Оценка эффективности различных типов реагентных обработок пластов газовых и газоконденсатных месторождений

1.

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования
«СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Факультет нефтегазовой инженерии
Направление подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело»
Направленность (профиль) «Управление объектами добычи, транспорта и хранения
углеводородов»
Дипломная работа на тему:
«Оценка эффективности различных типов реагентных обработок пластов газовых
и газоконденсатных месторождений»
Подготовил: Проценко А. А.
Научный
руководитель:
профессор
кафедры
Ахмедов К. С.
Ставрополь, 2024 г.
д.т.н.,
РЭНГМ

2.

Актуальность работы
В настоящее время в целях повышения эффективности разработки месторождений и
увеличения извлечения газа и газоконденсата проводится серия экспериментов, результаты
которых способствуют разработке новых гидродинамических, термических, физикохимических методик повышения выхода газоконденсата. Особое внимание уделяется физикохимическим методам, включающим применение поверхностно-активных веществ, щелочных
растворов и кислот.
Цель дипломной работы – оценить эффективность различных типов реагентных
обработок пластов газовых и газоконденсатных месторождений.
2

3.

Основы физико-химических методов воздействия на пласт
В современной России добыча газа и газового конденсата осуществляется по режиму
истощения, что приводит к следующим последствиям:
– низкая эффективность извлечения конденсата вследствие потерь, связанных с
ретроградным конденсированием в пластах;
– повышенные издержки на подготовку газа к транспортировке на большие
расстояния, требующие строительства компрессорных станций;
– ограниченное время постоянной добычи газа.
-
Химические методы
вытеснение водными растворами поверхностно- активных веществ (ПАВ);
вытеснение растворами полимеров;
вытеснение щелочными растворами;
вытеснение кислотами;
вытеснение композициями химических реагентов
(в том числе мицеллярные растворы и др.);
микробиологическое воздействие
Физические методы
гидроразрыв пласта;
электромагнитное воздействие;
волновое воздействие на пласт
3

4.

Кислотные обработки
Палеонтолого-петрографический состав продуктивного коллектора
Карбонатный
(пористый,
трещиноватый,
пористотрещиноватый)
Песчано-карбонатный Песчано-глинистый.
Типы кислот
Неорганические:
соляная,
фтористоводородная
(плавиковая), Органические:
уксусная, Смеси
неорганических
и
серная, углекислота
сульфаминовая, муравьиная и т.п. органических кислот
Кислотные составы
Гидрофобные
кислотные
Кислота: химически замедленная; Кислотные пены (аэрированные или эмульсии
загущённая;
промывочная; газированные кислотные растворы Термостойкие
кислотные
3
стабилизированная
ПАВ )
эмульсии
Интенсивность воздействия
Кислотные промывки Кислотные ванны Внутрипластовые кислотные обработки
Простые
Массированные
Направленные
Мощность и охват воздействия
Поинтервальные обработки
Селективные обработки
Форсированные обработки
Сочетание химического воздействия с другими видами воздействия
Сочетание кислотного воздействия с
Термокислотные
Кислотные обработки через Солянокислотные вибрацией и импульсами высокого
обработки
гидромониторные насадки гидроразрывы
давления
Обрабатываемые скважины
Эксплуатационные
(нефтяные
и
С
аномальными
давлениями
и
газовые)
Нагнетательные Разведочные
температурами
Характер освоения скважин после обработки
Освоение с удалением продуктов реакции
Бездренажное освоение
4

5.

Технологии обработок MaxCO3 Acid System и VDA
Результаты лабораторных исследований систем MaxCO3
Acid System и VDA
5

6.

Применение полимерных гелеобразующих композиций
Алгоритм подбора составов и
технологий компании
«Schlumberger» для ликвидации
водопритоков в скважины
Изменение относительной проницаемости кернов
после обработки составом на основе жидкого стекла
Результаты лабораторных испытаний состава на основе сырой резины
Давление
Проницаемость
Проницаемость
Снижение
закачивания Депрессия,
слабосцементиобразцов, после
проницаемос
МПа
кислоты,
рованных образцов, К·10
обработки,
ти после
3мкм2
МПа
К·10-3мкм2
обработки, %
Номер
опыта
Состав
раствора
1
20 % НС1
0,02
5,0
216,6
213,1
1,6
2
20 % НС1
0,04
5,0
192,1
185,7
3,3
3
20 % НС1
0,10
5,0
122,7
120,0
2,2
6

7.

