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 |

Совершенствование технологий кислотных обработок скважин в сложнопостроенных карбонатных коллекторах

-- [ Страница 2 ] --

где - скорость химической реакции, - скорость, - радиальная координата, - пористость, - истинная плотность флюида.

Уравнение сохранения массы кислоты:

(2)

где – концентрация кислоты, – время.

Уравнение сохранения массы породы, описывающее изменение пористости за счет химической реакции:

(3)

где - истинная плотность породы, - стехиометрический коэффициент реакции соляной кислоты с карбонатами.

Скорость химической реакции будем считать пропорциональной концентрации кислоты и обратно пропорциональной характеристическому времени реакции

где - характеристическое время реакции.

Поскольку все члены уравнения (2) на величину порядка меньше членов в уравнении (1), а члены в уравнении (3) меньше на величину порядка членов в уравнении (2), будем рассматривать линеаризированную форму уравнений по аналогии с работой В.М.Ентова. В этом приближении решение уравнения (1) имеет вид:

(4)

где - объемный расход флюида, rc - радиус контура питания скважины, rw - радиус скважины.

Уравнение (2) после линеаризации примет вид:

(5)

где m0 – начальная пористость пласта.

А уравнение (3) с учетом выражения для скорости реакции преобразуется к виду:

(6)

Произведем замену радиальной переменной

(7)

В результате уравнение (4) преобразуется следующим образом:

(8)

Решения уравнений (5) и (6) будем искать с помощью метода характеристик, после стандартных математических выкладок получим:

(9)

 (10) Уравнение (10) определяет изменение пористости в процессе закачки раствора-27 (10)

Уравнение (10) определяет изменение пористости в процессе закачки раствора кислоты в пласт. Поскольку за время закачки не вся кислота успевает прореагировать с породой (распределение ее концентрации на момент окончания закачки определяется уравнением (9)), то необходимо учесть изменение пористости породы за счет реакции оставшейся в призабойной зоне кислоты с породой.

Для этого решается исходная линеаризированная система уравнений при условии отсутствия движения жидкости. Решение позволяет определить общее распределение пористости после полной нейтрализации кислоты:

(11)

Для определения дебита скважины после воздействия воспользуемся формулой Дюпюи при условии радиального изменения проницаемости призабойной зоны по проницаемости:

(12)

где: - депрессия в призабойной зоне, - коэффициент динамической вязкости флюида, - проницаемость, h – перфорированная мощность пласта.

Дебит скважины до воздействия определяется традиционной формулой Дюпюи:

(13)

где: - начальная проницаемость пласта до воздействия.

С учетом уравнений (12) и (13) определим относительный прирост дебита скважины за счет воздействия:

(14)

Распределение проницаемости в призабойной зоне определяется по данным пористости в соответствии с петрофизической моделью, используемой при интерпретации ГИС, или принимается модельный закон Козени-Кармана

Полученное решение было обобщено на случай слоисто неоднородных пластов. При относительно небольших объемах и временах закачки флюида в призабойную зону межпропластовыми перетоками можно пренебречь. Тогда приведенное решение записывается для каждого пропластка в отдельности.

Суммарный объем и скорости закачки по всем пропласткам пластовой системы в этом случае равны:

(15)

где , - объем и скорость закачки раствора кислоты в -ый пропласток.

Определение распределения объемов закачки и скоростей в каждом пропластке считается пропорциональным их проводимости (ki hi):

(16)

Таким образом, для каждого пропластка определяется распределение пористости и проницаемости в призабойной зоне согласно решению (11), затем определяется кратность прироста приемистости/продуктивности после воздействия по формуле (14) и рассчитывается суммарный эффект.

Влияние замедлителей реакции на эффективность обработки, учитывается изменением характеристического времени реакции .

При применении отклонителей кислот происходит относительно равномерное воздействие кислоты на перфорированный интервал. В этом случае объем и скорость закачки раствора кислоты в -ый пропласток считаются по формулам:

(17)

Технология прогнозирования результатов СКО в остальном аналогична предыдущим случаям.

Моделирование СКО в добывающих скважинам подробно рассмотрено на примере скважины № 122, расположенной в центральной части месторождения Алибекмола (Республика Казахстан). В расчетах использовались следующие параметры: скорость закачки раствора кислоты составляла 458м3/сут., плотность воды =1000 кг/м3, плотность породы =2650 кг/м3, радиус контура питания =250 м, радиус скважины 0.1м, суммарная мощность пласта 128 м, перфорированной толщины 77м, данные по профилю пористости взяты из РИГИС, проницаемость рассчитывалась по петрофизической корреляции.

На рис. 4 приведена зависимость кратности прироста дебита от объема закачиваемой оторочки при различных исходных концентрациях кислоты.

 ависимость кратности прироста дебита от объема закачки в добывающую скважину-49

Рис. 4 Зависимость кратности прироста дебита от объема закачки в добывающую скважину 122 при различных исходных концентрациях раствора кислоты.

