Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды в добываемой продукции скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды в добываемой продукции скважин"

004608754

На правах рукописи

АБДУЛЬ КАРИМ АЛИ ТАХЕР

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ГАЗА И СНИЖЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ

СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2010

004608754

Работа выполнена на кафедре геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета.

доктор технических наук, профессор Андреев Вадим Евгеньевич

доктор технических наук, доцент Хафизов Айрат Римович;

Кандидат технических наук Карпов Алексей Александрович

ООО «РН - Уфа НИПИнефть»

Защита состоится «10» июня 2010 года в 1530 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан « 7 » мая 2010 года.

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ведущая организация

Ученый секретарь совета

Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований. Одной из актуальных проблем газодобывающей промышленности является повышение эффективности эксплуатации скважин. В современных условиях решение данной проблемы во многом определяется своевременной разработкой, обоснованием и адресным применением новых технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды в продукции скважин. Специфические горно-геологические характеристики залегания продуктивных пластов отдельных месторождений накладывают значительный отпечаток как на технологические особенности эксплуатации скважин, так и на применяемые методы повышения производительности скважин и снижения их обводненности.

Так, основным методом интенсификации добычи газа в карбонатных коллекторах являются различные модификации соляно-кислотных обработок (СКО) призабойной зоны пласта. Анализ успешности этих мероприятий показывает, что с увеличением кратности обработка, как правило, падает, что свидетельствует о недостаточной эффективности применяемых методических приемов, технологий и рабочих составов. Кроме того, традиционные технологии (СКО) в большинстве случаев не решают задачи снижения содержания воды в продукции скважин.

В связи с вышеизложенным повышение эффективности СКО в карбонатных коллекторах путем комплексного применения замедлителей и отклонителей для повышения продуктивности скважин при одновременном снижении содержания воды в их продукции является весьма актуальным при эксплуатации газовых месторождений.

Цель работы - повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды в добываемой продукции.

Основные задачи работы

1 Проанализировать методы интенсификации добычи нефти и газа и снижения содержания воды в продукции добываемых скважин.

2 Создать новые технологии интенсификации добычи газа и снижения содержания воды с использованием новых составов комплексного действия для условий высоких пластовых температур, давлений и концентраций сероводорода.

3 Разработать методику геолого-технологического обоснования применения технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды.

. 4 Выполнить геолого-промысловый анализ опытно-промышленных работ (ОПР) по испытанию разработанных технологических решений.

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

Научная новизна

1 Выявлены особенности кинетики растворения карбонатной породы кислотными растворами алюмосиликатов в условиях высоких температур и давлений.

2 Разработана методология обоснования технологий применения методов интенсификации добычи газа и снижения содержания воды.

Основные защищаемые положения

1 Результаты экспериментальных исследований нового композиционного состава для интенсификации добычи газа и ограниченя водопритоков в условиях высоких давлений и температур.

2 Методика геолого-технологического обоснования мероприятий по интенсификации добычи газа и снижения содержания воды в продукции скважин.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Разработаны рекомендации по применению технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды в продукции газодобывающих скважин.

Разработана технология интенсификации добычи газа с одновременной водоизоляцией с использованием реагентов комплексного действия (АСС-1 и соляная кислота).

В результате проведенных опытно-промышленных работ по испытанию предложенного состава по данным гидродинамических исследований установлено увеличение продуктивности скважин на 15 % при постоянном значении водогазового фактора (ВГФ). Практическая реализация результатов работы подтверждена актом внедрения (ЦХМН АН РБ).

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 2007), II Международной научно-технической конференции (Уфа, 2007), П1 Всероссийской научной конференции «Современные проблемы науки и

образования» (Москва, 2008), IV Общероссийской научно-технической конференции «Современные проблемы науки и образования» (Москва, 2009), VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2009).

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе 2 работы - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Благодарности

Все доброе мы пронесли через свои научные работы и убеждены, что долгое время будем жить положительными ощущениями и воспоминаниями от учебы и жизни в России, Уфе и на кафедре геологии, которые передали нам добрые русские преподаватели - профессора Котенев Ю.А., Сиднева A.B., Хайрединов Н.Ш., доценты Султанов Щ.Х., Варламов Д.И., Чижов А.П. - и другие специалисты Уфимского государственного нефтяного технического университета. Спасибо всем в Ираке и ОАО «Лукойл», кто рекомендовал нас на учебу, в Россию, заботливо принял здесь, проявил терпение и мудрость старшего брата и учителя!

Я признателен и благодарен преподавателю русского языка Самохиной JI.A. за бескорыстную помощь.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 60 наименований. Она содержит 118 листов машинописного текста, 12 рисунков и 21 таблицу.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы исследований, сформулированы цель и основные задачи работы, показаны ее научная новизна и практическая ценность.

Первая глава посвящена обзору методов интенсификации добычи нефти и газа в карбонатных коллекторах и обобщению результатов работ по интенсификации притока газа, выполненных на месторождении-предмете исследования.

Повышение эффективности разработки газовых месторождений имеет важное народнохозяйственное значение и в последние годы является приоритетной задачей научно-практической деятельности многих коллективов. Научно-исследовательские и опытно-промышленные работы в этом направлении связаны, прежде всего, с разработкой и внедрением новых

технологий обработки призабойной и удаленной зон пласта на залежах в карбонатных коллекторах. Большое значение в концептуальном подходе к методам обработки призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах имеет проблема выбора последовательности применения того или иного физико-химического воздействия на продуктивный пласт.

К числу получивших широкое применение в промышленности следует отнести кислотные ванны (KB), простые (или обычные) кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термохимические и термокислотные обработки и кислотные обработки через гидромониторные насадки.

Значительный вклад в развитие и совершенствование кислотных методов воздействия на призабойную зону скважин внесли В.А. Амиян, А.Е Андреев, В.Е. Андреев., Ю.В. Антипин, К.Б. Аширов, Н.М. Бакиров, Р.Г. Блюм, М.Д. Валеев, Ю.Л. Вердеревский, Г.Б. Выжигин, И.М. Галлямов, Ш.С. Гарифуллин, Ш.А. Гафаров, Р.Н. Дияшев, W.R. Dill, С.А. Жданов, Е.П. Жеребцов, P.P. Ибатуллин, Г.З. Ибрагимов, В.А. Илюков, J.A. Knox, В.И. Кудинов, R.M. Lasater, Б.Г. Логинов, Е.В. Лозин, В.Ф. Лысенко, Н.И. Максимов, И.Т. Мищенко, И.С. Мищенков, Л.Г. Малышев, Р.Х. Муслимов, В.Ш. Мухаметшин, Р.Я. Нугаев, Г.А. Орлов, И.Г. Поляков, G.C. Russell, А.З. Саушин, Б.М. Сучков, В.П. Сонич, В.А. Сидоровский, В.И. Токунов, J.J. Taber, D.L. Taggart, Г.И. Трахтман, А.Г. Телин, М.А. Токарев, B.C. Уголев, В.Г. Уметбаев, Р.Т. Фазлыев, Р.Н. Фахретдинов, K.M. Федоров, А.Г. Филиппов, А .Я. Хавкин, Н.Ш. Хайрединов, Р.Х. Хазипов, P.C. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов и многие Другие.

