авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Повышение эффективности комбинированного солянокислотного воздействия при разработке обводненных карбонатных коллекторов

-- [ Страница 2 ] --
Вид СКО Интервал обводнения скважин (%) для эффективного применения Анализируемый период времени, годы Количество проведенных СКО Успеш-ность обрабо-ток, % Среднее значение на одну обработку
степень увеличения дебита qп.о./qд.о. дополни-тельная добыча нефти, т
ПСКО 0 – 18 1989 – 2000 229 89,7 2,23 499
2001 – 2008 175 92,1 2,98 346
ПКО 18 – 38 1989 – 2000 122 87,5 2,32 387
2001 – 2008 42 98,7 3,48 351
НКО 12 – 60 1989 – 2000 109 94,1 2,06 549
2001 – 2008 317 98,2 2,64 314
ГКО 48 – 99 1989 – 2000 124 92,4 2,82 886
2001 – 2008 192 96,8 3,04 257

В работе изложены механизм, условия и последовательность проведения технологии, схема расположения и обвязки оборудования при ГКО.

Для повышения эффективности ГКО из-за возникающих осложнений при продолжающемся росте обводненности скважин требуется совершенствование технологии проведения и разработка новых составов для ГКО скважин.

В третьей главе даны пути совершенствования метода ГКО высокообводненных скважин. Эффективность ГКО, при неизменном забойном давлении, может быть охарактеризована изменением дебита и обводненности скважины после обработки. Проведенная статистическая обработка результатов ГКО скважин Октябрьского УДНГ позволила установить связь дебита и обводненности скважин после проведения обработки с дебитом и обводненностью до обработки (таблица 2). Для карбонатных объектов разработки такие связи аппроксимируются линейными уравнениями с высокой степенью точности.

Таблица 2 – Зависимости дебита и обводненности скважин после ГКО от дебита и обводненности до обработки

Величина выборки Уравнение связи увеличения qп.о. и изменения Wп.о. Интервал изменения дебитов (т/сут) и обводненности (%) Достоверность аппроксимации (R2)
257 qп.о. = 0,694+1,634qд.о., Wп.о. = -2,097+0,894Wд.о. 0,2 – 10 25 – 98 0,794 0,714

Уравнения рекомендуется использовать для предварительного прогноза дебитов и обводненностей перед планируемым гивпанокислотным воздействием.

В настоящее время в Октябрьском УДНГ ГКО являются одним из основных методов интенсификации добычи нефти из высокообводненных карбонатных коллекторов. Проведенные 279 ГКО скважин за 1989 - 2007 годы позволили дополнительно получить в среднем 264 т нефти на одну обработку. В результате проведенного анализа выявлено, что ГКО эффективны в скважинах с обводненностью до 98%, однако 7,9% из всех обработок не обеспечили требуемой эффективности. Анализ причин неудачных и малоэффективных обработок выявил, что характерными причинами неудач являются недостаточно обоснованный выбор скважины для обработки и нарушение технологии их проведения.

Для аргументированного выбора скважин под воздействие и параметров проведения ГКО выполнен регрессионный, статистический анализ и созданы универсальные модели, описывающиеся математическими уравнениями, позволяющими максимально точно учесть влияние геолого-физических и технологических параметров на эффективность ГКО скважин.

При приведении многофакторного регрессионного анализа ГКО скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты Копей-Кубовского месторождения, были получены математические зависимости, описывающие влияние 14 геолого-физических и технологических факторов проведения ГКО на эффективность обработок. В таблице 3 представлены параметры, вошедшие в регрессионный анализ.

Таблица 3 – Геолого-физические и технологические параметры, входящие в регрессионный анализ

