Чалов-статья. Analysis of effectiveness of combined treatment a bottomhole formation zone technology with rx380 on
 Скачать 319.88 Kb.
|
|
Наукосфера. №5 (1), 2021 Геолого-минералогические науки ISSN 2542-0402 Индексация в РИНЦ УДК 622.279 DOI 10.5281/zenodo.4748316 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ КОМПЛЕКСНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ РЕАГЕНТА RX-380 НА СКВАЖИНАХ АГКМ ANALYSIS OF EFFECTIVENESS OF COMBINED TREATMENT A BOTTOM-HOLE FORMATION ZONE TECHNOLOGY WITH RX-380 ON AGCF WELLS ЧАЛОВ НИКИТА ОЛЕГОВИЧ, геофизик, ООО “Газпром Недра ПФ “Астраханьгазгеофизика”. КУТЛУСУРИНА ГАЛИНА ВАСИЛЬЕВНА, кандидат геолого-минералогических наук, доцент, Астраханский государственный технический университет. ДАУДОВ САЛАВАТ ДЖИГАНГИРОВИЧ, Астраханский государственный технический университет. АНТОНОВА ЯНА АЛЕКСАНДРОВНА, Астраханский государственный технический университет. CHALOV NIKITA OLEGOVICH, geophysicist, OOO “Gazprom Nedra” PF “Astrakhangazgeofizika”. KUTLUSURINA GALINA VASILEVNA, candidate of geological and mineralogical sciences, docent, Astrakhan state technical University. DAUDOV SALAVAT DZHIGANGIROVICH, Astrakhan state technical University. ANTONOVA YANA ALEKSANDROVNA, Astrakhan state technical University. Низкие фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пород, кольматация пород продуктивного горизонта техногенного характера и увеличение числа обводненных скважин приводит к необходимости поиска эффективных технологий очистки призабойной зоны пласта и водоизоляции высокопроницаемых интервалов. На скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) уже несколько лет применяется технология комплексной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) с использованием реагента RX-380. Анализе эффективности свидетельствует о существенном влиянии применяемой технологии на коллекторские свойства пласта и, следовательно, на добывные возможности скважин и их дебиты. Poor reservoir properties of carbonates, human-induced colmatage of rocks and increase wet wells are make to research of effectiveness technology of treatment a bottom hole formation zone and selective water shutoff of highly-permeable zones. A few years the technology of combined treatment a bottom-hole formation zone is used on AGCF wells. Analysis of effectiveness show that technology wield major influence on reservoir characteristics and wells rate. Наукосфера. №5 (1), 2021 Геолого-минералогические науки ISSN 2542-0402 Индексация в РИНЦ Ключевые слова АГКМ, RX-380, МАК, водоизоляция, комплексная обработка ПЗП, карбонатные породы, соляная кислота. Key words: AGCF, RX-380, ASM, selective water shutoff, combined treatment of BHF, carbonates, hydrochloric acid. апасы крупнейшего Астраханского газоконденсатного месторождения составляют более трлн м газа с объемным содержанием метана около 50 % и кислых компонентов – более 40 %. Средневзвешенное текущее потенциальное содержание углеводородов Св в пластовом газе составляет около 261 г нам газа сепарации, около 242 г нам сухого газа и около 232 г нам пластового газа [8, c. 52]. Продуктивными являются органогенные карбонатные отложения башкирского яруса среднего карбона, залегающие на глубинах от 3740 м дом. Залежь контролируется изо- гипсой минус 4200 м. Начальное пластовое давление на плоскости приведениям составляет МПа, пластовая температура С [1, c. 12]. Особенностью залежи АГКМ является резкое (дом даже в рядом расположенных скважинах) и неравномерное колебание поверхности газоводяного контакта (ГВК). Глубина ГВК, который условно отбивается на отметках с газонасыщенностью вод менее 