Как показал анализ научно-технической и патентной литературы основаными технологиями интенсификации притока газа в карбонатных сложно -построенных коллекторах месторождении Прикаспийской провинции являются следующие:

- метанольная обработка (МО), при которой объем закачиваемого в пласт метанола составлял, как правило, 70... 100 м3, достигая в отдельных случаях 130. ..140 м3;

- кислотная ванна, когда объем кислоты не превышал 30...40м3, а концентрация кислоты 15...25%. Они проводились, в основном, на этапе освоения скважины;

- соляно-кислотная обработка (СКО), при которой в подавляющем большинстве случаев использовалась товарная кислота с концентрацией 22...25%;

- метанольно-соляно-кислотная обработка (МСКО), при которой соотношение объемов метанола и кислоты равно 1 : 2;

- СКО с использованием углеводородо-кислотной эмульсии (СКОЭ) следующего состава; кислота товарная ингибированная - 60...70%, углеводородорастворимый эмульгатор (Нефтехим, Эмультал, Виско и др.), дизтопливо (конденсат, керосин) остальное;

- гидравлический (гидрокислотный) разрыв пласта (ГРП), при проведении которого в пласт кроме соляной кислоты закачивались метанол, конденсат, гель;

- использование кислотных растворов избирательного действия, позволяющих снизить скорость взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой и увеличить тем самым глубину проникновения ее в продуктивный пласт.

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...400м3) и скоростями закачки (2,3...5,5 м3/мин).

На основании результатов, выполненных на месторождении-предмете исследования обработок пласта, с учетом отечественного и зарубежного опыта в настоящее время предусматриваются три технологических уровня процессов интенсификации добычи газа в зависимости от продолжительности работы и продуктивности скважины: 1) СКО объемом кислоты 90... 120 м3; 2) МСКО и СКОЭ; 3) ГРП.

Далее в работе рассмотрены технологии ограничения водопритоков в нефтяных и газовых скважинах.

Одним из перспективных направлений исследований по применению технологий ограничения водопритоков является создание новых неорганических гелеобразующих составов. Так, известны неорганические гели, разработанные для высокотемпературных пластов и состоящие из солей алюминия и карбамида (Алтунина Л.К.).

Экспериментальными исследованиями гелеобразующих растворов на основе жидкого стекла и соляной кислоты была показана возможность ограничения движения воды в высокопроницаемых прослоях неоднородного пласта и увеличения охвата воздействием низкопроницаемых пропластков

(Горбунов А.Т.). Это позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и ограничить добычу попутной воды.

В нефтяной промышленности широкое применение нашли два осадкообразующих реагента - силикат натрия и щелочи (щелочно - силикатное заводнение) (Алмаев Р.Х.). При щелочно-силикатном заводнении выпадают осадки гидроокиси магния в случае контакта щелочи с пластовой водой, содержащей ионы магния.

Проведенные исследования процессов осадкообразования и нефтевытесняющих свойств отработанных щелочей (ОЩ) показывают перспективность применения данных реагентов при создании технологий с целью снижения обводненности добываемой продукции и увеличения нефтеотдачи пластов (Хлебников В.Н.).

Для усиления водоизолирующего действия изучена возможность введения в раствор отработанных щелочей различных флокулирующих добавок. С целью получения композиций изучены системы «отработанные щелочи - флокулянт - соосадитель» и системы «ОЩ-2 + минерализованная пластовая вода + флокулянты». В качестве добавок-флокулянтов в экспериментальных исследованиях были испытаны следующие реагенты: лигносульфонаты (ЛГС), жидкое стекло, полиэтиленгликоль (ПЭГ), водорастворимые полимеры ПАА и СЭ-ЗО.

Полученные результаты показывают, что композиция «ОЩ-2 + жидкое стекло» может быть использована в технологиях воздействия на нефтяные залежи на поздней стадии разработки для ограничения движения вод в промытых водой высокопроницаемых прослоях неоднородного пласта, а также с целью уменьшения объема попутно добываемой воды.

Особый интерес представляет комплексная технология интенсификации добычи нефти при одновременном снижении обводненности, где в качестве рабочих реагентов используют алюмосиликаты и соляную кислоту (В.Н. Хлебников). Подобные системы позволяют проявлять как функции замедлителя (при низких концентрациях алюмосиликатов), так и отклонителя (при более высоких концентрациях) соляно-кислотного раствора.

Вторая глава посвящена особенностям геологического строения и гидрогеологических условий продуктивных пластов месторождения-предмета исследования.

Месторождение-предмет исследования тяготеет ,к ее платформенно-складчатому борту, для которого характерны активная тектоническая обстановка и мелководные условия осадконакопления в каменноугольное и нижнепермское время.

Месторождение-предмет исследования приурочено к обширному уплощенному поднятию над выступом фундамента «карбонатной платформы», осложненному локальными структурами амплитудой 50...70 м, которое образовалось к концу башкирского времени. Кровля резервуара имеет сложную морфологическую поверхность, отражающую как предпермские, так и последующие (вплоть до современных) структуроформирующие движения. Уникальная по размерам (110 x40 км, этаж газоносности более 350 м) и компонентному составу газа залежь месторождения предмета исследовании преобладает в центральной части поднятия. Она приурочена к карбонатным отложениям башкирского яруса среднего карбона. Коллекторские свойства продуктивного пласта связаны с наличием пустотного пространства порового, кавернового и трещинного типов. Продуктивная пачка представлена органогенными разнофациальными известняками, которые содержат: кальцита

- 96...98 %; доломита - 1,4 %; нерастворимого остатка - 0,2...0,8 %; ангидрита

- менее 0,1 %; кварца - до 2 %.

Среднее значение коэффициента пористости, принятое при подсчете запасов, равно 9,9 % (от 6,7 % до 12,4 %), а среднее значение коэффициента газопроницаемости составляет 1,1х10"15м2. Коэффициент остаточной нефтенасыщенности имеет низкое значение - 3 %.

Газ месторождения-предмета исследования высокосернистый с содержанием сероводорода свыше 25 % объёмных, кроме того, в газе содержатся сероокись углерода, меркаптановая сера, сероуглерод и диоксид углерода в пределах 12... 16 %.

В настоящее время на возможные объёмы добычи и переработки сырья накладываются четыре основных ограничения:

• экологическое - агрессивный, высокотоксичный газ, близость к заповедной зоне и крупному промышленному узлу;

• техническое - пропускная способность ГПЗ, состояние скважин и промыслового оборудования;

• пластовое - месторождение приурочено к низкопроницаемым деформируемым коллекторам;

• стратегическое - потребность России и мирового рынка в моторных топливах, сере и других видах товарной продукции.

В гидрогеологическом план? месторождение-предмет исследования располагается в части Прикаспийского артезианского бассейна, в разрезе которого выделяются два гидрогеологических этажа: надсолевой и подсолевой. Данные этажи представляют собой самостоятельные водонапорные системы,

отличающиеся как гидродинамическим режимом, так и особенностями гидрохимии подземных вод. Надсолевой этаж находится в условиях инфильтрационного режима. Источником пластовой энергии подземных вод надсолевых отложений являются гидростатические напоры, возникающие за счет различия гипсометрического положения областей питания и разгрузки.

В формировании гидродинамических условий надсолевого мезокайнозойского этажа большую роль играет соляно-купольная тектоника: с одной стороны, соляные гряды нарушают сообщаемость коллекторов на отдельных участках и затрудняют региональную миграцию пластовых вод; с другой стороны, многочисленные разрывные нарушения на соляно-купольных структурах благоприятны для вертикальных перетоков пластовых вод.

Гидродинамика подсолевой водоупорной системы определяется элизионным режимом, для которого характерны аномально высокие пластовые давления (АВПД). Водообмен обусловлен продолжающимися в настоящее время процессами миграции вод из центральной части Прикаспийской впадины к бортовым дислокациям,

В гидрогеологическом отношении наиболее полно изучены отложения башкирского возраста.

