Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности геологического строения и состояние разработки Астраханского газоконденсатного месторождении 10
1.1. Общие сведения по месторождению 10
1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения 13
1.2.1 Стратиграфия и литофациальная характеристика разреза 13
1.2.2 Тектоника 15
1.2.3 Литологические экраны в башкирском резервуаре АГКМ 17
1.2.4 Газонефтеносность разреза 13
1.2.5. Типы коллекторов АГКМ 20
1.2.6. Основные параметры продуктивной толщи 22
1.2.7 Характеристика положения газоводяных контактов и переходных зон 26
1.2.8 Характеристика водонапорного бассейна 27
1.2.9. Состав сырья Астраханского ГКМ 30
1.3. Анализ разработки АГКМ 31
1.3.1, Концепции разработки АГКМ. Возможные объёмы добычи 31
1,3.2 Текущие пластовые давлениям дренируемые запасы газа 37
1.3.3. Распределение проницаемости и начальных перепадов давления по площади АГКМ 39
1.3.4. Характеристика эксплуатационных скважин АГКМ А-0
1.3.5. Подземное оборудование 44
1.3.6 Требования к трубным изделиям, работающим в среде H2S 4#
1.3.7 Технологический режим эксплуатации скважин 40
1.3.8 Система сбора и промысловая подготовка пластовой смеси ЪО
2. Анализ эффективности технологий интенсификации ритока газа на скважинах АГКМ 56
2.1 Основные результаты выполненных работ поинтенсификации притока газа на АГКМ 56
2.2 Выбор объекта и технологии обработки 5&
2.3 Этапы проектирования работ по интенсификации притока 60
2.4 Оборудование, применяемое при обработках пласта 62
2.4.1 Насосное оборудование 63
2.4.2 Емкости 64
2.4.3 Смесительные устройства 64
2.4.4 Нагнетательный манифольд, защита ФА и труб от высокого давления 65
2.4.5 Контрольно-измерительная и регистрирующая аппаратура 65
2.5. Материалы, применяемые при обработках пласта 66
2.6. Защита труб и подземного оборудования от коррозии 66
2.7 Оценка эффективности обработки 10
2.8. Геолого-статистический анализ эффективности технологий интенсификации добычи газа 71
2,8,1 . Краткая характеристика и назначение метода главных компонент 71
2.8-2- Результаты применения метода главных компонент для группирования объектов воздействия 75
2.8.3, Характеристика и особенности групп скважин SO
2.8.4. Построение геолого-статистических моделей эффективности СКО для выделенных групп S1
3. Исследование эффективности реагентов, применяемых при интенсификации добычи газа, выбор новых эффективных реаіенюв — замедлителей реакции кислоты с карбонатной породой S7
3. 1 Исследование взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой 97
3.2. Исследования в динамических условиях 92
4. Анализ эффективности опытно-промышленных работ по применению кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи газа 103
4.1. Методы исследований скважин при стационарных режимах фильтрации 103
41.1 Изохронный метод 106
4.1.2. Экспресс-метод исследования скважин 109
4.1.3- Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов 112
4.2. Модифицированный метод установившихся отборов 115
4.2.1. Основные положения 115
4-2-2. Обоснование времени стабилизации 116
4.3. Технология газодинамических исследований скважин на АГКМ 119
4.4. Результаты опытно-промышленных работ по испытанию кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи газа 123
Заключение 142
Библиографический список
- Общие сведения по месторождению
- Основные параметры продуктивной толщи
- Этапы проектирования работ по интенсификации притока
- . Краткая характеристика и назначение метода главных компонент
Введение к работе
Актуальность темы исследований. Одной из актуальных проблем газовой отрасли является повышение эффективности эксплуатации скважин. Специфические горно-геологические условия залегания продуктивных пластов отдельных месторождений накладывают значительный отпечаток на технологические особенности эксплуатации скважин. Так, для Астраханского газоконденсатного месторождения: (АГКМ) характерны: большая глубина и аномальные термобарические условия залегания неоднородных трещиино-поровых карбонатных коллекторов подсолевых отложений башкирского возраста, с одной стороны, а с другой — наличие в продукции скважин значительного количества таких неуглеводородных компонентов, как диоксид углерода и сероводород (кислых газов).
