Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор технологий интенсификации добычи газа и снижения обводненности продукции 7
1.1 Традиционные методы по технологиям интенсификации добычи газа 7
1.1.1 О механизме действия соляной кислоты на карбонатные и карбонизированные породы продуктивных горизонтов 8
1.1.2 Виды кислотных обработок 13
1.1.3 Эффективность различных видов солянокислотных обработок 23
1.2 Применение гелеобазующих составов на основе алюмосиликатов для снижения обводненности и увеличения нефтеотдачи пластов 25
1.2.1 Экспериментальные исследования по обоснованию оптимальных параметров технологий 28
1.3 Перспективы применения отходов химических и нефтехимических производств в технологиях ограничения добычи попутной воды и увеличения нефтеотдачи пластов 32
1.3.1 Исследование фильтрационных свойств осадкогелеобразующих композиций на основе отработанных щелочей 34
1.3.2 Изучение процессов осадкообразования композиционных систем на основе тработанных щелочей и флокулянтов 37
1.4 Технологии интенсификации добычи газа, применяемые на месторождении — предмете исследования 40
2 Геолого-физическая характеристика месторождения 44
2.1 Стратиграфия и литофациальная характеристика разреза 44
2.2 Тектоника 45
2.3 Цитологические экраны в башкирском резервуаре месторождения - предмета исследования 47
2.4 Газонефтеносность разреза 47
2.5 Типы коллекторов месторождения - предмета исследования 49
2.6 Основные параметры продуктивной толщи 51
2.6.1 Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность 52
2.6.2 Толщина продуктивных пород 53
2.6.3 Показатели неоднородности 56
2.7 Характеристика положения газоводяных контактов и переходных зон 56
2.8 Характеристика водонапорного бассейна 57
2.8.1 Индикаторы контроля за обводнением скважин месторождения — предмета исследования 60
2.9 Состав сырья месторождения — предмета исследования 62
3 Геолого — технологическое обоснование выбора объектов воздействия 65
3.1 Теоретическая основа и сущность метода группирования объектов воздействия 66
3.2 Группирование газодобывающих скважин месторождения - предмета исследования 71
3.3 Смысловая интерпретация главных компонент и выделение групп объектов 78
3.4 Использование дискриминантных функций и поиск объектов полигонов 85
4 Применение технологии интенсификации добычи газа на месторождении - предмете исследования 89
4.1 Теоретические и лабораторные исследования кинетики растворения карбонатной породы кислотными растворами алюмосиликатов 89
4.2 Исследование процесса гелеобразования кислотных составов алюмосиликатов 94
4.3 Проведение испытаний разработанной технологии на скважинах месторождения - предмета исследования 98
4.3.1 Скважины первой группы 98
4.3.2 Скважины второй группы 102
4.3.3 Скважины третьей группы 106
Основные выводы и рекомендации 110
Список использованных источников 111
- Экспериментальные исследования по обоснованию оптимальных параметров технологий
- Теоретическая основа и сущность метода группирования объектов воздействия
- Теоретические и лабораторные исследования кинетики растворения карбонатной породы кислотными растворами алюмосиликатов
- Скважины третьей группы
Введение к работе
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
Проанализировать методы интенсификации добычи нефти и газа и снижения содержания воды в продукции добываемых скважин.
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), Ш 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 А.В., 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 Л.А. 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.
Экспериментальные исследования по обоснованию оптимальных параметров технологий
По подбору оптимального состава для различных геолого-физических условий. Указанные алюмосиликаты легко растворяются в неорганических кислотах с образованием устойчивых гелей. Для не растворимых в кислой среде компонентов ВМР-5 составляет 2.50-4.66 % [13].
Изучено влияние времени перемешивания на процесс растворения нефелина в растворе соляной кислоты в интервале концентраций 7-9 % масс. При увеличении времени перемешивания от 30 до 60 мин. количество непрореагировавшего осадка снижается от 30 до 18 %, а в случаях использования вод с минерализацией 20-25 г/л до 5-10 %. Дальнейшее продолжение перемешивания практически не приводит к уменьшению массы остатка [14].
Изучено распределение кремния в растворе и нерастворимом осадке при получении гелеобразующей композиции (табл 1.1). В таблице количество кремния приведено в расчете на 100 г смеси нефелина в 7-процентном водном растворе НС1 с учетом нерастворившегося осадка.
