Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа с применением кислотных растворов избирательного действия

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа с применением кислотных растворов избирательного действия"

АНДРЕЕВ АЛЕКСЕЙ ЕВГЕНЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ГАЗАС ПРИМЕНЕНИЕМ КИСЛОТНЫХ РАСТВОРОВ ИЗБИРАТЕЛЬНОГО ДЕЙСТВИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

АНДРЕЕВ АЛЕКСЕЙ ЕВГЕНЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИДОБЫЧИ ГАЗАС ПРИМЕНЕНИЕМ КИСЛОТНЫХ РАСТВОРОВ ИЗБИРАТЕЛЬНОГО ДЕЙСТВИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Научно-исследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов Академии наук Республики Башкортостан» (ГУП «НИИнефтеотдача АН РБ»)

Научный руководитель:

кандидат геолого-минералогических наук, доцент

Котенев Юрий Алексеевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Хисамутдинов Наиль Исмакагзамович кандидат технических наук, доцент Васильев Владимир Ильич

Ведущая организация:

Общество с ограниченной ответственностью нефтегазодобывающее управление «Чекмагушнефть» (г. Дюртюли)

Защита состоится «19» ноября 2004 г. в 10°° часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г.Уфа, пр.Октября, д.144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института проблем транспорта энергоресурсов.

Автореферат разослан «19» октября 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.т.н.

Идрисов Р.Х.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований. Одной из актуальных проблем газовой отрасли является повышение эффективности эксплуатации скважин. Специфические горно-геологические условия залегания продуктивных пластов отдельных месторождений накладывают значительный отпечаток на технологические особенности эксплуатации скважин. Так, для Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) характерны: большая глубина и аномальные термобарические условия залегания неоднородных трещинно-поровых карбонатных коллекторов подсолевых отложений башкирского возраста, с одной стороны, а с другой — наличие в продукции скважин значительного количества таких неуглеводородных компонентов, как диоксид углерода и сероводород (кислых газов).

В этих условиях применение традиционных технологий интенсификации добычи газа не всегда оправдано, т.к., во-первых, это может вызвать необратимые изменения в продуктивном коллекторе, приводящим к невосполнимым потерям углеводородного сырья, а, во-вторых, серьезные отрицательные воздействия на окружающую среду экосистемы Прикаспийской низменности.

В этой связи повышение эффективности технологий интенсификации добычи природного сероводородсодержащего газа из крупных месторождений, приуроченных к карбонатным отложениям Прикаспия, является весьма актуальным.

Цель работы. Повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа с применением кислотных растворов избирательного действия в геолого-технологических условиях эксплуатации скважин АГКМ.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

1. Выявить особенности геологического строения продуктивных пластов АГКМ путем обобщения накопленного объема геолого-геофизической и геолого-промысловой информации.

2. Выполнить геолого-промысловый анализ разработки АГКМ и систематизировать результаты применения технологий интенсификации добычи газа.

3. Построить геолого-статистические модели эффективности методов интенсификации добычи газа для идентифицированных групп скважин АГКМ, на основании чего выделить комплекс геолого-физических и технологических параметров, влияющих на величину и продолжительность эффекта и дать рекомендации по выбору объектов воздействия.

4. Создать новые технологии интенсификации добычи газа с использованием кислотных составов избирательного действия для условий высоких пластовых температур, давлений и концентраций сероводорода.

5. Провести анализ промысловых и гидродинамических исследований и внедрить в практику газодобычи разработанные технологические решения применительно к условиям АГКМ.

Методы исследования. Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием современных экспериментальных методов (физических, химических, физико-химических) геолого-промыслового и геолого-статистического анализа разработки АГКМ и применяющихся методов интенсификации добычи, а также данных гидродинамических исследований скважин.

Научная новизна выполненной работы

1. Обобщены и систематизированы с учетом современных представлений данные о геологическом строении продуктивных пластов АГКМ и насыщающих их флюидов.

2. Проанализировано современное состояние разработки АГКМ и применяющихся методов интенсификации добычи газа.

3. На основании выполненного многоуровнего геолого-статистического анализа проведено группирование технологий и объектов воздействия и построены регрессионные модели, позволяющие осуществлять выбор скважин под обработки и прогнозировать их технологическую эффективность.

4. Экспериментально обоснованы новые кислотные составы реагентов для интенсификации добычи газа применительно к геолого-физическим условиям АГКМ.

5. В результате интерпретации данных гидродинамических исследований скважин оценена эффективность и установлены геолого-технологические особенности реагирования призабойных и удаленных зон скважин на предложенные методы воздействия на пласт.

Основные защищаемые положения

1. Геолого-статистические модели эффективности методов интенсификации добычи газа по выделенным группам скважин АГКМ.

2. Результаты экспериментального изучения особенностей взаимодействия кислотных растворов избирательного действия с пластовой системой АГКМ.

3. Геолого-технологические особенности применения технологии интенсификации добычи газа с использованием кислотных растворов избирательного действия на скважинах АГКМ.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Создана методика выбора скважин под различные модификации соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта.

2. Разработана технология интенсификации добычи газа с использованием кислотных растворов избирательного действия.

3. Предложенные в диссертационной работе методика и технология внедрены на 24 скважинах АГКМ, в результате чего получена дополнительная добыча газа 140,9 млн. м3, а экономический эффект составил 32,7 млн. руб.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на: конференции молодых специалистов, посвященной 50-летию ВНИИГаза (Москва, 1999 г.); 2-й региональной научно-практической конференции (Кремсовские чтения, Ухта, 1999 г.); Международной конференции по проблемам добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона (Астрахань, 2000 г.); научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти (Уфа, 2002); заседаниях технического совета ГПУ «Астраханьгазпром» (Астрахань, 2003, 2004 гг.) и ученого совета НИИнефтеотдача АН РБ (Уфа, 2003, 2004 гг.).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 12 печатных работ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав и заключения.

Объем работы составляет 151 лист машинописного текста, содержит 24 рисунка, 21 таблицу и список использованных источников из 58 наименований.

Автор выражает благодарность научному руководителю, к.г.-м.н., доценту Котеневу Ю.А., сотрудникам: НИИнефтеотдача АН РБ д.т.н., профессору Андрееву В.Е., д.г.-м.н., профессору Хайрединову Н.Ш., д.т.н., профессору Селимову Ф.А., к.т.н., с.н.с. Блинову СЛ., к.т.н., с.н.с. Зобову П.М.; АстраханьНИПИгаз — к.т.н. Изюмченко Д.В., к.т.н. Токунову В.И., к.т.н. Полякову Г.А.; ООО «Астраханьгазпром» — Ильину А.Ф., Рылову Е.Н., Филиппову А.Г.,к.т.н. Полякову И.Г., Булдакову С.В., Шугаеву А.П., Мерчевой B.C., Алексеевой И.В. и другим за полезные советы и помощь.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении определены цель работы и задачи исследований, отмечена актуальность проблемы и дана общая характеристика диссертационной работы.

Первая глава посвящена особенностям геологического строения и анализу разработки АГКМ

Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) одно из крупнейших в мире по запасам основных компонентов - более 4 трлн. м газа, около 1 млрд. тонн серы, около 900 млн. тонн конденсата.

Месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию в конце 1986 года и до настоящего времени годовая добыча не превышает

0,2% от геологических запасов. По состоянию на 01.07.2004 года на обслуживании Газопромыслового управления ООО «Астраханьгазпром» находится 217 скважин, из которых 131 эксплуатационных скважин.

По состоянию на 15.04.2004 года из месторождения добыто 100,0 млрд. м3 газа сепарации и 23,533 млн. тонн нестабильного конденсата.

В связи с постоянным увеличением поставок газа за рубеж увеличивается добыча газа. Для большей добычи газа применяют методы интенсификации притока газа к скважинам. Наиболее распространенный метод обработки скважин — это солянокислотная обработка призабойной зоны скважины и её различные модификации. Продуктивные коллектора на АГКМ состоят из карбонатных пород, а соляная кислота реагирует с доломитами и известняками карбонатных коллекторов.

Астраханское месторождение расположено во внутренней части южного Прикаспия и тяготеет к его платформенно-складчатому борту характеризующемуся активной тектонической обстановкой и мелководными условиями осадконакопления в каменноугольное и нижнепермское время.

АГКМ приурочено к обширному уплощенному поднятию над выступом фундамента «карбонатной платформы», осложненному локальными структурами амплитудой 50 70 м, которое сформировалось к концу башкирского времени на территории Астраханского свода и зоны сочленения Прикаспийской впадины с валом Карпинского. Кровля башкирского резервуара имеет сложную морфологическую поверхность, отражающую как предпермские, так и последующие (вплоть до современных) структуро-формирующие движения. Уникальная по размеру (110 х 40 км, этаж газоносности более 350 м) и компонентному составу газа, т.н. "башкирская" газоконденсатная залежь АГКМ, доминирует в центральной части Астраханского поднятия. Газоконденсатная залежь приурочена к карбонатным отложениям башкирского яруса среднего карбона. Коллекторские свойства башкирского резервуара определяются наличием емкостей порового, кавернового и трещинного типа. Продуктивная толща сложена чистыми органогенными разнофациальными известняками. Породы содержат: кальцита — 96 -т 98 %, доломита — 1,4%,нерастворимого остатка — 0,2 -5-0,8%, ангидрита менее 0,1%, кварца — до 2 %.

