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 | 2 || 4 |

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

-- [ Страница 3 ] --

Первая главная компонента фактор, обусловливающий толщинную характеристику продуктивных пластов и режим отбора газа, поскольку основной вклад в нее вносят депрессия на пласт (19,1 %), давление на забое (18,4 %), эффективная газонасыщенная толщина (12,7 %), водогазовый фактор (12,4 %). Величина этого вклада составляет 62,6 %.

Вторая главная компонента отражает темпы отбора углеводородного сырья, поскольку дебит газа (18,7 %), превышение проектных показателей дебита (16,2 %), конденсатогазовый фактор (15,6 %) составляют в сумме 61,7 % от общей дисперсии параметров в данной компоненте.

Третья главная компонента на 54,7 % отражает факторы, влияющие на темпы обводнения скважин: наличие подошвенных вод (16,4 %), давление на забое (13,6 %), степень вскрытия пласта (10,7 %) и конденсатогазовый фактор (14,0 %).

Четвертая главная компонента отражает геолого-технологические параметры эксплуатации скважин: степень вскрытия пласта (23,7 %), превышение дебитов газа над проектными значениями (20,4 %), коэффициент пористости (19,3 %). Величина этого вклада составляет 63,4 %.

Как видно, каждая из компонент отражает различные технологические, геологические особенности газодобывающих скважин на том или ином иерархическом уровне.

Геометрическое представление объектов исследования в координатных осях главных компонент Z1, Z2, Z3, Z4 позволило выделить три группы объектов. При выделении групп и проведении границ выполнялось условие, при котором каждая группа объектов должна занимать определенную и ограниченную зону в пространстве этих главных компонент.

Для качественной характеристики и выявления особенностей выделенных групп объектов по исходным параметрам были рассчитаны их значения для «средних» гипотетических скважин (таблица 5).

Таблица 5 Значения параметров выделенных групп объектов

Параметр Группа 1 Группа 2 Группа 3
мин. макс. ср. мин. макс. ср. мин. макс. ср.
Эффективная газонасыщенная толщина, м 56,4 118,0 88,0 57,3 120,6 93,9 88,3 150,6 122,8
Пористость продук­тивных отложений, % 7,60 11,33 10,10 8,90 12,30 10,40 8,20 13,10 10,70
Степень вскрытия пласта, % 59,9 100 88,5 48,4 100 94,3 68,7 90,0 79,2
Дебит газа, тыс. м3 249,0 265,0 251,9 250,0 260,0 253,8 235,0 250,0 241,0
Превышение дебита газа над проектным, % 0 88,9 21,5 13,3 82,1 33,1 4,3 36,1 16,7
Давление на забое, МПа 22,1 31,5 26,7 31,0 35,3 33,1 32,8 35,8 34,1
Депрессия на пласт, % от давления на контуре 23,8 71,5 40,9 1,4 21,6 12,4 5,8 16,8 10,2
Водогазовый фактор, см3/м3 16,0 242,0 95,5 10,0 109,0 27,3 14,0 140,0 35,4
Конденсатогазовый фактор, см3/м3 339,0 791,0 561,1 322,0 647,0 513,3 437,0 785,0 600,5

Первая группа объектов представлена газодобывающими скважинами, характеризующимися высокими значениями водогазового фактора, средними дебитами, расположенными в водогазовой зоне залежи. Вторая группа представлена высокодебитными скважинами с низкими конденсато- и водогазовым факторами, эксплуатирующими в основном чисто газовую часть залежи. Скважины третьей группы имеют низкие дебиты при высоких значениях конденсатогазового и небольших – водогазового факторов. Скважины приурочены к высокотолщинным, высокопористым зонам продуктивных отложений башкирского яруса месторождения-предмета исследования и характеризуются невысокими значениями коэффициента вскрытия, эксплуатируют водогазовые и чисто газовые зоны пластов.

С целью проверки правильности проведенного группирования и более четкого разделения выделенных групп объектов был применен метод дискриминантного анализа (МДА). Процент верно сгруппированных объектов достаточно высок и составляет 87,7 %.

Следующим важным этапом математических исследований является выбор объекта-аналога, находящегося длительное время в эксплуатации, с целью использовать опыт применения технологий интенсификации добычи и водоизоляции при их проектировании. Данный выбор осуществляется геометрически, исходя из близости объектов как в осях главных компонент, так и в осях канонических переменных.

