Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологий кислотных обработок скважин в сложнопостроенных карбонатных коллекторах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологий кислотных обработок скважин в сложнопостроенных карбонатных коллекторах"

1

У

УДК 622.276.3

На правах рукописи

Андреев Антон Вадимович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК СКВАЖИН В СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 9 л - г-

Уфа 2009

003481094

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Котенёв Юрий Алексеевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Нугаев Раис Янфурович

- кандидат технических наук Галлямов Ирек Мунирович

Ведущее предприятие - Общество с ограниченной ответственностью

НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа)

Защита диссертации состоится 19 ноября 2009 г. в 12°" часов на 'заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 19 октября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук

__

Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы

Разработка месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, характеризуется низкими темпами отбора, невысокими значениями коэффициента извлечения нефти (КИН). Средний по отрасли КИН равен 35 %, в то время как в карбонатных коллекторах этот параметр примерно на 10 пунктов ниже. Большая доля карбонатных коллекторов в объёме запасов нефти и газа и их относительно низкая выработка делают эту группу коллекторов особенно перспективной с точки зрения применения новых технологий интенсификации добычи.

Существует большое количество методов воздействия на призабойную зону скважин в карбонатных коллекторах. Наибольшее распространение на промыслах получили солянокислотные {HCl) технологии и их модификации. Последние играют огромную роль в интенсификации добычи нефти. Объемы их использования настолько велики, что по суммарному эффекту дополнительно добытой нефти из залежи их приравнивают к методам повышения нефтеотдачи пластов.

Эффективность солянокислотных обработок (СКО) зависит, в первую очередь, от глубины проникновения кислоты в пласт и от полноты растворения в кислотном растворе коллектора. В процессе обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) чистой соляной кислотой ее максимальное воздействие на породу происходит в прискважинной зоне. В удаленной же зоне пласта реакция кислоты с породой идет менее интенсивно ввиду потери части ее активности. В результате этого прискважинная зона будет обрабатываться более интенсивно с формированием максимального числа каналов растворения (в технической литературе - «промоины», «червоточины») в ущерб интенсивности формирования последних в удаленной зоне пласта. Поэтому эффективность СКО быстро снижается с ростом повторных обработок, проведённых на одной скважине. Отсюда очевидна необходимость торможения химического взаимодействия между кислотой и породой.

Для этого на практике широко применяются так называемые «замедлители» и «отклонители» соляной кислоты. Актуальность разработки таких технологий особенно возрастает в сложнопостроенных карбонатных коллекторах.

Цель работы - повышение продуктивности скважин в сложнопостроенных карбонатных коллекторах нефти за счет применения композиций на базе кислот и полигликолей (ПГ).

Дня решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

• на основе анализа научно-технической и патентной литературы выявить основные тенденции повышения эффективности СКО с использованием химических реагентов различных составов, замедляющих и отклоняющих фронт реакции;

• провести экспериментальное исследование новых композиционных составов, повышающих эффективность кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах;

• разработать методы дизайна кислотных обработок скважин с использованием замедлителей и отклонителей;

• создать технологии интенсификации добычи нефти и газа на основе новых композиционных составов для условий сложнопостроенных карбонатных коллекторов;

• выполнить геолого-промысловый анализ опытно-промышленных работ по испытанию разработанной технологии в различных геолого-физических условиях.

Методы решения поставленных задач основаны на комплексном подходе с использованием современного физико-химического и математического моделирования, а также геолого-промыслового анализа и данных гидродинамических исследований скважин.

Научная новизна результатов работы

1. Обобщены и систематизированы с учетом современных представлений данные о технологиях и композиционных составах для кислотной обработки призабойных зон скважин в карбонатных коллекторах.

2. Выявлен механизм действия замедляющих добавок на основе полигликолей и экспериментально обоснованы новые композиционные составы для СКО.

3. На основе математического моделирования и лабораторных исследований установлено влияние основных технологических параметров процесса (концентраций кислоты и замедлителя, объема и скорости закачки рабочего раствора) на его эффективность.

4. Предложен новый композиционный состав и на его основе технологии СКО для сложнопостроенных карбонатных коллекторов нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносных провинций.

5. В результате выполненного геолого-промыслового анализа данных гидродинамических исследований скважин оценена эффективность предложенных методов воздействия на призабойную зону скважин.

На защиту выносятся:

• результаты исследования влияния полигликолей на микрореологические (в масштабе пор) свойства нефти;

• методы дизайна кислотных обработок скважин с использованием замедлителей и отклонителей;

• технология интенсификации добычи нефти и газа на основе нового композиционного состава для условий сложнопостроенных карбонатных коллекторов.

Практическая ценность результатов работы

Результаты теоретических и лабораторных исследований, разработанные методические подходы, математические модели, новые составы и технологии прошли апробацию на Ново-Елховском и Дачном нефтяных и Астраханском газоконденсатном месторождениях (АГКМ). Внедрение разработанного комплекса рекомендаций и технологий позволило получить дополнительно в среднем 410 т нефти, 2,1 тыс. т конденсата и 5,87 млн м3 газа на одну скважино-обработку.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на: II Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (г. Самара, 2004 г.), Международной молодёжной научной конференции «Севергеоэкотех-2004» (г. Ухта, 2004 г.), XXIII научно-практической конференции молодых учёных и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (г. Тюмень, 2004 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Уралэкология. Природные ресурсы-2005» (г. Москва, 2005 г.), XIX Международной научно-технической конференции «Реактив-2006» (г. Уфа, 2006 г.), I Всероссийской научно-технической конференции «Альтернативные источники химического сырья и топлива» (г. Уфа, 2008 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 13 научных трудах, в т.ч. 2 - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получен 1 патент.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 48 наименований. Работа изложена на 127 страницах, содержит 6 таблиц, 32 рисунка.

Автор выражает благодарность научному руководителю - д.т.н., профессору Котенёву Ю.А., д.т.н., профессору Андрееву В.Е., д.ф.-м.н., профессору Федорову K.M., д.г.-м.н., профессору Хайрединову Н.Ш., д.т.н., профессору Кондрашову О.Ф. и другим за полезные советы и помощь.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

Первая глава посвящена анализу современных тенденций в развитии технологий кислотных обработок скважин.

