Повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа с применением кислотных растворов избирательного действия

Актуальность темы

исследований. Одной из актуальных проблем газовой отрасли является повышение эффективности эксплуатации скважин. Специфические горно-геологические условия залегания продуктивных пластов отдельных месторождений накладывают значительный отпечаток на технологические особенности эксплуатации скважин. Так, для Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) характерны: большая глубина и аномальные термобарические условия залегания неоднородных трещинно-поровых карбонатных коллекторов подсолевых отложений башкирского возраста, с одной стороны, а с другой — наличие в продукции скважин значительного количества таких неуглеводородных компонентов, как диоксид углерода и сероводород (кислых газов).

В этих условиях применение традиционных технологий интенсификации добычи газа не всегда оправдано, т.к., во-первых, это может вызвать необратимые изменения в продуктивном коллекторе, приводящим к невосполнимым потерям углеводородного сырья, а, во-вторых, серьезные отрицательные воздействия на окружающую среду экосистемы Прикаспийской низменности.

В этой связи повышение эффективности технологий интенсификации добычи природного сероводородсодержащего газа из крупных месторождений, приуроченных к карбонатным отложениям Прикаспия, является весьма актуальным.

Цель работы. Повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа с применением кислотных растворов избирательного действия в геолого-технологических условиях эксплуатации скважин АГКМ.

Основные задачи исследований.

1. Выявить особенности геологического строения продуктивных пластов АГКМ путем обобщения накопленного объема геолого-геофизической и геолого-промысловой информации.

2. Выполнить геолого-промысловый анализ разработки АГКМ и систематизировать результаты применения технологий интенсификации добычи газа.

3. Построить геолого-статистические модели эффективности методов интенсификации добычи газа для идентифицированных групп скважин АГКМ, на основании чего выделить комплекс геолого-физических и технологических параметров, влияющих на величину и продолжительность эффекта и дать рекомендации по выбору объектов воздействия.

4. Создать новые, технологии интенсификации добычи газа с использованием кислотных составов избирательного действия для условий высоких пластовых температур, давлений и концентраций сероводорода.

5. Провести анализ промысловых и гидродинамических исследований и внедрить в практику газодобычи разработанные технологические решения применительно к условиям АГКМ.

Методы исследования. Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием современных экспериментальных методов (физических, химических, физико-химических) геолого-промыслового и геолого-статистического анализа разработки АГКМ и применяющихся методов интенсификации добычи, а также данных гидродинамических исследований скважин.

Научная новизна выполненной работы.

1. Обобщены и систематизированы с учетом современных представлений данные о геологическом строении продуктивных пластов АГКМ и насыщающих их флюидов.

2. Проанализировано современное состояние разработки АГКМ и применяющихся методов интенсификации добычи газа.

3. На основании выполненного многоуровнего геолого-статистического анализа проведено группирование технологий и объектов воздействия и построены регрессионные модели, позволяющие осуществлять выбор скважин под обработки и прогнозировать их технологическую эффективность.

4. Экспериментально обоснованы новые кислотные составы реагентов для интенсификации добычи газа применительно к геолого-физическим условиям АГКМ.

5. В результате интерпретации данных гидродинамических исследований скважин оценена эффективность и установлены геолого-технологические особенности реагирования призабойных и удаленных зон скважин на предложенные методы воздействия на пласт.

Основные защищаемые положения.

1. Геолого-статистические модели эффективности методов интенсификации добычи газа по выделенным группам скважин АГКМ.

2. Результаты экспериментального изучения особенностей взаимодействия кислотных растворов избирательного действия с пластовой системой АГКМ.

3. Геолого-технологические особенности применения технологии интенсификации добычи газа с использованием кислотных растворов избирательного действия на скважинах АГКМ.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. Создана методика выбора скважин под различные модификации соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта.

2. Разработана технология интенсификации добычи газа с использованием кислотных растворов избирательного действия.

