ПРИМЕР 1 ДИПЛОМНАЯ РАБОТА. Анализ результатов проведения интенсификации притока флюида к скважи нам на примере Астраханского газоконденсатного месторождения
 Скачать 2.47 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Направление 21.03.01. Оценка ___________________ «____»____________2015 г. __________________ (подпись секретаря ГАК) «К защите» Заведующий кафедрой _____________(Ермолаев А. И.) «____»_____________2015 г. ДИПЛОМНАЯ РАБОТА на тему: «Анализ результатов проведения интенсификации притока флюида к скважи- нам на примере Астраханского газоконденсатного месторождения» Руководитель работы: доцент, к.т.н. Хайдина М. П. (должность, степень, фамилия, инициалы) __________________________________ (подпись) Консультант по разделу «Безопасность и экологичность» доцент, к.т.н. Чемакин Н. М. (должность, степень, фамилия, инициалы) ____________________________________ (подпись) Студент гр. РГ-11-08 Райский Юрий Александрович (фамилия, имя, отчество) ____________________________________ (подпись) ____________________________________ (дата) Москва 2015 Министерство образования и науки Российской Федерации Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Направление 21.03.01. ГруппаРГ-11-08 ЗАДАНИЕ на дипломную работу Студент Райский Юрий Александрович (фамилия, имя, отчество) Тема дипломной работы: «Анализ результатов проведения интенсификации притока флюида к скважи- нам на примере Астраханского газоконденсатного месторождения» Время выполнения работы с февраля по май 2015 г. Руководитель выпускной работы: Хайдина М. П., доцент, к.т.н., РГУНГ имени И. М. Губкина ___________________________________________________ (фамилия, инициалы, должность, степень, место работы) Тема выпускной работы и руководитель утверждены приказом № 350-у от «03» апреля 2015 г. Консультант по разделу «Безопасность и экологичность» Чемакин Н. М., доцент, к.т.н., РГУНГ имени И. М. Губкина ___________________________________________________ (фамилия, инициалы, должность, степень, место работы) Заведующий кафедрой Ермолаев А.И. «___» ____________ 2015 г. Задание принял к исполнению «___» ______________ 2015 г. _________________________ (подпись студента) 1. Содержание задания Подробно изучить и проанализировать аспекты проведения мероприятий по интенсификации притока флюида на газовых скважинах в низкопроницаемых трещиноватых коллекторах. Изучить материалы, предоставленные инженерно- техническим центром (ИТЦ) ООО «Газпром добыча Астрахань». Провести сравнение исходного месторождения с рядом других зарубежных объектов с использованием данных статей SPE. Особое внимание в работе уделено при- менению новейшей разработки компании Schlumberger MaxCO 3 Acid System. 2. Исходные данные к работе Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов; состав пласто- вого газа; таблица разновидностей химического воздействия на ПЗП; термоба- рические условия коллектора, коллекторские свойства и типы пород; характе- ристика осуществляемой системы разработки; конструкция и способы освое- ния скважин; технологии интенсификации газоотдачи, применяемые на про- мысле; схемы закачки реагентов при проведении различных видов обработок. 3. Перечень графического материала Обзорная карта АГКМ; геологический разрез АГКМ; схема конструкции скважин АГКМ с открытым стволом; результаты лабораторных исследований систем MaxCO 3 Acid System и VDA; схема обвязки оборудования при прове- дении СКО на АГКМ; 4. Задание и исходные данные по разделу «Безопасность и экологичность» Разработать рекомендацию по безопасному и экологичному проведению работ по интенсификации газоотдачи на скважинах АГКМ Подпись консультанта _____________________________ 6. Рекомендуемая исходная литература Алиев З.С., Самуйлова Л.В. Газогидродинамические исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин. - “Макс пресс”, 2011, - 338с. Басниев К. С., Власов А. М., Кочина И. Н., Максимов В.М. Подземная гидрав- лика. – М.: Недра, 1986, – 303 с. Гвоздев Б. П., Гриценко А. И., Корнилов А. Е. Эксплуатация газовых и газоко- нденсатных месторождений: Справочное пособие // М.: Недра, 1988. – 575 с.: ил. – ISBN 5-247-00142-7. Тер-Саркисов Р.М., Перепеличенко В.Ф., Билалов Ф.Р. Проект разработки Астраханского газоконденсатного месторождения // Москва, 2000 Токунов В. И., Саушин А. З. Технологические жидкости и составы для повы- шения продуктивности нефтяных и газовых скважин // М.; ООО «Недра- Бизнесцентр». 2004. – 711 с.: ил. – ISBN 5-8365-0189-0 Подпись руководителя выпускной работы ___________________________ КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК РАБОТЫ ПО РАЗДЕЛАМ ДИПЛОМНОЙ РАБО- ТЫ № п/п Перечень разделов работы Срок выполне- ния Отметки о выполнении 1. Сбор исходной информации об Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ) 01.09.2014 2. Работа со статьями. Разбор тех- нологии MaxCO 3 Acid System 01.11.2014 3. Составление обзора способов воздействия на пласт 01.03.2015 4. Анализ мероприятий по интен- сификации притока газа к сква- жинам на АГКМ. Анализ резуль- татов проведения обработок по данным ГДИ. 01.04.2015 5. Работа со Стандартом предприя- тия ООО «Газпром добыча Аст- рахань» СТП 05780913.16.2- 2006. Выявление перечня требо- ваний, предъявляемые к охране труда и окружающей среды на АГКМ 01.05.2015 6. Анализ перспективных методов интенсификации притока газа к скважинам на АГКМ 15.05.2015 Составлен «___» _____________________ 2015 г. _________________________ _________________________ (Подпись руководителя) (Подпись студента) АННОТАЦИЯ Райский Ю. А. «Анализ результатов проведения интенсификации притока флюида к скважинам на примере Астраханского газоконденсатного месторож- дения», дипломная работа, 2015 - 124 стр., 27 табл., 29 рис. Руководитель к.