Среднее значение пористости, принятое при подсчете запасов, составляет 9,9% (от 6,7 до 12,4%). Среднее значение коэффициента газопроницаемости принято при проектировании 1,1 х м2. Коэффициент остаточной нефтенасыщенности имеет низкое значение — 3%.

Газ Астраханского газоконденсатного месторождения высокосернистый с содержанием сероводорода свыше 25% объёмных, кроме того,

в газе содержится сероокись углерода, меркаптановая сера, сероуглерод и СО2 в пределах 12 + 16 %.

В настоящее время на возможные объёмы добычи и переработки сырья на Астраханском комплексе накладываются четыре основных ограничения.

1. Экологическое — агрессивный, высокотоксичный газ, близость к заповедной зоне и крупному промышленному узлу.

2. Техническое — пропускная способность Астраханского ГПЗ, состояние скважин и промыслового оборудования.

3. Пластовое — месторождение приурочено к низкопроницаемым деформируемым коллекторам.

4. Стратегическое — потребность РФ и мирового рынка в моторных топливах, сере и других видах товарной продукции.

Главная задача при разработке АГКМ на рассматриваемый период времени — это минимизация пластовых потерь конденсата, обеспечивающая стабильную выработку основной продукции - моторных топлив.

По имеющимся величинам проницаемостей и начальных перепадов давления до проведения интенсификации построены соответствующие карты, которые используются в газодинамической математической модели для расчета текущих полей давлений и площадных перетоков газа.

Основные параметры, характеризующие эксплуатационные скважины АГКМ и определяющие требования к оборудованию и используемым технологиям при строительстве, и эксплуатации скважин, представлены в таблице 1.

Таблица 1.

Характеристика эксплуатационных скважин АГКМ_

Параметр Показатель

Глубина залегания пласта, м 3900-4100

Тип коллектора карбонатный

Средний дебит скважин, тыс. м3/сут. 300-500

Сероводорода в газовой фазе, об. % 21 + 28

Диоксида углерода в газовой фазе, об. % 12-18

Содержание конденсата, г/нм3 230-280

Конденсационной воды, г/нм" до 10

Минерализованной воды, г/нм3 до 30

Общая минерализация воды, г/л 100-120

В том числе ионов С/, г/л до 60

рН минерализованной воды 3,5

Пластовая температура, °С +110

Давление забойное рабочее, МПа 39-52

Давление устьевое статическое, МПа 41

Устьевая температура работающей скважины, °С +80

Схема сбора газа принята лучевой с индивидуальным подключением скважин к УППГ. Система внутри промыслового газосбора и транспорта, принятая по первой и второй очередям обустройства АГКМ, ориентирована на транспорт двухфазного потока на участках «скважина -ГПЗ».

В настоящее время исследование газовых и газоконденсатных скважин и обработка полученных результатов осуществляются в соответствии с действующей «Инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» (Под. ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева.), изданной в 1980г. и «Руководством по исследованию скважин» (авторы: А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов). На Астраханском ГКМ газогидродинамические исследования проводятся методом установившихся отборов (МУО) при стационарных режимах фильтрации и методом неустановившихся отборов.

Стационарные контрольные сепараторы фирмы «Porta-Test» (1 очередь) и фирмы «Bretco» (2 очередь) находятся на установках предварительной подготовки газа (УППГ) и подключаются к выбранной для исследования скважине через блок входных манифольдов (БВМ). БВМ позволяет в любой момент времени простым переключением подать на контрольный сепаратор любую скважину УППГ.

Принимая во внимание длительность стабилизации давления и дебита, и используя возможности схемы сбора продукции Астраханского промысла, была предложена следующая технология проведения ГДИ.

На каждой УППГ подбираются скважины по возможности близкие по своим продуктивным характеристикам. Затем скважинам устанавливается режим стабилизации с условно максимальным давлением на устье, таким, чтобы, увеличивая расход угловым штуцером, можно было, получить пять режимов. Обычно разница по давлению между режимами составляет 1,5-2,0 МПа. Причем при установке режима стабилизации и последующие двое суток скважина работает в ГКП. За это время происходит достаточная стабилизация режима скважины, и этот же режим является первым режимом испытания скважины. Скважина переводится на контрольный сепаратор без изменения устьевых параметров. На режиме скважина находится 24 часа, когда производятся замеры дебитов, давлений и температуры через каждые 2 часа. Затем скважине устанавливается заданием устьевого давления следующий режим, и она переводится в ГКП. На замер устанавливается следующая скважина, которая уже была стабилизирована в ГКП.

Во второй главе приводятся результаты геолого-промыслового и геолого-статистического анализа применения методов интенсификации добычи газа на скважинах АГКМ.

Работы по интенсификации притока газа в процессе эксплуатации скважин на АГКМ проводятся с 1986 года. Проведено более 2000

обработок продуктивного карбонатного пласта. Применялись различные технологии обработок.

1. Метанольная обработка (МО). Объем закачиваемого в пласт метанола составлял, как правило, 70 100 м3, достигая в отдельных случаях 130 140 м3.

2. Кислотная ванна (КВ). Объем кислоты при этом виде обработки не превышал 30 40 м3. Концентрация кислоты 15 25 %. Кислотные ванны проводились в основном на этапе освоения скважины перед вводом ее в эксплуатацию.

3. Солянокислотная обработка (СКО). Основной вид обработки карбонатного пласта. В подавляющем большинстве случаев использовалась товарная кислота с концентрацией 22 25 %.

4. Метанольно-солянокислотная обработка (МСКО). Применялись на два варианта технологии. В первом варианте в пласт закачивалась спирто-кислотная смесь, а во втором - метанол и кислота закачивались раздельными порциями. Соотношение объемов метанола и кислоты в обоих случаях одинаковое (1 : 2).

5. СКО с использованием углеводородо-кислотной эмульсии (СКОЭ). Состав эмульсии: кислота товарная ингибированная — 60 -=-70%, углевод ородорастворимый эмульгатор (нефтехим, эмультал, виско и др.), дизтопливо (конденсат, керосин) остальное.

6. Гидравлический (гидрокислотный) разрыв пласта (ГРП). При его поведении в пласт, кроме соляной кислоты, закачивались метанол, конденсат, гель. На первых порах использовалась канадская технология и спецматериалы (гели, понизители гидравлических сопротивлений и т.д.). Разрывы выполнялись с помощью насосной техники фирмы Фракмастер.

Как показал анализ, суммарный объем закачиваемой в процессе обработки жидкости в пласт составляет от 50 100 м3 до 300 350 м3 и выше.

Число обработок на одной скважине достигло 5 -=-6 и более. Эффективность третьих и четвертых обработок резко уменьшалась.

Существенное увеличение показателя кратности эффекта по пятым и шестым обработкам объясняется тем обстоятельством, что это были в основном обработки, подготовленные и проведенные на более высоком технологическом уровне, со значительно большими объемами (300 + 400 м3) и скоростями закачки (2.3 — 5,5 м3/мин.).

На основании результатов выполненных на АГКМ обработок пласта с учетом отечественного и зарубежного опыта в настоящее время предусматривается три технологических уровня процессов обработки в зависимости от продолжительности работы и продуктивности эксплуатационной скважины (первый — СКО объемом кислоты 90 - 120 м1; второй - МСКО и СКОЭ; третий - ГРП).

1 0

В редких случаях может возникнуть целесообразность проведения четвертого по счету процесса обработки пласта по специально разработанной технологии для конкретной скважины.

С целью создания благоприятных условий для удаления из пласта продуктов реакции в кислотный раствор при проведении СКО необходимо вводить добавки водорастворимого неионогенного ПАВ (ОП-7, ОП-10, неонол, превоцел и др.) в количестве 0,2 — 0,3%.

В целях снижения устьевых давлений при проведении ГРП со значительными объемами закачиваемой в пласт жидкости необходимо применение реагентов для снижения гидравлических потерь на трение.

Для защиты НКТ и подземного оборудования НКТ от коррозионного воздействия соляной кислоты, последняя должна быть дополнительно проингибирована.

При выборе объекта обработки необходимо учитывать следующие факторы: несоответствие фактической производительности скважин ее потенциальным возможностям, определенным из местоположения скважины на структуре, коллекторских свойств продуктивного пласта и его газонасыщенной емкости, близость ГВК и содержание воды в продукции скважины, количество и основные параметры ранее проведенных на этой скважине обработок, техническое состояние собственно скважины, как горнотехнического сооружения.

На следующем этапе исследований было проведено геолого-статистическое моделирование эффективности методов интенсификации добычи газа на скважинах АГКМ. В качестве объектов исследования были отобраны данные по скважино-операциям, проводившимся на АГКМ в период с 2000 по 2002 гг. Группирование проводилось с помощью метода главных компонент с использованием программного комплекса «Geomage», разработанного в НИИнефтеотдача АН РБ. Все объекты группировались по двенадцати параметрам, отражающим геолого-физические свойства призабойной зоны пласта, технологические характеристики и эффективность применявшихся методов.