Наименование параметра, единица измерения Обозначение в уравнении регрессии Пределы изменения
Геолого-физические и технологические параметры
Объем хлористого кальция, м3 Vх.к. 3 – 8
Давление закачки хлористого кальция, МПа Pх.к. 4 – 8
Объем гипана (гивпана), м3 Vг. 1,5 – 6,0
Давление закачки гипана (гивпана), МПа Pзак.г. 4 – 15
Объем соляной кислоты, м3 Vс.к. 5 – 9
Давление закачки соляной кислоты, МПа Pзак.с.к. 2 – 9
Объем продавочной воды, м3 Vп.в. 6 – 9
Давление закачки продавочной воды, МПа Pзак.п.в. 2 – 9
Дебит скважины до обработки (по нефти), т/сут qд.о. 0,1 – 8,4
Обводненность продукции до обработки, % Wд.о. 52 – 90
Перфорированная толщина пласта, м hпл.перф. 4 – 18
Коэффициент продуктивности, т/(сут·МПа) kпрод. 0,04 – 5,99
Пластовое давление, МПа Pпл. 7,5 – 13,5
Время эксплуатации скважины до обработки, г Tэкспл.скв. 0 – 31
Параметры, характеризующие эффективность обработки
Дополнительная добыча нефти, т Qдоп.н 212 – 5962
Дебит скважины после обработки (по нефти), т/сут qп.о. 0,3 – 12,6
Отношение дебитов после и до обработки, ед. qп.о./qд.о 1,0 – 8,0
Обводненность продукции после обработки, % Wп.о 17,0 – 89,0
Отношение обводненностей до и после ГКО, ед. Wд.о./Wп.о. 0,8 – 3,0
Продолжительность эффекта, мес. Тэф. 11 – 108

Результаты обработки данных ГКО скважин, эксплуатирующих турнейский ярус, по программе «Statistica» (с помощью модуля «Множественная регрессия»), представлены в виде уравнений регрессии (1) – (6) и коэффициентов корреляции. Коэффициенты при параметрах показывают степень их влияния на результат обработки.

Qдоп.н = 8806,00 -593,34·Vх.к. +87,14·Pх.к. +478,30·Vг. +171,80·Pзак.г. - -239,10·Vс.к. -12,18·Pзак.с.к. +192,67·Vп.в. +5,64·Pзак.п.в. -673,79·qд.о. - -115,39·Wд.о. -37,98·hпл.перф. +2050,49·kпрод. -29,53·Pпл. +36,43·Tэкспл.скв. (1)

R2 = 0,931

qп.о. = 8,923 +0,530·Vх.к. +0,718·Pх.к. +0,709·Vг. +0,154·Pзак.г. -1,559·Vс.к. - -2,019·Pзак.с.к. +0,632·Vп.в. +1,455·Pзак.п.в. +1,926·qд.о. +0,035·Wд.о. - -0,065·hпл.перф. -0,116·kпрод. -1,492·Pпл. +0,212·Tэкспл.скв. (2)

R2 = 0,930

qп.о./qд.о = 20,823 -0,255·Vх.к. +0,232·Pх.к. +1,200·Vг. +0,316·Pзак.г. - -1,988·Vс.к. -1,202·Pзак.с.к. +0,142·Vп.в. +0,629·Pзак.п.в. -0,102·qд.о. - -0,061·Wд.о. +0,005·hпл.перф. +0,068·kпрод. -0,873·Pпл. +0,269·Tэкспл.скв. (3)

R2 = 0,906

Wп.о = 95,561 -14,913·Vх.к. +0,701·Pх.к. +13,340·Vг. -1,416·Pзак.г. +2,481·Vс.к. + +3,817·Pзак.с.к. +7,964·Vп.в. +0,268·Pзак.п.в. -3,526·qд.о. -0,523·Wд.о. – -1,227·hпл.перф. +3,428·kпрод. -2,877·Pпл. +0,214·Tэкспл.скв. (4)

R2 = 0,922

Wд.о./Wп.о. = -2,119 +0,581·Vх.к. -0,121·Pх.к. -0,559·Vг. +0,026·Pзак.г. + +0,040·Vс.к. -0,067·Pзак.с.к. -0,379·Vп.в. -0,013·Pзак.п.в. +0,146·qд.о. +0,050·Wд.о. + +0,053·hпл.перф. -0,155·kпрод. +0,120·Pпл. -0,021·Tэкспл.скв. (5)

R2 = 0,906

Тэф. = -78,442 -2,507·Vх.к. +1,629·Pх.к. +0,716·Vг. +8,443·Pзак.г. +24,552·Vс.к. + +6,205·Pзак.с.к. -2,274·Vп.в. -12,237·Pзак.п.в. -9,079·qд.о. -0,842·Wд.о. - -5,980·hпл.перф. +13,565·kпрод. +4,767·Pпл. -0,660·Tэкспл.скв. (6)

R2 = 0,934

Анализ полученных уравнений показывает, что достоверно эффективность ГКО может быть охарактеризована по дополнительной добыче нефти от мероприятия (Q), промежуточная эффективность может характеризоваться продолжительностью эффекта (Тэф), а успешность ГКО сразу после проведения мероприятия – по степени увеличения дебита по нефти и степени снижения обводненности (qп.о./qд.о. и Wд.о./Wп.о.).