Значительный вклад в развитие и совершенствование кислотных методов воздействия на призабойную зону скважин внесли: Амиян В.А., Андреев В.Е., Антипин Ю.В., Аширов К.Б., Бакиров Н.М., Блюм Р.Г., Валеев М.Д., Вердеревский Ю.Л., Выжигин Г.Б., Дияшев Р.Н., Галлямов И.М., Гарифуллин Ш.С., Глазова В.М., Глущенко В.Н., Жданов С. А., Жеребцов Е.П., Ибатуллин P.P., Ибрагимов Г.З., Илюков В.А., Комиссаров А.И., Кувандыков И.Ш., Кудинов В.И., Логинов Б.Г., Лозин Е.В., Лысенко В.Ф., Максимов Н.И., Мищенко И.Т., Мищенков И.С., Малышев Л.Г., Муслимов Р.Х., Мухаметшин В.Ш., Нугаев Р.Я., Орлов Г.А., Селимов Ф.А., Сучков Б.М., Сонич В.П., Сидоровский В.А., Трахтман Г.И., Телин А.Г., Токарев М.А., Уголев B.C., Уметбаев В.Г., Фазлыев Р.Т., Фахретдинов Р.Н., Федоров K.M., Хавкин А.Я., Хайрединов Н.Ш., Хазипов Р.Х., Хисамов P.C., Хисамутдинов Н.И, и многие другие.

Солянокислотная обработка карбонатных коллекторов - это сложный процесс, требующий глубокого понимания и тщательного моделирования. Причиной сложности моделирования данного процесса служит высокая скорость реакции между карбонатной матрицей породы и кислотой. Эффективность солянокислотных обработок зависит, в первую очередь, от глубины проникновения кислоты в пласт и от полноты растворения в кислотном растворе коллектора.

При анализе микропроцессов, происходящих на уровне отдельных пор в процессе кислотной обработки карбонатных коллекторов, в первую очередь, выделяют процесс формирования т.н. «промоин» или отдельных, высоко проводящих поровых каналов, в которых расходуется большая часть кислоты. Процесс образования «промоин» зависит от следующих параметров:

- скорости реакции кислоты с горной породой;

- скорости диффузии, которая определяет, как быстро кислота соприкасается с поверхностью породы;

- интенсивности подачи кислоты к матрице породы.

Хоэфнер и Фоглер исследовали систему «соляная кислота - карбонат» и связали явление формирования промоин с числом Дамкеллера, определенным как отношение скорости химической реакции к скорости конвективного переноса.

Приведенный в работе анализ технологий увеличения эффективности традиционных С КО в карбонатных коллекторах показал, что основные тенденции в их развитии сводятся к следующему:

- использование технологии максимально возможного темпа подачи агента в призабойную зону пласта (MAPDIR - Maximized Pressure Differential and Injection Rates)-,

- повышение эффективности СКО с использованием химических реагентов различных составов, направленных на замедление и отклонение фронта реакции кислоты с карбонатной матрицей породы-коллектора (эмульсий, полимеров и ПАВ, сшитых полимерных систем, пенных систем, мелкодисперстных добавок, бензойной и молочной кислот).

Во второй главе приведены результаты лабораторных исследований реологических свойств полигликолей в узких зазорах, сопоставимых с размерами пустотного пространства пород-коллекторов нефти. Выбор

полигликолей в качестве реагентов-замедлителей реакции соляной кислоты с карбонатной породой обоснован в работах Н.Ш. Хайрединова, Ф.А. Селимова, С.А. Блинова, Ю.А. Котенева, А.Е. Андреева, O.A. Пташко и др. Данная же серия экспериментов посвящена изучению механизма отклоняющего действия некоторых полигликолей.

Исследования проводились на установке УГНТУ, позволяющей изучать физическое состояние и гидродинамические параметры жидкости в порах различных диаметров.

Методика исследований предусматривала изучение кинетики структурообразования и специфики разрушения формирующихся в поровых каналах дисперсных структур нефти и ее растворов с полигликолями. В первом случае изучались модификации и скорости формирования структурно-механических свойств пластовых флюидов на границе раздела с твердым телом, во втором - условия движения жидкости в порах данных размеров.

Исследуемая проба нефти была отобрана на сборном пункте Дачного нефтяного месторождения ОАО «Иделойл». Размер пор в опытах варьировался в пределах 1.. .5 мкм, что соответствует диапазону проницаемости от тысячных до десятых долей квадратного микрометра.

В качестве регуляторов реологических и фильтрационных свойств нефти рассматривались полигликоли различных нефтехимических производств: ПГ (АО «Нижнекамскнефтехим», г. Нижнекамск), СНОС (ОАО «Салаватнефтеоргеинтез», г. Салават) и ЗСК (замедлитель соляной кислоты на основе полигликолей) (ЦХИМН АН РБ, г. Уфа).

Для выявления границ эффективного применения изучаемых компонентов в качестве потокоотклоняющих реагентов проанализированы их структурно-механические и кольматирующие свойства в узких зазорах разной величины.

В низкопроницаемой пористой среде со средним диаметром пор до 1 мкм присутствие любого реагента в нефти приводит к появлению неньютоновских аномалий, уровень и скорость развития которых обеспечивают надежную кольматацию пор указанного размера. Ограничение подвижности нефти здесь происходит уже на начальной стадии контактного взаимодействия и при малых добавках реагентов (рисунки 1 и 2).

содержание реагента, %

Рисунок 1 - Концентрационные зависимости упругих свойств растворов ПГ (1),

СНОС (2) и ЗСК (3) в нефти после суточной выдержки в узком зазоре 1 мкм

содержание реагента, %

Рисунок 2 - Концентрационные зависимости вязких свойств растворов ПГ (1), СНОС (2) и ЗСК (3) в нефти после суточной выдержки в узком зазоре 1 мкм

Все растворы нефти с реагентами в зазоре данной величины обладают начальным напряжением сдвига и соответствующими предельными градиентами, уровень которых соизмерим с перепадами давления в призабойиой зоне и, значит, обеспечивает кольматацию пор за ее пределами. Можно отметить, что неподвижность нефти в низкопроницаемой пористой среде обеспечивают низкие (до 3 %) концентрации реагентов.

При увеличении размеров узкого зазора до 2 мкм структурирующее действие твердого тела ослабевает, и значимое влияние на физическое состояние флюидов наблюдается при более высоком содержании реагентов в нефти при фиксированной скорости деформации (рисунок 3).

содержание реагента, %

Рисунок 3 - Концентрационные зависимости вязких свойств растворов ПГ (1), СНОС (2) и ЗСК (3) в нефти после 20 ч выдержки в узком зазоре 2 мкм

В узких зазорах с размерами ~ 5 мкм, соответствующими среднему радиусу пор коллекторов средней проницаемости, изучаемые реагенты не формируют твердообразных надмолекулярных структур с пределом прочности и характеризуются небольшими неньютоновскими аномалиями. Применяемые реагенты при содержании до 9 % снижают вязкость нефти.