Анализ результатов показал, что из шестнадцати главных компонент на первые шесть приходится более 75 % общей дисперсии параметров, т.е. при выделении относительно однородных групп объектов вполне достаточно рассмотреть их в пространстве только этих главных компонент.

Геометрическое представление объектов исследования в координатных осях главных компонент позволило выделить пять относительно однородных групп объектов.

Группа скважин 1 характеризуется высокой общей и эффективной толщиной газонасыщенной зоны, относительно низким коэффициентом пористости. Объем закачки соляной кислоты составил в среднем 50 м3, при расходе 2,37 м3/мин. Время реакции в среднем 150 часа. Успешность обработки составил 25 %. Пьезопроводность до обработки низкая по сравнению с другими группами. Для этой группы скважин наиболее

соответствует метод обработки ПЗП — метанольная солянокислотная обработка, так как этот метод дает максимальный эффект.

Группа скважин 2 характеризуется средней общей и эффективной толщиной газонасыщенной зоны, высоким коэффициентом пористости. Объем закачки соляной кислоты составил в среднем 73,2 м3, при расходе 1,63 м3/мин. Время реакции в среднем 52,6 часа. Успешность обработки составил 100%. Пьезопроводность до обработки наибольшая по сравнению с другими группами. Для этой группы скважин наиболее соответствует метод обработки ПЗП — простая солянокислотная обработка.

Группа скважин 3 характеризуется средней общей и эффективной толщиной газонасыщенной зоны. Средним коэффициентом пористости. Объем закачки соляной кислоты составил в среднем 45,2 м3, при расходе 2,12м3/мин. Время реакции в среднем 63,5 часа. Успешность обработки составил 87,5 %. Пьезопроводность до обработки средняя по сравнению с другими группами. Для этой группы скважин наиболее соответствует метод обработки ПЗП — простая солянокислотная обработка.

Группа скважин 4 характеризуется наиболее высокими общей и эффективной толщиной газонасыщенной зоны, высоким коэффициентом пористости. Объем закачки соляной кислоты составил в среднем 93,7 м3, при расходе 1,95 м3/мин. Время реакции в среднем 45,6 часа. Успешность обработки составил 75 %. Пьезопроводность до обработки высокая по сравнению с другими группами. Для этой группы скважин наиболее соответствует метод обработки ПЗП — солянокислотная обработка с использованием эмульсии.

Группа скважин 5 характеризуется низкими значениями общей и эффективной толщиной газонасыщенной зоны, низким коэффициентом пористости. Объем закачки соляной кислоты составил в среднем 75 м , при расходе 2,43 мэ/мин. Время реакции в среднем 67 часов. Успешность обработки составил 100%. Пьезопроводность до обработки низкая по сравнению с другими группами. Для этой группы скважин наиболее соответствует метод обработки ПЗП — простая солянокислотная обработка с блокированием водопроявляющего интервала.

После обработки результатов статистического анализа были получены уравнения для кратности изменения пьезопроводности (К]) и продуктивности в зависимости от первых трех главных компонент

Для первой группы: Г, = 1,0077 - 0,0835 ■ Z, + 0,0041 • Z2 - 0,0387 • Z3 >2 = 0,3 253 - 0,2284 ■ Z, + 0,1293 • Z2 - 0,0097 - Z3

(1) (2)

Для второй группы: Г, = 0,3153 - 0,2284 • г, + 0,1293 • 2г - 0,0097 • г3 У, = 15,3293 - 4,1785 ■ г, + 2,1032 • 1г + 1,3344 • 1Ъ

(3)

(4)

Для третьей группы: Г, = 0,8409 + 0,5259 • г, -0,3052 • + 0,2111 • У2 = 1,3275 + 0,3503 • 2,-0,0823 • 2г ->■ 0,1879 ■

(5)

(6)

Для четвертой группы: Г, = 1,0622 + 1,6886 • ^ + 0,8198 • 2т. - 1,5327 • 2Ъ (7)

Уг = -0,6803 - 0,0729 ■ г^ + 0,269 • !г - 1,0731 - (8)

Факторы нагрузки на главные компоненты приведены в таблице 2.

Таблица 2

Факторы нагрузки МГК

Третья глава посвящена экспериментальному обоснованию новых составов кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи газа на скважинах АГКМ.

Исследован ряд химических реагентов — замедлителей реакции кислоты с карбонатной породой, позволяющих увеличить коэффициент охвата пласта воздействием и повысить тем самым эффективность СКО.

Проведены исследования следующих образцов реагентов СНПХ6501А (Казань-Новочебоксарск), ДН-9010М (Казань), ЗСК — замедлитель соляной кислоты (Уфа), кислотный раствор (Уфа) — содержит соляную кислоту с концентрацией 22 % с добавкой 10 % ЗСК. Все исследуемые кислотные составы сравнивались с 22%-ой соляной кислотой (Волгоград).

Методика проведения работы заключается в следующем.

Кусочки мрамора весом 2,7 2,8 г тщательно промывались проточной водопроводной, а затем дистиллированной водой, просушивались при температуре 105 °С и взвешивались.

В первой серии опытов определялась продолжительность реакции кислотных составов с мрамором в статических условиях. Для этого подготовленный образец мрамора опускался в стакан с 50 мл исследуемого кислотного раствора, фиксировалось время начала и окончания реакции, после чего образец промывался, высушивался и вновь взвешивался.

■тмим сщшй шемты с шлмиыт ДООНШМММРМ1НТ*95'С

------ --------

" 4* 4 я* __■ -----

4 1 1 № Г/ 1 I

1 —»- МИпО-Ш 1 —1Ш!%»ЯМ1П»11 —*—ени-юлипгабют«) ' —»-МНШОШНЫ —тсиюишек

■я Т / $ У 1/1 / 1 Т

•Г- ;---и. _и. ......!....

В 5 10 15 ¡1 Я » 35 М 45

■ММАШН

Во второй серии опытов образец мрамора опускался в стакан с 50 мл исследуемого кислотного раствора на определенное время, фиксируемое по секундомеру, после чего он вынимался к сразу промывался вначале водопроводной, а затем дистиллированной водой до рН= 7. Затем образец высушивался в термическом шкафу при температуре 105 °С до постоянного веса и вновь опускался в исследуемый кислотный раствор. Эта процедура повторялась до полного прекращения реакции (отсутствие пузырьков углекислого газа и прекращение изменения веса образца) или полного разрушения образца. Полученные результаты представлены на рис. I и 2.

Анализируя полученные результаты, можно сделать заключение, что все исследованные кислотные растворы со специальными добавками замедляют скорость разрушения мрамора по сравнению с базовой соляной кислотой. Наибольшим замедляющим эффектом обладает реагент ДН 9010 М. Разрушение образцов мрамора в кислотном составе с добавкой этого реагента происходит в десять раз медленнее, чем в базовой кислоте той же концентрации. В то же время следует отметить, что в реагенте ДН 9010 присутствуют добавки, которые при повышенной температуре выпадают в осадок и спекаются. Это обстоятельство не дает оснований для однозначной рекомендации этого реагента для обработки неоднородного карбонатного пласта с низкими коллекторскими свойствами.

Целью следующей серии экспериментов являлось изучение замедляющих свойств различных реагентов в процессе фильтрации исследуемого раствора соляной кислоты через образец карбонатной породы.

В качестве образцов породы использовался плотный, практически непроницаемый карбонатный керн из башкирских отложений АГКМ. В цилиндрическом образце диаметром 30 мм и высотой 40 мм по разработанной в лаборатории ПЭЭС методике создавалась продольная трещина с необходимыми геометрическими размерами. Исходная проницаемость образцов по воде (К0) находилась в пределах 0,20 - 0,50 мкм2.

В ходе экспериментальных исследований изучался замедляющий эффект добавок к 1% соляной кислоте таких полимеров, как АКВА - ПАК, КМОЭЦ и КМЦ двух концентраций 0,225 % и 0,34 %, а также реагентов СНПХ - 6501А, ДН 9010 М и ЗСК.

В качестве базы сравнения служил 1%-ый раствор соляной кислоты. Применение такой невысокой концентрации НС1 неслучайно. Серия предварительных опытов показала, что при более высокой концентрации кислоты взаимодействие ее в процессе фильтрации образцов карбонатной породы длиной до 50 мм (возможности установки АКМ - коллектор) происходит настолько интенсивно, что становится совершенно невозможно проследить замедляющий эффект применяемых добавок.

Методика проведения эксперимента заключалась в следующем. После установки образца породы в кернодержатель определялась его

начальная проницаемость по воде. Перепад давления на образец во всех экспериментах был постоянным и составлял 0,025 МПа, температура 25 °С.

В каждом эксперименте фиксировалось время истечения из образца каждой из смеси последовательных порций исследуемого раствора объемом 30 мл. Общий объем жидкости, профильтровавшейся через образец, во всех экспериментах составлял 210 мл.

В ходе обработки полученных результатов определялись:

- объемная скорость истечения воды — ()0,

- объемная скорость истечения каждой порции раствора —Qn,

- отношение QrJQa,

-отношение QJQ|, — объемная скорость истечения первой порции),

-отношение 0,40.п-\, характеризующее изменение темпа роста объемной скорости истечения,

- начальная и конечная проницаемость образца по воде (К0 и К„),

- отношение

Змисимкть №1» и принмнмй мдмсти

м 1»

ИкЬямнмй

—*—!%иа

и«*

—•— пуммадии«*

—1МЮ*М5ВДШ| —*—1%ИИ »|«Ш№Ш

—х—писнтентими

Результаты экспериментов представлены на рис. 3 Исследование каждого состава проводилось на двух образцах. Для построения графиков приняты средние значения по каждому составу.