В пределах первой группы наиболее близко к центру группирования расположена скважина № 11, в пределах второй – № 12, в пределах третьей – № 20. Средние значения параметров этих объектов представлены в таблице 6.

Таблица 6 Значения параметров наиболее характерных объектов выделенных групп

Группа 1. Группа 2. Группа 3.
Параметр Скважина № 11 Скважина № 12 Скважина № 20
Эффективная газонасыщенная толщина, м 108,40 111,20 150,60
Пористость продук­тивных отложений, % 9,08 10,77 10,71
Степень вскрытия пласта, % 69,70 79,90 68,70
Дебит газа, тыс. м3 240,00 240,00 240,00
Превышение дебита газа над проектным, % 9,10 20,00 4,30
Давление на забое, МПа 34,20 33,20 33,70
Депрессия на пласт, % от давления на контуре 7,90 12,00 13,60
Водогазовый фактор, см3/м3 28,00 51,00 37,00
Конденсатогазовый фактор, см3/м3 641,00 651,00 578,00
Наличие подошвенных вод есть есть есть

В четвертой главе приводятся результаты экспериментальных исследований гелеобразующей композиции (ГОК) на основе реагента
«АСС-1», а также результаты опытно-промышленных работ по испытанию технологий интенсификации добычи газа и снижения содержания воды в продукции скважин.

Для исследования из большого количества алюмосиликатов подобрали реагенты, которые легко растворяются в растворах соляной кислоты, а именно те из них, в состав которых входят оксиды алюминия, кремния, щелочных и щелочно-земельных металлов. Подобранным реагентам было дано общее название «АСС-1»:

  • АСС-1–1 концентрация алюмосиликата в растворе 6 %;
  • АСС-1–2 концентрация алюмосиликата в растворе 7 %;
  • АСС-1–3 концентрация алюмосиликата в растворе 8 %.

Все подобранные составы содержат Al2O3 в количестве 5,00…8,79 % и СаО от 42,75 % до 56,00 %. Благодаря проявлению алюминием амфотерности в гелеобразующей системе при контакте с соляной кислотой образуется гидроксид алюминия, способствующий созданию пространственной структуры, упрочняющей образуемый гель. Наличие значительного количества ионов Са2+ в гелеобразующем растворе и в то же время пониженное содержание ионов Al3+ ускоряют процесс гелеобразования. Благодаря присутствию Al2O3 и CaO возможно образование гидроалюминатов кальция, в результате реакции СаО с избытком соляной кислоты образуется плохо растворимый Са(ОН)2. Эти соединения кальция вносят свой вклад в формирование прочности получаемого геля; кроме того, они ускоряют гелеобразование при контакте с соляной кислотой. Образование Са(ОН)2 смещает рН раствора ближе к нейтральному и тем самым уменьшает его коррозионную активность по отношению к наземному оборудованию, эксплуатационной колонне, цементному кольцу и насосно-компрессорным трубам (НКТ), по которым композицию закачивают в объект изоляции.

Результаты экспериментов показывают, что разбавление гелеобразующей композиции водой значительно увеличивает время гелеобразования (до 16,8 раза); плотный и прочный гель получается при разбавлении ГОК не более чем на 20 %, до 30 % гель прочный, а при большем разбавлении свойства геля сильно ухудшаются.

Также экспериментально показано, что введение в состав соляной кислоты реагента «АСС-1» в концентрации менее 5 % значительно замедляет скорость реакции кислоты с карбонатной породой, что позволяет рекомендовать данный реагент в качестве замедляющей добавки в различных технологиях СКО.

С целью повышения технологических показателей исследуемых газодобывающих скважин рекомендуется проведение работ с различной направленностью воздействия.

На скважинах первой группы (типичная скважина №11) рекомендуется проведение водоизоляционных работ. Задачу снижения подвижности воды можно решить путем создания надежного изолирующего экрана в водонасыщенной части пласта за счет использования осадкогелеобразующих реагентов, вязкоупругих составов, стабильных в условиях месторождения предмета исследовании.

Работы по ограничению водопритока с применением сшитой полимерной системы, состоящей из полимера полимер водный всесезонный (ПВВ) и гелеобразующей композиции «Карфас», проводили в два этапа:

  • На I этапе проведена закачка реагентов в следующей последовательности: 87 м3 водного раствора «Карфас» который продавливали водометанольной смесью (38 м3) с добавкой ингибитора коррозии РИК-5 (5 м3);
  • На II этапе проведена закачка реагентов в следующей последовательности: 18,8 м3 реагента ПВВ, 2 м3 техводы, 10,2 м3 реагента «Карфас» (товарная форма), 87 м3 водного раствора «Карфас», 38 м3 водометанольной смеси, 5м3 РИК-5.