Результаты лабораторных исследований позволили резюмировать следующее:

■ исследованные реагенты значимо влияют на структурно-механические свойства нефти, снижая или увеличивая неньютоновские аномалии жидкости в узких зазорах;

■ неоднозначность влияния реагентов обусловлена их действием по механизму ПАВ - объемному (сольватация) и поверхностному (адсорбция);

■ эффективность потокоотклоняющего действия реагентов зависит от проницаемости пористой среды: в порах диаметрами до 2 мкм они инициируют формирование твердообразной структуры с пределом прочности, соизмеримым с уровнем градиентов давления в призабойной зоне и обеспечивающим кольматацию пор данного масштаба. В более крупных поровых каналах структурирование пластовых флюидов приводит к снижению эффективного сечения капилляров;

■ эффективная концентрация реагентов определяется размерами поровых каналов: в порах диаметрами до 1 мкм - 1...3 %, 2 мкм - 3.. .6 %, 5 мкм -более 6 %;

■ область применения потокоотклоняющих реагентов ограничивается пористыми средами средней проницаемости со средними радиусами пор 2...3 мкм.

В этой же главе приводятся результаты лабораторных исследований предложенного нового состава для обработки карбонатных пластов, содержащего 20...22 %-ный раствор соляной кислоты - 42...48 % масс.; полигликоль - 4... 16 % масс.; раствор алюмохлорида с содержанием основного вещества в растворе 200...300 г/л (рН = 0,6...2,0) - 42...48 % масс.

Проведенное сравнение кинетических характеристик процесса растворения образцов керна кашироподольских отложений Вятской площади Арланского месторождения предложенным раствором с известными аналогами показало, что применение вышеназванного раствора позволяет снизить скорость растворения водонасыщенных пропластков и одновременно увеличить скорость и полноту растворения нефтенасыщенных зон карбонатного коллектора, что в промысловых условиях позволит достичь наибольшего эффекта от применяемой технологии в результате вовлечения в процесс вытеснения неохваченных при заводнении целиков нефти.

Предложенный состав имеет малое поверхностное натяжение на границе раздела с углеводородными жидкостями и обладает малой вязкостью. Благодаря этим свойствам улучшается проникающая способность рабочего

агента. Кроме того, в состав входит отход производства предприятий (алюмохлорид), обладающий потокоотклоняющими свойствами, что потенциально снижает его стоимость и, как результат, себестоимость 1 тонны дополнительно добытой нефти.

Третья глава посвящена разработке методики дизайна кислотных обработок скважин с использованием замедлителей и отклонителей. Для адресного планирования СКО применяется дизайн обработок, основой которого являются изучение литологического и химического составов породы-коллектора; определение основных факторов, влияющих на скорость растворения породы кислотным раствором; лабораторные исследования фильтрационных процессов с использованием растворов кислот с добавками (замедлителями и отклонителями) на образцах керна. Полученные экспериментальные данные использованы при математическом моделировании СКО, проведенном совместно с K.M. Федоровым.

Данная задача рассмотрена в рамках двухкомпонентной изотермической фильтрации однофазной несжимаемой жидкости в призабойной зоне скважины в радиальной системе координат.

В этом случае процесс осесимметричного движения флюида в пористой среде будет описываться следующей системой уравнений:

• уравнение сохранения массы всего потока:

где .1 - скорость химической реакции, и - скорость, г - радиальная координата, т - пористость, р, - истинная плотность флюида;

• уравнение сохранения массы кислоты:

где С - концентрация кислоты, I - время;

• уравнение сохранения массы породы, описывающее изменение пористости за счет химической реакции:

(1)

0 дСт 1 д

(rmup,c)=-J,

где р\ - истинная плотность породы, К - стехиометрический коэффициент реакции соляной кислоты с карбонатами.

Скорость химической реакции будем считать пропорциональной концентрации кислоты и обратно пропорциональной характеристическому времени реакции:

г о С J =тр, —, г

где г - характеристическое время реакции.

Поскольку все члены уравнения (2) на величину порядка С меньше членов в уравнении (1), а члены в уравнении (3) меньше на величину порядка т членов в уравнении (2), будем рассматривать линеаризированную форму уравнений по аналогии с работой В.М. Ентова. В этом приближении решение уравнения (1) имеет вид:

д = 2тпи(г; -ги2), (4)

где у - объемный расход флюида, гс - радиус контура питания скважины, ги, -радиус скважины.

Уравнение (2) после линеаризации примет вид:

„ 5С I д / о С

д! г дг х

где т0 - начальная пористость пласта.

А уравнение (3) с учетом выражения для скорости реакции преобразуется к виду:

дт ^ р? С

— = К тЦг— . (6)

5/ р\ г

Произведем замену радиальной переменной:

1 2

К ~ К

В результате уравнение (4) преобразуется следующим образом:

ВС 0 дС с т

-+-Г1-л-=--•

дI ШцЩг; -г;)дХ т

Решения уравнений (5) и (6) будем искать с помощью метода характеристик, после стандартных математических выкладок получим:

С(г) = С0ехр(-^<^1 (9)

m(r)= т0 exp^N—у——- /jj , (10)

Уравнение (10) определяет изменение пористости в процессе закачки раствора кислоты в пласт. Поскольку за время закачки не вся кислота успевает прореагировать с породой (распределение ее концентрации на момент окончания закачки определяется уравнением (9)), то необходимо учесть изменение пористости породы за счет реакции оставшейся в призабойной зоне кислоты с породой.

Для этого решается исходная линеаризированная система уравнений при условии отсутствия движения жидкости. Решение позволяет определить общее распределение пористости после полной нейтрализации кислоты:

, ч . . р", C{r) V кт.Мг2 rl) , .р"

ml(r) = m(r) + Am = m„exp ^-- --1+ С(г. (11)

Р/1 т Q Pit

Для определения дебита скважины после воздействия воспользуемся формулой Дюпюи при условии радиального изменения проницаемости призабойной зоны по проницаемости:

(12)

tar

»к

г„.

где Ар - депрессия в призабойной зоне, р- коэффициент динамической вязкости флюида, к — проницаемость, h - перфорированная мощность пласта.

Дебит скважины до воздействия определяется традиционной формулой Дюпюи:

_ 2nk0hAp, (13)

0 - ( \ ¡л 1п ^

где к0 - начальная проницаемость пласта до воздействия.

С учетом уравнений (12) и (13) определим относительный прирост дебита скважины за счет воздействия:

4'-

а .Я__\jki- (И)

а . )аг

Распределение проницаемости в призабойной зоне определяется по данным пористости в соответствии с петрофизической моделью, используемой при интерпретации ГИС, или принимается модельный закон Козени-Кармана.

Полученное решение было обобщено на случай слоистонеоднородных пластов. При относительно небольших объемах и временах закачки флюида в призабойную зону межпропластовыми перетоками можно пренебречь. Тогда приведенное решение записывается для каждого пропластка в отдельности.

Суммарный объем и скорости закачки по всем пропласткам пластовой системы в этом случае равны:

Г = в = Хв. (15)

/ I

где У,, д, - соответственно объем и скорость закачки раствора кислоты в /-ый пропласток.