В этих условиях применение традиционных технологий
интенсификации добычи газа не всегда оправдано, т,к.3 во-первых, это может
вызвать необратимые изменения в продуктивном коллекторе, приводящим к
невосполнимым потерям углеводородного сырья, а,
во-вторых, серьезные отрицательные воздействия на окружающую среду экосистемы Прикаспийской низменности.
В этой связи повышение эффективности технологий интенсификации добычи природного сероводородсодержащего газа из крупных месторождений, приуроченных к карбонатным отложениям Прикаспия, является весьма актуальным.
Цель работы. Повышение эффективности технологий
интенсификации добычи газа с применением кислотных растворов избирательного действия в геолого-технологических условиях эксплуатации скважин АГКМ.
Основные задачи исследований
Общие сведения по месторождению
Крупнейшее в Европейской части России Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) расположено в юго-западной прибортовой зоне Прикаспийской впадины и приурочено к Астраханскому сводовому поднятию [1]. В административном плане АГКМ находится в пределах Наримановского, Красноярского, Харабалинского и Енотаевского районов Астраханской области, юго-восточное его окончание уходит на территорию Казахстана (рисунок 1.1).
Месторождение находится в 70 км севернее областного центра г. Астрахани и простирается на 40 км с севера на юг и почти на 110 км с запада на. восток. Важнейшими транспортными коммуникациями являются: железная дорога Астрахань - Саратов, Астрахань - Атырау, Астрахань — Махачкала; автодороги с твердым покрытием Астрахань -Волгоград (на правом), Астрахань - Аксарайский - Волгоград (на левом) берегах Волги. Астраханский грузовой порт на реке Волга и порт «Бузан», оборудованные несколькими причалами и оснащенные специапьными портальными кранами, являются основными базами морского и речного транспорта.
В 300 км к северо-востоку от месторождения проходит магистральный газопровод «Средняя Азия - Центр». Астрахань соединена газопроводами с разрабатываемыми Бугринским месторождением и через Нєфтекумск с группой Ставропольских месторождений. В 15 км к северуСхадла тектонического районирования АГКМ По геоморфологическому строению территория характеризуется как песчаная равнина с волнисто-бугристой поверхностью, большим количеством межгрядовых понижений и котловинами соленых озер. На большей части левобережья наблюдаются барханные пески.
Гидрогеологическая сеть, образованная нижним течением рек Волга и Ахтуба, осложнена многочисленными протоками и формирует обширную Волго-Ахтубинскую пойму шириной до 25 км. Речная система Волги делит месторождение на право - и левобережную части. В левобережной части сосредоточены основные запасы сырья лицензионный участок ООО «Астраханьгазпром» Астраханский свод, контролирующий месторождение, впервые выявлен в 1950 - 54 тт. гравиметрическими работами и подтвержден Л сейсморазведкой в 1961 г. Начиная с 1967 г. начато планомерное изучение структуры Астраханского палеозойского поднятия комплексом методов: сейсморазведкой, электроразведкой, а также геохимическими исследованиями, термометрией, параметрическим бурением и другими методами. Первые проявления газа по газокаротажу из подсолевых артинских известняков и аргиллитов на глубине 4245 м были отмечены еще 1970 г. В скв, 1-Степновской (на востоке Калмыкии)- В 1971 г, из аналогичных пород в скв. 1 - Пионерской при испытании в колонне интервала 3892 -3977 м было получено около 200 литров нефти- В 1973 г. в скв. 3 -Заволжской при опробовании известняков среднего карбона с глубины 4260 - 4304 м приток газа составил 15 - 20 тыс. м3/сут, В 1975 г. в скв. 1 -Аксарайской при забое 3985 м в известняках среднего карбона произошел г „ „ , аварийный выорос газа. В мае 1976 г. в сквЛ - Воложковской при опробовании подсолевых отложений в интервале 3904 - 4100 м испытателем пластов на бурильных трубах впервые был получен промышленный приток газа, дебит составил 278 тыс. м /сут. В августе 1976г. в скв. 5 - Ширяевской при испытании нижнебашкирских известняков в эксплуатационной колонне в интервале 4070 - 4100 м получен газ с конденсатом; дебит газа составил 370 тыс. м /сут. В июне 1977 г. в скв. 1 - Воложковской в интервале 4060 - 4085 м впервые на месторождении получены данные, характеризующие выход стабильного конденсата. С 1973 г. сейсморазведка проводится методом ОГТ (основной метод подготовки площадей к бурению разведочных скважин). Все разведочные скважины, вскрывшее продуктивную толщу, размещены по редкой сети (10 км между скважинами) на локальных структурных осложнениях и дали промышленные притоки газа и конденсата. В 1988 г- Мингео и Мингазпром СССР разработали совместную "Комплексную программу целевого изучения АГКМ", предусматривающую геофизические, тематические и научно-исследовательские работы. В соответствии с программой, НПО "Нефтегсофизика" выполнила комплексные исследования, включающие МОС, электроразведку, высокоточную графику на участке эксплуатационного бурения (Аксарайская и Южная мульды).