Анализ темпа изменения объемной скорости фильтрации всех исследованных образцов показывает, что наиболее существенные изменения канала фильтрации происходят в образце при прохождении через него первых трех порций исследуемого раствора. В дальнейшем прирост темпа роста скорости незначителен. Продолжительности прохождения через образец трех последних порций всех исследованных составов близки по величине между собой (10 — 30 сек.), что почти на порядок ниже, чем время прохождения первой порции. На этом этапе прокачки прироста объемной скорости очередной порции по сравнению с предыдущей уже, практически, не происходит, в том числе и для раствора кислоты без замедлителя. Это можно объяснить существенным сокращением времени контакта исследуемого раствора с породой и значительным расширением канала фильтрации.

На основании проводимых исследований сделаны следующие выводы:

1. Содержание в соляной кислоте полимерных реагентов АКВА ПАК и КМЦ в количестве 0,45 -=-2,0% позволяет на порядок уменьшить интенсивность ее взаимодействия при фильтрации через образец карбонатной породы при комнатной температуре (25 °С), что объясняется вязкостными свойствами полимеров.

2. С повышением температуры среды до 80°С и выше вязкость водных растворов полимеров снижается и приближается к вязкости воды в этих условиях применение полимеров для регулирования скорости реакции соляной кислоты с карбонатным продуктивным пластов АГКМ не рекомендуется.

3. Исследование реагентов ДН 0910 М, ЗСК и СНПХ 6510 А для регулирования скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой показало их высокую эффективность, полученные результаты позволяют рекомендовать реагенты этого класса для промышленных испытаний на эксплуатационных скважинах АГКМ.

В четвертой главе приведены результаты опытно-промышленных работ по испытанию технологий интенсификации добычи газа на скважинах АГКМ с использованием кислотных растворов избирательного действия. В качестве последнего использовалась композиция, состоящая из водного раствора технической соляной кислоты и специальной добавки ЗСК, разработанной в НИИнефтеотдача АН РБ, представляющей из себя смесь полигликолей, ПАВов, ингибитора коррозии и воды.

В 2002 г. на Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ) были проведены опытно-промышленные испытания СКО скважин с добавлением ЗСК. Объемы и условия обработок приведены в таблице 3.

Таблица 3

N N СКВ ДАННЫЕ ЗАКАЧКИ Примечание

Дата Начал давления Объемы закачки (мг) шах параметры Конечное давление

Ртр (бар) Р затр (бар) Расход Ртр (бар) Pip (бар) Рзатр (бар)

1 206 20 09 2002 260 120 20д/т+2д'тв затр +1,5 ВНПП-2+1Ш(50НС1 + 25тех вода+50мЗ метанол +103СК+1 5 ВНПП-2) Добавки к HCl 3,0м3 ВНПП-2, 0,1м3 0п-10 +¡0 Карфас 1,5 260 150 120 Растворение ПЗП+ЗСК

2 420 29 11 2 002 300 285 10д/т+2д/т взагр +1,5 ВНГ1П-2+110 (50 HCl+25 тех +50мЗ метанол+103СК+1,5 ВНПП-2) Добавки к HCl: 4,5мЗ 8НП11-2,0,2мЗ ОП-Ю+153СК 2,0 300 150 180 Ступенчатая СКО+ЗСК

3 260 И 122 002 260 235 10д/т+10мет+113(50НС1+50 ВМС+ЮЗСК + ЗВНПП +35(15д'т+20Мешюл>+14,5 10%д/твзатр длявытесн HCl Добавки к HCl: Юм3 ЗСК, 3,0 ВНПН-2,0,1 ОН-Ю 1,5 280 180 260 Растворение ПЗП+ЗСК

4 605 02 02 2 000 220 110 20д/т+100(50 НС1+25 метанол+25 тех вода)+ 35д/т (продавка)+15 РИК-5 в затруб для вытеснения HCl Добавки к НО: 4,5 мЗ В11ПП-2, ОДмЗ ОП-10+3 УКС.КИСЛ. 2,5 400 160 140 Растворение ПЗП

5 704 22 08 2 002 390 100 15д/т+1,5 ВНП11+114,5 (1ООНС1+14,5 р-р ВНПП в метаноле)+34,5(20д'т+14,5 метанол) продажа Добавки к НС1:4,5мЗ ВН11П-2, 0,2мЗ ОП-Ю+З укс.кисл. 1,35 320 195 110 Первичная СКО

6 211 д 2908 2 002 260 128 12д/т+203(116НС1+87 эмульсии)+43(8д/т+35 метанол) продавка +14,5 д/т +5% Додиген в затруб для вытеснения HCl 1,65 270 120 120 Эм СКО 5-го рода

Условные обозначения

СКО-соляно-хислотная обработка ОП-Ю -жидкое мыло (в тоннах)

ПЗП - призабойная зона пласта НС1 - соляная кислота

ВНПП-2-кислотный ингибитор ЗСК - замедлитель соляной кислоты

РКИ - раствор кислотного ингибитора ВНПП-2 в метаноле РИК 5-5% раствор ингибитора коррозии «Додиген» в диз топливе

Обработка результатов гидродинамических исследований (ГДИ) методом установившихся отборов (МУО) в эксплуатационных скважинах АГКМ проводилась автоматизировано на ПВМ по программе «ДЕБИТ», разработанной в ЦНИПР ГПУ «Астраханьгазпром». Дебит газа сепарации замерялся методом сужения струи и рассчитывался по общепринятым формулам. Дебиты жидкости (насыщенного конденсата и воды) замерялись расходомерами фирм Халибартон, Вортекс, Майкромоушен.

Дебит пластовой смеси определялся как сумма дебетов газа сепарации и насыщенного конденсата, пересчитанного в парообразную

1 8

фазу. Забойные давления рассчитывались по методике ВНИИГаза, основанной на глубинных замерах. Определение фильтрационных коэффициентов производилось по двухчленному уравнению притока:

Ри2-Рж*=ахд + Ьх&, (9)

где в качестве пластового давления используется «пластовое динамическое давление», определяемое по зависимости Р^б =/ Шсм) (рис. 4)

По этой же зависимости определяется «Оптимальный дебит, т.е. это дебит соответствующий «критическому» забойному давлению или «критической» депрессии. Критическая депрессия определяется по зависимости где коэффициент продуктивности

определяется как отношение дебита смеси к депрессии между текущим пластовым давлением и забойным. Критическая депрессия соответствует максимальному коэффициенту продуктивности.

Дс(|ПТ СМСС», 1 ыс ч'/от

Рис. 4. Зависимость Рма от 0си по скважинам АКГМ

Оценка эффективности СКО в скважинах № 206, 260 и 420 проводилась путем сравнения результатов ГДИ до и после проведения обработок. Для сравнения принят оптимальный коэффициент продуктивности, который определяется как отношение оптимального дебита пластовой смеси к критической депрессии.

На рис. 5 приведены результаты оценки эффективности СКО в скважинах № 206, 260 и 420 по вышеизложенной методике.

Скважины№ 206,260,420АГКМ.УЬиеиениа оптимального коэффициента продуктивности до и после СКОС зек.

С» 206 См 260 С» 420

Порядковые номера скижин.

Рис. 5. Оценка эффективности СКО

Во всех трех скважинах получен положительный эффект, заключающийся в увеличении оптимального коэффициента продуктивности (рис. 5). Так по скважине № 206 рост продуктивности составил 75%, по скважине № 260 — 151 % и по скважине № 420 — 6,5 %. Для сравнения на рис. 5 приведены результаты оценки эффективности СКО без добавления ЗСК в скважинах №211, 605 и 704.

Приведенные материалы показывают, что технология СКО с добавкой ЗСК в условиях АГКМ позволяет достигать значительно

большей продуктивности скважин по сравнению с ранее применявшимися технологиями СКО.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1.Уточнены наиболее характерные особенности геологического строения продуктивных пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов Астраханского газоконденсатного месторождения, оказывающие существенное влияние на эффективность извлечения газа и конденсата:

• высокая неоднородность низкопроницаемых карбонатных порово-трещинных коллекторов;

• аномальные термобарические условия;

• значительное количество в составе добываемой продукции таких неуглеводородных компонентов как сероводород и диоксид углерода, называемых также кислыми газами;

• фазовые превращения насыщающих флюидов.

2.В результате анализа разработки АГКМ и применяющихся технологий интенсификации добычи газа установлено, что:

• основным видом интенсификации притока флюидов являются различные виды соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважин: соляно-кислотная ванна, соляно-кислотная обработка, метанольно-соляно-кислотная обработка, закачка углеводородно-кислотных эмульсий, гидрокислотный разрыв пласта;

• в процессе эксплуатации скважин рекомендуются проводить обработки призабойных зон скважин на трех технологических уровнях: (1) СКО с ЗСК объемом 90-120 м3, (2) метанольно (спирто)-кислотная или эмульсионная обработки с объемом закачки 150-200 м3, (3) гидрокислотный разрыв пласта с объемом кислотного раствора 150-300 м3;

• для повышения эффективности солянокислотного воздействия на пласт необходимо применение кислотных растворов избирательного действия, позволяющих снизить скорость взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой и увеличить тем самым глубину проникновения ее в продуктивный пласт.