Водонапорная система АВПД имеет следующие особенности:

1) существование АВПД, превышающего гидростатическое на 40.. .50 %;

2) сложная гидрогеологическая обстановка (наличие в каменноугольных отложениях вод трех типов: хлоркальциевого, хлормагниевого и гидрокарбонатно-натриевого);

3) состав растворенных газов пластовых вод почти полностью представлен кислыми компонентами и метаном (таблица 1).

Таблица 1 - Состав растворенных газов пластовых вод

Номер СКВ. Интервал перфорации, м Состав газа, %

Ci с2 С3 С4 С5+ N2 H2S С02 Н2

4182...4189 53,86 0,45 0,09 0,03 j 0,02 - 41,74 3,61 0,17

Изученные воды месторождения-предмета исследования по отношению к залежи подразделяются на подошвенные, законтурные, внутренние.

Минерализация подошвенных вод меняется в пределах от 35...60 до 70...90 г/л. Дебиты вод колеблются в пределах от 1 до 11 м3/сут. Тип вод -хлоркалыдаевый, нередко меняется на гидрокарбонатно-натриевый.

Законтурные воды вскрыты на северном и западном крыльях Астраханского свода. Минерализация вод 93...111 г/л и более, воды хлоркальциевого типа. Дебиты достигают 135 -150 м3/сут.

Внутренние воды получены на месторождении-предмете исследования в продукции эксплуатационных скважин. Основу их составляют воды конденсационного генезиса. Точнее эти воды называть техногенно-конденсационными. Они представляют сложную смесь, в состав которой входят:

- собственно конденсационная вода, находящаяся в пластовых условиях в парообразном состоянии;

- остаточная порово-капиллярная вода в порах коллектора;

- фильтрат бурового раствора;

- продукты реакции соляной кислоты с карбонатными породами в процессе соляно-кислотной обработки.

Для выбора достоверного индикатора пластовых водопроявлений в скважинах месторождения-предмета исследования использован положительный опыт гидрохимического контроля на Оренбургском ГКМ (ОГКМ), залежь которого также приурочена к карбонатным отложениям, а в скважинах проводятся СКО, как и на месторождении - предмете исследования. На ОГКМ для определения присутствия пластовых вод в жидкостной фазе продукции газовых скважин используется калий-ион. Калий в условиях ОГКМ является надежным индикатором подошвенных вод, так как содержание его в жидкой фазе продукции газовых скважин не зависит от процессов взаимодействия с породами пласта-коллектора жидкостей, закачиваемых в скважину (буровой раствор, соляная кислота, метанол). Калий является тем компонентом, по концентрации которого можно распознавать присутствие примеси подошвенной воды в конденсационной и техногенно-конденсационной воде, то есть по концентрации калия можно контролировать процесс водопроявлений от первых признаков появления подошвенной воды до полного обводнения. Так, среднее содержание калия на месторождении-предмете исследования в собственно конденсационных и техногенно-конденсационных водах колеблется от 1,0 до 26,8 мг/л. В среднем для всех этих вод оно равно 8,0 мг/л. Гораздо более высокое содержание калия присуще пробам, содержащим примесь подошвенной воды: от 450 до 580 мг/л, среднее значение - 515 мг/л.

Таким образом, калий-ион способен служить основным компонентом-индикатором подошвенных вод месторождения-предмета исследования и может быть рекомендован в качестве главного гидрохимического показателя для контроля за обводнением скважин.

Следует отметить, что на юге Республики Ирак имеются нефтяные месторождения, аналогичные по геологическому строению российскому месторождению-предмету исследования. Они приурочены к карбонатным

отложенииям свиты Мишрифа средного карбона, в состав которой входят пласты МВ21, MCI и МС2. Основным продуктивным пластом является пласт МВ21, залегающий на глубине 3827-3878,5 м средней толщиной 71 м, средней пористостью равной 0,16, среднее значение проницаемости составляет 0,01*10~3мкм2 при диапазоне изменения от 0 до 3*10~3мкм2, среднее значение водонасыщенности составляет 40 %, пластовая температура 112°С, Физико-химические свойства нефти: давление насыщения нефти газом 18,7 МПа плотность пластовой нефти при давлении 40,0 МПа - 0,791 г/см3, плотность при Р = Рнас. - 0,7694 г/см3, газонефтяной фактор - 104,12 м3/ м3, плотность остаточной нефти при Т = 112°С - 0,8769 г/см3, динамическая вязкость сырой нефти - 1,5 мПа.с. В составе газа до 6 % С02 и до 5 % Н2 S.

В этой связи рекомендации, разработанные для месторождения-предмета исследования являются весьма актуальными и для аналогичных месторождений с карбонатным типом коллектора, расположенных на юге Республики Ирак.

В третьей главе приводятся результаты геолого-технологического обоснования применения методов интенсификации притока газа и снижения содержания воды в продукции скважин. Для этого предложен следующий методический подход:

- группирование фонда скважин с применением методов главных компонент и дискриминантного анализа;

-определение центров группирования и выбор типичных скважин в выделеных группах;

- установление основных тенденций в динамике эксплуатационных характеристик работы типичных скважин;

- обоснование технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды для типичных скважин.

Газодобывающие скважины месторождения - предмета исследования, эксплуатирующие продуктивные отложения башкирского яруса, характеризуются существенными различиями геолого-промысловых характеристик. В этой связи необходимо выделить из общего числа газодобывающих скважин такие, которые характеризуются более или менее схожими параметрами для проведения дальнейших исследований. При выделении однородных групп в условиях значительного числа объектов исследования и параметров, характеризующих их, процесс эффективного и надежного группирования становится возможным лишь с использованием метода, в основе которого лежат логический и математический методы анализа. Широко распространенными в настоящее время являются различные методы из теории распознавания образов: факторный анализ, метод главных компонент

(МГК), дискриминантный анализ, кластерный анализ и др. Выбор того или иного метода определяется постановкой задачи и достоинствами метода.

Цель группирования скважин - выделение групп объектов, близких по условиям эксплуатации, геолого-физическим и физико-химическим свойствам пластов и насыщающих их флюидов.

В результате анализа методом главных компонент установлено, что основную долю дисперсии содержат первые две-четыре компоненты.

С учетом сформулированных требований были отобраны 33 газодобывающие скважины месторождения-предмета исследования. Отобранные скважины группировались по десяти параметрам: эффективной газонасыщенной толщине (м); пористости продуктивных отложений (%); коэффициенту вскрытия пласта (%); дебиту газа (тыс. м3); превышению дебита газа над проектным (%); давлению на забое (МПа); депрессии на пласт (% от давления на контуре); водогазовому фактору (см3/м3); конденсатогазовому фактору (см3/м3), наличию подошвенных вод.

Группирование объектов исследования МГК и МДА проводили с использованием пакета программ «Оеота£е» и «81а1Сгаб>.

Среди рассматриваемых объектов, характеризующихся широкими интервалами изменения условий эксплуатации, геолого-физических и физико-химических свойств пластов и насыщающих их флюидов, значения параметров объектов группирования следующие (см. таблицу 2).