т.н., доцент Хайдина М.П. Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газокон- денсатных месторождений. В дипломной работе рассмотрены основные технологии интенсификации притока флюида к газовым скважинам, дана краткая характеристика Астрахан- ского газоконденсатного месторождения (АГКМ). Проанализированы результа- ты проведения кислотных обработок на АГКМ. Переведены и адаптированы статьи о применении технологии MaxCO 3 Acid System на месторождениях Ка- захстана и Саудовской Аравии. При помощи методов обработки данных, полу- ченных в ходе газогидродинамических исследований скважин, построены гра- фики для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления для обрабатываемых скважин. Проведен анализ полученных результатов. 7 Оглавление Сбор исходной информация об Астраханском газоконденсатоном месторождении (АГКМ) ............................................................................................. 1 Введение ....................................................................................................................... 9 Глава 1. Исходная информация об Астраханском газоконденсатоном месторождении .......................................................................................................... 11 1.1 Сведения о регионе работ .................................................................................. 11 1.2. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов .................... 14 1.3. Термобарические условия ................................................................................. 17 1.4. Коллекторские свойства и типы пород ............................................................ 18 1.5. Начальный состав пластовой системы ............................................................. 19 1.6. Характеристика осуществляемой системы разработки ................................. 21 1.7. Конструкции скважин ........................................................................................ 24 1.8. Освоение скважин .............................................................................................. 29 1.9. Выводы ................................................................................................................ 30 Глава 2. Обзор способов воздействия на пласт. Кислотные обработки .............. 31 2.1. Обоснование выбора скважины для проведения КО ..................................... 35 2.2. Факторы, влияющие на эффективность проведения кислотной обработки 37 2.3. Виды химических реагентов, применяемых для кислотных обработок ...... 41 2.4. Технологии кислотной обработки MaxCO 3 Acid System и VDA .................. 48 2.4.1. Характеристики технологий MaxCO 3 Acid System и VDA......................... 50 2.4.2. Опыт применения системы MaxCO 3 Acid System на месторождении Южный Гавар, Саудовская Аравия ......................................................................... 51 2.4.3. Опыт применения системы MaxCO 3 Acid System на месторождении Тенгиз, Казахстан ...................................................................................................... 56 2.5. Выводы ................................................................................................................ 62 Глава 3. Интенсификация притока газа на АГКМ ................................................. 63 3.1. Схема проведения интенсификации притока на АГКМ ................................ 74 3.2. Виды обработок на АГКМ ................................................................................ 77 3.2.1. Первоначальные обработки ........................................................................... 77 8 3.2.2. Новые технологии обработки на АГКМ ....................................................... 82 3.3. Химические реагенты, используемые на АГКМ .......................................... 101 3.3.1. Кислоты .......................................................................................................... 101 3.3.2. Поверхностно-активные вещества .............................................................. 102 3.4. Выводы .............................................................................................................. 105 Глава 4. Требования, предъявляемые к охране труда и окружающей среды на АГКМ ........................................................................................................................ 106 4.2. Охрана труда и техника безопасности при проведении технологических операций ................................................................................................................... 