершенного по вскрытию пласта. Определяются КГС и добавочные КГС, характеризующие несовершенство по вскрытию, для различных форм линий тока.

dr rh(r)

(13)

Ф (r„L,b)

dr_

И(гУ

(14)

Рисунок 4. Зависимости относительных (а, б) и добавочных (в, г) КГС or радиуса зоны кольматакии (г„р) для различны* значений функции засорения на стенке скважины А(гс). 1 - А(гс)=0.1; 2 - А(гс)=0.2; 3 - А(гс)=0.3.

¥ '(r,,L,b) :

lllfL

Ь-у

Н г.

1 , п + —In — Я I

(17)

В работе построены зависимости относительных и добавочных КГС от толщины перфорированной зоны, для различных значений показателя п, определяющего кривизну линии тока (Рис.7).

Влияние сжимаемости пласта моделировалось посредством введения функции (■(р) в формулу фазовой проницаемости для газа. Опытные данные свидетельствуют, что графики зависимости проницаемости от давления имеют вид кривых, выпуклых к оси отношения проницаемости к(р)/к0. Наиболее употребительной зависимостью, является зависимость вида: кОс^ахрС-а^р^р)), где р и рк текущее давление и давление на контуре, а; - коэффициент изменения проницаемости (МПа"1). Для чисто гранулярных пластов используют зависимость к(р)/к0=(р/р1)г, где у- безразмерный коэффициент изменения проницаемости пласта. Для чисто трещинного типа пористости был установлен следующий вид зависимости проницаемости от давления: к{р)//с,г-(1 +В1-п(р/рк))1, где В - безразмерный коэффициент изменения проницаемости пласта.

В случае зависимости проницаемости от давления уравнение фильтрации не имеет аналитического решения, поэтому для определения КГС и построения индикаторных кривых в работе используются численные методы.

В результате численного решения уравнения фильтрации, с учетом сжимаемости пласта, были построены индикаторные кривые для различных коэффициентов

Рисунок 5. Зависимости относительных (а, б) и добавочных (в, г) КГС от толщины зоны перфорации (Ьвс(1ф) для различных ч(0.5Д,2,3).

сжимаемости и типов коллекторов (Рис.6) . Из графиков видно, что индикаторные кривые выпуклы к оси дебитов, как в координатах Ар2 -^д, так и не спрямляется в

координатах —-й (Рис.7). Следовательно, для определения КГС необходимо

использовать приближенные методы.

:: ::

Я 1 0 0-1Л

Рисунок 6. Индикаторная кривая для различных типов коллекторов и коэффициента сжимаемости: 1 - поровый, 2-гранулированиый, 3 -трещинный,(а=0.044, 7=0.165, В=0.056.)

0 ¿Ш с-«» ©ОТ 1$¿001 лот «ЛЭ ¡<К»

I* ©о л'м ¿¡со гт »¿о эзо *Г©

Рисунок 7. Обработка индикаторных кривых при различных значениях сжимаемости (а=0.044, у=0.165, В=0.056.).

Наиболее простым приближенным методом учета изменения проницаемости от

- с Ар2КР) „

давления является ооработка индикаторных кривых в координатах ■»(?, в

которых получаем промежуточные КГС(А* и В*). После чего, зная функцию проницаемости от давления, определяем искомые КГС (А и В).

А = В' =

ПРа,

2жИра,

-1.Д

4л2Нгртш гс г,

В =

Ир) В'

^Нр)

Рк -Рс

к(р)=л'+ав--щр)

(18)

(19)

(20)

В случае, когда имеется некоторой набор данных по проницаемости от давления, применяется метод обычного среднеарифметического усреднения, который описывается формулой (21). Но в случае, когда существует функциональная зависимость к(р), необходимо использовать интиральное усреднение (22).

_ , п

■) = к{р„) + Црс) (21) *(р)=—1—^к(р)с1р (22) 2 Рк Рс рс

к(Р)--

В работе проведена обработка индикаторных кривых вышеизложенным методом (Рис.8) при различных коэффициентах сжимаемости и для различных типов коллекторов. И построены графики зависимостей КГС от приведенного давления при различных значениях коэффициентов сжимаемости и типов коллекторов (Рис.9).

¿ВДе^иег'У 038 $¿3

и.зе

ш с.й

Рисунок 8. Обработка индикаторных кривых с учетом зависимости проницаемости от давления на ГКМ Урга.

Глава 3. Моделирование осушки околоскважинной зоны при эксплуатации газовых скважин

Промывка газового пласта при вскрытии и глушении обуславливает формирование остаточной (неподвижной) промывочной водонасыщенности (ОВН) в окрестностях добывающей скважины. Традиционно, ОВН считалось фиксированной величиной, зависящей от коллекторских свойств пласта. В то же время анализ состояния остаточной воды в промытых пластах показал, что в гидрофильных пластах ОВН

Рисунок 9. Зависимости относительных КГС от приведенного давления для различных значений коэффициента сжимаемости (а, б) и типов коллекторов (в, г).