3. Предложенные в диссертационной работе методика и технология внедрены на 24 скважинах АГКМ, в результате чего получена дополнительная добыча газа 140,9 млн. м, а экономический эффект составил 32,7 млн руб.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на: конференции молодых специалистов, посвященной 50-летию ВНИИГаза (Москва, 1999 г.) — 2-й региональной научно-практической конференции (Кремсовские чтения, Ухта, 1999 г.) — Международной конференции по проблемам добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона (Астрахань, 2000 г.) — научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти (Уфа, 2002) — заседаниях технического совета ГПУ «Астраханьгазпром» (Астрахань, 2003, 2004 гг.) и ученого совета НИИнефтеотдача АН РБ (Уфа, 2003, 2004 гг.).

Публикации.

По теме диссертационной работы опубликовано 12 печатных работ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, основных выводов и рекомендаций.

Выводы по разделу.

1. Содержание в соляной кислоте полимерных реагентов АКВА ПАК и КМЦ в количестве 0,45 — 2,0% позволяет на прядок уменьшить интенсивность её взаимодействия при фильтрации через образец карбонатной породы при комнатной температуре (25°С). Это объясняется вязкостными свойствами полимеров.

2. С повышением температуры среды до 80 °C и выше вязкость водных растворов полимеров снижается и приближается к вязкости воды, в этих условиях применение полимеров для регулирования скорости реакции соляной кислоты с карбонатным продуктивным пластов АГКМ не рекомендуется.

3. Исследование реагентов ДН 0910 м, ЗСК и СНПХ 650А1 для регулирования скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой показало их высокую эффективность. Полученные результаты позволяют рекомендовать реагенты этого класса для промышленных испытаний на эксплуатационных скважинах АГКМ.

4. Анализ эффективности опытно-промышленных работ по применению кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи газа.

Как было показано в разделе 2 основным видом определения эффективности технологий интенсификации добычи газа является проведение газогидродинамических исследований. В настоящее время исследование газовых и газоконденсатных скважин и обработка полученных результатов осуществляются в соответствии с действующей «Инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» [12, 13]. На Астраханском ГКМ газогидродинамические исследования проводятся методом установившихся отборов (МУО) при стационарных режимах фильтрации и методом неустановившихся отборов.

4.1. Методы исследований скважин при стационарных режимах фильтрации.

Установившаяся плоскорадиальная фильтрация реального газа при нелинейном законе фильтрации описывается уравнением:

И>

Lu + fpu2.

4.1) dR к полагая к, JLI, Z независимыми от Р и Т получим выражение:

P2K-P*=aQ + bQ2 (4.2) если RK))RC и Р* = const, значения АиВ запишутся в виде: яккТ^ Я, п Т 7 г ст ст пл.

2 лЧКТ.

11 я. ст «с к /.

Время стабилизации давления и отборов зависит от фильтрационно-емкостных параметров пористой среды и насыщающих её жидкостей и газов. Полученные зависимости позволяют определять параметры пласта [12].

Установившиеся стационарные режимы фильтрации, такие, при которых измеряемые параметры, в течение определенного времени, остаются постоянными в пределах погрешности приборов. Поэтому метод называют ещё методом установившихся отборов.

Технология проведения исследования при стандартной методике заключается в последовательной смене режимов работы скважины (прямой ход) в направлении увеличения дебита и уменьшения забойного давления, в сочетании с регистрацией процесса стабилизации и восстановления давления между режимами (рис. 4.1). Обычно проводится 5 режимов прямого хода, с увеличением дебита и 3 режима обратного хода.

Стандартный метод установившихся отборов требует полной стабилизации рабочего давления и дебита скважины на каждом режиме и полного восстановления давления между режимами. Это обстоятельство значительно усложняет задачи исследований скважин на месторождениях, с низкопроницаемыми коллекторами введенных в разработку в последние годы.

Например, время восстановления давления для скважин Астраханского газоконденсатного месторождения составляет от нескольких недель до нескольких месяцев, при такой длительности остановки, в зоне дренирования данной скважины может наблюдаться снижение пластового давления за счет дренирования пласта соседними скважинами.