Определения распределений объемов закачки и скоростей в каждом пропластке считаются пропорциональными их проводимости (к, А,-):

Е*А ' ХУ-,

] У

Таким образом, для каждого пропластка определяются распределения пористости и проницаемости в призабойной зоне согласно решению (11), затем определяется кратность прироста приемистости/продуктивности после воздействия по формуле (14) и рассчитывается суммарный эффект.

Влияние замедлителей реакции на эффективность обработки учитывается изменением характеристического времени реакции т.

При применении отклонителей кислот происходит относительно равномерное воздействие кислоты на перфорированный интервал. В этом

случае объем и скорость закачки раствора кислоты в рассчитываются по формулам:

А, ~ ~ к,к

1*л

1-ый пропласток

(17)

Технология прогнозирования результатов СКО в остальном аналогична предыдущим случаям.

Моделирование СКО в добывающих скважинах подробно рассмотрено на примере скважины № 122, расположенной в центральной части месторождения Алибекмола (Республика Казахстан). В расчетах использовались следующие параметры: скорость закачки раствора кислоты составляла 458 М3/сут, плотность воды рн= 1000 кг/м3, плотность породы р„= 2650 кг/м3, радиус контура питания Я =250 м, радиус скважины 0,1 м, суммарная мощность пласта 128 м, перфорированная толщина 77 м (данные по профилю пористости взяты из РИГИС, проницаемость рассчитывалась по петрофизической корреляции).

На рисунке 4 приведена зависимость кратности прироста дебита от объема закачиваемой оторочки при различных исходных концентрациях кислоты.

Г

-С=20 %

100 150 200

Объем закачки, мЗ •••• С=15 %

-- С=12 %

I

Рисунок 4 - Зависимость кратности прироста дебита от объема закачки в

добывающую скважину № 122 при различных исходных концентрациях раствора кислоты

Как видно из рисунка 4, падение исходной концентрации приводит к незначительному уменьшению кратности прироста дебита. Так, для 20 %-ной концентрации она составляет 69 %, для 15 %-ной концентрации - 66 % и для

12 %-ной концентрации - 61 %. Таким образом, можно сделать вывод, что увеличение концентрации в приведенном диапазоне приводит к нецелесообразному росту затрат, в то же время не давая особого выигрыша в эффективности процесса. Эффективные объемы закачки для случаев с 15 %-ной и 12 %-ной концентрациями соляной кислоты в растворе совпадают и равны 157 м3. Для 20 %-ной концентрации соляной кислоты эффективный объем равен 153 м3.

В добывающих скважинах для равномерного воздействия на все перфорированные интервалы целесообразно использование отклонителей. Ниже (рисунок 5) приведена расчетная зависимость кратности прироста дебита от объема закачки реагента с учетом применения отклонителя в сравнении с традиционной СКО.

0 50 100 150 200 250 300

Объем закачки, мЗ.

- Традиционная СКО ___ _ _ СКО с откпонителем

Рисунок 5 - Зависимость кратности прироста дебита от объема закачки

Как видно из рисунка 5, применение отклонителя приводит к снижению кратности прироста дебита на величину порядка 30 %. Однако в случае применения отклонителей несколько снижается и значение эффективного размера оторочки. Расчет показывает, что эффективный объем закачки раствора соляной кислоты в этом случае составляет 87 м3 при кратности прироста дебита, равной 26 %; в то время как при расчетах традиционной солянокислотной обработки эффективный объем закачки составляет 157 м3 при кратности прироста дебита, равной 66 %.

Результаты проведенных расчетов с использованием разработанных методов дизайна СКО для нагнетательных и добывающих скважин месторождения Алибекмола позволили сделать следующие выводы.

■ Для обработки нагнетательных скважин рекомендуется применение замедлителей реакции кислоты с породой и отклонителей кислот. Эффект от применения замедлителей реакции составляет до 5 %. Эффект от применения отклонителей кислот сводится к снижению отрицательных последствий от преобладающей обработки высокопроницаемых пропластков системы кислотой при воздействии. Если в случае традиционных СКО дисперсия распределения приемистостей пропластков возрастает в 2,5 раза, то применение отклонителя снижает дисперсию на 30...55 %. Но необходимо отметить, что при этом кратность роста приемистости падает на 20 %.

■ Для обработки добывающих скважин рекомендуется применение отклонителей кислот, которые снижают отрицательный эффект от перераспределения потоков по продуктивному разрезу. При традиционном СКО дисперсия потоков по пропласткам возрастает в 2,7 раза, применение отклонителей позволяет снизить этот рост на 75 %. Однако за счет большей обработки низкопроницаемых интервалов и меньшей высокопроницаемых кратность прироста дебита снижается на 25 % по сравнению с традиционной СКО.

В четвёртой главе приводятся результаты промышленного внедрения технологий воздействия на ПЗС карбонатного пласта-коллектора кислотным раствором избирательного действия на основе полигликолей (ЗСК). Объектами обработки выступали карбонатные коллекторы месторождений двух нефтегазоносных провинций - Волго-Уральской и Прикаспийской.

В первом случае серия обработок была проведена на нефтенасыщенных карбонатных коллекторах турнейского (С/) и башкирского ярусов и верейского горизонта (С?) Дачного нефтяного месторождения в Республике Татарстан. Залежи представлены пористопроницаемыми и микротрещинноватыми известняками с различными степенями глинистости и вторичной доломитизации. Сложность геологического строения пластов-коллекторов здесь обусловлена как наличием мелких по размерам и амплитудам структурных брахиантиклинальных поднятий III порядка (размеры залежей изменяются от 0,70 х 0,50 км до 5,50 х 4,25 км), так и невыдержанностью мощности и коллекторских свойств продуктивных пластов по разрезу - толщина нефтенасыщенных пластов варьируется от 0,8 до 14,0 м, доля коллекторов в разрезе изменяется в пределах 0,45...0,52 д. ед. Типы

залежей пластово-сводовый (верейский горизонт) и массивный (турнейский ярус), залежи - частично литологически-экранированные.

По средним значения пористости (16 %) и проницаемости (0,21 мкм2) пласты-коллекторы можно отнести к среднеёмким высокопроницаемым коллекторам порового типа. Поры - седиментационные, участками увеличенные процессами выщелачивания. Нефти месторождения относятся к типам парафинистых, сернистых и смолистых и характеризуются низким газосодержанием.

Режим работы пластов рассматриваемых залежей - искусственно-водонапорный с поддержанием пластового давления путём заводнения.

Проведённый анализ динамики основных показателей разработки рассматриваемых карбонатных пластов позволил сделать выводы о снижении среднесуточных дебитов по отдельным скважинам, слабом влиянии нагнетательных скважин, частых прорывах нагнетаемой воды к забоям эксплуатационных скважин.

Одним из основных факторов низкой продуктивности скважин является неравномерный профиль притока нефти из продуктивного пласта, работающая часть которого составляет 20...40 %.