Основные параметры продуктивной толщи
Карбонатный резервуар залежи АГКМ имеет неоднородное внутреннее строение. Для него характерно сложное соотношение литолого-фациальных особенностей, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), добывных возможностей и многих параметров пластов коллекторов по площади и разрезу. Полезная емкость пород связана как с первичным, так и с вторичным (30 — 50 %) пустотным пространством за счет проявления процессов перекристаллизации, растворения и трещи нообразования. Основу ее составляют поры. В целом породы характеризуются развитием низкопоровых коллекторов, обусловливающих низкую проницаемость матрицы. Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность
Основные фильтрационно-емкостные свойства коллекторов: пористость, проницаемость и начальная газонасыщенность — изучались в процессе разведки и эксплуатационного бурения на участке ОПЭ месторождения. Освещенность керном эффективных толщин на дату утверждения запасов в ГКЗ по всем скважинам составляла 31,5 % и являлась достаточной только для установления1 корреляционных связей «керн-ГИС», «керн-керн». Сопоставление данных определения пористости по керну и по ГИС показало высокую сходимость в измерениях. Граничные значения пористости, утвержденные в ГКЗ, составляют 6%. Среднее значение пористости по скважинам рассчитывалось как средневзвешенное по эффективной толщине. Среднее значение пористости, принятое при подсчете запасов, составляет 9,9 % (от 6,7 до 12,4%).
Коэффициент проницаемости изучался различными методами; в петрофизической лаборатории по керну, по результатам обработки кривых восстановления давления (КВД) скважин и в процессе газодинамических исследований скважин до и после интенсификации, в основном солянокислотных обработок (СКО) пластов. По результатам этих исследований сделан вывод об относительно низких фильтрационных свойствах продуктивного разреза. Коэффициент абсолютной газопроницаемости по керну равен 0,05-1,040" м , по результатам обработки КВД, проведенных ВолгоградНИПИнефть, 0,2- 8,5-1045 м . Среднее значение коэффициента газопроницаемости принято при. проектировании ІД х 10"1 м2.