А Рст.

Метод установившихся отборов.

Время.

Рис. 4.1. Изменение давления при исследовании методом установившихся отборов (стандартная методика).

Поэтому для месторождений с длительным восстановлением пластового и стабилизацией забойного давления и дебита разработаны различные модификации стандартного метода, позволяющие ускорить процесс исследования [14, 15]:

— Изохронный метод;

— Ускоренно-изохронный метод;

— Экспресс метод;

— Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов.

4.1.1 Изохронный метод.

В основу изохронного метода исследования скважин заложено не условие практически полной стабилизации режимов, а отработка их в течение времени, которое определяется по формуле: 0,348 • 10″ 3 кРс^ / т/Ж^ (4.3) где к и ¡-л — коэффициенты проницаемости пласта и вязкости газа;

Рср — среднее пластовое давлениеКс — радиус скважины- 1р — время работы скважины после пуска.

Исследование скважины производится в течение одинаковых отрезков времени с различными дебитами. Обязательное условие — после каждого режима эксплуатации скважина останавливается до полного выравнивания давления в пласте.

Технология испытания скважин изохронным методом. Измеряется или определяется расчетным путем пластовое давление. Затем пускают скважину в работу с дебитом Ql на время tp~Ъ0 + 60 мин. [15]. Замеряют:

— <2,1(11Р) — д2 $ 2р) — о, з (гзР).

— Рзаб (1р) ~ Рзаб (2р) ~ Рзаб (Зр).

После измерений скважина закрывается на полное восстановление давления до Рст устьевого до начала исследований. Следующий режим задаётся большим дебитом и меньшим Рзаб • На втором и последующих режимах аналогично первому по истечении времени tp измеряют давление, температуру и расход газа и закрывают скважину до полного восстановления давления. Характер изменения устьевого давления представлен на рис. 4.2.

Изохронный метод исследования скважин. при исследовании скважины изохронным методом tpi=tp2=. = tpn = consttej < te2 < te3 < ten.

Модификацией изложенного метода является ускоренно-изохронный метод испытания скважины. Основное отличие модифицированного метода от стандартного заключается в том, что при проведении испытания не добиваются полного восстановления пластового давления. Давление восстанавливается до ¡-величины Рт. уСл = (0,95 0,98) Рт (на рисунке показано мелким пунктиром), и, соблюдая условие Рпл. усл1 ~ Рпл. усл2 = Рпл.усл.п ~ const испытывают скважину на нескольких режимах. За счет того, что Рпл. усл достигается в течение нескольких часов существенно сокращается продолжительность испытания скважины.

Обработка результатов. Результаты испытания скважины изохронным методом обрабатываются, согласно двучленному закону фильтрации, по формуле:

Р1 — Р1б ((«) = а ((р ШР) + Щ,)в2) (4.4) где Рзаб (~ забойное давление, соответствующее времени, tp — время работы скважины, не более 60 мин и одинаковое на всех режимах испытания скважины- 0,^р) — дебит скважины, соответствующий времени tp, (л (tp) — коэффициент фильтрационного сопротивления, зависящий от свойств пористой среды, свойств флюида и от радиуса дренирования. Чем больше время 1р, тем ближе я (1р) к своему истинному значению, (радиус зоны дренирования доходит до контура питания). Структура коэффициентов а@р) и Ь^р) следующая:

Фр) = №РатТт ъЩр)1КсУпк1гТст (45) где, X — соответственно коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа, зависящие от давления- ^ пл.,^ст. — пластовая и стандартная температурыИ — толщина пластак — коэффициент проницаемости пластаИс — радиус скважины- — радиус зоны дренирования, охваченный скважиной за время работы^. Коэффициент Ь для совершенной скважины также зависит от продолжительности стабилизации давления и дебита, но значительно в меньшей степени:

Щр)=Ра^Тт{1Ясмщ^птгмт^ (4.6) где / — коэффициент макрошероховатости, зависящий от пористости, проницаемости, формы и извилистости фильтрационных каналов.