Для обработки солянокислотным раствором избирательного действия (ЗСК) подбирались скважины, в которых наблюдалось резкое снижение дебитов нефти и жидкости, а также рост обводнённости при сохранении постоянного пластового давления. В результате обработке были подвергнуты 5 добывающих скважин месторождения, характеризующихся по данным исследований низкими значениями коллекторских свойств ПЗП, по сравнению с удалённой частью (положительный скин-фактор) и слабой реакцией на повторные СКО.

Анализ работы добывающих скважин, обработанных композицией ЗСК, показал, что после обработки ПЗП наблюдается прирост дебита нефти в среднем на 3 т/сут, при одновременном снижении обводнённости в среднем на 12 %. В целом, за счёт обработок 5 добывающих скважин дополнительно добыто 2,4 тыс. тонн нефти. Средняя удельная технологическая ■эффективность составила 490 тонн нефти/скв-обр.

Таким образом, на основании полученных результатов можно утверждать, что в условиях нефтенасыщенных карбонатных коллекторов применение данной технологии способствует увеличению продуктивности добывающих скважин, что объясняется замедляющим и отклоняющим действиями полигликолей в композиции с соляной кислотой, лабораторно подтверждёнными ранее.

Для тестирования предложенной технологии в условиях доминирующей газовой фазы в 2004-2005 гг. были проведены обработки 12 газодобывающих скважин Астраханского газоконденсатного месторождения.

Газоконденсатная залежь АГКМ приурочена к карбонатным пластам башкирского яруса (С?). Коллекторские свойства башкирского резервуара определяются наличием емкостей порового, кавернового и трещинного типов. В целом преобладают низкопористые коллекторы со сложной структурой пустотного пространства: открытая пористость известняков варьируется в пределах 3...18 %, фильтрационные свойства низкие (1...8х10"3 мкм2), остаточная водонасыщенность - 12... 25 %, пористость доломитов достигает 28 %.

Пустотное пространство коллекторов месторождения представлено порами, трещинами и кавернами. Среди основных литогенетических типов основное развитие получили биоморфные, органогенно-детритовые поликомпонентные, органогенно-обломочные и биохемогенные известняки.

Работы по интенсификации притока газа в процессе эксплуатации скважин АГКМ проводятся с 1986 года. На сегодняшний день проведено более двух тысяч обработок продуктивного пласта с применением различных технологий.

Оценка эффективности предложенной технологии по 12 обработанным скважинам проводилась путем сравнения результатов газогидродинамических исследований до и после проведения обработок. Для сравнения принят оптимальный коэффициент продуктивности, который определяется как отношение оптимального дебита пластовой смеси к критической депрессии (критическая депрессия соответствует максимальному коэффициенту продуктивности). В результате исследований, проведённых по данной методике, во всех скважинах был отмечен прирост добычи газа. Прирост составил 30... 119 тыс. м3/сут при среднем приросте дебита 74 тыс. м3/сут и средней кратности прироста 1,4. Объем дополнительной добычи газа составил 74 млн м3.

На основе комплексных исследований и опытно-промышленных испытаний были определены оптимальные геолого-физические условия для эффективного использования представленной технологии воздействия и разработана временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин солянокислотным раствором избирательного действия на основе полигликолей (ЗСК).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе проведенного системного анализа разработана подробная классификация методов СКО карбонатных коллекторов с использованием отклонителей и замедлителей, определены границы их эффективного применения, оценены геолого-технологические ограничения использования каждого метода.

2. В результате лабораторного исследования кинетики растворения карбонатных коллекторов раствором соляной кислоты с замедлителями разработан солянокислотный раствор избирательного действия на основе 20...22-ной% соляной кислоты, полигликолей и алюмохлорида, ускоряющий растворение породы в нефтенасыщенной части пласта и одновременно снижающий скорость растворения промытой (водонасыщенной) ее части при проведении СКО.

3. Установлено, что эффективность потокоотклоняющего действия полигликолей зависит от проницаемости пористой среды: в порах диаметрами до 2 мкм они инициируют формирование твердообразной структуры с пределом прочности, соизмеримым с уровнем градиентов давления в призабойной зоне и обеспечивающим кольматацию пор данного масштаба. В более крупных поровых каналах структурирование пластовых флюидов приводит к снижению эффективного сечения капилляров. Эффективная концентрация реагентов определяется размерами поровых каналов: в порах диаметрами до 1 мкм - 1.. .3 %, 2 мкм - 3.. .6 %, 5 мкм - более 6 %.

4. Проведенным математическим моделированием процесса СКО с замедлителями и отклонителями определен диапазон значений числа Дамкеллера (0,1... 1,0), соответствующий наиболее эффективному воздействию на призабойную зону скважины, а также показано, что объем оторочки солянокислотного раствора рекомендуется выбирать при значении производной прироста кратности дебита по объему оторочки, равной 0,001 м"3.

5. На основе анализа опытно-промышленных работ по испытанию технологий интенсификации добычи нефти и газа на месторождениях Урало-Поволжья и Прикаспия показано, что использование предложенного

солянокислотного состава избирательного действия позволяет получить дополнительно 410 т нефти, 2,1 тыс. т конденсата и 5,87 млн м3 газа на 1 скважино-обработку.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1 Хузин P.P., Андреев A.B. Обоснование методов воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти на примере Дачного нефтяного месторождения // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири. Матер, научн.-практ. конф. - Тюмень, 2004. - С. 63-65.

2 Фёдоров K.M., Хузин P.P., Андреев A.B. Математическое моделирование процесса интенсификации добычи нефти солянокислотным раствором избирательного действия // Ашировские чтения. Матер. И междунар. научн.-практ. конф. - Самара, 2004. - С. 22.

3 Андреев A.B. Совершенствование технологии солянокислотного воздействия на пласт на Дачном месторождении // Севергеоэкотех-2004. -Матер. Междунар. молодёжи, научн. конф. - Ухта: Изд-во УхГТУ, 2004. -С. 253-255.

4 Андреев A.B., Блинов С.А. Изучение кинетики взаимодействия композиции соляной кислоты и ЗСК с карбонатной породой методом математического планирования экспериментов // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири. Матер. XXIII научн.-практ. конф. молодых учёных и специалистов. - Тюмень: Изд-во «ТюменНИИгипрогаз», 2004. - С. 68-69.

5 Абызбаев И.И., Малишевская JI.B., Галимов А.К., Андреев A.B. Прогнозирование процесса заводнения трещиновато-пористых коллекторов растворами химреагентов // Электронный НТЖ «Исследовано в России», 217, 2293-2299. - 2004. - http://zhurnal.ape.relarn.ru/articles/2004/217.pdf.

6 Андреев В.Е., Селимов Ф.А., Кондрашов О.Ф., Абызбаев И.И., Едрёнкина J1.B., Андреев A.B., Хузин P.P., Шайгадамов Р.Ш. Исследование влияния полигликолей на структурно-механические свойства нефти в узких зазорах // НТЖ «Башкирский химический журнал». - 2005. - Т. XXII. - Вып. 2. -С. 75-81.