Таблица 2 - Значения параметров объектов группирования

Параметр Значения параметров

минималь нос среднее максима льное

Эффективная газонасьпценная толщина, м 56,4 100,7 150,6

Пористость продуктивных отложений, % 7,6 10,4 31,1

Степень вскрытия пласта, % 48,4 87,8 100

Дебит газа, тыс. м3 235,0 249,3 265,0

Превышение дебита газа над проектным, % 0 24,3 88,9

Давление на забое, МПа 22,2 31,3 35,8

Депрессия на пласт, % от давления на контуре 1,4 21,2 71,5

Водогазовый фактор, см^/м'3 10,0 52,5 242,0

Конденсатогазовый фактор, см3/м3 322,0 555,6 791,0

Наличие подошвенных вод 0 1

Анализ результатов решения по МГК (таблицы 3, 4) показал, что из десяти главных компонент на первые четыре приходится 73 % общей дисперсии параметров. При выделении относительно однородных групп объектов вполне достаточно рассмотреть их в пространстве первых трех главных компонент, так как показатели дисперсии последних главных

компонент весьма малы и распределение объектов представляет единое облако объектов. Каждая из трех главных компонент носит содержательный характер, поддается смысловой интерпретации, отражая то или иное свойство, характеризующее условия залегания, геолого-физические и физико-химические свойства пластов и насыщающих их флюидов, технологические характеристики работы скважин.

Таблица 3 - Факторы использования метода главных компонент

Параметр Главные компоненты

1 2 3 4

Эффективная газонасыщенная толщина, м 0,3480 -0,3154 - 0,0907 - 0,2600

Пористость продуктивных отложений, % 0,2099 0,0622 - 0,2858 0,4822

Степень вскрытия пласта, % - 0,0758 0,2640 0,3164 0,5928

Дебит газа, тыс. м3 - 0,2800 0,5257 - 0,2027 -0,1005

Превышение дебита газа над проектным, % 0,0406 0,4541 -0,2015 - 0,5093

Давление на забое, МПа 0,5047 0,1020 0,4025 -0,1063

Депрессия на пласт, % от давления на контуре - 0,5245 -0,1821 -0,2871 0,0585

Водогазовый фактор, см3/м3 -0,3411 -0,2551 0,2721 - 0,2237

Конденсатогазовый фактор, см^/м3 0,1169 - 0,4379 -0,4156 0,0853

Наличие подошвенных вод -0,2985 -0,2099 0,4869 -0,0830

Таблица 4 - Характеристики значимости главных компонент

Компоне нта Собственное число Доля дисперсии, % Доля общей дисперсии, %

1 2,768 27,700 27,700

2 2,122 21,200 48,900

3 1,291 12,900 61,800

4 1,119 11,200 73,000

5 0,899 9,000 82,000

6 0,717 7,200 89,200

7 0,513 5,100 94,300

8 0,386 3,900 98,100

9 0,168 1,700 99,800

10 0,018 0,200 100,000

Первая главная компонента - фактор, обусловливающий толщинную характеристику продуктивных пластов и режим отбора газа, поскольку основной вклад в нее вносят депрессия на пласт (19,1 %), давление на забое (18,4%), эффективная газонасыщенная толщина (12,7%), водогазовый фактор (12,4 %). Величина этого вклада составляет 62,6 %.

Вторая главная компонента отражает темпы отбора углеводородного сырья, поскольку дебит газа (18,7%), превышение проектных показателей

дебита (16,2 %), конденсатогазовый фактор (15,6 %) составляют в сумме 61,7 % от общей дисперсии параметров в данной компоненте.

Третья главная компонента на 54,7 % отражает факторы, влияющие на темпы обводнения скважин: наличие подошвенных вод (16,4 %), давление на забое (13,6 %), степень вскрытия пласта (10,7 %) и конденсатогазовый фактор (14,0 %).

Четвертая главная компонента отражает геолого-технологические параметры эксплуатации скважин: степень вскрытия пласта (23,7 %), превышение дебитов газа над проектными значениями (20,4 %), коэффициент пористости (19,3 %). Величина этого вклада составляет 63,4 %.

Как видно, каждая из компонент отражает различные технологические, геологические особенности газодобывающих скважин на том или ином иерархическом уровне.

Геометрическое представление объектов исследования в координатных осях главных компонент Zз, Ъ\ позволило выделить три группы

объектов. При выделении групп и проведении границ выполнялось условие, при котором каждая группа объектов должна занимать определенную и ограниченную зону в пространстве этих главных компонент.

Для качественной характеристики и выявления особенностей выделенных групп объектов по исходным параметрам были рассчитаны их значения для «средних» гипотетических скважин (таблица 5).

Параметр Группа 1 Группа 2 Группа 3

мин. макс. ср. мин. макс. ср. мин. макс. ср.

Эффективная газонасыщенная толщина, м 56,4 118,0 88,0 57,3 120,6 93,9 88,3 150,6 122,8

Пористость продуктивных отложений, % 7,60 11,33 10,10 8,90 12,30 10,40 8,20 13,10 10,70

Степень вскрытия пласта, % 59,9 100 88,5 48,4 100 94,3 68,7 90,0 79,2

Дебит газа, тыс. м3 249,0 265,0 251,9 250,0 260,0 253,8 235,0 250,0 241,0

Превышение дебита газа над проектным, % 0 88,9 21,5 13,3 82,1 33,1 4,3 36,1 16,7

Давление на забое, МПа 22,1 31,5 26,7 31,0 35,3 33,1 32,8 35,8 34,1

Депрессия на пласт, % от давления на контуре 23,8 71,5 40,9 1.4 21,6 12,4 5,8 16,8 10,2

Водогазовый фактор, см /м 16,0 242,0 95,5 10,0 109,0 27,3 14,0 140,0 35,4

Конденсатогазовый фактор, см3/м3 339,0 791,0 561,1 322,0 647,0 513,3 437,0 785,0 600,5

Первая группа объектов представлена газодобывающими скважинами, характеризующимися высокими значениями водогазового фактора, средними дебитами, расположенными в водогазовой зоне залежи. Вторая группа представлена высокодебитными скважинами с низкими конденсата- и водогазовым факторами, эксплуатирующими в основном чисто газовую часть залежи. Скважины третьей группы имеют низкие дебиты при высоких значениях конденсатогазового и небольших - водогазового факторов. Скважины приурочены к высокотолщинным, высокопористым зонам продуктивных отложений башкирского яруса месторождения-предмета исследования и характеризуются невысокими значениями коэффициента вскрытия, эксплуатируют водогазовые и чисто газовые зоны пластов.

С целью проверки правильности проведенного группирования и более четкого разделения выделенных групп объектов был применен метод дискриминантного анализа (МДА). Процент верно сгруппированных объектов достаточно высок и составляет 87,7 %.

Следующим важным этапом математических исследований является выбор объекта-аналога, находящегося длительное время в эксплуатации, с целью использовать опыт применения технологий интенсификации добычи и водоизоляции при их проектировании. Данный выбор осуществляется геометрически, исходя из близости объектов как в осях главных компонент, так и в осях канонических переменных.

В пределах первой группы наиболее близко к центру группирования расположена скважина № 11, в пределах второй - № 12, в пределах третьей -№ 20. Средние значения параметров этих объектов представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Значения параметров наиболее характерных объектов выделенных групп_

Параметр Группа 1. Скважина № 11 Группа 2. Скважина № 12 Группа 3. Скважина №20

Эффективная газонасыщенная толщина, м 108,40 . 111,20 150,60

Пористость продуктивных отложений, % 9,08 10,77 10,71

Степень вскрытия пласта, % 69,70 79,90 68,70

Дебит газа, тыс. м3 240,00 240,00 240,00

Превышение дебита газа над проектным, % 9,10 20,00 4,30

Давление на забое, МПа 34,20 33,20 33,70

Депрессия на пласт, % от давления на контуре 7,90 12,00 13,60

Водогазовый фактор, см3/мэ 28,00 51,00 37,00

Конденсатогазовый фактор, см"7м3 641,00 651,00 578,00

Наличие подошвенных вод есть есть есть

В четвертой главе приводятся результаты экспериментальных исследований гелеобразующей композиции (ГОК) на основе реагента «АСС-1», а также результаты опытно-промышленных работ по испытанию технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды в продукции скважин.