Как видно из рисунка, падение исходной концентрации приводит к незначительному уменьшению кратности прироста дебита. Так для 20% концентрации она составляет 69%, для 15% концентрации 66% и для 12% концентрации 61%. Таким образом можно сделать вывод что увеличение концентрации в приведенном диапазоне приводит к нецелесообразному росту затрат, в то же время не давая особого выигрыша в эффективности процесса. Эффективные объемы закачки для случаев с концентрацией соляной кислоты в растворе равной 15% и 12% совпадают и равны 157 м3. Для 20% концентрации кислоты эффективный объем равен 153 м3.

В случае добывающих скважин для равномерного воздействия на все перфорированные интервалы целесообразно использование отлонителей. Ниже (рис. 5) приведена расчетная зависимость кратности прироста дебита от объема закачки реагента с учетом применения отклонителя и для сравнения в случае традиционной СКО.

 ависимость кратности прироста дебита от объема закачки. Как видно из-50

Рис. 5 Зависимость кратности прироста дебита от объема закачки.

Как видно из рисунка, применение отклонителя приводит к снижению кратности прироста дебита на величину порядка 30%. Однако, в случае применения отклонителей несколько снижается и значение эффективного размера оторочки. Расчет показывает, что эффективный объем закачки раствора соляной кислоты в этом случае составляет 87 м3, при кратности прироста дебита равной 26%. В то время как при расчетах традиционной соляно-кислотной обработки эффективный объем закачки составляет 157 м3, при кратности прироста дебита равной 66%.

Результаты проведенных расчетов с использованием разработанных методов дизайна СКО для нагнетательных и добывающих скважин месторождения Алибекмола позволили сделать следующие выводы:

  • Для обработки нагнетательных скважин рекомендуется применение замедлителей реакции кислоты с породой и отклонителей кислот. Эффект от применения замедлителей реакции составляет до 5%. Эффект от применения отклонителей кислот сводится к снижению отрицательных последствий от преобладающей обработки высокопроницаемых пропластков системы кислотой при воздействии. Если в случае традиционных СКО дисперсия распределения приемистостей пропластков возрастает в 2.5 раза, то применение отклонителя снижает дисперсию на 30-55%. Но необходимо отметить, что при этом кратность роста приемистости падает на 20%.
  • Для обработки добывающих скважин рекомендуется применение отклонителей кислот, которые снижают отрицательный эффект от перераспределения потоков по продуктивному разрезу. При традиционном СКО дисперсия потоков по пропласткам возрастает в 2.7 раза, применение отклонителей позволяет снизить этот рост на 75%. Однако, за счет большей обработки низкопроницаемых интервалов и меньшей высокопроницаемых кратность прироста дебита снижается на 25% по сравнению с традиционной СКО.

В четвёртой главе приводятся результаты промышленного внедрения технологий воздействия на ПЗС карбонатного пласта-коллектора кислотным раствором избирательного действия на основе полигликолей (ЗСК). Объектами обработки выступали карбонатные коллектора месторождений двух нефтегазоносных провинций - Волго-Уральской и Прикаспийской.

В первом случае серия обработок была проведена на нефтенасыщенных карбонатных коллекторах турнейского (С1) и башкирского ярусов и верейского горизонта (С2) Дачного нефтяного месторождения в Республике Татарстан. Залежи представлены пористо-проницаемыми и микротрещинноватыми известняками с различной степенью глинистости и вторичной доломитизации. Сложность геологического строения пластов-коллекторов здесь обусловлена как наличием мелких по размерам и амплитудам структурных брахиантиклинальных поднятий III порядка (размеры залежей изменяются от 0,7х0,5 км до 5,5х4,25 км), так и невыдержанностью мощности и коллекторских свойств продуктивных пластов по разрезу - толщина нефтенасыщенных пластов варьирует от 0,8 до 14 м, доля коллекторов в разрезе изменяется в пределах 0,45…0,52 д.ед. Тип залежей пластово-сводовый (верейский горизонт) и массивный (турнейский ярус), залежи частично литологически-экранированные.

По средним значения пористости (16%) и проницаемости (0,21 мкм2) пласты-коллекторы можно отнести к среднеёмким высокопроницаемым коллекторам порового типа. Поры - седиментационные, участками увеличенные процессами выщелачивания. Нефти месторождения относятся к типу парафинистых, сернистых и смолистых и характеризуются низким газосодержанием.

Режим работы пластов рассматриваемых залежей – искусственно-водонапорный с поддержанием пластового давления путём заводнения.

Проведённый анализ динамики основных показателей разработки рассматриваемых карбонатных пластов позволил сделать выводы о снижении среднесуточных дебитов по отдельным скважинам, слабом влиянии нагнетательных скважин, частых прорывах нагнетаемой воды к забоям эксплуатационных скважин.

Одним из основных факторов низкой продуктивности скважин является неравномерный профиль притока нефти из продуктивного пласта, работающая часть которого составляет 20…40%.