106 4.3. Мероприятия по охране окружающей среды ................................................ 108 Глава 5. Перспективные направления в развитии технологии интенсификации притока на АГКМ .................................................................................................... 111 Заключение .............................................................................................................. 112 Список использованной литературы ..................................................................... 114 9 Введение Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) является слож- ным для освоения месторождением углеводородов. Для АГКМ характерно ано- мально высокое пластовое давление, высокая пластовая температура, высокое содержание кислых компонентов в составе пластового флюида, а также слож- ное геологическое строение коллектора. В силу этих особенностей освоение АГКМ невозможно без проведения мероприятий по интенсификации притока газа к скважинам. Применяемые технологии интенсификации притока должны способство- вать улучшению фильтрационно-емкостных характеристик коллектора, устра- нению кольматации продуктивных пропластков, минимальному коррозионному воздействию на элементы подземного оборудования (ПО), интенсивному выно- су продуктов реакции, предотвращению их накопления и т.д. Цель работы: подробно изучить и проанализировать аспекты проведения мероприятий по интенсификации притока флюида на газовых скважинах в низ- копроницаемых трещиноватых коллекторах. В ходе работы были изучены материалы, предоставленные инженерно- техническим центром (ИТЦ) ООО «Газпром добыча Астрахань». Также было проведено сравнение исходного месторождения с рядом других зарубежных объектов с использованием данных статей SPE. Особое внимание в работе уде- лено применению новейшей разработки компании Schlumberger MaxCO 3 Acid System. В данной работе: рассмотрены основные технологии по проведению интенсификации притока флюида к газовой скважине и применяемые химические реагенты; рассмотрены технологии интенсификации притока флюида к нефтяным и газовым скважинам с применением вязких самоотклоклоняющихся систем и колтюбинговых технологий; 10 проанализировано применение технологии MaxCO 3 Acid System на ме- сторождениях России, Казахстана и Саудовской Аравии; проанализированы актуальность и эффективность проведения кислот- ных обработок (КО) на АГКМ; проанализированы результаты проведения вторичных обработок на АГКМ, а также результаты проведения обработок в условиях обводнения газо- вых скважин; выявлены наиболее эффективные методы обработки призабойной зоны пласта на АГКМ; выявлены перспективные направления в развитии технологий по интен- сификации газоотдачи на АГКМ 11 Глава 1. Исходная информация об Астраханском газоконденсатоном ме- сторождении 1.1 Сведения о регионе работ ООО «Газпром добыча Астрахань» осуществляет деятельность по поиску и разведке залежей нефти и газа (как заказчик), добычу и переработку серово- дородсодержащего сырья АГКМ на одноименном газовом (газохимическом) комплексе с выработкой сухого и сжиженного газа, бензина, дизельного топли- ва, мазута, серы в жидком, комовом и гранулированном видах, транспортиров- ке товарной продукции, обеспечению области и других субъектов Федерации газом и жидким топливом, газификации населенных пунктов, промышленному и жилищно-гражданскому строительству, капитальному ремонту, проектно- изыскательским, научно-исследовательским, опытно-конструкторским и дру- гим работам. ООО «Газпром добыча Астрахань» представляет собой крупный газохи- мический комплекс, в состав которого входят следующие структуры: газопромысловое управление (ГПУ); газоперерабатывающий завод (ГПЗ); комплекс подземных хранилищ; внешние газо- и продуктопроводы. Месторождение находится в 60 км севернее областного центра г. Астра- хань. В административном плане оно размещается в пределах Наримановского, Красноярского, Харабалинского и Енотаевского районов Астраханской обла- сти, юго-восточное его окончание уходит на территорию Казахстана, как видно на рисунке 1. Контур разбуривания Астраханского газового комплекса расположен в Красноярском районе Астраханской области, в 70 км к северо-востоку от об- ластного центра – г. Астрахани, на левобережье реки Ахтуба, левой протоки низовья реки Волга, как видно на рисунке 1. 12 Территория контура разбуривания находится в пределах Прикаспийской низменности и характеризуется развитием аккумулятивного эолового рельефа голоценового возраста. По многолетним данным климат области характеризуется как резко кон- тинентальный с преобладанием ветров северо-восточного (зимой) и восточного (летом) направлений, весной часто переходящих в пыльные бури, с довольно резкими сезонными колебаниями температуры, малым количеством осадков и высокой испаряемостью. Рисунок 1 - Обзорная карта АГКМ [12] Средняя годовая скорость ветров составляет 4,2 м/с, наибольшая средне- месячная – 4,9 м/с (апрель), наименьшая – 3,5 м/с (июль, август). За год около 10 дней отмечается ветер со скоростью в среднем до 15 м/с и более. Макси- мальная скорость ветра до 30 м/с. Зима холодная, сухая, малоснежная с часты- ми буранами. Харабали Енотаевка Цаган Аман Ахтуб а Во