Перспективная технология комплексного воздействия на пласт для разработки
трудноизвлекаемых запасов
Технология
комплексного
водородного
и
термобарохимического воздействия на нефтегазоносные
пласты базируется на комплексном применении уникальных
свойств
водорода
в
рамках
многоступенчатого
термогазохимического
процесса
с
контролируемыми
параметрами на каждой стадии.
В процессе реализации данной технологии
происходит
повышение
температуры,
выделение
активных газов, включая водород, формирование горячих
кислот, таких как азотная и соляная (в отдельных случаях
фтористоводородная), а также обработка с применением
поверхностно-активных веществ.
Распределение температуры (а), К и скорости течения
газовой смеси (б), мм/с в выбранном сечении ПЗС в
процессе релизации КВТБХВ
7

8.

Эффективность реагентных обработок на Астраханском месторождении
за период с 1997 г. по 2021 г.
Технология обработки
Средняя кратность эффекта
Солянокислотная обработка
2,26
Метанольная СКО
1,83
СКО
с
блокированием
1,58
водопроявляющих интервалов
Эмульсионная СКО
1,7
Скоростная СКО
1,5
СКО с применением кислот серии
1,4
КСПЭО
Изменение кратности эффекта СКО в
зависимости от их порядкового
номера на АГКМ за период с 1997 г.
по 2021 г.
8

9.

Химические реагенты, используемые на Астраханском
газоконденсатном месторождении
№
Наименование реагента
Назначение
Состав
-
1
Кислота соляная ингибированная
Растворение карбонатных пород
2
Кислота модифицированная КСПЭО
Растворение карбонатных пород
3
Уксусная кислота
Растворение карбонатных пород, стабилизатор
солей железа
-
4
Метанол
Продавочная жидкость при солянокислотных
обработках, ингибитор гидратообразования
-
5
Карфас
Гелеобразующий реагент для работ по
водоизоляции
6
АСС-1
Осадкообразующий реагент для блокирования
водопроявляющих интервалов
HCl с добавкой 3-5% масс. уксусной кислоты и
ПАВ.
Водный раствор хлористого алюминия.
сульфата натрия, г/дм3 - 35:85; оксида кремния
(IV), г/дм3 - 40:80; оксида натрия, г/дм3 - 20:45.
Осадкообразующий реагент для блокирования
Водный раствор хлористого алюминия и
водопроявляющих интервалов (аналог реагента
карбамида. ALCL3 — 2,1%, СО(\П2)2 —7,5 %.
Карфас)
Низкомолекулярный неионогенный ПАВ. МоПАВ. Снижение поверхностного натяжения
ноалкилфеноловый эфир полиэтиленгликоля.
соляной кислоты
7
РВ-ЗП
8
ОП-10
9
ПС
10
ВНПП-2
Полимерный состав для увеличения вязкости
технологической жидкости для очистки
лифтовой колонны скважины
Ингибитор кислотной коррозии
11
ПВВ
Полимерный
состав
для
водопроявляющих интервалов
12
ВНПП-ЭМ
13
МДК «Кварц»
14
ЗСК
Полисахаридный реагент
-
блокирования Гидролизованное волокно полиаринитрильное
—
относится
к
ряду
акриловых
водорастворимых полимеров.
ПАВ - эмульгатор. Приготовление кислотных Реагент на основе жирных
эмульсий
кислот
Гидрофобизатор. Приготовление суспензий для Мелкодисперсный оксид кремния (размер
соляно-кислотных обработок.
частиц 200 нм)
Смесь полигликолей, кубовых остатков
бутиловых спиртов, поверхностноактивных
Замедлитель реакции соляной кислоты
веществ, деэмульгаторов и ингибиторов
9
коррозии.

10.

Применение комплексного состава Флаксокор
Образцы породыколлектора АГКМ после
воздействия различных
разглинизирующих
кислотных композиций
10

11.

Применение технологии MaxCO3
Схема обработки скважины с применением системы MaxCO3 Acid System на АГКМ
Название реагента
15% HCl
Система MaxCO3 Acid System
15% HCl
Система MaxCO3 Acid System
15% HCl
Система MaxCO3 Acid System
Зависимость ΔР2 -Q для скважины Е АГКМ
(технология MaxCO3 Acid System)
Объём закачки, м3
17
20
17
20
17
20
Зависимость дебита и устьевого давления
на скважине Е АГКМ от времени после
обработки
11

12.