Для исследования из большого количества алюмосиликатов подобрали реагенты, которые легко растворяются в растворах соляной кислоты, а именно те из них, в состав которых входят оксиды алюминия, кремния, щелочных и щелочно-земельных металлов. Подобранным реагентам было дано общее название «АСС-1»:

- АСС-1-1 - концентрация алюмосиликата в растворе 6 %;

- АСС-1-2 - концентрация алюмосиликата в растворе 7 %;

- АСС-1-3 - концентрация алюмосиликата в растворе 8 %.

Все подобранные составы содержат А1203 в количестве 5,00.. .8,79 % и СаО -от 42,75 % до 56,00 %. Благодаря проявлению алюминием амфотерности в гелеобразующей системе при контакте с соляной кислотой образуется шдроксид алюминия, способствующий созданию пространственной структуры, упрочняющей образуемый гель. Наличие значительного количества ионов Са2+ в гелеобразующей растворе и в то же время пониженное содержание ионов А13+ ускоряют процесс гелеобразования. Благодаря присутствию А^Оз и СаО возможно образование гидроалюминатов кальция, в результате реакции СаО с избытком соляной кислоты образуется плохо растворимый Са(ОНЬ. Эти соединения калыщя вносят свой вклад в формирование прочности получаемого геля; кроме того, они ускоряют гелеобразование при контакте с соляной кислотой. Образование Са(ОН)г смещает рН раствора ближе к нейтральному и тем самым уменьшает его коррозионную активность по отношению к наземному оборудованию, эксплуатационной колонне, цементному кольцу и насосно-компрессорным трубам (НКТ), по которым композицию закачивают в объект изоляции.

Результаты экспериментов показывают, что разбавление гелеобразующей композиции водой значительно увеличивает время гелеобразования (до 16,8 раза); плотный и прочный гель получается при разбавлении ГОК не более чем на 20 %, до 30 % - гель прочный, а при большем разбавлении свойства геля сильно ухудшаются.

Также экспериментально показано, что введение в состав соляной кислоты реагента «АСС-1» в концентрации менее 5 % значительно замедляет скорость реакции кислоты с карбонатной породой, что позволяет

рекомендовать данный реагент в качестве замедляющей добавки в различных технологиях СКО.

С целью повышения технологических показателей исследуемых газодобывающих скважин рекомендуется проведение работ с различной направленностью воздействия.

На скважинах первой группы (типичная скважина №11) рекомендуется проведение водоизоляционных работ. Задачу снижения подвижности воды можно решить путем создания надежного изолирующего экрана в водонасыщенной части пласта за счет использования осадкогелеобразующих реагентов, вязкоупругих составов, стабильных в условиях месторождения предмета исследовании.

Работы по ограничению водопритока с применением сшитой полимерной системы, состоящей из полимера полимер водный всесезонный (ПВВ) и гелеобразующей композиции «Карфас», проводили в два этапа:

- На I этапе проведена закачка реагентов в следующей последовательности: 87 м3 водного раствора «Карфас» который продавливали водометанольной смесью (38 м3) с добавкой ингибитора коррозии РИК-5 (5 м3);

- На II этапе проведена закачка реагентов в следующей последовательности: 18,8 м3 реагента ПВВ, 2 м3 техводы, 10,2 м3 реагента «Карфас» (товарная форма), 87 м3 водного раствора «Карфас», 38 м3 водометанольной смеси, 5м3 РИК-5.

После проведенных работ по водоизоляции проведены гидродинамические исследования, результаты которых представлены в таблице 7 и рисунке 1 (а и б).

Анализ данных гидродинамических исследований (ГДИ) позволяет сделать вывод о снижении водогазового фактора (ВГФ) — на 18 % при неизменном дебите.

Таким образом, работы по ограничению водопритока с применением реагентов «ПВВ» и «Карфас», проведенные по разработанной технологии, показали следующие результаты:

после проведенных водоизоляционных работ удалось уменьшить величину ВГФ на 18 % (по данным гидродинамических исследований);

- после проведения работ снижения дебита газа не наблюдается, что говорит о селективности данной технологии водоизоляции (водоизолирующий состав проник в обводненную зону, не затронув газопроводящие каналы фильтрации);

Таблица 7- Результаты ГДИ скв.№11 после проведения опытных работ по водоизоляции__

Р,,г , МПа (Згжс, тыс.м3/сут ВГФ, см'/м'

16,70 224,30 32,00

19,02 259,00 29,00

20,10 240,00 28,00

21

20

19

то 18 ■

с

17 г •

£ 15

о. 15

14

13 -

12 -—I-

220 230 240 250 250 Огжс. тыс.мЗ/сут

42

37

3?

Е

Л

Ь и 27

4

ш 22

17

12

270

220 230 240 250 260 Огжс, тыс.мЗ/сут

270

дебит до обработки дебит после обработки

ВГФ до обработки ВГФ после обработки

Рисунок 1 - Результаты гидродинамических исследований скв.№11

Скважины второй группы (типичная скважина №12) характеризуются высокими дебитами газа и низкими значениями водогазового фактора. На скважинах данной группы рекомендуется провести работы по гидрофобизации призабойной зоны продуктивного пласта и удалению жидкости с забоя скважины.

Работы по осушке забоя скважины №12 с применением реагента замедлитель соляной кислоты «ЗСК-1М» проводились в следующей последовательности: 43,3 м3 ЗСК-1М, 5м3 РИК-5, 92 м3 водометанольной смеси.

После обработки скважины проведены геофизические исследования (диэлькометрия, определение профиля притока), которые показали следующее: - по данным замеров диэлькометрии в работающей и остановленной скважине НКТ в интервале 0-3933 м заполнены газом, определить профиль притока не представляется возможным из-за непрохождения прибора до работающих интервалов продуктивного горизонта (кровля С2Ь - на глубине 3929 м).

Результаты проведенных гидродинамических исследований представлены в таблице 8 и на рисунке 2 (а и б).

Таблица 8 - Результаты ГДИ скв.№12 после проведения опытных работ

Руст, МПа Опкс, ТЫСЛгУеуТ ВГФ, см3/м'

16,50 263,00 81,00

16,47 269,29 80,40

17,48 173,60 75,00

17,45 174,77 72,00

Анализ результатов ГДИ и ГИС, проведенных после работ по осушке забоя скважины, показал следующее:

ВГФ после проведения работ не изменился (на техрежиме Ру=17,5МПа);

- при увеличении депрессии наблюдается снижение ВГФ (при Ру=17МПа уменьшение ВГФ на 10,5%);

- дебит газа также остался на прежнем уровне;

данные диэлькометрии НКТ показали следующее: до обработки интервал продуктивного пласта был заполнен газоводяной смесью, после обработки он заполнен газом.

17.8

17.6

™ 17.4 С

2 17.2

€ 16.8 16.6 16.4

190 240.

Огжс, тыс.мЗ/сут

290

86 84 82 80 -78 -76 74 -72 -70

180 240

СЗгжс, тыс.мЗ/сут

дебит до обработки дебит после обработки

ВГФ до обработки ВГФ после обработки

Рисунок 2 - Результаты гидродинамических исследований скв.№12 Скважины третьей группы (типичная скважина №20) характеризуются невысокими дебитами при небольших значениях водогазового фактора и высоких значениях эффективных газонасыщенных толщин. Для скважин данной группы рекомендуется интенсификация добычи газа. Однако при проведении работ необходимо учитывать присутствие воды в добываемой продукции, в связи с чем перед проведением работ по интенсификации необходимо провести изоляцию водонасыщенных зон продуктивного пласта.