Коэффициент газонасыщенности коллекторов с учетом трехфазного насыщения пустотного пространства рассчитывался исходя из уравнения баланса флюидов, насыщающих поровый объем Таблица 1.1 — Статистические характеристики параметров пласта (горизонта)
Мегод исследования Наименование характеристик Параметр пласта проницаемость, 10"пм открытаяпористость,% начальная . газонасы-ШЄІШОСТЬ, % остаточная вод он асы [ценность, % остаточная не фтенасы [ценность, абсолютная пластовая Лабораторные исследования Колич. скважин 21 - 21 16 2 Количество определений 2740 - 3499 2133 270 2022
Ср. значение 0,41 9,24 89,9 9,8 3,0 Коэф. вариации, % 6,9 - 17,3 3,1 - Интервал изменения 0,05 - 0,99 6,7-J 2,4 84-93 9,3-10,2 0.7-10J Геофизические исследования Колич. скважин - 53 50 59 Количество определений - 53 50 59 Ср. значение - 9,97 81 М Интервал изменения - 4,2-11,5 63-89 7,6-36,2 0,5-10,3 Гид ро динамнчес к ие исследования Колич. скважин - 15 - - - Количество определений - 15 - - - Ср. значение - и - - - Коэф. вариации, % - 188 - - - Интервал изменения - 0,2-8,5 - - - Рекомендуемые для проектирования Ср. значение 0,41 "Л 9,9 R0 17 Коэф. вариации, % 66,9 Ш 17 6,7 - 25 Kr = 1-(К + К0І[), (2.1) где Кг - коэффициент газонасыщенности; Км - коэффициент остаточной водонасыщенности; Кпн - коэффициент остаточной нефтенасътщенности. Коэффициент остаточной водонасыщенности определялся различными прямыми и косвенными методами по стандартным методикам. В результате была построена зависимость этого параметра от пористости с учетом поправок на разгазирование при подъеме керна на поверхность. Фактическое среднее значение остаточной водонасыщенности по всей залежи равно 17 %, Коэффициент остаточной нефтенасыщенности имеет низкое значенис-3 %. Он обусловлен наличием конденсата, выпавшего в пустотном пространстве образцов керна при подъеме их на поверхность-Значения коэффициентов пористости, проницаемости и газонасыщениости приведены в таблице 1.1 Толщина продуктивных пород Общие и эффективные газонасыщенные толщины по залежи изменяются в широком диапазоне Общая толщина продуктивного разреза изменяется от 43 м (скв. 25А) в северной части участка ОПЭ до 340 м (скв. 316) в наиболее приподнятой сводовой части месторождения. Газонасыщенные толщины имеют максимальные значения в центральной сводовой части месторождения, составляя в среднем 149 м, в восточной части месторождения они уменьшаются незначительно, а их минимальные значения характерны для приконтурной зоны и зон устойчивого погружения, расположенных в северо-западной, юго- восточной и северо-восточной частях участка ОПЭ- Исключения составляют отдельные зоны устойчивого воздьшания — вершины куполов, в пределах которых зафиксированы максимальные общие толщины, но минимальные эффективные газонасыщенные толщины (скв. 316, 215). Аналогичные зоны прогнозируются и в восточной части месторождения, в межскважинных участках, изученных по редкой сети разведочных скважин. Показатели неоднородности Неоднородность пластов характеризуется коэффициентами изменения доли коллекторов (песчанистости) и расчлененности (количество проницаемых прослоев) для терригенных коллекторов. Для карбонатных пород эти показатели не могут охватить многообразия всех признаков их неоднородности. Однако согласно регламенту эти показатели приводятся ниже (таблица 1.2),
Этапы проектирования работ по интенсификации притока
Проектирование процесса обработки пласта должно осуществляться с учётом индивидуальных особенностей конкретной скважины и включает в себя три основных этапа. Первый этап — анализ информации по геологии, истории проводки и эксплуатации скважины и текущие показатели добычи. На первом этапе необходимо, 1. Оценить местоположение скважины на структурной карте и карте изобар, учесть расположение близлежащих разломов и обводняющихся скважин, 2, Рассмотреть конструкцию скважины, схему компоновки подземного оборудования, интервал залегания продуктивной толщи, интервал и показатели перфорации. 