Как видно из данных табл. 1.1, при увеличении концентрации нефелина до 10 % масс наблюдается пропорциональное увеличение общего количества кремния в растворе. При концентрации нефелина в композиции более 1 % масс, содержание кремния в растворе стабилизируется и не зависит от концентрации нефелина. Таким образом, в гелеобразующей композиции, рекомендованной для исследований, оптимальное массовое содержание нефелина изменяется в пределах 3-10 % масс [14].
Исследования по изучению влияния различных факторов на время гелеобразования выполнены с использованием нефелинового концентрата, содержащего 3-10% масс, нефелина. Концентрация соляной кислоты в закачиваемой в пласт воде Красноярского месторождения изменялась в пределах 6-9 % масс. Опыты проводились при температурах 20 и 45С. Они показали, что время гелеобразования легко регулируется путем изменения состава и концентрации компонентов гелеобразующего раствора (рис. 1.1) [14].
Изучено влияние температуры на время гелеобразования композиции на основе ВМР-5. В ходе проведенных исследований отмечено, что с повышением температуры время гелеобразования исследуемых композиций значительно уменьшается. Например, для соотношения ВМР-5: кислота, равное 8:8, время гелеобоазования уменьшается с 23,25 часа при температуре 40 С до 5,16 часа при температуре 80 С, т.е. в 4,5 раза.
Исследовано влияние уровня минерализации на время гелеобразования состава на основе ВМР-5: НС1, равном 10:10. Растворы композиций готовят на пресной и минерализованной воде (1125 кг/м). Результаты эксперимента приведены в табл. 1.2.
Из данных проведенного эксперимента следует, что с увеличением уровня минерализации воды время гелеобразования по сравнению с растворами, приготовленными на пресной воде, снижается с 19 до 5,5 часа.
С целью определения прочности образовавшейся гелевой массы были изучены ее фильтрационные характеристики. При этом использовались как высокопроницаемые насьшные модели, так и единичные образцы пород со средней проницаемостью. Характеристики моделей пористой среды приведены в табл. 1.3.
В опытах по фильтрации модели пористых сред насыщались гелеобразующей композицией путем прокачивания через модель пласта 2,5-3 поровых объемов раствора до полного вытеснения воды из пористой среды. Затем модели в течение 2 3 суток выдерживали при комнатной температуре для завершения гелеобразования. Испытание прочности образовавшейся гелевой системы проводили следующим образом. На вход модели пористой среды подавали пресную воду при определенных давлениях и выдерживали под этим перепадом давления не менее 1 часа. Результаты экспериментов приведены в табл. 1.4.
Как видно из данных табл. 1.4, при градиентах давления, равных для высокопроницаемой модели 8 Мпа/м и 21,6 МПа/м для среднепроницаемой модели, фильтрация воды не наблюдалась, что указывает на формирование гелевой массы в пористой среде.
Теоретическая основа и сущность метода группирования объектов воздействия
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 группы скважин, характеризующиеся 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 лежит логический и математический анализ.
Широко распространенными методами в настоящее время являются различные методы из теории распознавания образов — факторный анализ, метод главных компонент, дискриминантный анализ, кластерный анализ и др. Выбор того или иного метода определяется постановкой задачи и достоинствами метода.
С увеличением размерности признакового пространства возрастают трудности изучения геологических объектов и возникает проблема замены многочисленных наблюдаемых признаков меньшим их числом, без существенной потери полезной информации. Одним из наиболее распространенных методов решения этой задачи является метод главных компонент [31].
Основой метода главных компонент является линейное преобразование ш исходных переменных (признаков) в тп новых переменных, где каждая новая переменная представляет собой линейное сочетание исходных. В процессе преобразования векторы наблюдаемых переменных заменяются новыми векторами (главными компонентами), которые вносят резко различные вклады в суммарную дисперсию многомерных признаков. Сокращение пространства признаков достигается путем отбора нескольких наиболее информативных компонент, обеспечивающих основную долю суммарной дисперсии, что приводит к заметному уменьшению их общего числа за счет наименее информативных компонент, отражающих малые доли суммарной дисперсии [32].
Суть МГТС заключается в нахождении такого линейного преобразования случайных величин xl,x2,...,xm в новый набор случайных величин Z,, Z2, ..., Zp, при котором величины Z,, Z2, ..., Zp должны быть независимыми и располагаться в порядке уменьшения дисперсий. Каждая случайная величина представляет собой линейную комбинацию m исходных случайных величин, т.е. имеет вид: Z = alxl+a2x2+... + amxm (3.1)
Эта величина и называется главной компонентой. В общем случайное число р главных компонент равно m исходных случайных величин.