лга Ба хт ем ир Ка м ы зя к К А Л М Ы К И Я Буз ан Волг а Замьяны К А З А Х С Т А Н А Г К М Аксарайский А С Т Р А Х А Н С К И Й С В О Д Астрахань г г г г г г г г г г г г г г г г г г г г г г г г г К А С П И Й С К О Е М О Р Е 10 50 км УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ административные границы граница Астраханского свода разрабатываемые площади перспективные площади населенные пункты газопроводы нефтепроводы г г 13 Проникающие сюда массы полярного воздуха в холодное время характе- ризуются низкими температурами и малой влажностью. Средняя температура холодного месяца (февраль) минус 8,6 °C. Снежный покров неустойчив и устанавливается обычно во второй декаде января и удерживается в среднем одну, две недели. Средняя высота снежного покрова зимой от 3 до 4 см, а средняя из наибольших около 30 см. Нормативная глубина промерзания грунта 0,9 м. Наибольшая глубина промерзания 144 см. Лето засушливое, средняя температура самого жаркого месяца (июля) плюс 25,1 °C. Абсолютный максимум приходится на этот же месяц, достигая значения плюс 42 °C. Среднегодовое количество осадков составляет 164 мм и распределение их по сезонам довольно равномерно, с небольшим преобладанием летом. Так как количество осадков невелико, то следует ожидать незначительного загрязнения поверхностных вод и водотоков вредными веществами, оседающими на по- верхности почвы и вымываемыми дождями. С точки зрения рассеивания вредных веществ в атмосфере, климатиче- ские условия в районе АГК в целом благоприятны. Важнейшими транспортными коммуникациями являются: железные до- роги – Астрахань-Саратов, Астрахань-Атырау, Астрахань-Махачкала; автодо- роги с твердым покрытием – Астрахань-Волгоград на правом и Астрахань- Аксарайск на левом берегах Волги. Астраханский грузовой порт является глав- ной базой морского и речного транспорта. 14 1.2. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов АГКМ характеризуется высоким содержанием агрессивных компонентов в составе газа, коррозионной активностью и токсичностью, наличием аномаль- но высокого пластового давления, высоким конденсатным фактором, высокой температурой гидратообразования, высоким давлением конденсации. Содержа- ние метана – 50%, кислых газов – более 40%, в том числе до 28% сероводорода. Газоконденсатное месторождение расположено в юго-западной прибор- товой зоне Прикаспийской впадины, севернее г. Астрахани. Залежь приурочена к сложному по строению карбонатному массиву, представленному известняка- ми башкирского яруса среднего карбона, залегающим на глубине 3700÷4100 м. Поверхность газоводяного контакта (ГВК) – наклонная с погружением в юго-западном направлении. Средний уровень ГВК принят на отметке минус 4073 м. Средневзвешенная газонасыщенность оценена по вскрытому разрезу до уровня ГВК и составляет 85%. Продуктивная толща АГКМ представлена карбонатными отложениями башкирского яруса среднего карбона в объеме прикамского, северокельтмен- ского и краснополянского горизонтов. Разрез слагается известняками серыми, буровато- и коричневато-серыми, крепкими, пористыми, массивными и неясно- слоистыми, с подчиненными прослоями плотных трещиноватых и плитчатых разностей. Среди известняков отмечаются тонкие прослои зеленовато-серых плитчатых аргиллитов. Продуктивная толща АГКМ сложена, в основном, чистыми известняками. В составе пород: кальцит 96÷98%, доломит – 1÷4%, нерастворимый остаток – 0,2÷0,8%, ангидрит – менее 0,1%, кварц – до 2%. Геологический разрез АГКМ представлен на рисунке 2. 15 Рисунок 2 - Геологический разрез АГКМ [12] Пустотное пространство карбонатных пород представлено порами, филь- трующими каналами, трещинами и кавернами. Трещинная и каверновая емко- сти имеют подчиненное значение. Основную и значительную долю в продук- тивном разрезе составляет поровый (гранулярный) тип коллектора. Емкостные свойства пород обусловлены развитием пор первичных (ре- ликтово-седиментационных и типа диагенетической перекристаллизации) тон- кой и очень тонкой структуры, пор унаследованно-вторичных, образованных выщелачиванием на месте первичных пустот, а также пор вторичных, образо- вание которых связано с трещинами. Вторичные поры, по данным изучения шлифов из пропитанных цветной смолой образцов пород, играют значительную роль в обеспечении ёмкости. Унаследованные внутриформенные пустоты име- ют размеры от 5 до 50 мкм, редко достигают размеров 100÷150 мкм, полу- округлую форму, гладкие или неровные зубчатые ограничения. Межформенные поры отличаются лапчатой, щелевидной или гантелеобразной формой. Поры распределяются селективно. Собственно вторичные поры приурочены к расши- рениям полостей трещин, стилолитов. Сгущения таких пор развиваются в заль- 16 бандах трещин. В трещинах различных систем образуются узкие, щелевидные (10÷50 мкм), участками протяженные (1÷10 мм) или неправильные асиммет- ричные заливообразные, более крупные (до 0,5*1 мм) поры и мелкие каверны. Поры выщелачивания, по данным изучения пород в шлифах, составляют от 10÷30 до 60% объёма емкости коллектора. Изучение морфологии пустотного пространства в шлифах показало, что соединение пор осуществляется весьма тонкими, короткими (10÷20 мкм) и бо- лее протяженными поровыми канальцами. В