зависит от гидродинамических и капиллярных условий вытеснения, т.е от капиллярного числа >1с=кфДр/(оЬ). Радиальный профиль фазовой проницаемости /г(г), учитывающий уменьшение ОВН в процессе вытеснения (процесс осушки ОСЗ), представлен на Рис.10. Аналитически этот профиль формируется степенной зависимостью насыщенности от градиента давления. Граничные значения ,при которых происходит смена режима вытеснения, N„1 и Мй достигаются на некоторых фиксированных расстояниях от стенки скважины, обозначим соответствующие им радиусы через г^ и Г|.(рис.Ю)

'/»г<г1 /г,г>г2

■у_=*/(*У)ф а с1г

(23)

(24)

Рисунок 10. Характер изменения относительной фазовой проницаемости по газу в зоне проникновения (О] - область автомодельного режима вытеснения; - область капиллярно-напорного режима вытеснения; 03- область капиллярный режим вытеснения).

Как и в случае сжимаемого пласта, при осушке ОСЗ уравнение фильтрации Не имеет аналитического решения. Поэтому в работе был подобран численный метод и реализован механизм определения радиуса г,, при известных размерах зоны проникновения фильтрата в пласт гИндикаторные кривые при различных степенях градиента аь представлены на рис.11. Как видно из графиков, индикаторные кривые перестроенные в координатах 4- д, так же выпуклы к оси дебитов, поэтому, как и

при учете сжимаемости, необходимо использовать приближенный метод определения КГС.

Метод усреднения по градиенту давления аналогичен методу изложенному выше, только теперь к = /(Ар) и описывается формулой (25).

*(4р)=—— (25)

г к 1 с рг

В работе проведена обработка индикаторных кривых вышеизложенным методом (Рис .12) при различных значениях показателя степени градиента. Построены графики зависимостей КГС от приведенного давления (Рис.13).

Ж ТС «В КС

Рисунок 11. Индикаторная диаграмма для различных а (0.3; 0.4; 0.5; 0.6).

■¿и Ж' ХЙ 'ЙЙ лх- ДЙ ая кй

^ ъ*».о,вооз

Рисунок 12. Обработка индикаторной диаграммы по метод}' усреднения проницаемости по градиенту давления на ГКМ Урга.

«4

Ж i .. ft

Рисунок 13. Зависимости КГС для различных а (0.4; 0.45; 0.5).

Глава 4. Моделирование влияния сложноностроенных околоекважиниых зон на эффективность методов интенсификации добычи газа.

Вид общего профиля проницаемости, обусловленного действием как засорения, так и сжимаемости представлен на рис.14, где профиль 1 - соответствует линейной зависимости А(г), 2 - корневой, 3- квадратичной, 4-лолученной из ГИС. Область I на графике соответствует зоне влияния как засорения, так и сжимаемости, область II -только сжимаемости. Видно, что основное изменение проницаемости происходит в области I, ограниченной радиусом проникновения бурового раствора в пласт.

к(г,р)

0.3

0.7

0.6

7 \ \\ 0.6

\ ■и

1 \

г, 04

0.6 г

Рисунок 14. Профиль проницаемости;

I - область засорения и сжимаемости, II - область сжимаемости;

5 - (Х1=0.01/МПа; 6 - 0.05/МПа; 7 - 0.1/МПа.

Для этой области на рис.14 показан профиль проницаемости при различных коэффициентах сжимаемости пласта СХ]. Отсюда видно, что увеличение сжимаемости пласта приводит к заметному уменьшению проницаемости ОСЗ лишь в малой области около стенки скважины. В результате обработки ОСЗ раствором активного реагента

(кислота) происходит изменение профиля проницаемости в ОСЗ. При этом, определяющими параметрами являются радиус действия обработки /■„, и значение проницаемости на стенке скважины после проведения обработки к"*". Изменение проницаемости на забое может происходить как за счёт очистки ОСЗ, так и за счёт изменения сжимаемости пласта, а в некоторых случаях, и за счёт изменения типа даровой структуры коллектора. Относительно величины радиуса действия обработки возможны два случая: 1) гт < и 2) гга > г„р (рис.15).

При этом, в первом случае происходит нарушение монотонности профиля проницаемости в зонах I и II, а во втором профиль, сохраняя монотонность, переходит в зону III (зона II при этом отсутствует).

*(Г Р)

"о.________

^ ЛОСЛ0 2

*„ " ..... -

"'с у . 1 II III

Рисунок15. Изменение профиля проницаемости после обработки ОСЗ; 1,2 -после обработки; 3 - до обработки. I - зона обработки, II - зона с первоначальным профилем, Ш - зона чистого пласта. В результате численного решения уравнения фильтрации газа (1) с изменённым профилем проницаемости построены графики относительного изменения продуктивности скважины Дб/О, от приведённого радиуса проникновения реагента

гсш!гпр , при различных значениях проницаемости на стенке скважины после обработки, и при различных коэффициентах сжимаемости коллектора а, (рис. 16).

1 - к™*/к* = 10; 2 - к?*"/к* = 7 ; 3 - = 5.о,= 0.01(1/МПа); 0.03(1/МПа); 0.05(1/МПа).