3- Изучить историю скважины и показатели добычи: - отклонения в процессе бурения; - дата ввода скважины в эксплуатацию; - суммарная добыча газа, конденсата и воды; - текущие показатели добычи и результаты исследований на контрольном сепараторе (Руст- Q); - интерпретация (заключение) ГИС по работающим интервалам пласта; Є1 - наличие скин-эффекта по замерам КВД; - - ранее проведённые работы по интенсификации и их результаты. На основании анализа вышеперечисленного материала планируются объёмы и этапы закачки жидкости для воздействия на пласт. Второй этап — анализ технического состояния скважины. Перед проведением процесса обработки пласта необходимо проанализировать техническое состояние скважины, а именно: герметичность подземного оборудования, отсутствие межколонного давления с появлением на устье сероводорода. Кроме того, требуется рассчитать изменение длины и силы натяжения НКТ, которое произойдёт в результате изменения температуры в процессе закачки жидкости. При наличии компенсатора сравнить расчётное изменение длины НКТ со свободным ходом компенсатора, в случае превышения необходимо изменить технологию. Если компенсатор отсутствует, сравнить расчётную силу натяжения НКТ с предельно допустимыми нагрузками на НКТ, при превышении — изменить ТЄХНОЛОГИЮ В случае необходимости проведения работ при негерметичном затрубном пространстве требуется: - убедиться в отсутствии гидравлической связи с межколоиным пространством; - определить герметичность лифта (ПРС); - заполнить затрубное пространство раствором ингибитора коррозии в дизельном топливе с целью увеличения гидростатического давления и предотвращения воздействия агрессивных жидкостей на наружную поверхность НКТ и внутреннюю -эксплуатационной колонны, - после проведения СКО и освоения скважины произвести установку жидкого пакера на основе Дисина. Третий этап — работы по подземному ремонту скважины (ПРС). Работы цеха ПРС перед проведением СКО заключаются в следующем: - извлечь клапан-отсекатель (КО); - отбить забой; - спустить желонку, отобрать пробы; - замерить забойное давление и температуру; - в случае необходимости спрессовать лифт; - в случае использования трисейвера -— установить гидравлический КО. Если трисейвер применяться не будет, установить предохранительную втулку. 2.4 Оборудование, применяемое при обработках пласта Типовая схема обвязки и расположения оборудования при проведении СКО на Астраханском ГКМ приведена на рисунке 2Л Насосная установка для ГРП Т-1200, Эффективная мощность дизеля 1800 л. с. (1323900 Вт) при 1900 об/мин. Максимально развиваемое давление на выходе 105 МПа при максимальном расходе 1,47 м/мин. Предназначен для закачки агрессивных жидкостей. Управляется с дистанционного пульта управления на расстоянии до 40 м от насоса. На пульте управления регистрируется также: - давление закачки; - расход жидкости в минуту; - общий расход закаченной жидкости. Насосный агрегат 4АН-700 состоит из силовой установки 4УС-800, коробки передач, горизонтального трёхплунжерного насоса 4Р-700, манифольда и системы управления. Используется для закачки агрессивных жидкостей в скважину. Эффективная мощность двигателя 720 лх. (529560 Вт) при 1800 об/мин. Максимально допустимое давление на выходе 70 МПа при расходе 0,37 м3 /мин. Передвижная насосная установка ЦА-320А предназначена для нагнетания различных жидкостей при проведении промывочно-продавочных работ на скважинах. Эффективная мощность двигателя 217л. с. (159603,5 Вт) при 1890 об/мин. Наибольшее давление на выходе 32 МПа при подаче 0,21 м3/мин. Агрегат Азинмаш-ЗОА предназначен для транспортирования раствора интибированной соляной кислоты и нагнетания его в пласт. Максимальная мощность двигателя 239 л. с, (175784 Вт) при 2100 об/мин. Максимальное давление 500 МПа. Установка насосная УНТ на шасси автомобиля Татра с насосом и 11 м3 ёмкостью, в которой имеется змеевик для подогрева жидкости с помощью паропередвижной установки ІІПУ. Установка промысловая паровая передвижная ППУЛ-1600/100 предназначена для выработки пара, позволяет эффективно разогревать различное оборудование, коммуникации, материалы. Производительность по пару 1600 кг/ч, температура пара 310 С, давление пара 3,31 МПа.