карбонатном разрезе АГКМ ши- роко распространены также трещины, залеченные вторичным кальцитом, ши- риной от 2,0÷3,0 до 0,2÷0,5 и реже 1÷1,5 мм, приуроченные к зонам наложен- ной цементации разреза кальцитом. Повсеместно в разрезе, чаще в пластах с уплотненной матрицей, развиты сутуростилолитовые швы различных геомет- рических типов, с которыми связаны открытые трещины и каверны. Кавернозность пород по керну имеет ограниченное развитие. Чёткой за- кономерности в распространении каверн не установлено. Частые мелкие кавер- ны установлены в биоморфных водорослевых известняках по скважине 5-А в пачках 3,8,9,10, на границе прикамского и северокельтменского горизонтов. Таким образом, литологическое изучение кернового материала продук- тивного разреза АГКМ выявило следующее его основные черты: толща слагается коррелируемыми по всей площади пластами органо- генных известняков, являющимися коллекторами порового и порово- трещинного типов с подчиненными прослоями, и пластами плотных трещино- ватых биогенно-хемогенных разностей и аргиллитов, которые флюидоупорами не являются; наличие широко развитой трещиноватости обеспечивает единство газо- динамической системы залежи АГКМ. Анализ имеющихся данных ГИС, результатов лабораторных исследова- ний керна и промысловых испытаний показывают, что в условиях изучаемого месторождения целесообразно определить газонасыщенные коллекторы, как породы, содержащие газ, при доказанной его подвижности. 17 Комплекс методов, включающий измерения БК-3, БКС-2, МНК, ГК, ИННК, дал основные доказательства подвижности газа в породах с пористо- стью не менее 6%, которая принята в качестве условной границы «коллектор- неколлектор». Разрезы скважин, пробуренные на АГКМ, подразделяются на три зоны: газоносная зона (с предельным газонасыщением коллектора); переходная зона; нижняя часть переходной зоны (между ГВК и зеркалом воды). 1.3. Термобарические условия На Астраханском своде, где на гипсометрическую поверхность минус 4500 м почти повсеместно выходят каменноугольные карбонатные отложения, увеличение температуры происходит с севера на юг и с востока на запад. Так, на Заволжской площади, расположенной в северной части свода, в непосред- ственной близости от контура АГКМ, на этой глубине температура равна 110 °C. В южном направлении от Заволжской площади она повышается и на АГКМ составляет 116 °C. Газоконденсатная залежь, приуроченная к интервалу глубин 3828÷4096 м, в температурном режиме на срезе минус 4500 м не находит отра- жения. Она располагается между изотермами 110÷120 °C. В самой залежи в ин- тервале глубин 4100÷3980 м температура равна 110 °C. Геотермическая характеристика разреза АГКМ была получена в результа- те изучения геотермического градиента по скважине 1 Пионерской. Значения температуры на глубинах 500, 1000, 1500, 2000, 2500, 3000, 3500 м здесь соот- ветственно составляют 23,3; 40; 52,5; 68,7; 79,5; 91,0 и 101,2 °C. Геотермический градиент (°С/100 м) по интервалам глубин следующий: 500÷1000 м – до 3,34; 1000÷1500 м – до 2,5; 1500÷2000 м – до 3,24; 2000÷2500 м – до 2,16; 2500÷3000 м – до 2,3; 18 3000÷3500 м – до 2,04. Среднее его значение по разрезу месторождения равно 2,9 °C/100 м. Характеризуя начальное пластовое давление АГКМ, необходимо отме- тить, что оно было замерено глубинными манометрами лишь в одной скважине (скважина 32). В остальных скважинах пластовые давления определяли при ис- следовании расчетным путем по барометрической формуле, исходя из статиче- ского давления на головке скважины. Судя по многочисленным источникам, где встречается начальное пласто- вое давление для АГКМ, оно установлено в размере 624 кгс/см 2 на отметке - 4015 м., т.е. 61,6 МПа. Однако недавно проведенные глубинные замеры давле- ния в новых, ещё не эксплуатирующихся скважинах, показали, что начальное пластовое давление в юго-восточной зоне месторождения несколько выше – порядка 62,1 МПа. Приведенные выше значения пластового давления свидетельствуют о развитии в подсолевом комплексе месторождения и всего Астраханского свода в целом аномально высокого пластового давления (АВПД). Градиент АВПД здесь колеблется в пределах 0,015÷0,016 МПа/м. 1.4. Коллекторские свойства и типы пород Основные фильтрационно-ёмкостные свойства коллекторов изучались в процессе разведки и эксплуатационного бурения. Среднее значение пористости по скважинам рассчитывалось как средневзвешенное по эффективной толщине. Среднее значение пористости принятое при подсчете запасов, составляет 9,9% (от 6,7 до 12,4%). По результатам исследований керна и обработок кривых вос- становления давления можно сделать вывод об относительно низких фильтра- ционных свойствах продуктивного разреза. Коэффициент абсолютной газопро- ницаемости по керну равен (0,005÷1,0)*10 -15 м 2 , по результатам обработки кри- вых восстановления давления (КВД) (0,2÷8,5)*10 -15 м 2 . Среднее значение коэф- фициента газопроницаемости принято 1,1*10 -15 м 2 19 Фактическое среднее значение остаточной водонасыщенности по всей за- лежи равно 17%. Коэффициент остаточной нефтенасыщенности – 3%. 1.5. Начальный состав пластовой системы АГКМ по составу газа, аномально высокому пластовому давлению и, са- мое главное, по объёму разведанных запасов, является уникальным. Сырьевые запасы по категории С 1 составляют 2,43 трлн.