3.На основании выполненного геолого-статистического анализа методом главных компонент произведена дифференциация эффективности различных технологий СКО по выделенным группам скважин и получены регрессионные модели, позволяющие оценивать и прогнозировать изменение продуктивности и гидропроводности пласта в зависимости от его геолого-физических характеристик и технологических параметров применяемых методов воздействия.

2 1

^Экспериментальное исследование применения реагентов ЗСК, ДН 0910 М и СНПХ 6510А для регулирования скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой показало их высокую эффективность, а полученные результаты позволили рекомендовать реагенты этого класса для промышленных испытаний на эксплуатационных скважинах АГКМ.

5.В результате проведения комплекса опытно-промышленных работ и газодинамических исследований на 24 скважинах АГКМ установлено, что разработанная технология интенсификации добычи газа с применением кислотного раствора избирательного действия позволяет в увеличить продуктивность скважин на 75%, получить дополнительную добычу газа — 140,9 млн. м3, конденсата — 49320 т. Прибыль от внедренной технологии за первое полугодие 2004 года по сравнению с базовой составила 32,7 млн. руб.

Материалы диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

1. Геолого-промысловый анализ эффективности методов воздействия на призабойную зону скважин Астраханского газоконденсатного месторождения. // Материалы 2-ой региональной научно -практической конференции 21-23.04.1999г. - Ухта, 1999 - С. 321 (Соавторы Хайрединов Н.Ш., Рылов Е.Н., Филиппов А.Г.)

2. Пакет программ по комплексной обработке промысловой информации «АГКМ». // Доклады конференции молодых специалистов, посвященной 50 - летаю ВНИИГАЗа. - М., 1999 - С. 87-89. (Соавторы Филиппов А.Г., Сайфеев К.Т., Поляков И.Г., Изюмченко Д.В., Фаттахов З.М.)

3. Особенности исследований скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении. // Материалы 2-ой региональной научно - практической конференции 21-23.04.1999г. - Ухта, 1999 -С.322 (Соавторы Хайрединов Н.Ш., Рылов Е.Н., Филиппов А.Г.)

4. Многофазная расходометрия газонефтедобычи. Бесконтактный расходомер газожидкостных потоков РГЖ - 001. // Доклады конференции молодых специалистов, посвященной 50 - летаю ВНИИГАЗа. - М., 1999 - С. 48-50. (Соавторы Филиппов А.Г., Изюмченко Д.В., Сайфеев К.Т.)

5. Классификация эксплуатационных скважин АГКМ по продуктивности. // Международная конференция по проблемам добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества учёных Каспийского региона: Тезисы докладов. - Астрахань: АГТУ, 2000. - С. 53-54. (Соавторы Елфимов В.В., Изюмченко Д.В., Шугаев А.П.)

6 Комплекс мероприятий по увеличению нефтеотдачи грещинно -поровых карбонвгных коллекторов. // Труды «НИИнефтеотдача» АН Республики Башкортостан «Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов». Выпуск 2 - Уфа, 2000 - С. 116-120. (Соавторы Нугайбеков А.Г., Нугайбеков Р.А., Каптелинин О.В., Каюмов М.Ш, Котенев Ю.А., Селимов Ф.А., Блинов СА., Чибисов., Хайрединова Д Н.)

7. Классификация эксплуатационных скважин АГКМ по продуктивности. // Научно технический журнал « Наука и технология углеводородов» №4 2001г. - Москва. - С. 36-38. (Соавторы Елфимов В.В., Изюмченко Д.В., Шугаев АЛ.)

8. Бесконтактный расходомер газожидкостных потоков РГЖ - 001. // Научно технический журнал « Наука и технология углеводородов» №4 2001г. - Москва. - С.129-133. (Соавторы Елфимов В.В., Шугаев А.П., Изюмченко Д.В., Беляев В.Б., Афанасьев М.С.)

9. Добывные возможности после проведения работ по интенсификации притока газа. // Тезисы докладов научно - практической конференции, посвященной 70 - летаю башкирской нефти г. Уфа, БашНИПИнефть -Уфа, 2002 - С. 122 (Соавтор Вафин Р.И.)

10.Выбор и обоснование новых эффективных реагентов для технологий интенсификации добычи газа из карбонатных коллекторов. // Труды «НИИнефтеотдача» АН РБ «Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов». Выпуск 4. - Уфа, 2003 - С. 65-70. (Соавторы Хайрединов Н.Ш., Токунов В.И., Поляков ГА.., Поляков И.Г., Зобов П.М.)

11.Идентификация фонда скважин Астраханского газоконденсатного месторождения при оптимизации параметров ГТМ. // Труды «НИИнефтеотдача» АН РБ «Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов». Выпуск 4. - Уфа, 2003 - С. 54-64. (Соавторы Хайрединов Н.Ш., Каримов P.M.).

12.Результаты опытно-промышленных работ по испытанию реагента «ЗСК» для интенсификации добычи газа на Астраханском газоконденсатном месторождении // Труды «НИИнефтеотдача» АН РБ «Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов». Выпуск 4.-Уфа. 2003 -С. 189-195. (Соавторы Селимов ФА., Блинов С.А., Котенев Ю А., Зобов П.М., Бадретдинов С.С., Филиппов А.Г., Поляков И.Г., Булдаков СВ.)

Подписано к печати 20 09.2004 г. Бумага офсетная, формат 60x84/16. Отпечатано методом ризографии. Тираж 110 экз Усл.-печ. л. 0,375

Республика Башкортостан, 450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел.(3472)35-77-19.

Р199 О О

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Андреев, Алексей Евгеньевич

Введение

1. Особенности геологического строения и состояние разработки Астраханского газоконденсатного месторождения

1.1. Общие сведения по месторождению

1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения

1.2.1 Стратиграфия и литофациальная характеристика разреза

1.2.2 Тектоника

1.2.3 Литологические экраны в башкирском резервуаре АГКМ 17 * 1.2.4 Газонефтеносность разреза 12»

1.2.5. Типы коллекторов АГКМ

1.2.6. Основные параметры продуктивной толщи

1.2.7 Характеристика положения газоводяных контактов и переходных зон

1.2.8 Характеристика водонапорного бассейна 27 1.2.9. Состав сырья Астраханского ГКМ 3 О

1.3. Анализ разработки АГКМ 31 1.3.1. Концепции разработки АГКМ. Возможные объёмы добычи 31 1.3.2 Текущие пластовые давления и дренируемые запасы газа

1.3.3. Распределение проницаемости и начальных перепадов давления по площади АГКМ

1.3.4. Характеристика эксплуатационных скважин АГКМ 4О ^ 1.3.5. Подземное оборудование

1.3.6 Требования к трубным изделиям, работающим в среде Н28 4<

1.3.7 Технологический режим эксплуатации скважин

1.3.8 Система сбора и промысловая подготовка пластовой смеси

2. Анализ эффективности технологий интенсификации притока газа на скважинах АГКМ

2.1 Основные результаты выполненных работ по

1 интенсификации притока газа на АГКМ

2.2 Выбор объекта и технологии обработки

2.3 Этапы проектирования работ по интенсификации притока

2.4 Оборудование, применяемое при обработках пласта

2.4.1 Насосное оборудование

2.4.2 Емкости

2.4.3 Смесительные устройства

2.4.4 Нагнетательный манифольд, защита ФА и труб от высокого давления

2.4.5 Контрольно-измерительная и регистрирующая аппаратура

Ь 2.5. Материалы, применяемые при обработках пласта

2.6. Защита труб и подземного оборудования от коррозии

2.7 Оценка эффективности обработки

2.8. Геолого-статистический анализ эффективности технологий интенсификации добычи газа

2.8.1. Краткая характеристика и назначение метода главных компонент

2.8.2. Результаты применения метода главных компонент для группирования объектов воздействия

2.8.3. Характеристика и особенности групп скважин

2.8.4. Построение геолого-статистических моделей д^ эффективности СКО для выделенных групп

3. Исследование эффективности реагентов, применяемых при интенсификации добычи газа, выбор новых эффективных реагентов — замедлителей реакции кислоты с карбонатной породой

3.1. Исследование взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой

3.2. Исследования в динамических условиях

4. Анализ эффективности опытно-промышленных работ по применению кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи газа ЮЗ

4.1. Методы исследований скважин при стационарных режимах фильтрации ЮЗ

4.1.1 Изохронный метод Ю

4.1.2. Экспресс-метод исследования скважин Ю

4.1.3. Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов

4.2. Модифицированный метод установившихся отборов

4.2.1. Основные положения

4.2.2. Обоснование времени стабилизации

4.3. Технология газодинамических исследований скважин на АГКМ

4.4. Результаты опытно-промышленных работ по испытанию кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи газа

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа с применением кислотных растворов избирательного действия"

Актуальность темы исследований. Одной из актуальных проблем газовой отрасли является повышение эффективности эксплуатации скважин. Специфические горно-геологические условия залегания продуктивных пластов отдельных месторождений накладывают значительный отпечаток на технологические особенности эксплуатации скважин. Так, для Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) характерны: большая глубина и аномальные термобарические условия залегания неоднородных трещинно-поровых карбонатных коллекторов подсолевых отложений башкирского возраста, с одной стороны, а с другой — наличие в продукции скважин значительного количества таких неуглеводородных компонентов, как диоксид углерода и сероводород (кислых газов).

