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 | 4 |

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

-- [ Страница 2 ] --
Номер скв. Интервал перфорации, м Состав газа, %
С1 С2 С3 С4 С5+ N2 Н2S СО2 Н2
4182…4189 53,86 0,45 0,09 0,03 0,02 - 41,74 3,61 0,17

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

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

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

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

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

– остаточная порово-капиллярная вода в порах коллектора;

– фильтрат бурового раствора;

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

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

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

Следует отметить, что на юге Республики Ирак имеются нефтяные месторождения, аналогичные по геологическому строению российскому месторождению-предмету исследования. Они приурочены к карбонатным отложенииям свиты Мишрифа средного карбона, в состав которой входят пласты МВ21, МС1 и МС2. Основным продуктивным пластом является пласт МВ21, залегающий на глубине 3827–3878,5 м средней толщиной 71 м, средней пористостью равной 0,16, среднее значение проницаемости составляет 0,01*10мкм при диапазоне изменения от 0 до 3*10мкм, среднее значение водонасыщенности составляет 40 %, пластовая температура 112С. Физико-химические свойства нефти: давление насыщения нефти газом 18,7 МПа плотность пластовой нефти при давлении 40,0 МПа - 0,791 г/см, плотность при Р = Рнас. – 0,7694 г/см, газонефтяной фактор – 104,12 м/ м, плотность остаточной нефти при Т = 112С – 0,8769 г/см, динамическая вязкость сырой нефти – 1,5 мПа.с. В составе газа до 6 % СО и до 5 % HS.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Группирование объектов исследования МГК и МДА проводили с использованием пакета программ «Geomage» и «StatGraf».

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

Таблица 2 Значения параметров объектов группирования

Параметр Значения параметров
минимальное среднее максимальное
Эффективная газонасыщенная толщина, м 56,4 100,7 150,6
Пористость продуктивных отложений, % 7,6 10,4 31,1
Степень вскрытия пласта, % 48,4 87,8 100
Дебит газа, тыс. м3 235,0 249,3 265,0
Превышение дебита газа над проектным, % 0 24,3 88,9
Давление на забое, МПа 22,2 31,3 35,8
Депрессия на пласт, % от давления на контуре 1,4 21,2 71,5
Водогазовый фактор, см3/м3 10,0 52,5 242,0
Конденсатогазовый фактор, см3/м3 322,0 555,6 791,0
Наличие подошвенных вод 0 1

Анализ результатов решения по МГК (таблицы 3, 4) показал, что из десяти главных компонент на первые четыре приходится 73 % общей дисперсии параметров. При выделении относительно однородных групп объектов вполне достаточно рассмотреть их в пространстве первых трех главных компонент, так как показатели дисперсии последних главных компонент весьма малы и распределение объектов представляет единое облако объектов. Каждая из трех главных компонент носит содержательный характер, поддается смысловой интерпретации, отражая то или иное свойство, характеризующее условия залегания, геолого-физические и физико-химические свойства пластов и насыщающих их флюидов, технологические характеристики работы скважин.

Таблица 3 Факторы использования метода главных компонент

Параметр Главные компоненты
1 2 3 4
Эффективная газонасыщенная толщина, м 0,3480 - 0,3154 - 0,0907 - 0,2600
Пористость продуктивных отложений, % 0,2099 0,0622 - 0,2858 0,4822
Степень вскрытия пласта, % - 0,0758 0,2640 0,3164 0,5928
Дебит газа, тыс.
 м3
- 0,2800 0,5257 - 0,2027 - 0,1005
Превышение дебита газа над проектным, % 0,0406 0,4541 - 0,2015 - 0,5093
Давление на забое, МПа 0,5047 0,1020 0,4025 -0,1063
Депрессия на пласт, % от давления на контуре - 0,5245 - 0,1821 - 0,2871 0,0585
Водогазовый фактор, см3/м3 - 0,3411 - 0,2551 0,2721 - 0,2237
Конденсатогазовый фактор, см3/м3 0,1169 - 0,4379 - 0,4156 0,0853
Наличие подошвенных вод -0,2985 -0,2099 0,4869 -0,0830

Таблица 4 Характеристики значимости главных компонент

Компонента Собственное число Доля дисперсии, % Доля общей дисперсии, %
1 2,768 27,700 27,700
2 2,122 21,200 48,900
3 1,291 12,900 61,800
4 1,119 11,200 73,000
5 0,899 9,000 82,000
6 0,717 7,200 89,200
7 0,513 5,100 94,300
8 0,386 3,900 98,100
9 0,168 1,700 99,800
10 0,018 0,200 100,000


Pages:     | 1 || 3 | 4 |
 





 
© 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.