м 3 Месторождение характеризуется высоким содержанием агрессивных компонентов в газе, его коррозионной активностью и токсичностью, низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, снижением пластового давления, на отдельных участках до давления начала конденсации. Газ АГКМ высокосернистый с содержанием сероводорода свыше 25% объёмных, кроме того, в газе содержится сероокись углерода, меркаптановая сера, сероуглерод и СО 2 . Добываемая пластовая смесь находится в однофазном газообразном состоянии и недонасыщена тяжёлыми углеводородами. Давление начала конденсации около 40 МПа, содержание жидких углеводородов 260÷275 г/м 3 . Плотность конденсата составляет 806÷827 кг/м 3 . Из скважин вместе с га- зом может выноситься конденсационная вода, которая по своему составу отно- сится в основном к хлоркальциевому типу с общей минерализацией до 10 г/дм 3 , плотностью до 1,005 г/см 3 , pH 4,1÷5,9, при этом ВГФ в среднем по скважинам составляет до 15 см 3 /м 3 . В скважинах, с присутствием подошвенной воды в со- ставе пластовой смеси более 50%, добываемая газожидкостная смесь может со- держать до 250 см 3 /м 3 смешанной воды, с минерализацией до 100 г/дм 3 , плот- ностью до 1,059 г/см 3 , pH 6,9. Кроме того, в пластовой смеси могут содержаться: механические примеси; глинистый раствор; соляная кислота; метанол; ингибитор коррозии в конденсате; 20 Пластовая смесь АГКМ является крайне агрессивной и предъявляет осо- бые требования к оборудованию и трубопроводам технологической обвязки. Состав пластового газа приведен в таблице 1. Таблица 1 - Состав пластового газа АГКМ [12] Компоненты Скважина 8 Скважина 72 Скважина 84 Скважина 97 Сероводород 26,21 25,04 30,02 25,74 Углекислый газ 13,10 12,22 16,25 13,40 Азот 0,41 0,18 0,51 0,42 Водород 0,01 0 0 0 Гелий 0,02 0,01 0,02 0,01 Аргон - - - - Метан 50,58 53,79 48,07 51,89 Этан 3,32 3,47 0,78 2,88 Пропан 1,22 1,2 0,37 1,20 Изобутан 0,27 0,24 0,08 0,20 н-Бутан 0,51 0,44 0,25 0,47 Изопентан 0,28 0,21 0,15 0,23 н-Пентан 0,31 0,22 0,17 0,29 Гексаны 0,50 0,34 0,41 0,49 Гептан+ высшие 3,26 2,67 2,92 2,78 Меркаптаны - - - - Потенциал С 5+ на 1 м 3 газа се- парации 373,3 232,7 228,6 219,4 Пластовый газ характеризуется высокой температурой образования гид- ратов. Условия образования гидратов приведены в таблице 2. Таблица 2 - Условия образования гидратов метана на АГКМ [12] Давление, МПа 30,0 20,0 15,0 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 Температура гидратообразования, °С 31,0 30,0 29,0 28,0 27,8 27,4 27,0 26,5 21 Технологическая схема промысла включает в себя: эксплуатационные скважины, две установки предварительной подготовки газа (УППГ) 1-й очере- ди (№№ 1,2), четыре УППГ 2-й очереди (№№ 3А, 4, 6, 9), промысловые техно- логические трубопроводы и коммуникации, систему ТМ/ТУ, систему продувки скважин (в подземные ёмкости или на амбар), систему обнаружения H 2 S на ме- сторождении. 1.6. Характеристика осуществляемой системы разработки Объёмы добычи газа целиком определяются возможностями его перера- ботки на ГПЗ, проектная мощность которого по газу сепарации составляет 12 млрд. м 3 /год. Анализ изменения пластового давления месторождения по площади и по годам свидетельствует о том, что дренированием охвачена вся разбуренная зо- на, а расположение добывающих скважин в центральной части залежи после 20 лет эксплуатации не привело к образованию застойных зон на её краевых участках, что позволяет рассматривать залежь как единую газодинамическую систему. АГКМ введено в опытно-промышленную эксплуатацию в декабре 1986 года при начальном пластовом давлении 61,2 МПа и температуре 108÷110 °C. В разработку вовлечена наиболее продуктивная центральная зона месторождения. В 2007 году темп отбора пластового газа от утвержденных запасов кате- гории B+C 1 составил 0,52%, от дренируемых – 1,14%. К началу 2014 года накопленный отбор пластовой смеси по месторождению составил 9,96% от утвержденных запасов и 21,72% от дренируемых. Газоконденсатная система АГКМ при давлении 61,2 МПа и температуре 110 °C находится в парообразном состоянии, а переход в двухфазное (газожид- костное) состояние начинается при снижении давления до 38,0÷42,0 МПа. На рисунке 3 представлена карта изобар АГКМ на начало 2013 года. 22 Рисунок 3 - Карта изобар АГКМ на 01.01.2013 г. [12] Результаты газоконденсатных исследований свидетельствует о стабили- зации работы скважин и залежи в целом при давлении выше давления начала конденсации. Одной из проблем, осложняющих процесс разработки АГКМ, является обводнение скважин. На данном этапе разработки установлено, что основные пути движения подошвенных вод в скважины следующие: скважинах, вскрывших ГВК – подъем подошвенных вод по проницае- мым породам призабойной зоны скважины, а также по цементному камню за колонной; в скважинах, не вскрывших ГВК – по трещиноватым проницаемым по- родам между ГВК и забоями скважин, а также по искусственным трещинам, со- зданным в процессе работ по интенсификации притока газа. На рисунке 4 представлен фактический материал по текущему техниче- скому состоянию скважин. 