. Краткая характеристика и назначение метода главных компонент
При изучении влияния различных факторов на исследуемый процесс могут быть случаи, когда основные влияющие факторы сильно коррелированы между собой. При этом трудно установить, какие из факторов влияют наиболее существенно, а также степень этого влияния- В таких случаях для интерпретации результатов наблюдений удобно сделать преобразования исходных данных методом главных компонент. Этот метод применяется также и тогда, когда выбор основных факторов усложняется большим числом рассматриваемых признаков. Пусть каждый объект исследования можно охарактеризовать вектором измеряемых параметров (признаков, показателей) X = (Хь Х2,..., Хт), Если каждый параметр ХІ есть случайная величина, то вектор X будет случайным и его в первом приближении можно определить вектором математического ожидания и ковариационной матрицей. Пусть случайные величины Xj (1=1,..., m) коррелированы, т. е. Ковариационная матрица не является диагональной. Если вектор X имеет нормальное распределение, то можно определить множество невырожденных линейных преобразований, - которые сохраняют нормальность распределения и приводят к новой ковариационной матрице диагонального вида, что соответствует некоррелированным переменным и в случае нормального распределения — независимым переменным. Таким образом, в случае нормального распределения всегда можно определить множество таких осей, что в новой системе координат случайные величины будут независимыми. Эги математические результаты служат основой применения в рамках факторного анализа МГК. Главные компоненты - это новые переменные (оси координат), которые являются линейнымн комбинациями исходных измеряемых параметров, ортонормированны и выбираются из соображения минимизации среднеквадратичной ошибки для представления заданных объектов. Известно, что задача определения новых переменных, удовлетворяющих указанным... условиям, сводится к определению собственных значений и собственных векторов ковариационной матрицы. Если же исходные параметры заданы в разных единицах масштаба, то компонентный анализ проводят с исследованием корреляционной матрицы. Пусть нормированные случайные величины имеют вид УГСХГМІУЬІ, 1-1,2,.,.,111, (2.2) где Mj, Ъ[ - соответственно математическое ожидание и стандартное отклонение случайной величины. Тогда ковариационная матрица для системы исходных случайных величин ХІ. Если главные компоненты обозначить через Z}, то справедливо соотношение ZrY ,rl,2,..„K, (2.3) где Y — матрица, элементы которой есть значения величины Y для 1-го j, объекта наблюдения; arm- компонентный вектор-столбец; 1-І, 2,..., п(п-число объектов наблюдения). Полное описание всех п объектов в новых координатах требует такого же числа новых переменных, т. е. Требуется, чтобы к=т. Однако на практике часто обходятся меньшим числом новых координат, так как при указанном преобразовании дисперсия случайной величины Ъ\ равна собственному значению» соответствующему собственному вектору % отношение собственного значения к сумме всех собственных значений показывает долю среднеквадратичной ошибки, вносимой при исключении соответствующего собственного: - вектора, а значит и соответствующей главной компоненты. При использовании корреляционной матрицы сумма всех собственных значений равна т. Это обстоятельство можно выразить равенством. _т (2.4) где dj - дисперсия случайной величины Ъу Можно показать, что при использовании корреляционной матрицы справедливы соотношения т т 2 =1,1 . (2.5) где Гц - коэффициент корреляции между Yj и Zy Последние равенства широко используют при содержательной интерпретации найденных главных компонент, так как полученные компоненты не коррелируют друг с другом и квадраты коэффициента г показывают доли дисперсии переменной Yi? соответствующие различным главным компонентам. Методом главных компонент можно решить следующие задачи. Первая - отыскание скрытых, но объективно существующих закономерностей, определяемых воздействием внутренних и внешних причин. Вторая - описание изучаемого процесса числом главных компонент, значительно меньшим, чем число первоначально взятых признаков. Главные компоненты адекватно отражают исходную информацию в более компактной форме» Выделенные "главные компоненты содержат в среднем больше информации, чем любой непосредственно замеряемый признак. Третья — выявление и изучение стохастической связи признаков с главными компонентами. Выявление признаков, наиболее тесно связанных с данной компонентой, позволяет выработать и принять научно обоснованное управляющее воздействие, способствующее повышению эффективности функционирования изучаемого процесса. Четвертая - прогнозирование хода развития процесса на основе уравнения регрессии, построенного по полученным главным компонентам. Пятая - классификации множества изучаемых объектов по полученным показателям. Такая классификация объектов оказывается более объективной, чем разделение при помощи отдельных исходных признаков.