Однако на практике число р выбирают значительно меньше, чем т, т.к. обычно несколько первых главных компонент учитывают большую часть общей дисперсии параметров.
Таким образом, МГК позволяет значительно сократить число принимаемых во внимание случайных величин без существенной потери информации об изменчивости изучаемых объектов.
В результате анализа методом главных компонент установлено, что основную долю дисперсии содержат первые две-четыре компоненты.
Выделив главные компоненты, можно рассчитывать их для разных объектов и сгруппировать эти объекты по значениям компонент или на основе этих компонент составить уравнение регрессии, по которому можно четко выявить существенные и несущественные факторы.
В отличие от МГТС, при котором группирование — процедура внутренне замкнутая, опирающаяся на исходную совокупность данных, дискриминантный анализ проводит группирование на основе априорных данных, т. е. число групп должно быть заранее задано. Использование метода дискриминантного анализа (МДА) позволяет:
- добиться наилучшего разделения групп объектов в многомерном пространстве;
- проверить правильность отнесения конкретного объекта в ту или иную группу после проведения группирования с использованием какого-либо метода без «учителя».
Задача МДА заключается в нахождении некоторой дискриминантной функции, которая принимала бы различные значения на объектах разных групп [31]. Линейная дискриминантная функция осуществляет преобразование исходного множества измерений параметров, входящих в выборку в дискриминантные "числа. Эти числа, представляющие собой преобразование переменных, определяют положение объекта в пространстве, которое описывается дискриминантными функциями.
Теоретические и лабораторные исследования кинетики растворения карбонатной породы кислотными растворами алюмосиликатов
Кислотные обработки являются основным способом интенсификации добычи углеводородов из карбонатных коллекторов [55,57]. Однако кислотному воздействию свойственно быстрое снижение эффективности при проведении повторных обработок и малая глубина воздействия на карбонатный коллектор. Основным способом повышения эффективности кислотных обработок является применение добавок [57,58], снижающих скорость реакции кислоты с карбонатной породой, что позволяет увеличить глубину проникновения кислотных растворов в продуктивный коллектор.
В работе [40] исследована скорость взаимодействия соляной кислоты с дезинтегрированной породой месторождения - предмета исследования использованием смоченного углеводородами карбонатного керна. Кислотные растворы силиката натрия готовили путем медленного прибавления растворов жидкого стекла (силикатный модуль 3,3) к интенсивно перемешиваемым растворам соляной кислоты. При этом образовались коллоидные растворы (золи) кремниевой кислоты.
Кинетические кривые выделения С02 при взаимодействии кислотных растворов с углеводородосмоченным карбонатом хорошо описываются следующим уравнением (рис. 4.1): lgV = lgV0-К х[С02]\ (4.1) где V — скорость образования углекислого газа, ммоль/с; VQ — начальная скорость образования углекислого газа, ммоль/с; К — постоянная величина; \СОЛ — количество образовавшегося СОг, ммоль.
Применение уравнения (4.1) позволяет оценивать влияние добавок на скорость реакции кислотных растворов с карбонатом как на начальном участке реакции (К0), так и при значительной конверсии соляной кислоты.
На основе результатов экспериментов следует вывод, что наиболее эффективными добавками являются гелеобразующие и коллоидные реагенты (алюмохлорид, золь кремниевой кислоты и лигносульфонат), позволяющие в наибольшей степени замедлить скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой. Для дальнейшего исследования были выбраны кислотные золи алюмосиликатов, являющиеся коллоидными и гелеобразующими реагентами. В исследовании использовали природный АС нефелин.
Введение в состав соляной кислоты алюмосиликатов (АС) значительно замедляет скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой (рис. 4.2), т.е. подтверждается вывод об эффективности в этом отношении коллоидных и гелеобразующих реагентов. Кинетические кривые выделения СОг при взаимодействии кислотных золей алюмосиликатов с карбонатом хорошо описываются кинетическим уравнением (4.1) (рис. 4.2).
По-видимому, механизм действия добавки алюмосиликатов к соляной кислоте связан с образованием защитного слоя геля на поверхности карбоната, а также со снижением скорости диффузии Н+ в коллоидном растворе [59].
