CC BY
68Полученные выражения не зависят от формы, размеров и глубины залегания источников вариаций силы тяжести. Это связано с тем, что значение спектра аномалий при р = 0 выражается через массу источников поля, которая определяется по гравитационному полю однозначно. В этом заключается основное преимущество применения спектров аномалий.
Выводы
Рассмотрены вопросы определения, изучения и анализа спектров вариаций силы тяжести при мониторинге разработки газовых месторождений при газовом или упругом и газоводяном режимах эксплуатации скважин.
Найдены аналитические выражения, определяющие значения спектров гравитационного поля по дебитам скважин за определенный промежуток времени в зависимости от количества отбираемого из залежи газа и массы воды, внедрившейся в поровое пространство пластов, освободившегося от газа. Даны оценки им в зависимости от изменения радиуса контура питания Rk . Полученные результаты можно применить при гравиметрическом мониторинге разработки газовых месторождений.
Список литературы
1. Полын И. И., Черепанов В. В. Зависимость вариаций силы тяжести от массы извлекаемого из залежи газа. Нефть, газ и бизнес. - 2010, №7. - С.59-62.
2. Басниев К. С., Дмитриев Н. М., Розенберг Г. Д. Нефтегазовая гидромеханика. - М. Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2005 г. - 554 с.
3. Серкеров С. А. Гравиразведка и магниторазведка в нефтегазовом деле. - М: ФГУП «Нефть и газ» РГУ Нефти и газа им. И. М. Губкина. 2006 г. - 512 с.
Использование полученных результатов на практических материалах при мониторинге разработки газовых месторождений будет изложено в следующих работах.
Сведения об авторе
Черепанов Всеволод Владимирович, к. г. - м. н., начальник департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»
Cherepanov V. V., Candidate of Sciences in Geology and Mineralogy, Head of Department of gas, gas condensate and oil production, OJSC «Gasprom»
УДК 622.276
ЛИКВИДАЦИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Е. В. Паникаровский, В. В. Паникаровский, Я. В. Бельтиков
(ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: призабойная зона, вынос песка, механические методы, химические методы, дебит Key words: вottom-hole formation zone, sand production, mechanicalmethods, chemical methods, flow rate
Одним из основных объектов разработки при добыче газа является верхнеапт-сеноманские отложения, сложенные слабосцементированными коллекторами. Кроме газовых залежей, в данных отложениях открыты газонефтяные залежи на Русском и СевероКомсомольском, Ваньеганском, Комсомольском, Харампурском и других месторождениях. Одной из основных причин, препятствующей успешной разработке залежей открытых в слабосцементированных коллекторах, является вынос песка из породы-коллектора.
В литологическом отношении отложения верхнеапт-сеноманского возраста представлены песчаниками, алевролитами преимущественно аркозового состава с преобладанием кварца от 48 до 65%, полевых шпатов от 35 до 42%, обломков горных пород от 4 до 12%, слюд от 1 до 3%. На Уренгойском и Ямбургском месторождениях в песчаниках и алевролитах преобладают размеры зерен от 0,1 до 0,16 мм и от 0,01 до 0,12 мм. Цемент песчаников и алевролитов преимущественно каолинитового состава, а в глинистых разностях присутствуют хлорит, гидрослюды и монтмориллонит от 15 до 30%.
Открытая пористость пород-коллекторов изменяется от 25 до 35%, а проницаемость от 10-10-3 до 1000 10-3 мкм2. При освоении и эксплуатации скважин, вскрывших сеноманские отложения, из продуктивных пластов выносится значительное количество песка, у которого средний медианный размер зерен составляет от 0,09 до 0,13 мм. Минеральный состав глинистого материала, выносимого вместе с песком при освоении скважин, представлен хлоритом, каолинитом, гидрослюдой, смешанослойными образованиями.
Для определения максимально допустимой депрессии, при которой коллектор в приза-бойной зоне не разрушается, может быть использована формула, определяющая устойчивость призабойной зоны скважины:
Рт - Р3 - К (р. я. Н. 10~6 - Рт ) (1)
где Рпл - пластовое давление, МПа; Р3 - давление на забое скважины, МПа; <гсж - предел прочности пород на сжатие, МПа; р - плотность горных пород, кг/м3; я - ускорение свободного падения, я = 9,81 м/с2; Н - глубина расположения пласта, м; К - коэффициент бокового распора;
К = и, (2)
1-и
где и - коэффициент Пуассона. Допустимая депрессия равна
- Рз; (3)
ДР - К (р. я. Н. 10 ~6 - Рпл ) (4)
При испытании скважин, вскрывших сеноманские отложения, установлено, что разрушения пласта и образование песчаных пробок начинается уже при депрессиях от 1,42 до 1,91 МПа, а содержание песка в нефти составляет от 5 до 8 % от объема пробы [1]. В отдельных случаях вынос песка из призабойной зоны уже может начаться при депрессии около 0,025 МПа.
Присутствие песка в продукции газовых скважин способствует интенсивному изнашиванию фонтанной арматуры, насосно-компрессорных труб, резьбовых и фланцевых соединений. Одним из основных факторов, влияющих на абразивный износ оборудования, является скорость движения абразивных частиц в потоке газа, а интенсивность износа оборудования определяется по формуле
ДУ
-=а-у-т , (5)
У
где ДУ - абсолютный износ оборудования, м3; У - объем абразивного материала, вызывающего износ ДУ , м3; а- коэффициент, зависящий от физико-механических свойств изнашиваемого оборудования и абразивного материала; V- скорость движения абразивных частиц, м/с; т - коэффициент для газоабразивного потока изменяется от 1,42 до 1,60.