7 Котенёв Ю.А., Баширов P.A., Варламов Д.И., Андреев A.B. Перспективы доразработки истощённых нефтяных месторождений

рифогенного типа // Урапэкология. Природные ресурсы-2005. Матер. Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа-Москва, 2005. - С. 130.

8 Чижов А.П., Андреев В.Е., Котенёв Ю.А., Андреев A.B., Филиппов А.Г., Андреев А.Е. Применение кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи газа на Астраханском газоконденсатном месторождении // Реактив-2006. Матер. XIX Междунар. научн.-техн. конф. -Уфа, 2006. - С. 173-174.

9 Андреев A.B. Эффективность технологий интенсификации добычи нефти и газа с использованием кислотных растворов избирательного действия // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. - Уфа, 2007. -

10 Пат. 2305696 РФ, МПК С 09 К 8/72. Состав для обработки карбонатных пластов / Ф.А.Селимов, В.Е. Андреев, И.И. Абызбаев, Ю.А. Котенёв, Н.Ш. Хайрединов, O.E. Нечаева, E.H. Рылов, И.Г. Поляков, C.B. Булдаков, A.B. Андреев, И.Б. Боровиков (РФ). - 2005129394/03; Заявлено 06.09.2005; опубл. 10.09.2007. Бюл. Открытия. Изобретения. -2007. -№ 25.

11 Филиппов А.Г., Андреев A.B., Абдуль Карим. Технологии интенсификации добычи на Астраханском газоконденсатном месторождении (обзор) // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Матер, научн.-практ. конф. - Уфа: Монография, 2008. - Вып. 5. - С. 30-34.

12 Фёдоров K.M., Шевелёв А.П., Кремлёва Т.А., Пеева A.A., Андреев A.B., Куангалиев З.А. Оптимизация составов и технологий кислотного воздействия на карбонатные пласты месторождения Алибекмола // Альтернативные источники химического сырья и топлива. Матер. 1 Всеросс. научн.-техн. конф. - Уфа: Изд-во «Реактив», 2008. - С. 65.

13 Котенев Ю.А., Чижов А.П., Федоров K.M., Андреев A.B., Хузин P.P. Совершенствование солянокислотного воздействия на карбонатные коллекторы и прогнозирование его результатов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2009. -Вып. 2 (76). -С. 5-9.

С. 56-59.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 16.10.2009 г. Бумага писчая. Заказ № 639. Тираж 100 экз. Ротапрннт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа. пр. Октября. 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Андреев, Антон Вадимович

СОДЕРЖАНИЕ.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ И ПАТЕНТНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ТЕХНОЛОГИЯМ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК СКВАЖИН.

1.1 Химические основы соляно-кислотных обработок карбонатных коллекторов.

1.2 Факторы, снижающие эффективность СКО карбонатных коллекторов.

1.3 Формирование системы промоин как процесс, определяющий эффективность СКО в карбонатных коллекторах.

1.4 Определение комплексного параметра, определяющего эффективность СКО в карбонатных коллекторах.

1.5 Обзор методов, направленных на повышение эффективности традиционных СКО в карбонатных коллекторах.

1.5.1 Повышение эффективности СКО путём максимально возможного темпа подачи рабочего агента к ПЗП.

1.5.2 Повышение эффективности СКО с использованием химических реагентов различного состава, направленных на замедление и отклонение фронта.

Выводы.

2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НОВЫХ КОМПОЗИЦИОННЫХ СОСТАВОВ.

2.1 Исследование кинетической характеристики процесса растворения карбонатной породы кислотными растворами.

2.2 Физико-химические аспекты взаимодействия полигликолей с пластовой системой.

2.3 Исследование свойств композиций на основе полигликолей и определение границ их эффективного применения.

Выводы.

3 ДИЗАЙН КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАМЕДЛИТЕЛЕЙ.

3.1 Анализ основных показателей процесса взаимодействия реагента с породой.

3.1.1 Использование замедлителей реакции соляной кислоты.

3.1.2 Исследование состава образцов карбонатной породы.

3.1.3 Экспериментальное определение факторов, влияющих на скорость реакции породы с соляной кислотой.

3.1.4 Влияние замедлителя ЗСК на скорость реакции образцов с 12%-ной соляной кислотой.

3.2 Моделирование процесса солянокислотных обработок.

3.2.1 Построение математической модели.

3.2.2 Анализ возможностей по улучшению технологии СКО в нагнетательных скважинах.

3.2.3 Анализ возможностей по улучшению технологии СКО в добывающих скважинах.

3.2.4 Оценка эффекта от предлагаемого комплекса мероприятий.

Выводы.

4 ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

4.1 Анализ эффективности опытно-промышленных работ по стимуляции работы скважин на Дачном нефтяном месторождении.

4.1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика Дачного нефтяного месторождения.

4.1.2 Результаты опытно-промышленных работ по испытанию кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов Дачного месторождения.

4.2 Анализ эффективности опытно-промышленных работ по стимуляции работы газовых скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ).

4.2.1 Краткая геолого-промысловая характеристика АГКМ.

4.2.2 Основные виды выполняемых работ по интенсификации добычи газа на скважинах АГКМ и их эффективность.

4.2.3 Результаты внедрения кислотных растворов избирательного действия на скважинах АГКМ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологий кислотных обработок скважин в сложнопостроенных карбонатных коллекторах"

По данным исследований информационного агентства энергетики США от 7 апреля 2009 года [1], последний раз нефть занимала первое место среди источников энергии в 1973 году, что соответствовало 47% от общего объёма энергоресурсов. К 2005 году доля нефти в этом объёме значительно снизилась и составила 34%, в то время как объёмы потребление энергии в целом за последние 32 года увеличились в 2 раза. В то же время, доля угля в объёме мировых энергоресурсов, относительно постоянна и составляет примерно 25%, тогда как доля альтернативных источников энергии (водород, гидроэнергетические и геотермальные источники) за последние три десятка лет выросла в 2 раза (14%). Природный газ и сжиженный природный газ (СПГ) укрепили своё положение, разделив второе место с углём - их доля на рынке выросла с 20 до 25%.

Несмотря на то, что на рынке энергоресурсов наметилась тенденция на снижение доли нефти, этот жидкий углеводород остаётся высоко востребованным на рынке нефтепродуктов. Природный газ же и его различные производные, в обозримом будущем, примет пальму первенства. Необходимо также отметить, что ископаемые углеводороды (нефть и газ) на сегодняшний день занимают доминирующую позицию на рынке энергоресурсов (60%).

Более 60% извлекаемых запасов нефти и 40% запасов природного газа сосредоточены в залежах, приуроченных к карбонатным коллекторам. В Ближневосточном регионе, обладающем 62% и 40% доказанных мировых запасов нефти и газа соответственно, 70% нефти и 90% газа находится в карбонатных коллекторах [2]. В Республике Башкортостан и на юге Пермского края 600 объектов находится в разработке, из них более 50% относится к карбонатным коллекторам палеозоя [3].