50%, фиксируется на отметках от - 4022 дом ив целом по месторождению снижается в юго- западном направлении, в среднем принимается на отметке минус 4070 м [1, c. 14]. Пластовая смесь представляет собой недонасыщенную газоконденсатную систему. Залежь водоплавающая, минерализация подошвенных вод составляет 61– 110 г/дм 3 . За контуром залежи минерализация воды повышается и достигает 147 г/дм 3 [7, c. 42]. Поданным анализа керна и исследований скважин установлены относительно невысокие фильтрационные свойства матрицы карбонатных пород. По характеру насыщения разрез АГКМ подразделяется на газоносную зону (с максимальным газонасыщением коллектора переходную зону толщиной 30–40 ми водоносную зону [1, c. 14]. Опыт разработки месторождения показывает, что проведение работ по интенсификации имеет большую эффективность либо на тех скважинах, призабойная зона которых подвержена сильному загрязнению техногенного характера, либо на тех скважинах, индекс продуктивности которых невелик. Существенную роль играет и обводненность скважин. Наличие высокопроницаемых водонасыщенных интервалов приводит к поглощению рабочего реагента, в то время как низкопроницаемые углеводородонасыщенные интервалы его воздействию не подвергаются. Возникла необходимость применение специальных реагентов, обеспечивающих изоляцию высокопроницаемых интервалов (создание водоизолирующего экрана) на время проведения работ по интенсификации. Для создания водоизолирующего экрана необходимы химические реагенты, формирующие в поровом пространстве призабойной зоны водоизолиру- ющую массу, которая образуется селективно лишь вводном пространстве. Изолирующая масса может образоваться при наличии как минимум двух компонентов основного, называемого водоизолирующим реагентом, и вспомогательного, способствующего ее образованию. Используемые реагенты В настоящее время на эксплуатационных скважинах Астраханского месторождения проводят комплексные обработки призабойной зоны пласта с применением модифицированного аморфного кремнезема (МАК) торговой марки З Наукосфера. №5 (1), 2021 Геолого-минералогические науки ISSN 2542-0402 Индексация в РИНЦ Реагент RX-380 представляет собой высокодисперсный порошок белого цвета, с размерами частиц 4 - 20 нм, высокой удельной поверхностью (от 380 м наг вещества, с различной степенью модификации поверхности и удельным весом от 20 до 90 г/дм 3 Проведенные исследования показали, что применение последовательной закачки 1% водной суспензии МАК модификации L (с целью связывания остаточной воды) и 1% углеводородной суспензии МАК модификации H (с целью гидрофобизации пласта и как следствие снижение скорости подъема ГВК в дальнейшем) приводит к высоким водоизолирующим эффектам. Происходит снижение проницаемости от нескольких Дарси практически до нуля по водонасыщеной части пласта и повышается фазовая проницаемость по углеводородона- сыщенной части. Таким образом осуществляется селективность воздействия. Опыт применения реагента RX-380 на скважинах АГКМ показывает, что водоизоляция носит кратковременный характер. Поэтому реагент применяют с целью временного блокирования высокопроницаемых интервалов для качественной обработки низкопроницаемых участков ПЗП. Также в качестве одного из главных реагентов используется соляная кислота и гелеобразующий реагент РВ-3П-1 в двухэтапной вариации технологии. Краткий обзор технологии комплексной обработки ПЗП Сущность технологии состоит в нагнетании в пласт рассчитанных объемов сначала суспензии (дизельное топливо + RX-380) а затем соляной кислоты. Работы поданной технологии проводятся с устья скважин. Стоит отметить, что проведению упомянутых работ предшествует