В этих условиях применение традиционных технологий интенсификации добычи газа не всегда оправдано, т.к., во-первых, это может вызвать необратимые изменения в продуктивном коллекторе, приводящим к невосполнимым потерям углеводородного сырья, а, во-вторых, серьезные отрицательные воздействия на окружающую среду экосистемы Прикаспийской низменности.

В этой связи повышение эффективности технологий интенсификации добычи природного сероводородсодержащего газа из крупных месторождений, приуроченных к карбонатным отложениям Прикаспия, является весьма актуальным.

Цель работы. Повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа с применением кислотных растворов избирательного действия в геолого-технологических условиях эксплуатации скважин АГКМ.

Основные задачи исследований

1. Выявить особенности геологического строения продуктивных пластов АГКМ путем обобщения накопленного объема геолого-геофизической и геолого-промысловой информации.

2. Выполнить геолого-промысловый анализ разработки АГКМ и систематизировать результаты применения технологий интенсификации добычи газа.

3. Построить геолого-статистические модели эффективности методов интенсификации добычи газа для идентифицированных групп скважин АГКМ, на основании чего выделить комплекс геолого-физических и технологических параметров, влияющих на величину и продолжительность эффекта и дать рекомендации по выбору объектов воздействия.

4. Создать новые, технологии интенсификации добычи газа с использованием кислотных составов избирательного действия для условий высоких пластовых температур, давлений и концентраций сероводорода.

5. Провести анализ промысловых и гидродинамических исследований и внедрить в практику газодобычи разработанные технологические решения применительно к условиям АГКМ.

Методы исследования. Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием современных экспериментальных методов (физических, химических, физико-химических) геолого-промыслового и геолого-статистического анализа разработки АГКМ и применяющихся методов интенсификации добычи, а также данных гидродинамических исследований скважин.

Научная новизна выполненной работы

1. Обобщены и систематизированы с учетом современных представлений данные о геологическом строении продуктивных пластов АГКМ и насыщающих их флюидов.

2. Проанализировано современное состояние разработки АГКМ и применяющихся методов интенсификации добычи газа.

3. На основании выполненного многоуровнего геолого-статистического анализа проведено группирование технологий и объектов воздействия и построены регрессионные модели, позволяющие осуществлять выбор скважин под обработки и прогнозировать их технологическую эффективность.

4. Экспериментально обоснованы новые кислотные составы реагентов для интенсификации добычи газа применительно к геолого-физическим условиям АГКМ.

5. В результате интерпретации данных гидродинамических исследований скважин оценена эффективность и установлены геолого-технологические особенности реагирования призабойных и удаленных зон скважин на предложенные методы воздействия на пласт.

Основные защищаемые положения

1. Геолого-статистические модели эффективности методов интенсификации добычи газа по выделенным группам скважин АГКМ.

2. Результаты экспериментального изучения особенностей взаимодействия кислотных растворов избирательного действия с пластовой системой АГКМ.

3. Геолого-технологические особенности применения технологии интенсификации добычи газа с использованием кислотных растворов избирательного действия на скважинах АГКМ.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Создана методика выбора скважин под различные модификации соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта.

2. Разработана технология интенсификации добычи газа с использованием кислотных растворов избирательного действия.

3. Предложенные в диссертационной работе методика и технология внедрены на 24 скважинах АГКМ, в результате чего получена дополнительная добыча газа 140,9 млн. м , а экономический эффект составил 32,7 млн. руб.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на: конференции молодых специалистов, посвященной 50-летию ВНИИГаза (Москва, 1999 г.); 2-й региональной научно-практической конференции (Кремсовские чтения, Ухта, 1999 г.); Международной конференции по проблемам добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона (Астрахань, 2000 г.); научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти (Уфа, 2002); заседаниях технического совета ГПУ «Астраханьгазпром» (Астрахань, 2003, 2004 гг.) и ученого совета НИИнефтеотдача АН РБ (Уфа, 2003, 2004 гг.).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 12 печатных работ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, основных выводов и рекомендаций.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Андреев, Алексей Евгеньевич

Выводы по разделу

1. Содержание в соляной кислоте полимерных реагентов АКВА ПАК и КМЦ в количестве 0,45 - 2,0% позволяет на прядок уменьшить интенсивность её взаимодействия при фильтрации через образец карбонатной породы при комнатной температуре (25°С). Это объясняется вязкостными свойствами полимеров.

2. С повышением температуры среды до 80°С и выше вязкость водных растворов полимеров снижается и приближается к вязкости воды, в этих условиях применение полимеров для регулирования скорости реакции соляной кислоты с карбонатным продуктивным пластов АГКМ не рекомендуется.

3. Исследование реагентов ДН 0910м, ЗСК и СНПХ 650А1 для регулирования скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой показало их высокую эффективность. Полученные результаты позволяют рекомендовать реагенты этого класса для промышленных испытаний на эксплуатационных скважинах АГКМ.

4. Анализ эффективности опытно-промышленных работ по применению кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи газа

Как было показано в разделе 2 основным видом определения эффективности технологий интенсификации добычи газа является проведение газогидродинамических исследований. В настоящее время исследование газовых и газоконденсатных скважин и обработка полученных результатов осуществляются в соответствии с действующей «Инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» [12, 13]. На Астраханском ГКМ газогидродинамические исследования проводятся методом установившихся отборов (МУО) при стационарных режимах фильтрации и методом неустановившихся отборов.

4.1. Методы исследований скважин при стационарных режимах фильтрации

Установившаяся плоскорадиальная фильтрация реального газа при нелинейном законе фильтрации описывается уравнением:

И>

Lu + fpu2

4.1) dR к полагая к, JLI,Z независимыми от Р и Т получим выражение:

P2K-P*=aQ + bQ2 (4.2) если RK))RC и Р* = const, значения АиВ запишутся в виде: яккТ^ Я, п Т 7 г ст ст пл

2 лЧКТ.

11 я. ст \ "с к /

Время стабилизации давления и отборов зависит от фильтрационно-емкостных параметров пористой среды и насыщающих её жидкостей и газов. Полученные зависимости позволяют определять параметры пласта [12].

Установившиеся стационарные режимы фильтрации, такие, при которых измеряемые параметры, в течение определенного времени, остаются постоянными в пределах погрешности приборов. Поэтому метод называют ещё методом установившихся отборов.

Технология проведения исследования при стандартной методике заключается в последовательной смене режимов работы скважины (прямой ход) в направлении увеличения дебита и уменьшения забойного давления, в сочетании с регистрацией процесса стабилизации и восстановления давления между режимами (рис. 4.1). Обычно проводится 5 режимов прямого хода, с увеличением дебита и 3 режима обратного хода.

Стандартный метод установившихся отборов требует полной стабилизации рабочего давления и дебита скважины на каждом режиме и полного восстановления давления между режимами. Это обстоятельство значительно усложняет задачи исследований скважин на месторождениях, с низкопроницаемыми коллекторами введенных в разработку в последние годы.

Например, время восстановления давления для скважин Астраханского газоконденсатного месторождения составляет от нескольких недель до нескольких месяцев, при такой длительности остановки, в зоне дренирования данной скважины может наблюдаться снижение пластового давления за счет дренирования пласта соседними скважинами.

А Рст

Метод установившихся отборов

Время

Рис.4.1. Изменение давления при исследовании методом установившихся отборов (стандартная методика)

Поэтому для месторождений с длительным восстановлением пластового и стабилизацией забойного давления и дебита разработаны различные модификации стандартного метода, позволяющие ускорить процесс исследования [14, 15]:

- Изохронный метод;

- Ускоренно-изохронный метод;

- Экспресс метод;

- Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов.

4.1.1 Изохронный метод

В основу изохронного метода исследования скважин заложено не условие практически полной стабилизации режимов, а отработка их в течение времени, которое определяется по формуле: 0,348 • 10"3 кРс^ / т/Ж^ (4.3) где к и ¡л - коэффициенты проницаемости пласта и вязкости газа;

Рср - среднее пластовое давление; Кс — радиус скважины; 1р — время работы скважины после пуска.

Исследование скважины производится в течение одинаковых отрезков времени с различными дебитами. Обязательное условие - после каждого режима эксплуатации скважина останавливается до полного выравнивания давления в пласте.

Технология испытания скважин изохронным методом. Измеряется или определяется расчетным путем пластовое давление. Затем пускают скважину в работу с дебитом Ql на время tp~Ъ0 + 60 мин. [15]. Замеряют:

- <2,1(11Р) - д2$2р) - о,з(гзР)

- Рзаб(1р) ~ Рзаб(2р) ~ Рзаб(Зр)

После измерений скважина закрывается на полное восстановление давления до Рст устьевого до начала исследований. Следующий режим задаётся большим дебитом и меньшим Рзаб • На втором и последующих режимах аналогично первому по истечении времени tp измеряют давление, температуру и расход газа и закрывают скважину до полного восстановления давления. Характер изменения устьевого давления представлен на рис.4.2.