Разработка месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, характеризуется низкими темпами отбора, невысокими значениями коэффициента извлечения нефти (КИН). Средний по отрасли КИН равен 35%, в то время как в карбонатных коллекторах этот параметр примерно на 10 пунктов ниже. Большая доля карбонатных коллекторов в объёме запасов нефти и газа и их относительно низкая выработка, делает эту группу коллекторов особенно перспективной с точки зрения применения новых технологий интенсификации добычи.

Существует большое количество методов воздействия на призабойную зону скважин в карбонатных коллекторах. Наибольшее распространение на промыслах получили солянокислотные (НС1) технологии и их модификации. Последние играют огромную роль в интенсификации добычи нефти. Объемы их использования настолько велики, что по суммарному эффекту дополнительно добытой нефти из залежи их приравнивают к методам повышения нефтеотдачи пластов

Эффективность солянокислотных обработок (СКО) зависит в первую очередь от глубины проникновения кислоты в пласт и от полноты растворения в кислотном растворе коллектора. В процессе обработки призабойной зоны пласта чистой соляной кислотой максимальное ее воздействие на породу происходит в прискважииной зоне. В удаленной же зоне пласта реакция кислоты с породой идет менее интенсивно ввиду потери части ее активности. В результате этого прискважинная зона будет обрабатываться более интенсивно с формированием максимального числа каналов растворения (в тех. литературе - «промоины, червоточины») в ущерб интенсивности формирования последних в удаленной зоне пласта. Поэтому эффективность СКО быстро снижается с ростом повторных обработок, проведённых на одной скважине. Отсюда очевидна необходимость торможения химического взаимодействия между кислотой и породой.

Для этого на практике широко применяются так называемые «замедлители» и «отклонители» соляной кислоты. Актуальность разработки таких технологий особенно возрастает в сложнопостроенных карбонатных коллекторах.

Цель работы - повышение продуктивности скважин в сложнопостроенных карбонатных коллекторах нефти применением композиций на базе кислот и полигликолей.

Основные задачи исследований:

1. На основе анализа научно-технической и патентной литературы выявить основные тенденции повышения эффективности СКО с использованием химических реагентов различного состава, замедляющих и отклоняющих фронт реакции.

2. Провести экспериментальное исследование новых композиционных составов, повышающих эффективность кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах.

3. Разработать методы дизайна кислотных обработок скважин с использованием замедлителей и отклонителей.

4. Создать технологии интенсификации добычи нефти и газа на основе новых композиционных составов для условий сложнопостроенных карбонатных коллекторов.

5. Выполнить геолого-промысловый анализ ОПР по испытанию разработанной технологии в различных геолого-физических условиях.

Методы исследования

Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием современных физико-химического и математического моделирования, а также геолого-промыслового анализа и данных гидродинамических исследований скважин.

Научная новизна выполненной работы

1. Обобщены и систематизированы с учетом современных представлений данные о технологиях и композиционных составах для кислотной обработки призабойных зон скважин в карбонатных коллекторах.

2. Выявлен механизм действия замедляющих добавок на основе полигликолей и экспериментально обоснованы новые композиционные составы для СКО.

3. На основе математического моделирования и лабораторных исследований установлено влияние основных технологических параметров процесса (концентрация кислоты и замедлителя, объем и скорость закачки рабочего раствора) на его эффективность.

4. Предложен новый композиционный состав и на его основе технологии СКО для сложнопостроенных карбонатных коллекторов нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносных провинций.

5. В результате выполненного геолого-промыслового анализа данных гидродинамических исследований скважин оценена эффективность предложенных методов воздействия на призабойную зону скважин.

Основные защищаемые положения

1. Результаты исследования влияния полиглиноколей на микрореологические (в масштабе пор) свойства нефти.

2. Методы дизайна кислотных обработок скважин с использованием замедлителей и отклонителей.

3. Технология интенсификации добычи нефти и газа на основе нового композиционного состава для условий сложнопостроенных карбонатных коллекторов.

Практическая ценность результатов работы

Результаты теоретических и лабораторных исследований, разработанные методические подходы, математические модели, новые составы и технологии прошли апробацию на Ново-Елховском, Дачном и Астраханском газоконденсатном месторождениях. Внедрение разработанного комплекса рекомендаций и технологий позволило получить дополнительно в среднем 410 т.нефти, 2,1 тыс.т. конденсата, и 5,87 млн.мЗ газа на одну скважину- операцию.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: П-ой Международной Научно-Практической Конференции «Ашировские чтения», Самара-2004; Международной Молодёжной Научной Конференции «Севергеоэкотех-2004», Ухта-2004; ХХШ-ей Научно-Практической Конференции молодых учёных и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», Тюмень - 2004; Всероссийской научно-практической конференции «Уралэкология. Природные ресурсы - 2005», Москва-2005; Х1Х-0Й Международной научно-технической конференции «Реактив-2006», Уфа-2006, I Всероссийской научно-технической конференции «Альтернативные источники химического сырья и топлива», Уфа-2008.

Публикации результатов и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 13 научных работах, в т.ч. 2 - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 48 наименований. Работа изложена на 127 страницах, содержит 6 таблиц, 32 рисунка.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Андреев, Антон Вадимович

Основные результаты диссертационной работы

1. На основе проведенного системного анализа разработана подробная классификация методов СКО карбонатных коллекторов с использованием отклонителей и замедлителей, определены границы их эффективного применения, оценены геолого-технологические ограничения использования каждого метода.

2. В результате лабораторного исследования кинетики растворения карбонатных коллекторов раствором соляной кислоты с замедлителями разработан солянокислотный раствор избирательного действия на основе 2022% соляной кислоты, полигликолей и алюмохлорида, ускоряющий растворение породы в нефтенасыщенной части пласта и одновременно снижающий скорость растворения промытой (водонасыщенной) ее части при проведении СКО.

3. Установлено, что эффективность потокоотклоняющего действия полигликолей зависит от проницаемости пористой среды: в порах диаметром до 2 мкм они инициируют формирование твердообразной структуры с пределом прочности, соизмеримым с уровнем градиентов давления в призабойной зоне и обеспечивающим кольматацию пор данного масштаба. В более крупных поровых каналах структурирование пластовых флюидов приводит к снижению эффективного сечения капилляров. Эффективная концентрация реагентов определяется размерами поровых каналов: в порах диаметром до 1 мкм - 1-3 %, 2 мкм - 3-6 %, 5 мкм - более 6%.

4. Проведенным математическим моделированием процесса СКО с замедлителями и отклонителями определен диапазон значений числа Дамкеллера (0,1-1,0), соответствующий наиболее эффективному воздействию на призабойную зону скважины, а также показано, что объем оторочки солянокислотного раствора рекомендуется выбирать при значении производной прироста кратности дебита по объему оторочки равной 0,001м"3.