Из рис.16 видно, что степень увеличения проницаемости на стенке скважины и величина радиуса проникновения реагента являются определяющими параметрами

при проведении обработки ОСЗ. Поэтому их корректное определение является важнейшей задачей. Кроме того, из рис.16 следует, что изменение сжимаемости коллектора в результате обработки существенно влияет на её эффективность. Не учёт этого факта при прогнозировании эффективности обработки может привести к заметным несоответствиям между расчётным и фактическим значениям относительной продуктивности, и как следствие, к экономическим потерям. Так на месторождении Шуртан были проведены исследования скважин до и после проведения соляно-кислотная обработка (СКО), которые показывают, что обработка ОСЗ не всегда приводит к увеличению продуктивности скважины. Из рис.17 видно, что СКО на скважине №50 даёт хороший результат, а индикаторная кривая в относительных координатах имеет явно прямолинейный характер. Это свидетельствует о том, что в процессе обработки была произведена очистка сильно загрязнённой ОСЗ, при этом, влияние эффекта сжимаемости породы коллектора было незначительным.

Однако, как видно, на скважине №201 эффекта от СКО получено не было, при этом индикаторная кривая в относительных координатах (рис.17) имеет вид кривой выпуклой к оси дебитов, что свидетельствует о значительном влиянии сжимаемости породы коллектора.

Если рассматривать влияния только процесса засорения ОСЗ, то профиль проницаемости полностью определяется расстоянием до скважины. В этом случае возможно получить аналитическое выражение для эффективности обработки. Пусть к,(г) - радиальный профиль проницаемости до обработки (график 3 на рис.15), а после к 2 (г) (график 1 на рис. 15). Тогда, вводя интегральные функции (26) и (27) до и после обработки, при значениях депрессии меньше 5(атм), получим приближенное инженерное выражение для критерия эффективности обработки (28).

о.о

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

¿6

0.0

0.2

0.8

0.4

0.6

1.0 -1

4Р1-

Рисунок 17. Индикаторные кривые по месторождению Шуртан в относительных координатах: 1- скв. №50; 2 - скв. №201.

е2 = Ф,+1 ч»,+5 а Ф2+1 у,+5

При учёте сжимаемости профиль проницаемости зависит от давления, и получить аналитическое представление для относительной продуктивности нельзя. Однако, из рис.14 видно, что сжимаемость коллектора приводит к существенному изменению профиля проницаемости только в малой области вокруг скважины (около 5 гс). При этом заметно меняется лишь такой параметр как проницаемость на стенке

скважины^ . Таким образом, можно построить приближенное аналитическое решение для сжимаемого пласта. Для этого введём поправочный коэффициент е, величина которого определяется из численного решения уравнения фильтрации (е<1 - когда после обработки сжимаемость увеличивается, е >1 - в противоположном случае). Тогда для проницаемости на стенке скважины после проведения обработки ОСЗ (с учётом сжимаемости коллектора) получим выражение (29).

к^ = (29)

где !с'""р- значение проницаемости на стенке без учёта сжимаемости. После введения поправки (29) для определения эффективности обработки можно воспользоваться формулой (2В). Расчёты показали, что погрешность такого подхода не превышает 2%.

Сжимаемость коллектора необходимо учитывать не только при проведении обработки ОСЗ, но и при смене режима работы скважины. В работе приведено промысловые данные по трём скважинам месторождения Шуртан, из которых видно, что увеличение депрессии может приводить к уменьшению дебита скважины, вследствие проявления эффектов сжимаемости коллектора.

Поэтому при смене режима работы скважины необходимо производить детальное моделирование поведения ОСЗ. В связи с этим получен критерий эффективности смены режима работы скважины (30).

(зо)

а UpJ

Глава 5. Анализ и обоснование эффективных конструкций нризабойных зон для повышения производительности газовых скважин

В работе на основе имеющихся в РФ данных приведены возможные варианты изоляции нижних, верхних, краевых и пластовых вод.

Для увеличения эффективности работы скважин после СКО необходимо предотвратить приток воды из других обводнившихся пластов. Поэтому нельзя допускать распространение трещины СКО на нижележащие и вышележащие пласты. Суть предлагаемой технологии РИР заключается в установке блокирующего экрана. В качестве основного водоизолирующего состава предлагается применить кремнийорганический состав. Закачивание кислотных составов рекомендуется проводить в два цикла. Первый цикл - закачивание 12 % HCl + 0,05 % неионогенного Г1АВ + 1 % уксусной кислоты с целью выщелачивания карбонатов. Второй цикл -закачивание 12 % HCl + 4 % HF + 0,05 % неионогенного ПАВ + 1 % уксусной кислоты без освоения скважины. При этом осуществляется воздействие на глинистую составляющую терригенного коллектора (данные составы успешно применяются в России для проведения РИР).

В диссертационной работе также обосновано использование установки электроцентробежного насоса для увеличения производительности в условиях

сильного обводнения пласта. Первый метод основан на сепарации газожидкостной смеси перед приемом ЭЦН, чтобы в насос преимущественно поступала жидкость. Отделение газа достигается применением специальных сепарационных устройств. При таком подходе жидкость лифтируется на поверхность по колонне НКТ, а газ свободно движется к устью по затрубному пространству. Второй метод заключается в обратной закачке жидкости в пласт ниже пакера. В этом случае жидкость на поверхность не поднимается. Если насос находится значительно ниже интервала перфорации в газовом пласте, то поступающая в скважину вода под действием силы тяжести опускается к приему насоса, а газ поднимается вверх по затрубному пространству.

Реализация указанных мероприятий на рис.18 позволит обеспечить достижение проектных показателей разработки пласта и предупредить возможные осложнения, обусловленные особенностями геологического строения Узбекистана.