Фильтрационные исследования кислотных золей АС проводили с использованием водо- (с остаточной углеводородонасыщенностью) и углеводородонасыщенных насыпных пористых сред (моделей пласта). Изучение влияния кислотных растворов на проницаемость по воде пористых сред с остаточной углеводородонасыщенностью показало, что введение в соляную кислоту 2 % АС приводит к трехкратному росту эффективности воздействия на проницаемость пористой среды по воде — замедление скорости реакции кислоты с породой позволяет кислотному раствору проникнуть значительно глубже в пористую среду и охватывать воздействием всю модель пласта (табл. 4.1, опыты 1 и 2). В опыте №3 исследовали фильтрационные характеристики гелеобразующего состава — 10 % раствора АС в 10 % соляной кислоте (табл. 4.1). Проницаемость модели пласта снизилась в 23 раза, что указывает на образование геля в пористой среде.
Таким образом, введение в состав соляной кислоты АС позволяет получить два типа растворов — замедленную соляную кислоту (при концентрации алюмосиликата менее 5 %) и гелеобразующий состав (при концентрации алюмосиликата более 5 %). Итак, на базе одного реагента можно готовить два типа растворов для регулирования разработки неоднородного карбонатного пласта.
Во второй серии фильтрационных экспериментов исследовали влияние кислотных растворов на проницаемость по углеводородам углеводородонасыщенных пористых сред.
Сравнение результатов опытов № 4 и № 5 (табл. 4.2) показывает, что кислотный раствор АС позволяет в большей степени увеличить проницаемость по нефти карбонатных пористых сред по сравнению с соляной кислотой. Сопоставление результатов опытов № 5 и 6 показывает, что по мере роста проницаемости пористой среды эффект воздействия кислотного раствора алюмосиликата на проницаемость уменьшается.
Полученные данные показывают, что кислотные золи АС могут быть использованы для повышения дебита добывающих скважин.
Скважины третьей группы
Скважины третьей группы характеризуются невысокими дебитами при умеренных показателях водогазового фактора и высоких значениях эффективных газонасыщенных толщин. Для скважин данной группы рекомендуется интенсификация добычи газа. Но при проведении работ необходимо учитывать присутствие воды в добываемой продукции. Поэтому перед проведением работ по интенсификации необходимо провести изоляцию водонасыщенных зон продуктивного пласта.
Для проведения промыслового эксперимента по испытанию технологии ограничение водопритока с элементами интенсификации на основе кислотных составов алюмосиликатов на была выбрана скважина № 12.
Перед началом работ с целью определения дебита скважины и ВГФ в период были проведены исследования скважины на контрольном сепараторе. Результаты исследований сведены в табл. 4.5.
Закачка гелеобразующей композиции в скважину № 20 осуществлялась в два этапа:
Первый (водоизоляционный) - проведена закачка реагентов в следующей последовательности: 11,25 м товарной формы реагента «АСС 1»; 0,25 м буфера техводы; 11,25 м 12 %-ной НС1; 0,4 м буфера техводы; 11,25 м товарной формы реагента «АСС-1»; 0,25 м буфера техводы; 11,25 м 12 %-ной НС1;
Второй (интенсификация) - проведена закачка реагентов в следующей последовательности: 22,5 м3 «АСС-1», 88 м3 12 %-ной НС1, 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 [53].
Анализ результатов ГДИ [54], проведенных после работ по интенсификации с элементами водоизоляции, показал, что (см. таблицу 4.6 и рисунок 4.5).
- 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.
Таким образом, работы по интенсификации добычи газа с элементами водоизоляции с применением реагента «АСС-1», проведенные по разработанной технологии, показали следующие результаты:
- после проведенных работ удалось увеличить дебит газа на 15 % (по данным гидродинамических исследований);
- после проведения работ увеличения ВГФ не наблюдается, что свидетельствует о селективности данной технологии интенсификации (водоизолирующий состав «АСС-1» успешно блокировал водопроявляющие каналы, направив кислотное воздействие на газоотдающие интервалы).
На основании вышеизложенного результаты проведенных опытных работ по интенсификации с элементами водоизоляции считать положительными.
Таким образом, на первом этапе применение на рассматриваемом месторождения - предмета исследования гелеобразующих составов на основе кислотных составов алюмосиликатов в целом показало удовлетворительные результаты. Развитие этих работ на месторождении требует системного подхода к решению задач по выбору опытных участков и скважин, параметров гелеобразующих составов и объемов закачки с учетом геолого-физических и технологических условий разработки.