Для обработки солянокислотным раствором избирательного действия (ЗСК) подбирались скважины, в которых наблюдалось резкое снижение дебита нефти и жидкости, а также рост обводнённости при сохранении постоянного пластового давления. В результате, обработке были подвергнуты 5 добывающих скважин месторождения, характеризующиеся по данным исследований низкими значениями коллекторских свойств ПЗП по сравнению с удалённой частью (положительный скин-фактор), и слабой реакцией на повторные СКО.

Анализ работы добывающих скважин, обработанных композицией ЗСК, показал, что после обработки ПЗП наблюдается прирост дебита нефти в среднем на 3 т/сутки, при одновременном снижении обводнённости в среднем на 12%. В целом за счёт обработок 5 добывающих скважин дополнительно добыто 2,4 тыс. тонн нефти. Средняя удельная технологическая эффективность составила 490 тонн нефти/скв-обр.

Таким образом, на основании полученных результатов можно утверждать, что в условиях нефтенасыщенных карбонатных коллекторов применение данной технологии способствует увеличению продуктивности добывающих скважин, что объясняется «замедляющим» и «отклоняющим» действием полигликолей в композиции с соляной кислотой, лабораторно подтверждённым ранее.

Для тестирования предложенной технологии в условиях доминирующей газовой фазы, в 2004-2005 г.г. были проведены обработки 12 газодобывающих скважин Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ).

Газоконденсатная залежь АГКМ приурочена к карбонатным пластам башкирского яруса (С2). Коллекторские свойства башкирского резервуара определяются наличием емкостей порового, кавернового и трещинного типа. В целом преобладают низкопористые коллектора со сложной структурой пустотного пространства: открытая пористость известняков варьирует в пределах 3…18%, фильтрационные свойства низкие (1-8х10-3 мкм2), остаточная водонасыщенность - 12…25%, пористость доломитов достигает 28%.

Пустотное пространство коллекторов месторождения здесь представлено порами, трещинами и кавернами. Среди основных литогенетических типов основное развитие получили биоморфные, органогенно-детритовые поликомпонентные, органогенно-обломочные и биохемогенные известняки.

Работы по интенсификации притока газа в процессе эксплуатации скважин на АГКМ проводятся с 1986 года. На сегодняшний день проведено более двух тысяч обработок продуктивного пласта с применением различных технологий.

Оценка эффективности предложенной технологии по 12 обработанным скважинам проводилась путем сравнения результатов газогидродинамических исследований до и после проведения обработок. Для сравнения принят оптимальный коэффициент продуктивности, который определяется как отношение оптимального дебита пластовой смеси к критической депрессии, (критическая депрессия соответствует максимальному коэффициенту продуктивности). В результате исследований, проведённых по данной методике, во всех скважинах был отмечен прирост добычи газа. Прирост составил 30…119 тыс.м3/сут., при среднем приросте дебита 74 тыс.м3/сут. и средней кратности прироста 1,4. Дополнительная добыча составила 74 млн.м3 газа.

На основе комплексных исследований и опытно-промышленных испытаний были определены оптимальные геолого-физические условия для эффективного использования представленной технологии воздействия и разработана временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин солянокислотным раствором избирательного действия на основе полигликолей (ЗСК).

Основные выводы и рекомендации

1. На основе проведенного системного анализа разработана подробная классификация методов СКО карбонатных коллекторов с использованием отклонителей и замедлителей, определены границы их эффективного применения, оценены геолого-технологические ограничения использования каждого метода.

2. В результате лабораторного исследования кинетики растворения карбонатных коллекторов раствором соляной кислоты с замедлителями разработан солянокислотный раствор избирательного действия на основе 20-22% соляной кислоты, полигликолей и алюмохлорида, ускоряющий растворение породы в нефтенасыщенной части пласта и одновременно снижающий скорость растворения промытой (водонасыщенной) ее части при проведении СКО.

3. Установлено, что эффективность потокоотклоняющего действия полигликолей зависит от проницаемости пористой среды: в порах диаметром до 2 мкм они инициируют формирование твердообразной структуры с пределом прочности, соизмеримым с уровнем градиентов давления в призабойной зоне и обеспечивающим кольматацию пор данного масштаба. В более крупных поровых каналах структурирование пластовых флюидов приводит к снижению эффективного сечения капилляров. Эффективная концентрация реагентов определяется размерами поровых каналов: в порах диаметром до 1 мкм - 1-3 %, 2 мкм – 3-6 %, 5 мкм - более 6%.

4. Проведенным математическим моделированием процесса СКО с замедлителями и отклонителями определен диапазон значений числа Дамкеллера (0,1-1,0), соответствующий наиболее эффективному воздействию на призабойную зону скважины, а также показано, что объем оторочки солянокислотного раствора рекомендуется выбирать при значении производной прироста кратности дебита по объему оторочки равной 0,001 м-3.

5. На основе анализа опытно-промышленных работ по испытанию технологий интенсификации добычи нефти и газа на месторождениях Урало-Поволжья и Прикаспия показано, что предложенный солянокислотный состав избирательного действия позволяет получить дополнительно 410 т нефти, 2,1 тыс.т конденсата и 5,87 млн.м3 газа на 1 скважино-обработку.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных работах:



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.