Сиаемныи подход,1!,™ ув&шчения лршюводигельность

хцзеям^во, 5Е

Имиишым (к

Ккчнлексн«? ш> гм-йс I

: на ОСЗ

Из»нация ииж)|Ш

| 1 1

И шляция верхних

* -Л

3 ,1,."11.1 .11.1,11111111 ■> I» .111II' .1 И

Лакачка/гашшнирумнних.неществ г.

I'« ¡Ы»(М> '.!С>!>

■ > ■1 |

11и| 1Я I I I

Подъем воды с забоя дойьщэвдщах скважин »

Ш | : ' |1 1 Ш

Применение электроцелтробежных насосов обратной

( ' ; и».

'' . , . " : Ш Щ ШЩ '' ' ''

Рисунок 18. Системные подходы для увеличения производительности газодобывающих систем

Основные выводы.

Результаты исследований, проведенных в диссертационной работе, позволяют сделать следующие выводы.

1. Проведенный геолого-промысловый анализ показывает, низкую эффективность принятых систем разработки, одной из причин которой является техногенное снижение производительности газодобывающих систем.

2. Проанализированы основные эффекты, приводящие к снижению продуктивности скважин, вследствие снижения проницаемости по газу в ОСЗ, защемления газа водой и скапливания жидкости на забое.

3. Решена задача о радиальном притоке газа к вертикальной скважине с техногенно измененной околоскважинной зоной .

4. Получены аналитические представления о КГС для загрязненного и несовершенно вскрытого пластов.

5. Предложена схема определения КГС с помощью методов интегрального усреднения при различных механизмах поражения пласта.

6. Построена модель фильтрации газа к скважине со сложнопостроенной ОСЗ, которая учитывает влияние как засорения, так и сжимаемости пласта вблизи скважины.

7. На примере соляно-кислотной обработки на месторождение Шуртан исследована зависимость эффективности воздействия на ОСЗ от таких параметров как: радиус обработки, значение проницаемости на стенке скважины, коэффициент сжимаемости породы коллектора.

8. Предложен метод учёта сжимаемости коллектора при определении относительной продуктивности.

9. Обоснованы технологии водоизоляции скважин при различных вариантах их для условий месторождения Урга.

10. Предложенные технологические решение по комплексному воздействию на ОС3, с целью ограничения водопротоков и воздействия на газонасыщенную зону для условий месторождений Шуртан.

11. Показаны возможности добычи газожидкостной смеси с помощью УЭЦН.

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1. Орынбаев Б.А. Учёт изменений сложнопостроенных околоскважинных зон при оценке эффективности технологий интенсификации добычи газа. // Журнал «Газовая промышленность» - Москва - 2009 г.- №>1 - С.35-38. (Соавторы Гайдуков JI.A., Михайлов H.H.)

2. Орынбаев Б,А. Моделирование влияния сложнопостроенных околоскважинных зон на эффективность интенсификации добычи газа // Вестник ЦКР Роснедра - Москва - 2008 г. - № 4 - С. 41-45. (Соавторы Гайдуков JI.A., Михайлов H.H.)

3. Орынбаев Б.А, Влияние околоскважинных зон на продуктивность газовых скважин // Труды МФТИ - 2010 г. - Том 2, Ж - С.86-92. (Соавтор Гайдуков Л.А.)

4. Орынбаев Б.А. Моделирование влияние процессов ухудшения филтрационных свойств в околоскважинных зонах на коэффициенты КГС // Узбекский журнал нефти и газа - Ташкент - 2009 г.- №1 - С.25 - 30. (Соавторы Гайдуков Л.А., Михайлов H.H.)

5. Орынбаев Б.А. Моделирование влияния сложнопостроенных околоскважинных зон на эффективность методов интенсификации добычи газа // Труды 7-го международного технологического симпозиума, Институт нефтегазового бизнеса, «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи», 18-20 марта 2008 г., Москва. С. 314 -321. (Соавторы Гайдуков Л.А., Михайлов H.H.)

6. Орынбаев Б.А. Моделирование процессов ухудшения фильтрационных свойств в околоскважинной зоне на коэффициенты сопротивления и форму индикаторных кривых // Труды 51-й научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук», часть VI, 26 - 28 ноября 2008 г., Москва - Жуковский. С.211 - 213. (Соавторы Гайдуков Л.А., Михайлов H.H.)

7. Орынбаев Б.А. Особенности разработки газонефтяных месторождений Узбекистана // Материалы II Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», 15-16 сентября 2009г., Москва. С. 63 - 70.

8. Орынбаев Б.А. Особенности разработки газонефтяных месторождений Узбекистана и обоснование эффективных технологии повышения продуктивности скважин на этапе прогрессирующего обводнения пластов Восьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» 6-9 октября 2009г., Москва. - С.22.

9. Орынбаев Б.А. Моделирование влияния процессов ухудшения фильтрационных свойств в околоскважинной зоне на продуктивности газовых скважин // IV московская межвузовская научно-практическая конференция «Студенческая наука» 17-18 ноября 2009 г., Москва

10. Орынбаев Б.А. Особенности разработки газонефтяных месторождений Узбекистана и обоснование эффективных технологии повышения продуктивности скважин на этане прогрессирующего обводнения пластов // Труды 52-й научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук», часть VI, 27-30 ноября 2009 г., Москва - Жуковский - С.48 - 51.