Обрабатывая результаты испытания в координатах 2 2 от <2(1р) определяем коэффициент а@р), как отрезок, отсекаемый на оси ординат, и коэффициент Ь, как тангенс угла наклона прямой.

Однако, для скважин Астраханского ГКМ время достижения 95⁹⁸%.

Рпл будет обозначать остановку испытуемой скважины на месяц и более, что делает неприемлемым использование как стандартного изохронного, так и ускоренно-изохронного метода.

4.1.2. Экспресс-метод исследования скважин.

Продолжительные времена испытания изохронным и даже ускоренно-изохронным методом скважин, вскрывшим пласты с низкими коллекторскими свойствами, а также исследование скважин на поисково-разведочных площадях, когда в составе газа присутствуют Н28, послужили предпосылками к созданию метода значительно сокращающего процесс исследования. Он получил название экспресс-метода. Суть его состоит в том, что промежутки времени работы скважины на режиме и время восстановления давления после каждого режима равны (рис. 4.3.).

Экспресс-метод исследования скважин.

Рис. 4.3. Характер изменения давления в процессе исследования скважины экспресс методом.

Iр2 •••^рп ^в1 • ••^вп сотг.

Технология испытания скважины экспресс-методом. Перед исследованием измеряют или определяют по известному статистическому давлению пластовое давление.

Затем скважину пускают в работу с дебитом на время tpl =.

1200-И 800с. Замеряют:

— - 02((2р) — ОзОзр).

— Рзаб (1р) — Рзаб (2р) ~ Рзаб (Зр) затем закрывают скважину на время /в. Для получения корректных результатов важно чтобы tp = Затем скважину пускают на следующем режиме и т. д. соблюдая вышеперечисленные условия [12].

Обработка результатов. Уравнение притока газа к скважине при соблюдении условия экспресс-метода имеет вид: р1 -Р-, ар)=а (1р№р)+ьо!(1р)+рс1(1р) (4.7).

Коэффициент С (1р) в формуле (4.7) зависит от числа и порядкового номера режима и легко определяется для различных режимов:

С7 = 0- С2 =0,176 б, — С3 = 0,097 & +0,176.

С4 = 0,067 <2]+0,097 б, + 0,176 д3;

С5 = 0,051 б- + 0,067 <2⁰, 097 <22 + 0,176 д3 и т. д.

Обработка результатов испытания экспресс-методом проводится в координатах: от б/ЙЛ что позволяет определить коэффициенты фильтрационных сопротивлений а^р) и Ъ. Как видно из формулы (4.7) результаты испытания экспрессметодом могут быть обработаны только при известном коэффициенте Р, определяемом как тангенс угла наклона кривой восстановления давления, обработанной в координатах р (О от 1& *. Поэтому, для обработки результатов испытания этим методом необходимо снять хотя бы одну кривую восстановления давления.

4.1.3. Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов.

Метод был разработан с целью уменьшения времени испытания скважин за счет сокращения продолжительности восстановления давления между режимами. Динамика изменения устьевого давления при применении стандартного метода показана на рис. 4.4.

Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов.

Рис. 4.4. Характер изменения давления в процессе исследования скважины методом монотонно-ступенчатого изменения дебитов.

Технология испытания. Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов заключается в следующем:

Скважину, работающую с установившимся дебитом и забойным давлением Рзаб. останавливают на время явно не достаточное для восстановления давления до Рт, обычно принимают равным t0 = 4−10 ч. (4.8).

К концу времени пластовое давление восстанавливается jxoPq.

Далее скважину отрабатывают на нескольких (5−6) режимах следующим образом:

Скважину пускают в работу на первом режиме с дебитом Q} (tp) на время tp. По истечении tp фиксируют Рзаб, t и Q скважины после чего скважину с остановкой не более 120 — 180 с. переводят на новый режим работы с дебитом Q2 (tp). Продолжительность работы скважины на режимах должна быть одинакова и определяется по формуле: tpi =tp2=tp3=. = tpn= Const tpn = (0,08 — 0,2 tn) (4.9) «.