Для определения структуры уравнений регрессии построены таблицы, характеризующие связь между зависимыми переменными и факторами, влияющими на эффективность ГКО скважин, эксплуатирующих турнейский ярус Копей-Кубовского месторождения. Для определения связи между факторами, влияющими на эффективность ГКО скважин, эксплуатирующих этот ярус, построена корреляционная матрица зависимых переменных.

В результате проведенного многофакторного регрессионного анализа выявлено, что эффективность ГКО зависит от двух групп факторов: от качества блокирования водопроводящих каналов и от качества солянокислотного воздействия на поровую нефтенасыщенную часть коллектора. Однако эффективность солянокислотного воздействия во многом зависит от полноценного проведения водоизоляционных работ, а изолирующий материал должен обладать устойчивыми прочностными свойствами для препятствования попадания кислоты в водопроводящие каналы.

Проведение большого количества ГКО позволило отработать технологию приготовления и закачки применяемых жидкостей. Для совершенствования технологии ГКО и образования качественной гелевой системы рекомендованы расчеты по уравнениям (7) и (8) с коэффициентами корреляции R2=0,977 и R2=0,967 соответственно для определения объема полимера (Vпол., м3) и доли коагулянта (ДК, % масс.) от общего объема гелеобразующих реагентов при давлении их закачки (8 МПа) в зависимости от приемистости скважины (kпрм.).

ДК = 0,018 · kпрм. + 16,44; (7)

Vпол. = 0,0102 · kпрм. + 0,6166. (8)

После обобщения результатов проведения ГКО разработана методика подбора оптимального соотношения количества гелеобразующих компонентов (гивпана и хлористого кальция). Наиболее устойчивые гелевые системы получаются при смешении полимера концентрацией 16 – 17 % (здесь и далее % масс.) с раствором хлорида кальция концентрацией 20 – 30 %. Для лучшего перемешивания реагентов и образования качественной гелевой системы рекомендуется использовать раствор хлорида кальция по объему в 1,5 – 2,0 раза больше объема полимера.

Технология ГКО постоянно совершенствуется, что позволяет улучшить технико-экономические результаты от их проведения. Совершенствование идет по пути применения новых реагентов и проведения ГКО с учетом особенностей геолого-физического строения и текущего состояния продуктивных пластов. В качестве одного из перспективных направлений повышения надежности изолирующих составов рекомендуется использование пластифицированного полимера, а в роли сшивателя – раствора хлористого кальция. Были проведены лабораторные исследования с использованием растворов различных соотношений и концентраций: полимера «гивпан», реагентов класса ацеталей типа 4,4-диметил-1,3-диоксан (ДМД) и коагулянта (раствор хлористого кальция). Для сопоставления проведены контрольные опыты без использования ацеталей.

В результате проведенных лабораторных исследований предложено:

- применение ДМД в качестве добавок в состав полимера для придания свойств пластичности и увеличения доли осадка после коагуляции. Применение добавок 0,1 – 0,5% ацеталей типа ДМД в объем полимера позволит придать ему пластические свойства и увеличить объем осадка, в среднем на 8%, что позволит достичь более качественное перекрытие водопроводящих каналов;

- для расширения границ применимости полимера «гивпан» при пониженных температурах (для снижения температуры кристаллизации), предложено в состав гивпана добавлять до 10% хлористого натрия. Обработка результатов проведенных экспериментов позволила определить уравнения связи вязкости 20% водного раствора гивпана и температуры, которая в экспериментах изменялась от –15 до +25С (таблица 4);

- добавление в состав соляной кислоты 0,1 - 0,5% ДМД позволяет снизить поверхностное натяжение на границе нефть – раствор соляной кислоты в среднем на 60%, что обеспечит проникновение кислоты к поверхности породы.

Таблица 4 – Уравнения связи вязкости гивпана от температуры

Состав раствора гивпана Уравнение связи вязкости гивпана (мПа·с) от температуры (С) Достоверность аппроксимации (R2)
20% водный раствор гивпана г = -0,35·t + 18,24 R2 = 0,998
20% водный раствор гивпана + 10%NaCl г = -0,28·t + 13,66 R2 = 0,999


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.