И. Орынбаев Б.А. Особенности разработки газонефтяных месторождений Узбекистана и обоснование эффективных технологии повышения продуктивности скважин на этапе прогрессирующего обводнения пластов // VIII Всероссийскую научно-техническую конференцию «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», 1-3 февраля 2010 г. - Москва. - С.99-100.

Соискатель

Орынбаев Бахытжан Аметович

E-mail:

baxtjan(ä;mail.ru haxtjanori nbaevíSlmai) ,ru

Подписано в печать 01 февраля 2011 г. Объем 1,2 п.л. Тираж 100 экз. Заказ № 95

Отпечатано в Центре оперативной полиграфии ООО «Ол Би Принт» Москва, Ленинский пр-т, д.37

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Орынбаев, Бахытжан Аметович

введение.:.

ГЛАВА Г. Месторождение Ургакак недонасыщенный тип месторождения.

1.1 Общие сведения о месторождении: Урга.

1.2 Особенности геологического строения месторождения и характеристики недонасыщенных залежетмногопластового месторождения Урга.

1.3; Коллекторская характеристика продуктивных пластов:.

1.4. Темпы снижения пластового давления и оценка дренируемых запасов газа по методу материального баланса.

Выводы;к главе Г.

2:1 .Фильтрационная модель околоскважинной зоны.

2.2.Решение уравнения фильтрации ¡для чистого (неповрежденного) пласта.

213 ¡Загрязнение околоскважиннойзоны.

2.4 Влияние несовершенства вскрытия пласта по толщине.!.

2:5;Влияние сжимаемостшпл аста.

2.6 Немонотонные профили проницаемости:.

2:7. Анализ динамики изменения фильтрационных коэффициентов.

Выводы к главе 2.:.

ГЛАВА 3. Моделирование осушкиюколоскважинной зоны при эксплуатации газовых скважин:.

3 • Г.Определения радиуса смены режимов вытеснения;.

3.2 Влияние осушки^околоскважинной зоны на индикаторные 1фивые.

3.3. Определение коэффициентов гидродинамического сопротивления с учётом^ осушки околоскважинной зоны.

Выводы к главе 3.

ГЛАВА 4. Моделирование влияния сложнопостроенных околоскважинных зон на эффективность методов интенсификации добычи газа.

4.1. Влияние засорения и сжимаемости на радиальный профиль проницаемости.

4.2. Моделирование обработки околоскважинной зоны пласта

4.3. Влияние сжимаемости на эффективность смены режима работы скважины.

4.4. Аналитическое выражение для оценки эффективности обработки.

4.5. Технологическая схема оценки эффективности обработки.

4.6. Интенсификация притока газа после проведения перфорации на примере соседних месторождений Бузахур.

4.7. Анализ результатов эффективности различных способов интенсификация притока газа на примере месторождения Щуртан.

Выводы к главе 4.

ГЛАВА 5. Анализ и обоснование эффективных конструкций призабойных зон для повышения производительности газовых скважин.

5.1. Источник жидкости в газодобывающей скважине.

5.2. Влияние обводненности скважин на проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР).

5.3. Разработка технологии реконструкции забоя и фильтра скважин.

5.4. Научно-технические обоснования по выбору технологических схем водоизоляционных работ.

5.5. Комплекс по производству селективных водоизоляционных операций.

5.6. Повышение эффективности ограничения водопритоков на основе комплексного воздействия.

5.7. Механизированный способ удаления жидкости с забоя газовых скважин.

Выводы к главе 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование эффективных технологий повышения продуктивности обводняющихся газовых скважин"

Актуальность работы. Узбекистан одна из крупных газодобывающих стран Средней Азии, годовая-добыча газа Национальной Холдинговой Компании л '

Узбекнефтегаз» составляет 60 млрд. м .

Углеводородные газы в Узбекистане в основном добываются из газоконденсатных месторождений Шуртан, Уртабулак, Денгизкул, Алан, Памук, Бузахур, Зеварды и нефтегазоконденсатных месторождений Кокдумалак (Бухаро-Хивинской нефтегазоносной провинции). В 2005 - 2008* г. добыча газа-из этих месторождений составляла 80-90 % от общей добычи газа НХК «Узбекнефтегаз», более 10 % из общего объема приходится на Устюртский регион — юрские залежи: Урга, Бердах (Восточный и Северный) и Сургиль.

Известно, что при строительстве и эксплуатации скважин« в части нефтегазового пласта, прилегающей к скважине, происходят техногенные изменения природных фильтрационных свойств. При этом формируется, система околоскважинных' зон (ОСЗ) - областей с, сильно изменёнными по сравнению с природными фильтрационными свойствами, в этих зонах происходят значительные потери пластовой энергии что обусловливает снижение продуктивности. Размер околоскважинных зон определяется природой и интенсивностью техногенного воздействия. Для увеличения, продуктивности скважин разработан широкий набор методов и технологий воздействия на околоскважинную зону. Однако эти технологии не учитывают комплексный механизм поражения пласта и изменений состояний околоскважинных зон в различных геолого-технологических условиях, что и обуславливает их низкую эффективность.