Изохронный метод исследования скважин. при исследовании скважины изохронным методом tpi=tp2= . = tpn = const; tej < te2 < te3 < ten

Модификацией изложенного метода является ускоренно-изохронный метод испытания скважины. Основное отличие модифицированного метода от стандартного заключается в том, что при проведении испытания не добиваются полного восстановления пластового давления. Давление восстанавливается до ¡величины Рт.уСл = (0,95 0,98) Рт (на рисунке показано мелким пунктиром), и, соблюдая условие Рпл.усл1 ~ Рпл.усл2 = Рпл.усл.п ~ const испытывают скважину на нескольких режимах. За счет того, что Рпл.усл достигается в течение нескольких часов существенно сокращается продолжительность испытания скважины.

Обработка результатов. Результаты испытания скважины изохронным методом обрабатываются, согласно двучленному закону фильтрации, по формуле:

Р1 - Р1б ((„ ) = а((р ШР ) + Щ, )в2 ) (4.4) где Рзаб(~ забойное давление, соответствующее времени, tp — время работы скважины, не более 60 мин и одинаковое на всех режимах испытания скважины; 0,^р) — дебит скважины, соответствующий времени tp, (л(tp) — коэффициент фильтрационного сопротивления, зависящий от свойств пористой среды, свойств флюида и от радиуса дренирования. Чем больше время 1р, тем ближе я(1р) к своему истинному значению, (радиус зоны дренирования доходит до контура питания). Структура коэффициентов а@р) и Ь^р) следующая:

Фр) = №РатТт \ъЩр)1КсУпк1гТст (45) где , X - соответственно коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа, зависящие от давления; ^ пл., ^ст. — пластовая и стандартная температуры; И - толщина пласта; к — коэффициент проницаемости пласта; Ис — радиус скважины; — радиус зоны дренирования, охваченный скважиной за время работы ^. Коэффициент Ь для совершенной скважины также зависит от продолжительности стабилизации давления и дебита, но значительно в меньшей степени:

Щр)=Ра^Тт{\1Яс -мщ^птгмт^ (4.6) где / — коэффициент макрошероховатости, зависящий от пористости, проницаемости, формы и извилистости фильтрационных каналов.

Обрабатывая результаты испытания в координатах 2 2 от <2(1р) определяем коэффициент а@р), как отрезок, отсекаемый на оси ординат, и коэффициент Ь, как тангенс угла наклона прямой.

Однако, для скважин Астраханского ГКМ время достижения 95^98%

Рпл будет обозначать остановку испытуемой скважины на месяц и более, что делает неприемлемым использование как стандартного изохронного, так и ускоренно-изохронного метода.

4.1.2. Экспресс-метод исследования скважин

Продолжительные времена испытания изохронным и даже ускоренно-изохронным методом скважин, вскрывшим пласты с низкими коллекторскими свойствами, а также исследование скважин на поисково-разведочных площадях, когда в составе газа присутствуют Н28, послужили предпосылками к созданию метода значительно сокращающего процесс исследования. Он получил название экспресс-метода. Суть его состоит в том, что промежутки времени работы скважины на режиме и время восстановления давления после каждого режима равны (рис.4.3.).

Экспресс-метод исследования скважин.

Рис.4.3. Характер изменения давления в процессе исследования скважины экспресс методом

Iр2 ••• ^рп ^в1 • •• ^вп сотг

Технология испытания скважины экспресс-методом. Перед исследованием измеряют или определяют по известному статистическому давлению пластовое давление.

Затем скважину пускают в работу с дебитом на время tpl =

1200-И 800с. Замеряют:

- - 02((2р) - ОзОзр)

- Рзаб(1р) - Рзаб(2р) ~ Рзаб(Зр) затем закрывают скважину на время /в. Для получения корректных результатов важно чтобы tp = Затем скважину пускают на следующем режиме и т.д. соблюдая вышеперечисленные условия [12].

Обработка результатов. Уравнение притока газа к скважине при соблюдении условия экспресс-метода имеет вид: р1 -Р;,ар)=а(1р№р)+ьо!(1р)+рс1(1р) (4.7)

Коэффициент С(1р) в формуле (4.7) зависит от числа и порядкового номера режима и легко определяется для различных режимов:

С7 = 0; С2 =0,176 б,; С3 = 0,097 & +0,176

С4 = 0,067 <2]+0,097 б, + 0,176 д3;

С5 = 0,051 б; + 0,067 <2^0,097 <22 + 0,176 д3 и т.д.

Обработка результатов испытания экспресс-методом проводится в координатах: от б/ЙЛ что позволяет определить коэффициенты фильтрационных сопротивлений а^р) и Ъ. Как видно из формулы (4.7) результаты испытания экспрессметодом могут быть обработаны только при известном коэффициенте Р, определяемом как тангенс угла наклона кривой восстановления давления, обработанной в координатах р (О от 1& * . Поэтому, для обработки результатов испытания этим методом необходимо снять хотя бы одну кривую восстановления давления.

4.1.3. Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов

Метод был разработан с целью уменьшения времени испытания скважин за счет сокращения продолжительности восстановления давления между режимами. Динамика изменения устьевого давления при применении стандартного метода показана на рис.4.4.

Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов.

Рис. 4.4. Характер изменения давления в процессе исследования скважины методом монотонно-ступенчатого изменения дебитов

Технология испытания. Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов заключается в следующем:

Скважину, работающую с установившимся дебитом и забойным давлением Рзаб. останавливают на время явно не достаточное для восстановления давления до Рт, обычно принимают равным t0 = 4-10 ч. (4.8)

К концу времени пластовое давление восстанавливается jxoPq.

Далее скважину отрабатывают на нескольких (5-6) режимах следующим образом:

Скважину пускают в работу на первом режиме с дебитом Q} (tp) на время tp. По истечении tp фиксируют Рзаб, t и Q скважины после чего скважину с остановкой не более 120 — 180 с. переводят на новый режим работы с дебитом Q2 (tp). Продолжительность работы скважины на режимах должна быть одинакова и определяется по формуле: tpi =tp2=tp3= . = tpn= Const tpn = (0,08 - 0,2 tn) (4.9) «

Принимая во внимание условия (4.8), (4.9) получаем tp = 0,32 - 2,0 час. При испытании скважин должно соблюдаться условие

Qo< Qi< Q2 - < Qn

Обработка результатов испытания проводится по формуле:

Р2о -ЛЧ) = ^р)в((р)+Ь22(1р) (4.10)

Применение метода монотонно-ступенчатого изменения дебита в том виде, как он представлен в литературе [12], затруднено на Астраханском газоконденсатном месторождении в основном из-за большого времени стабилизации режима.

Для подтверждения сказанного ниже представлена таблица 4.2, в которой приведены данные газодинамических исследований и расчетные величины, полученные применением различных методов. В таблице 4.2 приведены исследования, выполненные в сентябре 1998 на скважине №51 АГКМ. Исследования проводились с замером забойных давлений на режимах, что позволяет исключить ошибки в расчетах Рзаб. Данными для экспресс метода послужили исследования проведенные в то же время, но в скважине №52, так как для расчетов этим методом необходимо наличие снятой КВД непосредственно перед проведением исследований на стационарных режимах. По наклону КВД определен коэффициент Д

Заключение

1.Уточнены наиболее характерные особенности геологического строения продуктивных пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов Астраханского газоконденсатного месторождения, оказывающие существенное влияние на эффективность извлечения газа и конденсата:

• высокая неоднородность низкопроницаемых карбонатных порово-трещинных коллекторов;

• аномальные термобарические условия;

• значительное количество в составе добываемой продукции таких неуглеводородных компонентов как сероводород и диоксид углерода, называемых также кислыми газами;

• фазовые превращения насыщающих флюидов.

2.В результате анализа разработки АГКМ и применяющихся технологий интенсификации добычи газа установлено, что:

• основным видом интенсификации притока флюидов являются различные виды соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважин: соляно-кислотная ванна, соляно-кислотная обработка, метанольно-соляно-кислотная обработка, закачка углеводородно-кислотных эмульсий, гидрокислотный разрыв пласта;

• в процессе эксплуатации скважин рекомендуются проводить обработки призабойных зон скважин на трех технологических уровнях: (1) СКО с ЗСК объемом 90-120 м3, (2) метанольно (спирто)-кислотная или эмульсионная обработки с объемом закачки 150-200 м , (3) гидрокислотный разрыв пласта с объемом кислотного раствора 150-300 м ;

• для повышения эффективности солянокислотного воздействия на пласт необходимо применение кислотных растворов избирательного действия, позволяющих снизить скорость взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой и увеличить тем самым глубину проникновения ее в продуктивный пласт.

З.На основании выполненного геолого-статистического анализа методом главных компонент произведена дифференциация эффективности различных технологий СКО по выделенным группам скважин и получены регрессионные модели, позволяющие оценивать и прогнозировать изменение продуктивности и гидропроводности пласта в зависимости от его геолого-физических характеристик и технологических параметров применяемых методов воздействия.