Обработки с предварительной блокировкой водопроявлющих интервалов
Результаты проведения СКО на АГКМ с использованием Дисина
№ скважины
Порядковый № обработки
89
4
104
9
116
4
908
8
73
5
547
7
58
9
401
6
Среднее значение кратности эффекта
Кратность эффекта
2,20
3,20
Нет эффекта
Нет эффекта
1,33
1,10
1,55
1,30
1,58
Результаты работ с применением МДК «Кварц» на АГКМ в 2017-2020 гг.
1
2
3
4
Дата
работ
2017
2018
2018
2019
253
79
116
115
5
2019
215
6
7
8
2020
2020
2020
216
98
253
9
2020
118
№ п/п
№ сква
жины
Дебит, тыс.м3/сут,
ВГФ
Наименование/авторы технологии, краткое описание
3
до/после
см /м3 до/после
165/120
105/30
Изоляция водопритока в процессе КРС по технологии МДК
«Кварц» «Технология изоляции водонасыщенных пластов и
200/90
40/23
270/20
105/46
заколонных перетоков при эксплуатации скважин с
применением модифицированного дисперсного кремнезёма
195/330
39/32
МДК «Кварц», ООО «Кварц», г. Азнакаево.
Кольматация водопоявляющих интервалов мелкодисперсными
250/180
230/170
частицами
кремнезёма,
водонабухающего
полимера,
блокировка цементным мостом
225/255
22/22
Технология интенсификации с элементами водоизоляции с
применением модифицированного дисперсного кремнезема
200/220
18/39
84/130
21/18
МДК «Кварц», ООО «Кварц», г.Азнакаево. Кольматация
водопроявляющих интервалов мелкодисперсными частицами
270/291
40/30
кремнезёма и гелеобразующего реагента с последующей
обработкой ПЗП кислотным раствором
12

13.

Реагентные обработки, рекомендуемые к применению на Бованенковском месторождении
Продуктивн
ые пласты
Сеноман
Тип залежей
Газовая
ПК9-10;
ХМ1-2; ТП6;
Газовая
ТП7-11
Фильтрационно-емкостные
Пластов
Пластовая
свойства
ое
Тип
температу
давлени
коллектора
проницаемость
ра, °C
пористость, %
е, МПа
, 1·10-3 мкм2
8,8
9,2-23,0
ТП12; ТПВ14;
Газоконденсатны
ТП15-16;
14,5-23,0
е
П17-1: ТП172
ТП181;ТП18-2;
БЯ2; БЯ1;
БЯ3;
БЯ4;
БЯ5
Газоконденсатные,
нефтегазовые,
нефтяные
13,0-23,0
Газоконденсатны
Ю2;
ЮЗ; е, нефтегазовые, 40,0-49,1
Ю4;
нефтяные
Ю7;
Ю8;
Ю10-1; Ю102; ЮЮ-3
28
34-58
57-60
60-76
94-110
Поровый
Поровый
Поровый
Поровый
Поровотрещинный,
трещиннопоровый
18,0-30,0
18,0-30,0
18,0-24,0
18,0-21,0
14,0-18,0
Методы интенсификации притока
скважин
10,0-1000,0
Обработка ПЗП метанолом;
применение струйного насоса
1,0-1000,0
Обработка ПЗП метанолом; кислотные и
щелочные ванны; применение струйного
насоса
1,0-50,0
Обработка ПЗП метанолом; кислотные и
щелочные ванны; соляно-кислотные,
глинокислотные обработки ПЗП;
применение струйного насоса; повторная
перфорация; ГРП
1,0-40,0
Обработка ПЗП метанолом; кислотные и
щелочные ванны; соляно-кислотные,
глинокислотные обработки ПЗП;
применение струйного насоса; щелевая
разгрузка;
повторная перфораиия; ГТП
1,0-30,0
Обработка ПЗП метанолом; кислотные и
щелочные ванны; соляно-кислотные,
глинокислотные обработки ПЗП с
применением окислителей;
применение струйного насоса; щелевая
разгрузка;
повторная перфорация; ГРП
13

14.

Применение водоизолирующих составов «Монасил Н-28», «Репласт»
Результаты лабораторных испытаний реагента «Монасил Н-28»
Состав, масс. %
Монасил – 3,3
НТФ – 10
Монасил – 3,3
Винная кислота – 10
Монасил
–
2,7
Лимонная кислота –
10
рН
Начальная
условная
вязкость, с
Время
гелеобразования, ч
Фракция песка,
мм
Проницаемость
керна по воде, м2
Градиент
давления начала
фильтрации
воды, МПа/м
3,5
16
12
0,14- 0,25
6,70-10-12
4,0
3,0
16
12
0,14- 0,25
6,60-10-12
3,0
3,8
16
12
0,14-0,25
6,65-10-12
4,2
Характеристики состава «Репласт»
Показатель
Репласт-О
Репласт-C
Условная вязкость тампонажного раствора по вискозиметру ВЗ-1
при температуре 20 °С - в начальный момент времени, с
- через 4 часа, с
10
125
10
70
- через 24 часа, с
15
20
Плотность тампонажного раствора при 20 °С, г/см3
1,3-
1,4
Пластическая прочность через 24 часа
после отверждения раствором CaCl2, кгс/см2
0,6
1,0
14

15.

Спасибо за внимание!