Такой подход не является научно обоснованным, поскольку не учитывает различия механизмов изменения фильтрационных свойств пласта и не позволяет проводить анализ влияния комплексного поражения пласта на производительность скважин. Поэтому разработка способов учета изменений 4 состояния сложнопостроенных околоскважинных зон при гидродинамическом анализе позволит обоснованно выбирать технологии повышения производительности скважин за счет согласования процессов поражения и улучшения фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах, что особенно важно для условий месторождений Узбекистана.

Однако в настоящее время нет общепризнанной научно обоснованной оценки областей и условий применения методов изоляции водопритоков и методики выбора водоизолирующих материалов на газовых скважинах.

Кроме того, в работе предложено использование установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) для добычи газожидкостной смеси, которые важны для условий месторождений Узбекистана.

Основной целью диссертационной работы: является анализ, влияния изменения состояния околоскважинных зон пласта на индикаторные кривые газовых скважин, коэффициенты гидродинамического сопротивления, эффективности методов интенсификации добычи газа на примере месторождения Шуртан и обоснование технологии повышения продуктивности скважин на завершающем этапе разработки (прогрессирующего обводнения пластов) на примере месторождений Узбекистана.

Объект исследования: Однородный многопластовой газоносный пласт, вскрытый вертикальной скважиной и осложненный системой околоскважинных зон с различными механизмами изменения природных фильтрационных свойств (для условий, близких к пластам месторождений Узбекистана). Основные задачи исследования:

3. Анализ результатов «ремонтно-изоляционных работ (РИР) на примере месторождений РФ и обоснование технологии изоляции водопритоков для условия Узбекистана.

4. Обоснование и выбор эффективных вариантов удаления жидкости с забоя газовых скважин в условиях проявления упруговодонапорного режима. . Методы исследования. Для решения поставленных задач использовались методы нефтегазовой подземной гидродинамики, аналитические и численные решения задач стационарной фильтрации газа в пласте и в околоскважинных зонах, данные физики пласта и результаты промысловых гидродинамических исследований, результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах.

Научная новизна диссертационной работы

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Все исследования соискателя вызваны потребностями практики добычи газа в Узбекистане. Внедрение результатов выполненных исследований позволит резко сократить расходы на проведение текущих и капитальных ремонтов добывающих скважин, повысить их дебиты, сократить в продукции скважин объемы выносимой воды. Апробация работы

Основное положения и результаты, полученные в диссертационной работе, докладывалось и опубликовано в трудах: -7-го международного технологического симпозиума «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи» (18 — 20 марта 2008 г., Москва.); -51-ой научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук» ( часть VI, 26 - 28 ноября 2008 г., Москва - Жуковский.); - П-го Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (15-16 сентября 2009г., Москва.); - восьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (6-9 октября 2009г., Москва.); - 52-ой научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук» (часть VI, 27-30 ноября 2009 г., Москва -Жуковский.); - московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» (17-18 ноября 2009 г., Москва); - VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (1-3 февраля 2010 г., Москва).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, 2 из которых входят в рекомендованный ВАК РФ список.

Работа состоит из введения, 5 глав, выводы по главам и списка литературы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Орынбаев, Бахытжан Аметович

Выводы к главе 5

1. Проанализированы результаты технологии ограничения водопритоков применяемые в нефтедобывающей промышленности.

2. Обоснованы технологии повышения производительности скважин при различных вариантов ограничения водопритокова на газовых месторождения Урга.

3. Предложенной технологии комплексного воздействия на ПЗС, с целью ограничения водопритоков и воздействия на газонасыщенную зону для условий месторождений Шуртан.

4. Показаны возможности добычи газожидкостной смеси с помощью УЭЦН.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Орынбаев, Бахытжан Аметович, Москва

1. Амиян В.А. Повышение производительности скважин. М: 1984 г.

2. Алиев З.С. Руководство по проектированию разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: 2002.- 895 с.

3. Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин. — М.: «Недра», 1975.-264 с.

4. Басниев К.Б., Кочина И.Н., Максимов В.М, Подземная гидромеханика. М: Недра, 1993.-416с.

5. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Каневская Р.Д., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. -М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. -496 с.

6. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. М, Недра, 1998.

7. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М: Недра, 1984.

8. Вольнов И.А., Каневская Р.Д. Моделирование солянокислотного воздействия на карбонатные коллектора // Нефтяное хозяйство. — 2009. № 7.-С. 97-99

9. Вольнов И.А., Каневская Р.Д. Фильтрационные эффекты растворения породы при кислотном воздействии на карбонатные нефтесодержащие пласты // Изв. РАН МЖГ. 2009. - № 6. - С. 105-114

10. В. А. Блажевич, В. А. Стрижнев /Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах в сложных гидродинамических условиях / / Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1981. -Вып. 12. 55 с.

11. Вершинин Ю. Н., Возмитель В. М., Кошелев А. Т. и др. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1992. - 64 с.

12. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М: Недра, 1981.

13. Гайдуков JI.А. Моделирование процессов фильтрации в призабойной зоне газоносного пласта // Тезисы докладов VI международной научно-практической конференции " Геофизика 2007". - СПб. - 2007. - С. 184 -185.

14. Гайдуков Л.А., Орынбаев Б.А. Михайлов H.H., //Труды 51-й научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук», часть VI, 26 28 ноября 2008 г., Москва — Жуковский.