предварительная очистка ствола скважины с помощью солянокислотной ванны. Помимо этого, существует две вариации данной технологии - комплексная обработка ПЗП в 1 этап - комплексная обработка ПЗП в 2 этапа. Разница между ними состоит в том, что при двухэтапной обработке вовремя первого этапа нагнетается рассчитанный объем эмульсионно-суспензионной системы, состоящей из раствора гелеобразующего реагента РВ-3П-1 и суспензии реагента RX-380 без последующего нагнетания соляной кислоты. Вовремя второго этапа, который проводится не менее чем через 24 часа после окончания первого, нагнетание реагентов осуществляется в 3 цикла 1 Нагнетание рассчитанного объема соляной кислоты 2 Нагнетание рассчитанного объема суспензии RX-380 и соляной кислоты 3 Нагнетание рассчитанного объема суспензии RX-380 и соляной кислоты. Второй и третий циклы проводят последовательно, без перерыва. Выбор вариации применяемой технологии осуществляется исходя из геологических условий призабойной зоны скважины. В силу технологических различий описанной технологии каждая вариация проанализирована раздельно. Фактический материал Для анализа эффективности комплексной обработки ПЗП с применением реагента RX- 380 использованы результаты исследований ООО «Газпром ВНИИГАЗ» за период 2016-2018 гг. [2-5]. Для количественной оценки степени воздействия на призабойную зону в процессе проведения комплексной обработки рассчитаны параметры, определяющие добывные возможности скважин проницаемость, гидропроводность, абсолютно-свободный дебит и индекс продуктивности скважины дои после обработки ПЗП. Результаты приведены в таблицах 1 и 2. Кроме того, в таблицах представлены данные по дебитам газа сепарации и водогазово- го фактора (ВГФ) дои после обработки ПЗП для оценки изменения уровня обводненности продукции скважин и газоотдачи продуктивного пласта. Наукосфера. №5 (1), 2021 Геолого-минералогические науки ISSN 2542-0402 Индексация в РИНЦ В связи с отсутствием в некоторых периодах данных по гидродинамическими гидрохимическим исследованиям скважин дои после обработки ПЗП, предоставить значения тех или иных вышеупомянутых параметров за каждый год не представляется возможным. В качестве одного из основных критериев эффективности использован принятый на АГКМ показатель кратности эффекта, выражающий отношение дебита после обработки к дебиту до обработки (таблицы 1, 2) [8, c. 414]. Значения дебитов дои после обработки на каждой скважине были получены при одинаковой депрессии. Депрессия выбиралась максимально близкой к рабочей. Анализ эффективности комплексной обработки ПЗП с применением реагента RX- 380 (1 этап) В таблице 1 представлены показатели эффективности комплексной обработки ПЗП (1 этап) за 2015 – 2018 год. Таблица 1. Показатели эффективности комплексной обработки ПЗП (1 этап) за 2015 – 2018 гг. № скв. Дата Проницаемость мД До/ по сле Ги дропров одно сть эф μ , м Д*м/ сПз До/ по сле А бс олю тн о- свободный дебит, тыс. м 3 /сут До/ по сле И ндек спр оду кти вности И П , тыс. м 3 /( сут· МПа) До/ по сле Q г.с тыс .м 3 /с До/ по сле В ГФ см 3м3Допо сле К ратност ь эффекта ГОД 263 10.07.15 ДАННЫХ НЕТ 1.10 112 22.07.15 2.08 701 30.07.15 1.47 Среднее 1.55 2016 ГОД 841 24.05.16 1.06/ 2.77 1048/28 29 477/ 1231 8.8/ 23.1 ДАННЫХ НЕТ 2.30 Среднее МАЛЕНЬКАЯ ВЫБОРКА 2017 ГОД 93 20.09.17 0.68/ 1.47 2986/63 82 517/ 1117 12.5/ 27.2 101/ 156 30.1/ 8.4 1.46 922 04.09.17 1.10/ 2.00 2554/48 66 1004/17 98 23.1/ 41.8 291/ 258 12.4/ 9.0 1.34 Среднее 0.89/ 1.74 2770/56 24 760.5/14 57.5 17,8/ 34.5 196/ 207 21.3/ 8.7 1.4 2018 ГОД 209 2018 ДАННЫХ НЕТ 115.4/ 134.0 75.7/ 35.2 1.87 704 2018 130.8/ 133.5 19.6/ 44.7 1.20 Среднее 123.1/1 34.75 47.65/3 9.95 1.54 Наукосфера. №5 (1), 2021 Геолого-минералогические науки ISSN 2542-0402 Индексация в РИНЦ Приведенные результаты свидетельствуют о том, что за 2015 годна трех обработанных скважинах отмечается среднее увеличение дебита на 55%. За 2016 год увеличение дебита по одной единственной скважине составило 130%, при этом наблюдается существенное повышение значений параметров, определяющих добывные возможности скважины проницаемость увеличилась на 163%, гидропроводность на 170%, абсолютно-свободный дебит увеличился на 158%, индекс продуктивности на 163%. В среднем параметры добывных возможностей скважины увеличились на 163%. Среднее увеличение дебита поданным за 2017 год составило 40%. Также фиксируется значительное увеличение средних значений параметров, характеризующих добывные возможности скважин. Величины средней проницаемости увеличились на 95%, средней гидро- проводности на 103%, средний абсолютно-свободный дебит на 92%, средний индекс продуктивности на 94%. В среднем повышение этих параметров составило 96%. Средний дебит газа сепарации увеличился незначительно всего 6%, а средний ВГФ существенно снизился на 145%. В 2018 году среднее увеличение дебита по двум скважинам составило 54%, дебит газа сепарации увеличился всего на 9.5%, водогазовый фактор увеличился на 19%. Увеличение средней величины ВГФ обусловлено повышением обводненности продукции скважины №704. По скважине №209 снижение ВГФ составило 135%. Анализ эффективности комплексной обработки ПЗП с применением реагента RX- 380 (2 этапа) В таблице 2 представлены показатели эффективности комплексной обработки ПЗП (2 этапа) за 2016 – 2018 год. В 2015 году двухэтапные комплексные обработки ПЗП не проводились. За 2016 год отмечено среднее увеличение дебита на 46% и незначительное повышение средних значений проницаемость увеличилась на 44%, гидропроводность снизилась незначительно, всего на 3%. Средний абсолютно-свободный дебит увеличился на 10%, а средний индекс продуктивности на 10%. В среднем параметры добывных возможностей скважины увеличились на 15%. Снижение средней гидропроводности и незначительное повышение остальных параметров обусловлено влиянием скважины № дна которой наблюдается снижение всех рассматриваемых параметров. Учитывая, что на скважине № д зафиксирована высокая кратность эффекта, то можно предположить, что данные по ней имеют низкую достоверность. Без учета ее влияния увеличение средних значений выглядит следующим образом проницаемость увеличилась на 130%, гидропроводность на 21%, абсолютно- свободный дебит на 22%, индекс продуктивности на 25%. В среднем параметры увеличились на 50%, увеличение среднего дебита составило 40%. По результатам обработок за 2017 год отмечается увеличение дебита на 50% и значительное улучшение средних значений параметров добывных возможностей скважин. Увеличились величины проницаемости на 158%, средней гидропроводности на 95%, среднего аб- солютно-свободного дебита на 207%, индекса продуктивности на 81%. В среднем увеличение параметров составило 135%, увеличение среднего дебита газа сепарации составило 25%, а снижение среднего ВГФ достигло 40%. Результаты 2018 года свидетельствуют о среднем приросте дебита на 22%, незначительном снижении среднего дебита газа сепарации (на 1%) и повышение среднего ВГФ на 37%. Комплексные обработки призабойной зоны пласта с применением реагента RX-380 значительно влияют на коллекторские свойства породи добывные возможности скважин. Их средние значения изменялись в пределах от 40 до 163%. По всем скважинам наблюдается прирост дебита (в среднем на 44%) и незначительное увеличение среднего дебита газа сепарации (в среднем на 10%). Практически во всех случаях наблюдается существенное сниже- Наукосфера. №5 (1), 2021 Геолого-минералогические науки ISSN 2542-0402 Индексация в РИНЦ ние ВГФ (в пределах от 135% доза исключением скважин № 81 и № 118. Отсутствие эффекта может быть объяснено влиянием сложных геологических условий или режимом работы скважин. При проведении исследований на различных режимах работы показатели дебита газа сепарации и ВГФ могут колебаться. Вследствие этого эффективность данной технологии должна основываться и рассматриваться на комплексе всех параметров. Таблица 2. Анализ эффективности комплексной обработки ПЗП (2 этапа) за 2016 – 2018 гг. № скв. Дата Проницаемость, м Д До/п осле Ги дроп ровод нос ть эф μ , м Д*м /сП з Доп осле Абсолютно- свободный дебит, тыс. м 3 /сут До/п осле Индекс продуктивности ИП, тыс. мс ут· МПа) Доп осле гс тыс.м 3 /с До/п осле ВГФ см 3 /м 3 До/п осле Кратность эффекта ГОД д 21.06.16 1.58/ 1.33 2973/ 2019 751/ 662 18.9/ 16.8 ДАННЫХ НЕТ 1.75 104 30.06.16 0.49/ 0.73 615/ 974 264/ 387 5.8/8.6 1.57 115 27.06.16 0.06/ 1.12 1766/ 1942 739/ 834 15.4/ 17.4 1.20 д 02.06.16 0.52/ 0.64 1317/ 1547 340/ 422 8.1/ 10.2 1.33 Среднее 2.65/ 3.82 1668/ 1621 524/ 576 12.05/1 3.25 1.46 2017 ГОД 546 22- 29.09.17 1.20/ 3.09 2275/ 6142 666/ 1690 14.2/ 36.4 185/ 243 15.9/ 24.7 1.61 722 25- 27.08.17 1.06/ 1.22 2019/ 2241 762/ 890 16.7/ 19.6 294/ 358 50.1/ 22.4 1.38 Среднее 1.13/ 2.16 2147/ 4192 714/ 1290 15.5/ 28.0 240/ 301 33.0 /23.6 1.50 2018 ГОД 81 2018 ДАННЫХ НЕТ 234.9/ 223.7 16.3/ 33.8 1.16 118 2018 206.1/ 211.8 33.7/ 34.6 1.27 Среднее 220.5/ 217.8 25.0/ 34.2 1.22 Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод, что технология комплексных обработок ПЗП с применением реагента RX-380 имеет высокую эффективность на скважинах АГКМ. Наукосфера. №5 (1), 2021 Геолого-минералогические науки ISSN 2542-0402 Индексация в РИНЦ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Филиппов А.Г., Токман А.К., Потапов А.Г. и др, Эксплуатация скважин Астраханского газоконденсатного месторождения. – М ООО «Газпром экспо», 2010. – 171 с. 2. Годовой отчет Авторское сопровождение разработки АГКМ. Обобщение проведенных работ на АГКМ по состоянию на 01.01.2016 и разработка рекомендаций по дальнейшему освоению месторождения. Московская область ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 3. Годовой отчет Авторское сопровождение разработки АГКМ. Обобщение проведенных работ на АГКМ по состоянию на 01.01.2017 и разработка рекомендаций по дальнейшему освоению месторождения. Московская область ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 4. Годовой отчет Авторское сопровождение разработки АГКМ. Обобщение проведенных работ на АГКМ по состоянию на 01.01.2018 и разработка рекомендаций по дальнейшему освоению месторождения. Московская область ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 5. Годовой отчет Авторское сопровождение разработки АГКМ. Обобщение проведенных работ на АГКМ по состоянию на 01.01.2019 и разработка рекомендаций по дальнейшему освоению месторождения. Московская область ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 6. Сагидуллин И.А. и др. Применение реагента RX-380 в технологиях водоизоляции газовых скважин // Бизнес – Премьер, 2014, №7-8, С. 53. 7. Твердохлебов И.И. Саушин АЗ. Особенности разработки месторождений углеводородов Прикаспийской впадины // Газовая промышленность. 2017. № 11. С. 42-44. 8. Технологический проект разработки Астраханского газоконденсатного месторождения. (2015). Московская область ООО «Газпром ВНИИГАЗ». © Чалов НО, Кутлусурина Г.В., Даудов С.Д., Антонова Я.А., 2021. |