23 Рисунок 4 - Техническое состояние эксплуатационного фонда скважин АГКМ [12] Контроль за обводнением скважин на АГКМ включает: наблюдения за изменением положения ГВК и отработкой продуктивной толщи по программам ГИС-контроля в наблюдательных и эксплуатационных скважинах; контроль обводнения при исследовании скважин на контрольном сепа- раторе (КС) с отбором проб воды на определение химического состава посту- пающей воды для определения их типа; зависимость определяемых параметров (рН среды, плотность, щелочность, хлорид-ион, сульфат-ион и катионы магния, кальция, натрия, калия, железа) от режимов работы; контроль изменения состава попутных вод в процессе разработки; контроль режима работы залежи. Обводнённость продукции скважин АГКМ является одним из показате- лей разработки и используется в совокупности с другими критериями для обос- нования режима работы залежи. Основной контроль за обводнением скважин осуществляется путём использования результатов газогидродинамических ис- Экспл уатац ионны й фон д Неис правн ые Усло вно и справ ные Испр авны е На 01.09.03 На 15.01.04 На 01.01.05 На 01.09.07 134 100 23 11 134 101 24 9 131 106 21 4 130 110 9 1 0 20 40 60 80 100 120 140 Ко ли че ст во с кв аж ин 24 следований (ГДИ) скважин и геохимических анализов проб попутной воды в продукции скважин, отобранных на контрольном сепараторе. Воды, выносимые из скважин, представляют собой сложную смесь, в со- став которой входят: собственно-конденсационная вода, находящая в пластовых условиях в парообразном состоянии, остаточная (порово-капиллярная) вода, присутствующая в порах газово- го коллектора, фильтрат бурового раствора, продукты реакции соляной кислоты с карбонатными породами при про- ведении КО. По результатам ГИС-контроля за весь период эксплуатации месторожде- ния ГВК находится в первоначальном положении. Значения коэффициента начальной обводненности продукции скважин находятся в пределах 0,8÷1,2%, однако по мере разработки месторождения, увеличивается влагонасыщенность пластовой смеси, и, следовательно, обвод- ненность продукции. Таким образом, неизменное первоначальное положение ГВК, низкое зна- чение обводненности добываемой смеси, темп падения пластового давления, низкая удельная добыча газа сепарации подтверждают существование в залежи первоначального газового режима. 1.7. Конструкции скважин Отличительными особенностями АГКМ являются: наличие мощной тол- щи солей и пачек пород, требующих различные технологические условия их проходки, содержание в пластовой смеси агрессивных кислых компонентов – сероводорода и углекислого газа, высокие начальное пластовое давление и температура на глубине 4000 м. Специфические горно-геологические условия определили необходимость применения сложной конструкции скважины, пере- крывающей несовместимые зоны, высокопрочных труб, специальных раство- 25 ров и технологий, позволяющих преодолевать возникающие осложнения, кото- рые просматриваются по всему разрезу. Список осложнений на АГКМ пред- ставлен в таблице 3. Кроме того, продуктивный интервал на 80÷90% перекрыт неперфорированным хвостовиком НКТ, что ограничивает доступ к верхней и средней части интервала, что, например, вынуждает проводить обработку ПЗП через нижнюю часть интервала с подъёмом жидкости обработки по затрубному пространству вдоль всего пласта. Таблица 3 - Осложнения при проводке скважин на АГКМ [12] Виды осложнений Отложения Поглощения раствора Четвертичные, неоген; юра, триас, пермь; филипповские; продуктивные Сужение ствола, рапопроявления Кунгурские; соль Нефтегазопроявления Четвертичные и неоген; пермо-триасовые; филипповские За время освоения АГКМ апробированы многочисленные буровые рас- творы и технологии для преодоления осложнений и определены оптимальные. В качестве промывочной жидкости широкое распространение получили мине- рализованные сероводородостойкие растворы для вскрытия хемогенных отло- жений, глинистый – для бурения терригенных отложений и раствор на кисло- торастворимой твердой фазе для вскрытия продуктивных отложений. Преду- преждение течения солей осуществлялось выбором необходимой плотности раствора с учетом пластических характеристик кунгурских отложений. На Астраханском своде выделяются три типа разрезов по глубине погру- жения и мощности соленосных толщ, по градиентам пластового давления: первый тип разреза соответствует сводам соляных куполов при мощно- сти галогенных отложений более 1200 м. 26 второй – характерен для склонов куполов при мощности соленосных пород 700 – 1000 м. третий – в межкупольных мульдах. Для первых двух типов разрезов предусматривается отдельное перекры- тие терригенной части с установкой башмака промежуточной колонны диамет- ром 324 мм в кровле солей. С целью обеспечения надежности устья и управле- ния рапопроявлением колонна собирается из высокопрочных обсадных труб. В третьем типе разреза спуск колонны диаметром 324 мм обусловлен необходи- мостью перекрытия неустойчивых пород, флюидопроявляющих пластов и обеспечения надежного устья. Вторая промежуточная колонна во всех случаях спускается в кровлю сакмаро-артинских отложений. Эксплуатационная колонна из высокопрочных труб перекрывает сакмаро-артинские отложения. При проявлениях филиппов- ского горизонта эксплуатационная колонна перекрывает его. Ствол скважины оставляют неперекрытым до кровли пород-коллекторов десятой пачки. Мате- риальное исполнение эксплуатационных колонн предусматривается с учетом коррозионного воздействия агрессивных компонентов пластовой смеси. 