15. Гайдуков Л.А., Михайлов H.H., Орынбаев Б.А. Учёт изменений сложно-построенных околоскважинных зон при оценке эффективности технологий интенсификации добычи газа // Газовая промышленность, №1. 2009г.

16. Гайдуков Л.А. Моделирование процессов фильтрации в призабойной зоне газоносного пласта // Тезисы докладов VI международной научно-практической конференции " Геофизика 2007". - СПб. - 2007. - С. 184 -185.

17. Гриценко А.И., Алиев З.С, Ермилов О.М, Ремизов В.В, Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин., " Наука", 1995.

18. Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M., Шандрыгин А.Н., Подюк В.Г. Методыповышения продуктивности газоконденсатных скважин.— М.: ОАО «Издательство «Недра», 1997.—364 с: ил. ISBN 5-247-03766-9.

19. Гимаев Г. Г. Исследование и разработка комплекса технологии изоляции водопритоков при строительстве и эксплуатации скважин. Дис. канд. техн. наук. Тюмень, 1999. - 148 с.

20. Галеев Р. Г. Повышение выработки тудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КУБК-а, 1997. — 352 с.

21. Гошовский С. В., Абдуладзе А. К., Клибанец В. А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазоносных пластов. Обзорная информация, ВНИИОЭНГ, сер. «Бурение», 1983. - С. 21.

22. Гайворонский И. Н., Мордвинов А. А. Гидродинамическое совершенство скважин. -М., 1983. 36 с. (Обзор информ. Сер. Нефтепромысловое дело.)

23. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. МгНедра, 1981.

24. ГейхмашМ.Г., Джафаров К.И., Исаев Г.П., Малышев C.B., Нифантов В.И., Середа Н.Е. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 104 с.

25. Джемесюк A.B., Михайлов H.H. Гидродинамические модели распределения остаточной нефти в заводненных пластах. //Изв. РАН, МЖГ 2000,№3-с.98-104.

26. Дроздов А.Н., Ермолаев А.И., Булатов Г.Г. Новая технология механизированной насосной эксплуатации.// Добыча, 2008, №6 с.54-56.

27. Дроздов А.Н. «Техника и технология добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях» Москва, 2008.

28. Джеймс Ли, Генри В., Никенс Г., Уэллс М. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. Премиум Инжиниринг, 2008.

29. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М: Недра, 1989 г.

30. С.Н. Закиров, Э.С.Закиров, И.С.Закиров. М.Н. Баганова, А.В.Спиридонов. Новые принципы и технологии разработки, месторождений; нефти и газа., -М.: -2004. -520 с.

31. Закиров А;А. Особенности изменения свойств слабоцементи-рованных пород в процессе эксплуатации, сверхглубоких скважин. Ж: Нефти и газа, Ташкент 2005 г.

32. Ибрагимов^ Л.Х., Мищенко; И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи иефти.М:»Наука» 2000 г.

33. Иванов С.И. Интенсификации притока нефти и газа к скважинам. Учеб. Пособие. М-: ООО <<НедратБизнесцентр>>^2006. - 565 е.: ил.

34. Интенсификация выработки запасов нефти п поздней стадии разработки / Е. В; Лозин, М. Т. Ованесов, Ю. И. Брагин и др.» — М.: 1982. 28" с. - Обзор, информ. / Сер. нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ; Вып. 25 (49).

35. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин; М: Недра, 1980т

36. Ишкаев Р. К., Аверьянов А. П., Ханипов Р. В. и др. Состояние и перспективы повышения качества изоляционных работ при заканчивании и эксплуатации скважин // 11ТНГ1ИЖ. Нефть Татарстана. 2000. — № 2. -С. 12-14.

37. Касперский Б.В. Проникновение твёрдой фазы глинистых растворов в пористую среду. — Нефтяное хозяйство^ 1971, № 9, с. 30 — 32.

38. Клещенко И. И., Григорьев А. В., Телков А. П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации скважин. — М.: Недра, 1998. 268 с.

39. Корабельников. А.И. Разработка и исследований технологии и технических средств по повышению эффективности ограничения водопритоков в добывающих скважинах (на примере Самотлорского месторождения): Дис. . к-та техн. Наук. Тюмень — 2005 г.

40. Корабельников А.И. Факторы, влияющие на эффективность водоизоляционных работ // нефтяное хозяйство 2004г. - №12.- С. 67-68.

41. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. — 720 с.

42. Кирпиченко Б. И. Оценка качества разобщения пластов. Обзор, информ., сер. «Бурение». М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - С. 26.

43. Калиткин H.H. Численные методы. Наука, М., 1978, 512с.

44. Котенев Ю.А., Селимов Ф.А., Блинов С.А. и др. Создание и результаты применения гелеобразующей композиции избирательного действия на месторождениях Урало-Поволжья // Нефтяное хозяйство, 2004, №6, С.81-83.

45. Логинов Б.Г. Интенсификация добычи нефти методом кислотной обработки. — М.: Гостоптехиздат, 1951. — 245 с.

46. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. — М.: «Недра», 1966. —219 с.

47. Матвеев С. Опыт применения комплексной пластической перфорации скважин перед операциями гидроразрыва. Технологии ТЭК, 2007, № 5, с. 55-57.