Экспериментальное исследование применения реагентов ЗСК, ДН 09 ЮМ и СШIX 6510А для регулирования скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой показало их высокую эффективность, а полученные результаты позволили рекомендовать реагенты этого класса для промышленных испытаний на эксплуатационных скважинах АГКМ.

5.В результате проведения комплекса опытно-промышленных работ и газодинамических исследований на 24 скважинах АГКМ установлено, что разработанная технология интенсификации добычи газа с применением кислотного раствора избирательного действия позволяет в увеличить продуктивность скважин на 75%, получить дополнительную добычу газа — 140,9 млн. м3, конденсата — 49320 т. Прибыль от внедренной технологии за первое полугодие 2004 года по сравнению с базовой составила 32,7 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Андреев, Алексей Евгеньевич, Уфа

1. Геологические отчеты Газопромыслового управления за 1986 2003 года.

2. Совершенствование систем разработки продуктивных пластов Ново-Елховского месторождения: Учебное пособие/ В.Е. Андреев и др. -Уфа: издательство УГНТУ, 2001.-164 с.

3. Геологические отчеты Газопромыслового управления за 1986 2003 года., Проект разработки Астраханского месторождения. - М.: ВНИИгаз, 2001.-589 с.

4. Экспертное заключение № 2.1 по конструкциям и проектным технологическим параметрам работы скважин АГКМ. Астрахань: 1997.-56 с.

5. Экспертное заключение № 2.3 по техническому состоянию и ресурсу НКТ, эксплуатационных колонн и внутрискважинного оборудования промыслов Астраханского ГКМ. Астрахань: 1997. - 65 с.

6. Отчёт о научно-исследовательской работе "Разработка технологии защиты оборудования скважин высокосернистых газоконденсатных месторождений методом закачки ингибитора в пласт". Астрахань: АНИПИгаз, 1995.-78 е.,

7. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. м.: Недра. 1984. - 322 с.

8. Цхай В.А. Лященко A.B.: Филиппов А.Г. Рекомендации по ингибированию соляной (абгазной) кислоты при проведении солянокислотных обработок на скважинах Астраханского ГКМ. -Астрахань: АНИПИгаз, 1995.-41 е.,

9. Амиян В.А., Уголев В.А. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970. - 259с.

10. Ю.Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химреагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991. -205 с.

11. П.Логинов В.Д. Малышев Л.Г., Гарифуллин III.C. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: Недра, 1966. - 287 с.

12. А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин — М.: Наука, 1995, — 523с.

13. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под. Ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. М.: Недра, 1980,-301с.

14. Г.А. Зотов, С.М. Тверковкин Газогидродинамические методы исследований газовых скавжин-М.: Недра, 1970, — 192с.,

15. Ю.П. Коротаев. Определение параметров пласта и энергосберегающего дебита с учетом верхней границы применимости закона Дарси./Отраслевой сборник научных трудов — М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1990, -с.90 109 с.

16. А.С. 1562435 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Способ для обработки призабойной зоны карбонатного пласта / И.А. Галанин, JI.M. Зиновьева, А.Д. Осташ, P.E. Шестирикова, Г.П. Ли, А.З. Саушин,

17. A.c. 1647202 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта. / Д.Ф. Матвеев, А.З. Саушин, Ю.Н. Цыбизов, Ю.М. Басарыгин, Н.Ф. Больбат, E.H. Рылов. В.М. Лачимов, В.И. Соколов. Заявл. 19.05.89. 0публ.07.05.91. Б.И.№17.

18. A.c. 1745898 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Способ отбора жидкостей из подземного резервуара / B.C. Семенякин, А.З. Саушин, E.H. Рылов, А.И. Банькин. Заявл. 24.08.89. Опубл. 07.07.92. Б.И.№25.

19. A.c. № 1803546 СССР, МПК Е21 В 43/26; С 09 К 7/02. Состав для гидравлического разрыва пласта / Л.И. Мясникова, Н.В. Рябоконь,

20. B.B. Медведева, В.А. Киреев, Н.Е. Середа, А.З. Саушин, Е.Н.Рылов, A.B. Калачихин. Заявл.04.04.91. Опубл.23.03.93. БИ № И.

21. A.c. № 1808858 СССР, МГЖ С09 К 7/06. Эмульсионный состав для обработки скважин. / Д.Ф. Матвеев, А.З. Саушин, Ю.М. Басарыгин, E.H. Рылов, А.П. Артамохин, В.Г. Перфильев, В.А. Алчинов, Ю.Н. Чибизов. Заявл. 19.12.90. Опубл. 15.04.93. БИ№ 14.

22. A.c. 1808859 СССР, МПК С09 К 7/06. Эмульсионный состав для обработки скважин. / Д.Ф. Матвеев, А.З. Саушин, Ю.М. Басарыгин, E.H. Рылов, А.П. Артамохин, ВТ.Перфильев, В. А. Алчинов, Ю.Н. Цибизов. Заявл. 19.12.90. Опубл. 15.04.93.Б.И. № 14.

23. Патент № 1835136 Россия, МПК С09 К 7/06. Способ очистки призабойной зоны пласта/ В.Е. Шмельков, В.М. Найденов, Ю.В.Терновой, А.З.Саушин, А.Ф. Ильин. Заявл. 05.12.89. Опубл. 10.03.95. Б.И.№ 7.

24. Саушин А.З., Прокопенко В.А. Новая технология интенсификации притока на основе фосфороорганических комплексонов / В сб. "Проблемы освоения Астраханского газоконденсатного Комплекса". Труды АНИПИГАЗ. Астрахань. -1999. -с. 146-149.

25. Саушин А.З., Токунов : В.И., Поляков Г.А., Шевяхов A.A., Прокопенко В.А. Зависимость межколонных давлений от кислотных обработок / В сб. "Проблемы освоения Астраханского31.газоконденсатного комплекса". Труды АНИПИГАЗ. Астрахань. -1999.-е. 170-173.

26. Круглов Ю.И., Саушин А.З., Сиговатов Л.А. Об одном критерии оптимизации добычи газа / В сб. "Теория и практика добычи, транспорта и переработки газоконденсата". Вып.1. РАЕН, АНИПИГАЗ. Астрахань. - 1999. - с. 115-119.

27. Шевяхов А.А, Саушин А.З., Поляков Г.А., Прокопенко В.А., Поляков И.Г. Справочно-информационный комплекс АГКМ фонд скважин. Свидетельство о регистрации № 2000610856. Зарегестрировано 06.09.2000. Приоритет 05.01.2000.

28. Саушин А.З., Токунов В:И., Прокопенко В.А. Интенсификация притока газа // Газовая промышленность. 2000. - № 8. -с.28-30.

29. Саушин А.З, Токунов В.И. Гидрофобно-эмульсионные растворы на основе биологически активной дисперсионной среды//Нефтяное хозяйство.-2000.-№7.- с.16-18.

30. Саушин А.З., Токунов В.И., Прокопенко В.А. Технология интенсификации притока газа из порово-трещинных коллекторов большой мощности // Промышленность России. 2000. - № 10-с. 4245.

31. Саушин А.З., Поляков Г.А., Прокопенко В.А. Совершенствование технологии СКО на АГКМ. / В сб. "Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений". Научные труды АНИПИГАЗ. -Астрахань. -2001.-е. 172-175.

32. Саушин А.З., Поляков Г.А., Токунов В.И. К вопросу о влиянии технологии интенсификации на величину извлекаемых43.запасов газа. / В сб. "Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений". Научные труды АНИПИГАЗ. Астрахань. -2001.-е. 179-180.

33. Викторин В.Д, Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей.-М: Недра, 1988, 150с.

34. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / M.JI. Сургучев, В.И. Колганов, A.B. Гавура и др.- М: Недра, 1987, 230с.

35. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов.-Самара: Кн. изд-во, 1996,440с.

36. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин.- М: Недра, 1966, 219с.

37. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти карбонатных коллекторов/ Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. // Учебное пособие-Уфа: Из-во УГНТУ, 1997.-137с.

38. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983, 312 с.

39. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов/ Сургучев М.Л., Колганов В.И., Гавура A.B. и др. М.: Недра, 1987, 230 с.

40. Головко С.А., Ефанова Э.А., Вайсман МДН. Кинетика взаимодействия серной кислоты и реагентов на её основе с карбонатной породой пласта.- Нефтепромысловое дело: РНТС / ВНИИОЭНГ, 1978, N6.

41. Иванов Р.В., Богданов Ц.М., Семенов Ю.В. Исследование кинетики растворения карбонатных пород в кислотных растворах на установке УИПК-IM,- Нефтепромысловое дело:РНТС/ВНИИОЭНГ, 1974, N12, с.21-24.• <

42. Качмар Ю.Д. Проектирование кислотной обработки поровых слабокарбонатных коллекторов.-Нефт. хозяйство, 1981,Ы1, с.33-35.

43. Киреев В. А., Назаров В.М. Результаты экспериментальных исследований растворения углекислого кальция соляной кислотой.-Тр./Всес.н.-и. ин-тгаз. прм-сти, 1974, вып.1, с.117-124.

44. Мищенков И.С. Влияние некоторых факторов на глубину проникновения активной соляной кислоты в карбонатную пористую среду. -Тр./Перм.политехн.ин-т,1970, N66, с.68-72.