27 КОНСТРУКЦИЯ НОВЫХ СКВАЖИН АГКМ С ОТКРЫТЫМ СТВОЛОМ В ИНТЕРВАЛЕ БАШКИРСКОГО ЯРУСА 3850 м кровля башкирского яруса подошва башкирского яруса 4100 м 4000 м 3700 м метанол с ингибитором пакер цементный камень эксплуатационная колонна интервал 0-3700 м сталь SM-90SSU ниже 3700 м сталь 2535-110U (нерж. сталь) НКТ 3 1 / 2 " (88,9 мм) SM-90SSU НКТ 2 7 / 8 " (73 мм) сталь SM-90SSU нерж. сталь 2535-110U Вид I 11 м 1500 м 3700 м 720 630 426 324 245 178 (1 68 ) 50 м 350 м 4000 м Вид I Рисунок 5 - Схема конструкции скважин АГКМ с открытым стволом [12] 28 Для повышения качества цементирования рекомендуется применять сле- дующие мероприятия и материалы: 1. Технологические двухступенчатое прямое цементирование с использованием муфт сту- пенчатого цементирования; расширители из-под первой промежуточной колонны (324 мм) с целью увеличения кольцевого зазора между 244,5 мм колонной и стенкой скважины до 40÷45 мм. Глава 2. Тампонажные материалы с дифференцированными сроками за- густевания и схватывания: пластифицированные тампонажные системы с малыми усадочными де- формациями на основе портландцемента класса «G» по АНИ и ГОСТ 1581-96, включающие применение тампонажных смесей высокой сероводородстойкости в сочетании с кремнийорганикой и фосфоновыми комплексонами, позволяю- щих снизить В/Ц-фактор на 16÷34% без ухудшения реологических свойств рас- твора; расширяющиеся тампонажные композиции на основе шлаков и высоко- кальциевых зол, превосходящие по прочностным показателям (особенно по прочности сцепления с колонной) стандартные цементы для интервала 4100÷3000 м; цементно-солевые смеси на основе портландцемента класса «G» по АНИ и ГОСТ 1581-96, затворенные на соленом растворе (рассоле) для интерва- ла солевых отложений; Наряду с вышеизложенным включаются мероприятия по повышению ка- чества крепления, предусмотренные «Регламентом на крепление скважин на АГКМ». В обвязке устья скважины используется Y-образная фонтанная арматура, рассчитанная на давление 70,0 МПа, у которой центральная и боковые задвиж- ки – пневмоприводные и связаны с автоматикой безопасности. Для глушения скважины предусмотрена задавочная линия, которая оборудована обратными 29 клапанами и вынесенным за пределы площадки скважины фланцем для подсо- единения задавочного агрегата. Колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) оснащается подземным оборудованием (ПО), которое включает в себя: пакер, циркуляционный клапан (ЦК) на части скважин, оправка ингибиторного клапана (ИК), компенсатор- удлинитель (на части скважин), гидравлический или механический клапан- отсекатель. Пакер устанавливается выше интервала перфорации эксплуатационной колонны и служит для разобщения затрубного пространства и продуктивного пласта с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия агрессивной пластовой смеси. Затрубное пространство заполняется раствором ингибитора коррозии, ко- торый через ИК впрыскивается в трубное пространство. 1.8. Освоение скважин Освоение скважин производится в соответствии с установленными ре- гламентами и методикой. На НКТ устанавливается пакер, глубина и место в каждом конкретном случае регламентируются индивидуальным планом по освоению скважины с учетом его установки на 30÷40 м выше интервала обработки. После спуска НКТ проводят операции по комплексной обработке пласта соляной кислотой и последующей очисткой продуктов реакции промывкой ме- танолом, водой с добавлением сульфанола. Методы испытания скважин пред- ставлены в таблице 4. 30 Таблица 4 - Методы испытания скважин на АГКМ [12] Интервал испы- тания, м Вызов притока ГДИ От (верх) До (низ) Метод Депрессия на пласт, МПа Тип флю- ида Количество ре- жимов исследо- ваний 3850 4020 Смена бурового раствора на воду, обработанную 5% рас- твором сульфонола; до 15 газ, газо- конденсат 2 Cмена воды на раствор инги- битора коррозии в дизельном топливе (РИК-5), СКО 1 с использованием ГНКТ 2 с последующей отра- боткой до чистого газа 1.9. Выводы АГКМ является сложным для освоения месторождением углеводородов. Трещиноватый карбонатный пласт-коллектор состоит из 96÷98% кальцита и 1÷4% доломита. Аномально высокое пластовое давление (до 61,2 МПа) и высо- кая пластовая температура (110÷116 ºC) осложняют разработку месторождения. Фильтрационно-емкостные свойства коллектора можно оценить как крайне низкие: пористость составляет 6,7÷12,4%, проницаемость – 0,2÷8,5 мД. Специ- фические горно-геологические условия (продуктивная толщина до 200 м, глу- бина залегания кровли продуктивных отложений 4100 м), а также высокое со- держание кислых компонентов в составе пластового газа (содержание H 2 S и CO 2 до 32% и 21% соответственно) определили необходимость применения сложной конструкции скважины. Таким образом, основные характеристики месторождения подтверждают необходимость проведения мероприятий по увеличению газоотдачи пласта. 1 Соляно-кислотная обработка 2 Гибкие насосно-компрессорные трубы 31 |