5. На основе анализа опытно-промышленных работ по испытанию технологий интенсификации добычи нефти и газа на месторождениях Урало-Поволжья и Прикаспия показано, что предложенный солянокислотный состав избирательного действия позволяет получить дополнительно 410т нефти, 2,1 тыс.т конденсата и 5,87 млн.м газа на 1 скважино-обработку.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Андреев, Антон Вадимович, Уфа

1. US DOE Energy Information Agency Report, «World Primary Energy by Source, 1970-2005»2. "Schlumberger Market Analysis", Schlumberger, 2007 (www.slb.com)

2. Варламов Д.И. Оперативное регулирование разработки залежей нефти методами нейросетевого моделирования: Автореферат диссертации на соискание учёной степени канд. техн. наук. Уфа, 2008. 24 с.

3. Гафаров А.Ш. Повышением продуктивности добывающих скважин с применением кислотообразующей гидрофобной эмульсии: Автореферат диссертации на соискание учёной степени канд. техн. наук. Уфа, 2009. 25 с.

4. Андреев, A.B. Совершенствование технологии солянокислотного воздействия на пласт на Дачном месторождении / A.B. Андреев // Матер. Международной молодёжной научной конференции «Севергеоэкотех-2004»:-Ухта: Изд-во УхГТУ, 2004. С.253-255.

5. Stimulation Field Guidelines, Part I: Matrix Treatments, Shell Exploration & Production, 2003-5188 ECCN Number: EAR99, July 2003

6. Frank F. Chang, Xiangdong Qiu, Hisham A. Nasr-El-Din.: "Chemical Diversion Techniques Used for Carbonate Matrix Acidizing: An Overview and Case Histories", SPE 106444, 2007

7. Mirza A., Turton S.: "Selective Stimulation of Varying Characteristic Carbonate Reservoir Using Acid Activated Gel Diverter", SPE 29824, presented at the 1995 SPE Middle East Oil Show held in Bahrain, 11-14 March

8. Larry E., Dwyann D., Reddy B.R.: "Development of Associative Polymer Technology for Acid Diversion in Sandstone and Carbonate Lithology", SPE 89413 presented at the 2004 SPE/DOE 14th Symposium on IOR in Tulsa, Oklahoma, 17-2 April

9. Glasbergen G., Todd В., Van Domelen M., Glover M.: "Design and Field Testing of a Truly Novel Diverting Agent", SPE 102606, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, 24-27 September

10. Мандель, А.Я. Совершенствование профилактики осложнений при бурении скважин на шельфе: Автореферат диссертации на соискание учёной степени канд. техн. наук. Уфа, 2002. - 24 с.

11. Кондрашев, О.Ф. Модификация структурно-механических свойств полимеров в пористой среде / О.Ф. Кондратов, А.У. Шарипов. -Москва: Геоинформак, 2000.- 56 с.

12. Бернардинер, Н.Г. Гидродинамическая теория фильтрации аномальной жидкости / Н.Г. Бернардинер, В.М. Ентов. Москва: Недра, 1975. - 200 с.

13. Липатов, Ю.С. Коллоидная химия полимеров / Ю.С. Липатов. -Киев: «Наукова Думка», 1984.- 340 с.

14. Бартенев, Г.М. Физико-химическая механика дисперсных структур / Г.М. Бартенев, Н.В. Ермилова. Москва: Наука, 1966. - 371 с.

15. Андресон, Б.А. Буровые растворы на полигликолевой основе для бурения и заканчивания скважин / Б.А. Андерсон, P.M. Гилязов. Уфа: Изд-воУГНТУ, 2001.-88 с.

16. Клименко, H.А. Адсорбция неионогенных ПАВ из водных растворов на пористых метакрилатных адсорбентах / Н.А. Клименко, И.И. Гридил // НТЖ «Коллоидный Журнал». 1991. - Т.53, вып. 4. - С. 748-752.

17. Плетнев, М.Ю. О природе взаимодействия в растворе смесей неионогенных и анионных ПАВ / М.Ю. Плетнёв // НТЖ «Коллоидный Журнал». 1987. -T.XLIX, вып. 1. - С. 4-187.

18. Урьев, Н.Б. Высококонцентрированные дисперсные системы / Н.Б. Урьев. Москва: Химия, 1980. - 320 с.

19. Уилкинсон, У.Л. Неньютоновские жидкости / У.Л. Уилкинсон. -Москва: Изд-во «Мир», 1964. 215 с.

20. Девликамов, В.В. Аномальные нефти. В.В. Девликамов, З.А. Хабибуллин, М.М. Кабиров. Москва: Недра, 1975. - 168 с.

21. НИИ Нефтеотдача. Состав реагента ЗСК. Патент РФ 2184224.

22. Guzeev, V.V. Application of a Simulation Technique for Prediction and Optimization of Gel Treatments. Progress in Mining and Oilfield Chemistry / V.V. Guzeev, O.N.Pichugin, N.I.Myasnikova. v.5, 2004, p.233-240

23. Алтунина, JI.K. Нефтеорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 1995. - №4. - с. 10.

24. НИИ Нефтеотдача. Состав реагента КАРФАС. Патент РФ 2143551.

25. Баренблатт, Г.И. Движение жидкостей и газов в природных пластах / Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик. Москва: Недра, 1978. -282 с.

26. Федоров, K.M. Математическое моделирование процесса обработки нагнетательных скважин гелеобразующим составом «ГАЛКА» / К.М.Фёдоров // Конференция «Модели технического обслуживания и ремонта нефтепромысловых систем»: тр. Тюмень, 2000. - С. 188-195.

27. Бернардинер, Н.Г. Гидродинамическая теория фильтрации аномальной жидкости / Н.Г. Бернардинер, В.М. Ентов. Москва: Недра, 1975. - 200 с.

28. Федоров, K.M. Аналитические исследования процесса гелеобразования в призабойной зоне скважин / K.M. Фёдоров // Известия РАН, сер. МЖГ, №4, 1997, С. 89-96.

29. Отчет компании «Шлюмберже». КОА Review. Astana, Kazakhstan, December 2006.

30. Ибрагимов, Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов. Москва: Недра, 1983. - 312 с.

31. Шпуров, И.В. Методика построения петрофизических моделей для юрских отложений на примере Хохряковского месторождения / И.В. Шпуров, A.C. Тимчук, В.В. Хабаров // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2007 -Т1-С. 29-33.

32. Андреев, В.Е. Математическое моделирование процесса подземного выщелачивания карбонатных пород / В.Е. Андреев, В.В. Баширов, Н.Ш. Хайретдинов // Материалы симпозиума «Бурение геотехнологических скважин», Москва: ГИГХС, 1984. С. 42-47.