Перед началом работ с целью определения дебита скважины и ВГФ в период были проведены исследования скважины на контрольном сепараторе. Результаты исследований сведены в таблицу 9.

Таблица 9 - Результаты исследований скв. № 20 на контрольном сепараторе

РУст, МПа Qratc, ТЫС. М^/сут ВГФ, cmj/Mj

17,5 215,0 28,0

18.0 209,0 13,7

18,6 180,0 12,5

16,0 309,0 20,1

Закачка гелеобразующей композиции в скважину № 20 осуществлялась в два этапа:

• Первый (водоизоляционный) - проведена закачка реагентов в следующей последовательности: 11,25 м3 товарной формы реагента «АСС-1»; 0,25 м3 буфера техводы; 11,25 м3 12 %-ной HCl; 0,4 м3 буфера техводы; 11,25 м3 товарной формы реагента «АСС-1»; 0,25 м3 буфера техводы; 11,25 м3 12 %-ной HCl;

• Второй (интенсификация) - проведена закачка реагентов в следующей последовательности: 22,5 м3 «АСС-1», 88 м3 12 %-ной HCl, 35 м3 водометанольной смеси, 5 м3 раствора ингибитора коррозии (РИК-5).

Гелеобразующая композиция при закачке поступает в первую очередь в наиболее проницаемые прослои, увеличивая в них фильтрационные сопротивления и снижая тем самым общую приемистость обрабатываемой скважины. В данном случае помимо указанного эффекта, по-видимому, имела место интенсификация приемистости остальной части интервала продуктивного пласта как результат очистки забоя скважины и воздействия кислоты, содержащейся в закачанной композиции.

Анализ результатов ГДИ, проведенных после работ по интенсификации с элементами водоизоляции, показал, что (рисунок 3 а и б ):

- ВГФ после проведения работ остался на прежнем уровне;

- дебит газа увеличился на 15 % (по техрежиму);

- по данным диэлькометрии НКТ, как в работающей, так и в остановленной скважине интервал продуктивного пласта заполнен газом.

Результаты проведенных гидродинамических исследований представлены в таблице 10................

Таблица 10 - Результаты ГДИ скв.Л'°20 после проведения опытных работ

Руст, МПа Qdkc» ТЫС.М^/суТ ВГФ, сигУм*

17,06 275,62 17,70

18,24 192,13 22,70

18,83 181,05 8,30

На основании вышеизложенного результаты проведенных опытных работ по интенсификации добычи газа с элементами водоизоляции следует считать положительными.

1 17.5 -

I 171

16.5 -

га

16 15.5

19 18.5

О

150 200 250 300 350 Огжс, тыс.мЗ/суг

150 200 250 300 350 Опте, тыо.ма/сут

а

дебит до обработки дебит после обработки

б

ВГФ до обработки ВГФ после обработки

Рисунок 3 - Результаты гидродинамических исследований скв.№20 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 В результате анализа применяющихся технологий интенсификации добычи газа в карбонатных высокотемпературных коллекторах установлено, что основным видом интенсификации притока флюидов являются различные модификации соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважин: соляно-кислотная ванна, соляно-кислотная обработка, метанольно-соляно-кислотная обработка, закачка углеводородно-кислотных эмульсий, гидрокислотный разрыв пласта, применение кислотных растворов избирательного действия, позволяющих снизить скорость взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой и увеличить тем самым глубину проникновения ее в продуктивный пласт.

2 Экспериментальное исследование применения реагентов группы «АСС-1» для создания гелеобразующих композиций и регулирования скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой показало их высокую эффективность, а полученные результаты позволили рекомендовать реагенты данного класса для промышленных испытаний на эксплуатационных скважинах месторождения - предмета исследования и аналогичных месторождениях юга Республики Ирак.

3 Разработана методика геолого-технологического обоснования применения технологий интенсификаций добычи газа и снижения содержания воды включающая несколько этапов:

- группирование фонда скважин с применением методов главных компонент и дискриминантного анализа;

-определение центров группирования и выбор типичных скважин в

выделенных группах;

- установление основных тенденций в динамике эксплуатационных характеристик работы типичных скважин;

- обоснование технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды для типичных скважин

4 При проведении комплекса опытно-промышленных работ и гидродинамических исследований на скважинах месторождения-предмета исследования установлено, что интенсификации добычи газа с применением реагентов «АСС-1» снижается водогазовый фактор, увеличивается продуктивность скважин на 15 %.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Андреев В.Е. Комплексные технологии ограничения водопритока и повышения дебита газа для условий Астраханского газоконденсатного месторождения / Андреев В.Е., Чижов А.П., Бадретдинов С.С., Чибисов A.B., Зобов П.М., Дубинский Г.С., Ежов П.М., Карпов A.A., Филиппов А.Г., Кунавин В.В., Шевяхов A.A., Абдуль Карим Али Тахер // Проблемы освоения трудноиз-влекаемых запасов нефти и газа: Сб. научн. тр. / ЦХМН АН РБ. - Уфа: Изд-во «Монография», 2008. - Вып. V. - С. 99-102.

2. Филиппов А.Г. Технологии интенсификации добычи газа на Астраханском газоконденсатном месторождении / Филиппов А.Г., Андреев A.B., Абдуль Карим Али Тахер // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа: Сб. научн. тр. / ЦХМН АН РБ. - Уфа: Изд-во «Монография», 2008. - Вып. V. - С. 143-147.

3. Абдуль Карим Али Тахер. Геолого-технологическое обоснование интенсификации добычи газа и ограничения водопритоков на АГКМ. / Абдуль Карим Али Тахер // V Общероссийская научная конференция (13-15.05.2009)// Ж.Соверменные наукаемкие технологии, -РАЕ, Москва, 2009. -№ 6 - С. 14-16.

4. Андреев В.Е. Классификация скважин Астраханского газоконденсатного месторождения при планировании геолого-технологических мероприятий / Андреев В.Е., Чижов А.П., Чибисов A.B., Филиппов А.Г., Котенев Ю.А., Абдуль Карим Али Тахер // Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов: Научн. тр. VIII Конгресса нефтегазопромышленников России (секция А). - Уфа: Изд-во «Монография», 2009. - С. 65-70.

5. Андреев В.Е. Геолого-технологическое обоснование интенсификации добычи газа и ограничения водопритоков на АГКМ. / Андреев В.Е., Абдуль Карим Али Тахер // Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов: Научн. тр. VIII Конгресса нефтегазопромышленников России (секция А). - Уфа: Изд-во «Монография», 2009. -С. 71-72.

6. Филиппов А.Г. Применение на Астраханском газоконденсатном месторождении технологии интенсификации добычи газа с элементами водоизоляции на основе кислотных составов алюмосиликатов / Филиппов А.Г., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Чижов А.П., Дубинский Г.С., Бадретдинов С.С., Чибисов A.B., Абдуль Карим Али Тахер // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2009. - Вып. 2 (76). - С. 1015.

7. Андреев В. Е. Геолого-технологическое обоснование интенсификации добычи газа и снижения содержания воды в добываемой продукции скважин Астраханского газоконденсатного месторождения / Андреев В. Е., Филиппов А.Г., Султанов Ш.Х., Абдуль Карим Али Тахер// НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождиний» М.: ВНИИОЭНГ, № 3., 2010, С. 55-58.

8. Абдуль Карим Али Тахер. Секционное числовое моделирование в бассейне Асмари в области Абугираб (Ирак) / Абдуль Карим Али Тахер, Хамдалла С.М. // Информация, инновации, инвестиции: Материалы международной научно - практической конференции (21-22 ноября 2007 года). - Уфа: Гилем, 2007. - С. 88.

Подписано в печать 05.05.10. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 91.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Абдуль Карим Али Тахер

Введение.

1 Обзор технологий интенсификации добычи газа и снижения обводненности продукции.

1.1 Традиционные методы по технологиям интенсификации добычи газа.

1.1.1 О механизме действия соляной кислоты на карбонатные и карбонизированные породы продуктивных горизонтов.

1.1.2 Виды кислотных обработок.

1.1.3 Эффективность различных видов солянокислотных обработок.

1.2 Применение гелеобазующих составов на основе алюмосиликатов для снижения обводненности и увеличения нефтеотдачи пластов.

1.2.1 Экспериментальные исследования по обоснованию оптимальных параметров технологий.тГ^.

1.3 Перспективы применения отходов химических и нефтехимических производств в технологиях ограничения добычи попутной воды и увеличения нефтеотдачи пластов.

1.3.1 Исследование фильтрационных свойств осадкогелеобразующих композиций на основе отработанных щелочей.

1.3.2 Изучение процессов осадкообразования композиционных систем на основе тработанных щелочей и флокулянтов.

1.4 Технологии интенсификации добычи газа, применяемые на месторождении — предмете исследования.

2 Геолого-физическая характеристика месторождения.

2.1 Стратиграфия и литофациальная характеристика разреза.

2.2 Тектоника.

2.3 Цитологические экраны в башкирском резервуаре месторождения -предмета исследования.

2.4 Газонефтеносность разреза.

2.5 Типы коллекторов месторождения - предмета исследования.

2.6 Основные параметры продуктивной толщи.

2.6.1 Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность.

2.6.2 Толщина продуктивных пород.

2.6.3 Показатели неоднородности.

2.7 Характеристика положения газоводяных контактов и переходных зон.

2.8 Характеристика водонапорного бассейна.

2.8.1 Индикаторы контроля за обводнением скважин месторождения — предмета исследования.

2.9 Состав сырья месторождения — предмета исследования.

3 Геолого — технологическое обоснование выбора объектов воздействия.

3.1 Теоретическая основа и сущность метода группирования объектов воздействия.

3.2 Группирование газодобывающих скважин месторождения - предмета исследования.

3.3 Смысловая интерпретация главных компонент и выделение групп объектов.

3.4 Использование дискриминантных функций и поиск объектов полигонов.

4 Применение технологии интенсификации добычи газа на месторождении - предмете исследования.

4.1 Теоретические и лабораторные исследования кинетики растворения карбонатной породы кислотными растворами алюмосиликатов.

4.2 Исследование процесса гелеобразования кислотных составов алюмосиликатов.

4.3 Проведение испытаний разработанной технологии на скважинах месторождения - предмета исследования.

4.3.1 Скважины первой группы.

4.3.2 Скважины второй группы.

4.3.3 Скважины третьей ipynnbi.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды в добываемой продукции скважин"

Актуальность Работы

Одной из актуальных проблем газодобывающей промышленности является повышение эффективности эксплуатации скважин. В современных условиях решение данной проблемы во многом определяется своевременной разработкой, обоснованием и адресным применением новых технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды в продукции скважин. Специфические горно — геологические характеристики залегания продуктивных пластов отдельных месторождений накладывают значительный отпечаток как на технологические особенности эксплуатации скважин, так и на применяемые методы повышения производительности скважин и снижения их обводненности.

Так, основным методом интенсификации добычи газа в карбонатных коллекторах являются различные модификации солянокислотных обработок (СКО) призабойной зоны пласта. Анализ успешности этих мероприятий показывает, что с увеличением кратности обработка, как правило, падает, что свидетельствует о недостаточной эффективности применяемых методических приемов, технологий и рабочих составов. Кроме того, традиционные технологии (СКО) в большинстве случаев не решают задачи снижения содержания воды в продукции скважин.

В связи с вышеизложенным повышение эффективности СКО в карбонатных коллекторах путем комплексного применения замедлителей и отклонителей для повышения продуктивности скважин при одновременном снижении содержания воды в их продукции, является весьма актуальным при эксплуатации газовых месторождений.

Цель работы

Повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды в добываемой продукции.

Основные задачи исследований

1. Проанализировать методы интенсификации добычи нефти и газа и снижения содержания воды в продукции добываемых скважин.

2. Создать новые технологии интенсификации добычи газа и снижения содержания воды с использованием новых составов комплексного действия для условий высоких пластовых температур, давлений и концентраций сероводорода.

3. Разработать методику геолого - технологического обоснования применения технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды.

4. Выполнить геолого - промысловый анализ опытно-промышленных работ (ОПР) по испытанию разработанных технологических решений.

Научная новизна выполненной работы

1 Выявлены особенности кинетики растворения карбонатной породы кислотными растворами алюмосиликатов в условиях высоких температур и давлений.

2 Разработана методология обоснования технологий применения методов интенсификации добычи газа и снижения содержания воды.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Разработаны рекомендации по применению технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды в продукции газодобывающих скважин.

Разработана технология интенсификации добычи газа с одновременной водоизоляцией с использованием реагентов комплексного действия (АСС-1 и соляная кислота).

В результате проведенных опытно-промышленных работ по испытанию предложенного состава по данным гидродинамических исследований установлено увеличение продуктивности скважин на 15 % при постоянном значении водогазового фактора (ВГФ). Практическая реализация результатов работы подтверждена актом внедрения (ЦХМН АН РБ).

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 2007), II Международной научно-технической конференции (Уфа, 2007), III Всероссийской научной конференции «Современные проблемы науки и образования» (Москва, 2008), "IV Общероссийской научно-технической конференции «Современные проблемы науки и образования» (Москва, 2009), VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2009).

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе 2 работы - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 60 наименований. Она содержит 119 листов машинописного текста, 12 рисунков и 21 таблицу.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Абдуль Карим Али Тахер

Основные выводы и рекомендации

1 В результате анализа применяющихся технологий интенсификации добычи газа в карбонатных высокотемпературных коллекторах установлено, что основным видом интенсификации притока флюидов являются различные модификации соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважин: соляно-кислотная ванна, соляно-кислотная обработка, метанольно-соляно-кислотная обработка, закачка углеводородно-кислотных эмульсий, гидрокислотный разрыв пласта, применение кислотных растворов избирательного действия, позволяющих снизить скорость взаимодействия соляной кислоты с' карбонатной породой и увеличить тем самым глубину проникновения ее в продуктивный пласт.

2 Экспериментальное исследование применения реагентов группы «АСС-1» для создания гелеобразующих композиций и регулирования скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой показало их высокую эффективность, а полученные результаты позволили рекомендовать реагенты данного класса для промышленных испытаний на эксплуатационных скважинах месторождения - предмета исследования и аналогичных месторождениях юга Республики Ирак.

3 Разработана методика. геолого-технологического обоснования применения технологий интенсификаций добычи газа и снижения содержания воды включающая несколько этапов:

- группирование фонда скважин с применением методов главных компонент и дискриминантного анализа;

-определение центров группирования и выбор типичных скважин в выделенных группах;

- установление основных тенденций в динамике эксплуатационных характеристик работы типичных скважин;

- обоснование технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды для типичных скважин

4 При проведении комплекса опытно-промышленных работ и гидродинамических исследований на скважинах месторождения-предмета исследования установлено, что интенсификации добычи газа с применением реагентов «АСС-1» снижается водогазовый фактор, увеличивается продуктивность скважин на 15 %.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Абдуль Карим Али Тахер, Уфа

1. Логинов В.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: Недра, 1966. - 219 с.

2. Логинов Б. Г. Интенсификация добычи нефти методом кислотной обработки. Гостоптехиздат, 1951.

3. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. — М.: Недра, 1977. 228 с.

4. Мухаметшин Р.З., Кандаурова Г.Ф., Мигович О.П. Создание эффективных систем разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. — 1987. — № 2. С. 37-42.

5. Росизаде Я.М., Каграманов А.П., Литвинов В.П., Нагиев Т.М. О повышении успешности кислотных обработок скважин с помощью метода распознавания образа II РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1979. - № 7. - С. 40-42.

6. Рахимкулов Р.Ш., Галлямов М.Н. Воздействие на призабойную зону пласта на поздней стадии разработки месторождений // Нефтяное хозяйство 1986. - № 7. - С. 38-41.

7. Мещенков И.С., Пустилов М.Ф. О повышении эффективности солянокислотных обработок // Нефтяное хозяйство. 1967. — № 4. — С. 44-46. •

8. Логинов В.Г., Термокислотная обработка нефтяных скважин. — Газоптехиздат, 1948.

9. Максимов М. И., Обработка скважин соляной кислотой. -Гостоптехиздат, 1.945.

10. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой // Нефт. хоз-во. 1995. - № 4. - С. 36-38.

11. Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников И.Г., Шувалов A.B. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида // Нефт. хоз. -1996.-№2.-С. 32.

12. Фахретдинов Р.Н., Мухаметзянова P.C., Берг A.B. и др. Гелеобразующие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов // Нефт. хоз. -1995. № 3. - С. 45.

13. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Хайрединов И.Ш. и др. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции. — Уфа: УГНТУ, 2000.

14. Персиянцев М.Н., Кабиров М.М., Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. Оренбургское книжное издательство, 1999.

15. Алмаев Р. X., Рахимкулов И. X., Асмоловский В. С. и др. Силикатно-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 9. - С. 22-26.

16. Хлебников В. Н., Ленченкова Л. Е. Гелеобразующие композиции для нефтедобычи // Башкирский химический журнал, АН РБ. 1997. - Т. 4. — № 1.

17. Алмаев Р. X. Научные основы и практика применения водоизолирующих нефтевытесняющих химреагентов на обводненных месторождениях: Автореф. дисс. докт. техн. наук. — М., 1994. С. 56.

18. Зюрин В. Г, Хатмуллин А. М., Асмоловский В. С., Ленченкова Л. Е. Промысловые испытания гелевой технологии на Арланском месторождении. // Труды БашНИПИнефть. Вып. 91. - Уфа, 1995. - С. 66-74.

19. Айлер Р. Химия кремнезема. М.: Мир, 1982. - С. 810.

20. Саушин А.З.,Токунов В.И. и др. Особенности кинетики процесса выщелачивания карбонатных пород-коллекторов нефти // НТЖ «Интенсификации притока газа». М: ВНИИОНГ, 1996, - N 3, - С. 28-30.

21. Геологические отчеты Газопромыслового управления за 1986-1991 гг.

22. Геолого-технологическое обоснование водоизоляционных работ (ВИР) на скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ)/ УГНТУ. УФА-2007.

23. В.И. Лапшин, А.И. Масленников, Ж.В. Калачихина и др. Методические основы контроля за процессом обводнения скважин при разработке Астраханского ГКМ ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ «Газпром», 1999.

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

25. Андреев А.Е. Повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа с применением кислотных растворов избирательного действия. Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 2004.

26. Зорькина Л.М. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР. Справочник. М.: Недра, 1989. - 382 с.

27. Котенев. В.Г. Щербинин, А.Г. Нугаибеков. Р.Я. и др. Применение математических методов в нефтегазопромысловой геологии. —Уфа, 1998.

28. Геолого-технологическое обоснование водоизоляционных работ (ВИР) на скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ)/ УГНТУ. -УФА, 2007.

29. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров К.М, Котенев Ю.А., Мухаметшин В.Ш., Сиднев A.B. Геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных территорий. Уфа, 1997. -116 с.

30. Андреев В.Е., Коттнев Ю.А., Щербинин В.Г. и др. Применение математических методов в нефтегазопромысловой геологии: учебное пособие. -Уфа: УГНТУ, 1998.

31. Каждан А.Б., Гуськов О.И., Математические методы в геологии, М.: Недра, 1999.

32. Разработка Р Астраханьгазпром: Комплексная технология интенсификации добычи газа с элементами водоизоляции на основе кислотных составов алюмосиликатов № 393 от 14.06.07 г.

33. Лукьянова Н.Ю. Физико-химические закономерности процесса гелеобразования в системе алюмосиликат-соляная кислота. Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук: 02.00.04. -Уфа, 2000.-188 с.

34. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Каримов Н.Х., Мавлютов М.Р. Повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных флюидах нефтияных и газовых скважин. Изд. — Самарского филиала секции «Строительство» РИА. Уфа: Самара. -1998. - 272 с.

35. Сайд И.А. Разработка составов для восстановления герметичности заколонного пространства. Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук: 25.00.15. Уфа, 2003. -155 с.

36. Троицкий И.А., Железнов В.А. Металлургия алюминия. М., 1964.

37. Ленченкова Л.Е., Лукьянова Н.Ю., Ганиев P.P., Хлебников В.Н., Фахретдинов Р.Н. Кинетические закономерности гелеобразования в солянокислотных растворах алюмосиликата. Башкирский химический журнал, 1998.-Том 5. № 1,-С 48-51.

38. Овсюков A.B., Блинов С.А., Максимова Т.Н. и др. Исследование свойств ГОК на основе цеолитсодержащего компонента. /Нефтепромысловое дело, 1996 № 11. - С 25-29.

39. Патент № 2181427. Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для регулирования проницаемости пластов. Селимов Ф.А., Хайретдинов Н.Ш., Блинов С.А., Андреев В.Е. и др. Опубликовано 20.04.2002, Бюл. № 11.// Открытия и изобретения. 2002. - № 11.

40. Айлер Р. Химия кремнезема. 4.1 / Перевод с англ. М.: Мир, 1982 -416 с.

41. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. - 394 с.

42. Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи. Уфа, БашНИПИнефть, 2003. - 236 с.

43. Отчет о НИР. Проведение ОПР по ограничению водопритока изолирующими составами. / Рук. НИР Овсюков A.B. Авторы: Блинов С.А., Кононова Т.Г., Кузнецова Л.А. и др. НИИНефтеотдача. -Уфа, 1996.-50 с.

44. Хлебников В.Н. Коллоидно-химические процессы в технологиях повышения нефтеотдачи. Авторефереат диссертации на соискание ученой степени доктора техн. наук: 02.00.11. Казань, 2005. - 48 с.

45. Персиянцев М.Н.,Кабиров М.М.,Ленченкова JI.E. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. Оренбургское книжное издательство. -1999. -С.183.

46. Абдуль Карим Али Тахер, Геолого-технологическое обоснование интенсификации добычи газа и ограничения водопритоков на АГКМ. V Общероссийская научная конференция (13-15.05.2009)// Ж.Современные наукоемкие технологии, -РАЕ, Москва, 2009. -№ 6 -С. 14-16.

47. Сергеева Р.В., Дзюба С.А., Сорокина В.Ф. О возможности применения сульфаминовой кислоты для обработки карбонатных коллекторов пермокарбоновой залежи Усинского месторождения / Нефтепромысловое дело, № 2, 1979, С.19-21.

48. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Книжное изд-во, 1996. - С.95.

49. Вердеревский Ю.Л., Орлов М.С., Бакуров В.Г. Диффузия HCL в композициях с лигносульфонатом // Коллоидный журнал. -1992. -Т.54, № 4. С. 14-18.