48. Maximov V.M., Mikhailov N.N. Experimental study of porous media deformations at cyclic load. Proceedings of the biot conference on poromechanics Louvain-La-Neuve/Belgium/ 14-16 September 1998.

49. Михайлов H.H, Зайцев M.B. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины // Нефтяное хозяйство. 2004. - №1.

50. Михайлов H.H. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М: Недра, 1996.

51. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: Нефть и газ, 2005. - 448 с.

52. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: Нефть и газ, 1996, -190с.

53. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. — М.: Нефть и газ, 2008, -190с.

54. Международная научно-техническая конференция «Повышение качества строительства скважин»: Сб. науч. тр. Уфа: Монография, 2005. — 360 с.

55. Максимов М.И. Обработка скважин соляной кислотой. — М.: Гостоптехиздат, 1945. — 125 с.

56. Петров Н. А., Кореняко А. В., Типикин С. И. и др. Конструкции забоев скважин в геолого-технических условиях Ноябрьского региона. Обзор, информ. -М.: ВНИИОЭНГ, 1997. С. 68.

57. Патент РФ 2204710. Способ изоляции водопритока в газовой скважине , 2001.

58. Патент РФ 2236559. Способ селективной обработкой пласта, 2003.

59. Поляков В.И., Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Колодкин В.А. Технология и техника борьбы с поглощением при бурении скважин. Уфа: «Китап»,1998,-187с.

60. Поляков В. Н., Ишкаев Р. К., Лукманов Р. Р. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: Tay, 1999. - 408 с.

61. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. /Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности. М., НТЦ «Промышленная безопасность», 2003, вып. 4, сер. 08.

62. ОАО "ЦГЭ", ОАО "Лукойл-Пермь". Проект доразработки Казаковского месторождения, 2008.

63. Отчет Подсчет запасов газа и конденсата месторождения Урга. Ташкент1996 г.

64. Отчет Проект промышленный разработки месторождения Урга. Ташкент1997 г.

65. Отчет Анализ геолого-геофизических материалов для уточнения геологической модели месторождения Урга с проведением исследовательских работ в эксплуатационных скважинах, в целях внесения корректив в проект разработки. Ташкент, 1999 г

66. Оверьянов А. П., Миронов В. Г. Разобщение пластов при заканчивают скважин открытым забоем. Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2001. - 80 с.

67. Отчет Контроль за эксплуатацией месторождения Урга в выработкой решений по оптимальной эксплуатации скважин. Ташкент: - 2003 г.

68. Отчет — Коррективы проекта разработки газоконденсатного месторождения Шуртан. Ташкент 2004 г.

69. Отчет Анализ разработки месторождений Шуртанской группы. Ташкент -2006 г.

70. Орынбаев Б.А., Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н. Моделирование влияния процессов ухудшения фильтрационных свойств в околоскважинной зоне на коэффициенты гидродинамического сопротивления и форму индикаторных кривых // Узбекский журнал нефти и газа, №1.2009г.

71. Орынбаев Б.А. Особенности разработки газонефтяных месторождений Узбекистана // Материалы П-го Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», стр.63-69, Том -II, 15-16 сентября 2009г., Москва.

72. Рассохин Г.В., Леотьев И.А., Петренко В.И. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1979 г.с

73. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. Краснодар.: ОАО НПО «Бурение», 2006. 264 с.

74. РД 39-0147035-233-88 Технология регулирования продвижения вытесняющего агента потокоотклоняющими материалами с целью интенсификации добычи нефти и ограничения отбора воды. ВНИИнефть.

75. РД 39-01/02-0016-89 Технология ограничения притока вод водоизолирующими составами в скважинах с забойной температурой до 120 град. С. ВНИИКРнефть.

76. Соловьев В. M. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. - 300 с.

77. Умрухина Е.Н., Блажевич В.А. Изоляция пластовых вод в нефтяных скважинах — М.: Недра, 1966.-164 с.

78. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гос. Научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1963. - 394 с.

79. Черский Н. В. Конструкции газовых скважин. — М.: Гостоптехиздат, 1961. — 283 с.

80. Ягафаров А.К. Повышение эффективности водоизоляционных работ в высокообводненных скважинах // Тр. Межрегион, конф., посвященной 40-летию г. Томска. Томск 20-23 ноября, 2004 г., С. 56-57.

81. Якимов Е.Ф. К вопросу об эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин. — Технологии ТЭК, 2007, № 1, с.

82. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий. М., Недра, 1961, с. 125-130.

83. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М., Недра, 1983, 510 с.

84. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949.

85. Эпов М.И., Пеньковский В.И., Корсакова Н.К., Ельцов И.Н. Метод вероятностных сверток интерпретации данных электромагнитного каротажа //ПМТФ, 2003, т.44, №6, с.56-63.

86. Юмадилов А. Ю. Изоляция пластовых вод. — М.: Недра, 1976.-112 с.

87. Chatzis I., Morrow N.R., Correlation of capillary number relationships for sandstone, Soc. Pet. Eng. J., 1984, pp. 555-562.

Информация о работе

Орынбаев, Бахытжан Аметович
кандидата технических наук
Москва, 2011
ВАК 25.00.17

Диссертация

Обоснование эффективных технологий повышения продуктивности обводняющихся газовых скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы