Кислотная обработка на газовых месторождениях Мумбайского шельфа. Сабирова Паризода УРН 19-02, статья(записка). Пояснительная записка к статье Кислотная обработка газовых скважин с сильно нарушенным заполнением гравийной пачкой на примере Мумбайского шельфа
 Скачать 18.11 Kb.
|
|
Сабирова Паризода УРН 19-02 Пояснительная записка к статье «Кислотная обработка газовых скважин с сильно нарушенным заполнением гравийной пачкой – на примере Мумбайского шельфа» При выполнении работ по интенсификации на морском газовом месторождении в Индии возникло ряд проблем. Скважины были без подъемных клапанов, что привело осложнениям при восстановлении жидкости после обработки. Пласт состоял из плохо консолидированного песчаника с высоким содержанием кальцита, что делало обычные кислотные обработки бесполезными. Более того, неконсолидированный характер коллектора усложнял закупоривание образцов керна, а эксперименты по заводнению керна были практически невозможны. Кроме того, было трудно количественно оценить степень повреждения пласта из-за отсутствия результатов исследования восстановления. Эти проблемы были решены путем тщательного анализа и эффективного использования имеющихся данных. Тип повреждений пласта был определен по работам по предотвращению аварийных ситуаций и лабораторных исследований. С помощью рентгенографии и анализа растворимости был получен состав рабочей жидкости. Данная статья освещает возникшие проблемы и соответствующие решения, и является свидетельством того, как простой, но систематический и хорошо продуманный подход может иногда восстановить потери добычи в сложных ситуациях. Обработка проводится на нефтяной или газовой скважине для увеличения добычи путем улучшения притока углеводородов из дренажной зоны в ствол скважины. В зависимости от того, выше или ниже давление закачки, она подразделяется на гидроразрыв пласта и структурную кислотную обработку, соответственно. Типичная добыча – 3-4 лакх (300-400 тыс.) СКМД  (после 1 лакх СКМД). Это привело к значительной потере совокупной добычи на всем месторождении. При таком низком уровне добычи также существовала опасность переполнения скважины жидкостью и последующего прекращения добычи. В результате было принято решение оценить возможность возобновления добычи путем кислотной обработки. Анализ производительности Производительность скважин анализировалась с точки зрения оптимизации притока из пласта в ствол скважины. В качестве примера в данном разделе приведен анализ производительности 3 скважин. Поскольку исследования нарастания давления не проводились, производительность всех скважин была проанализирована с помощью узлового анализа. Для анализа зависимости производительности притока была выбрана модель псевдостационарного состояния. Для характеристики вертикального подъема была выбрана модель Грейса после сопоставления данных о давлении на забое, полученных в результате градиента. Производительность скважин анализировалась на основе значений скин-фактора отдельных скважин. Идентификация повреждений и выбор техники Правильная идентификация повреждения пласта имеет решающее значение для выбора типа обработки, которая будет использоваться для структурной кислотной обработки. В данной статье для этого были использованы данные по Экономидесу и Нольту, полученные по состоянию добычи скважины, минералогии и т.д. Скважины, рассмотренные в данной работе, показали низкое давление в НКТ в условиях фонтанирования и высокое давление при закрытых условиях, что подтверждает наличие повреждений. Тип повреждения был определен методом исключения: скважины имели очень низкую добычу воды и хорошую проницаемость, возможность отложения накипи и образования водных блоков была минимальной. Так как это были газовые скважины возможность отложения асфальтенов и парафинов была исключена. Давление потока в фонтанных трубах упал в ходе естественного процесса добычи и наблюдалась потеря добычи, предположением - вторжением мелких частиц и нарушением гравийной пачки. Лабораторные исследования Состав кислоты был определен лабораторными исследованиями. Обычно проводятся эксперименты по заводнению керна и анализируются кривые кислотной обработки, чтобы прийти к оптимальному составу для закисления в данном типе коллектора. Однако образцы керна были слишком неконсолидированы и при отборе образца, подходящего для кислотной обработки, произошел его разрыв по заводнению керна. В результате применили альтернативный тип – растворимость пластовой породы в избытке соляной кислоты в качестве оценки общего содержания кальцита. Состав кислоты был определен лабораторными исследованиями. Обычно проводятся эксперименты по заводнению керна и анализируются кривые кислотной обработки, чтобы прийти к оптимальному составу для закисления в данном типе коллектора. Однако образцы керна были слишком неконсолидированы и при отборе образца, подходящего для кислотной обработки, произошел его разрыв по заводнению керна. В результате применили альтернативный тип – растворимость пластовой породы в избытке соляной кислоты в качестве оценки общего содержания кальцита. Скважинные операции Для обработки ввели: состав кислоты, производительность, темп в закачки, отвод и распределение жидкости. Но модель также требует и скин-фактор. Зонирование – это, по сути, распределение продуктивного пласта на группу с постоянным. В данном районировании проводилось субъективно, с использованием каротажа пористости скважин. Пористость была соотнесена с проницаемостью путем соединения уравнения Лабрида со средней проницаемостью. Реализация на объекте В скважинах A,B и С были реализованы разработанные нитрифицированные спиртокислотные обработки посредством глушения скважины. Давление потока при фонтанировании увеличилось примерно на 40-50% после этих работ. Заключение Потеря добычи в газовых скважинах, пробуренных в неконсолидированном песчаниковом коллекторе на шельфе Мумбай, была успешно решена путем интенсификации скважин. Текущий расход газа и степень повреждения были определены с помощью узлового анализа. По типу повреждений была выбрана техника интенсификации. Лабораторные исследования проводились для оценки минералогии пласта и выбора подходящей кислоты. Трудности с проведением экспериментов по заводнению керна привели к разработке кислотного задания путем численного моделирования с учетом реакции кислоты с минералами, петрофизических свойств отвода жидкости. Кроме этого, на этапах были добавлены изопропиловый спирт и азот для облегчения обратного потока в скважине после стимуляции (обработки). Общий прирост газа составил 3,5 лакх из общего 4,5 лакх. После всех работ было пронаблюдено отклонение в скважине С, где добыча была ниже ожидаемого значения. Необходимо провести переоценку производительности этой скважины, выполнив исследование повышения/понижения давления. |