После проведенных работ по водоизоляции проведены гидродинамические исследования, результаты которых представлены в таблице 7 и рисунке 1 (а и б).

Анализ данных гидродинамических исследований (ГДИ) позволяет сделать вывод о снижении водогазового фактора (ВГФ) — на 18 % при неизменном дебите.

Таким образом, работы по ограничению водопритока с применением реагентов «ПВВ» и «Карфас», проведенные по разработанной технологии, показали следующие результаты:

  • после проведенных водоизоляционных работ удалось уменьшить величину ВГФ на 18 % (по данным гидродинамических исследований);
  • после проведения работ снижения дебита газа не наблюдается, что говорит о селективности данной технологии водоизоляции (водоизолирующий состав проник в обводненную зону, не затронув газопроводящие каналы фильтрации);

Таблица 7 Результаты ГДИ скв.№11 после проведения опытных работ по водоизоляции

Руст, МПа Qгжс, тыс.м3/сут ВГФ, см3/м3
16,70 224,30 32,00
19,02 259,00 29,00
20,10 240,00 28,00

  Результаты гидродинамических исследований скв.№11 Скважины второй-14

Рисунок 1 Результаты гидродинамических исследований скв.№11

Скважины второй группы (типичная скважина №12) характеризуются высокими дебитами газа и низкими значениями водогазового фактора. На скважинах данной группы рекомендуется провести работы по гидрофобизации призабойной зоны продуктивного пласта и удалению жидкости с забоя скважины.

Работы по осушке забоя скважины №12 с применением реагента замедлитель соляной кислоты «ЗСК-1М» проводились в следующей последовательности: 43,3 м3 ЗСК-1М, 5м3 РИК-5, 92 м3 водометанольной смеси.

После обработки скважины проведены геофизические исследования (диэлькометрия, определение профиля притока), которые показали следующее:

  • по данным замеров диэлькометрии в работающей и остановленной скважине НКТ в интервале 0-3933 м заполнены газом.
  • определить профиль притока не представляется возможным из-за непрохождения прибора до работающих интервалов продуктивного горизонта (кровля С2b – на глубине 3929 м).

Результаты проведенных гидродинамических исследований представлены в таблице 8 и на рисунке 2 (а и б).

Таблица 8 Результаты ГДИ скв.№12 после проведения опытных работ

Руст, МПа Qгжс, тыс.м3/сут ВГФ, см3/м3
16,50 263,00 81,00
16,47 269,29 80,40
17,48 173,60 75,00
17,45 174,77 72,00

Анализ результатов ГДИ и ГИС, проведенных после работ по осушке забоя скважины, показал следующее:

  • ВГФ после проведения работ не изменился (на техрежиме Ру=17,5МПа);
  • при увеличении депрессии наблюдается снижение ВГФ (при Ру=17МПа уменьшение ВГФ на 10,5%);
  • дебит газа также остался на прежнем уровне;
  • данные диэлькометрии НКТ показали следующее: до обработки интервал продуктивного пласта был заполнен газоводяной смесью, после обработки он заполнен газом.

  Результаты гидродинамических исследований скв.№12 Скважины третьей-15

Рисунок 2 Результаты гидродинамических исследований скв.№12

Скважины третьей группы (типичная скважина №20) характеризуются невысокими дебитами при небольших значениях водогазового фактора и высоких значениях эффективных газонасыщенных толщин. Для скважин данной группы рекомендуется интенсификация добычи газа. Однако при проведении работ необходимо учитывать присутствие воды в добываемой продукции, в связи с чем перед проведением работ по интенсификации необходимо провести изоляцию водонасыщенных зон продуктивного пласта.

Перед началом работ с целью определения дебита скважины и ВГФ в период были проведены исследования скважины на контрольном сепараторе. Результаты исследований сведены в таблицу 9.

Таблица 9 Результаты исследований скв. № 20 на контрольном сепараторе

Руст, МПа Qгжс, тыс. м3/сут ВГФ, см3/м3
17,5 215,0 28,0
18,0 209,0 13,7
18,6 180,0 12,5
16,0 309,0 20,1


Pages:     | 1 | 2 || 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.