Принимая во внимание условия (4.8), (4.9) получаем tp = 0,32 — 2,0 час. При испытании скважин должно соблюдаться условие.

Qo< Qi< Q2 — < Qn.

Обработка результатов испытания проводится по формуле:

Р2оЛЧ) = ^р)в ((р)+Ь22(1р) (4.10).

Применение метода монотонно-ступенчатого изменения дебита в том виде, как он представлен в литературе [12], затруднено на Астраханском газоконденсатном месторождении в основном из-за большого времени стабилизации режима.

Для подтверждения сказанного ниже представлена таблица 4.2, в которой приведены данные газодинамических исследований и расчетные величины, полученные применением различных методов. В таблице 4.2 приведены исследования, выполненные в сентябре 1998 на скважине № 51 АГКМ. Исследования проводились с замером забойных давлений на режимах, что позволяет исключить ошибки в расчетах Рзаб. Данными для экспресс метода послужили исследования проведенные в то же время, но в скважине № 52, так как для расчетов этим методом необходимо наличие снятой КВД непосредственно перед проведением исследований на стационарных режимах. По наклону КВД определен коэффициент Д.

Заключение

.

1.Уточнены наиболее характерные особенности геологического строения продуктивных пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов Астраханского газоконденсатного месторождения, оказывающие существенное влияние на эффективность извлечения газа и конденсата:

• высокая неоднородность низкопроницаемых карбонатных порово-трещинных коллекторов;

• аномальные термобарические условия;

• значительное количество в составе добываемой продукции таких неуглеводородных компонентов как сероводород и диоксид углерода, называемых также кислыми газами;

• фазовые превращения насыщающих флюидов.

2.В результате анализа разработки АГКМ и применяющихся технологий интенсификации добычи газа установлено, что:

• основным видом интенсификации притока флюидов являются различные виды соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважин: соляно-кислотная ванна, соляно-кислотная обработка, метанольно-соляно-кислотная обработка, закачка углеводородно-кислотных эмульсий, гидрокислотный разрыв пласта;

• в процессе эксплуатации скважин рекомендуются проводить обработки призабойных зон скважин на трех технологических уровнях: (1) СКО с ЗСК объемом 90−120 м3, (2) метанольно (спирто)-кислотная или эмульсионная обработки с объемом закачки 150−200 м, (3) гидрокислотный разрыв пласта с объемом кислотного раствора 150−300 м ;

• для повышения эффективности солянокислотного воздействия на пласт необходимо применение кислотных растворов избирательного действия, позволяющих снизить скорость взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой и увеличить тем самым глубину проникновения ее в продуктивный пласт.

З.На основании выполненного геолого-статистического анализа методом главных компонент произведена дифференциация эффективности различных технологий СКО по выделенным группам скважин и получены регрессионные модели, позволяющие оценивать и прогнозировать изменение продуктивности и гидропроводности пласта в зависимости от его геолого-физических характеристик и технологических параметров применяемых методов воздействия.

Экспериментальное исследование применения реагентов ЗСК, ДН 09 ЮМ и СШIX 6510А для регулирования скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой показало их высокую эффективность, а полученные результаты позволили рекомендовать реагенты этого класса для промышленных испытаний на эксплуатационных скважинах АГКМ.

5.В результате проведения комплекса опытно-промышленных работ и газодинамических исследований на 24 скважинах АГКМ установлено, что разработанная технология интенсификации добычи газа с применением кислотного раствора избирательного действия позволяет в увеличить продуктивность скважин на 75%, получить дополнительную добычу газа — 140,9 млн. м3, конденсата — 49 320 т. Прибыль от внедренной технологии за первое полугодие 2004 года по сравнению с базовой составила 32,7 млн руб.