Начало выноса песка можно установить по данным гидродинамических исследований. С началом выноса пород из призабойной зоны скважины возникают значительные гидравлические сопротивления, которые фиксируются на индикаторной диаграмме и графику ДР2 ^ = И^). С сокращением выноса песка из скважины дополнительное гидравлическое сопротивление в призабойной зоне исчезает и фильтрационная характеристика пласта улучшается.
Изучение начальных гидродинамических условий, при которых происходит вынос песка из сеноманских отложений, проводилось на скв. 29 Медвежьего месторождения, где перфорацией были вскрыты сеноманские отложения в интервалах от 1058 до 1100 м и от 1130 до 1170 м. Вынос песка в данной скважине наблюдался при депрессиях от 0,188 до 0,326 МПа и от 0,452 до 0,476 МПа, а дебит скважины при этом увеличивался от 1890 до 2466 тыс. м3/сутки. В случае увеличении депрессии и дебита вынос песка увеличивался.
В настоящее время для предотвращения выноса песка применяются химические, физико-химические, механические методы или комбинации этих методов.
Для выбора способа борьбы с выносом песка из призабойной зоны скважин большое значение имеет конструкция забоя скважины. На скважинах с открытым забоем применяются, главным образом, механические методы, а физико-химические методы используются в скважинах, находящихся в эксплуатации незначительный период.
Наиболее распространенные механические методы для борьбы с пескопроявлениями -использование фильтров различных конструкций: гравийных, гравийно-намывных, карка-согравийных, многослойно-сетчатых и др.
Химическими методами используют закачку водного раствора хлористого кальция, закрепляют призабойную зону, закачивая в пласт фенолформальдегидные, эпоксидные смо-
ДР= Рпл
лы, тампонажные цементы с наполнителями, обеспечивающими образование проницаемого цементного камня, пластмассы.
Физико-химические методы обеспечивают закрепление пород-коллекторов в призабой-ной зоне скважин с использованием физических (температура, давление и др.) и химических методов, когда проводится химическая реакция, а продукты ее образования закрепляют породы-коллекторы, сохраняя их проницаемость.
Анализ результатов промысловых работ по ликвидации пескопроявлений выявил ряд недостатков при проведении данных работ. При использовании механических методов происходит засорение фильтров механическими примесями (песок, глина) механическая и химическая коррозии фильтров. Применение смол для закрепления коллектора требует проведения дополнительных операций по получению проницаемого состава. Аналогичные работы необходимо проводить с тампонажным цементом, чтобы получить проницаемый цементный камень. Однако эффективность проводимых работ по ликвидации пескопроявлений остается низкой и составляет от 30 до 40 % от общего количества работ.
Для предотвращения выноса песка из призабойной зоны скважин механическим способом используют фильтры, изготовленные из стандартных труб с порезанными отверстиями с проволочной обмоткой, фильтры, заполняемые песком, гравийные фильтры из отсортированного песка.
При установке гравийного фильтра в скважине необходимо определить литолого-минералогический состав гравия, соотношение между размером щелей хвостовика и размерами частиц гравия и песка, выносимого из пласта при эксплуатации.
Размер зерен гравия выбирается на основе ситового анализа образцов пластового песка. Основное условие при этом является, что диаметр зерен гравия должен превышать в десять раз размер зерен песка, слагающего продуктивный пласт.
Гравийные фильтры устанавливаются в эксплуатационных скважинах и являются эффективным средством для предотвращения выноса песка в призабойную зону скважин. Главный недостаток гравийных фильтров - снижение их проницаемости из-за выноса песка при высоких депрессиях.
Химические методы предотвращения выноса песка разделяются по типу промывки призабойной зоны скважин. Основная цель промывки призабойной зоны снижение количества воды в призабойной зоне, чтобы обеспечить сцепление смолы с породой. Для крепления слабосцементированных пород используют фенолформальдегидные, эпоксидные и др. смолы. Основным преимуществом химических методов над механическими является то, что они не требуют дополнительного внутрискважинного оборудования. Однако химические методы имеют ряд недостатков и главный из них - пленки большинства смол дают усадку, растрескиваются, не обеспечивая надежного сцепления смолы с породой продуктивного пласта, а в начальный период защитный экран, создаваемый смолой, снижает проницаемость призабойной зоны.
Среди физико-химических методов для закрепления призабойной зоны используется экзотермическая реакция гранулированного магния с соляной кислотой. В скважину спускают насосно-компрессорные трубы, башмак которых устанавливают на уровне верхних перфорационных отверстий. В жидкость - носитель на углеводородной основе вводят гранулированный магний и продавливают ее по НКТ в интервал перфорации. После этого в скважину по затрубному пространству нагнетают раствор соляной кислоты. Соляная кислота вступает в экзотермическую реакцию с магнием, выделяя большое количество тепла, в результате образуется хлорид магния и водород. В зависимости от скорости фильтрации кислоты и давления нагнетания, температура обрабатываемой поверхности достигает 800 °С и выше при условии, что магний выносится на поверхность пород, образуя пленки из продуктов термохимической реакции и магния, который образует металлический каркас в структуре породы-коллектора. Основным недостатком этого способа является сложность его исполнения и недостаточная эффективность применений этого способа из-за значительного поглощения тепла окружающими породами и металлом эксплуатационной колонны, а металлический каркас, который создает магний с породой продуктивного пласта, в процессе остывания подвергается усадке и разрушается [2].
Более эффективный способ борьбы с выносом песка с применением в качестве жидкости - носителя водного раствора карбоксиметилцеллюлозы, опилок алюминия, измельченной сырой резины и раствора соляной кислоты. Способ осуществляют следующим образом. Спускают в скважину НКТ, башмак которых устанавливают у верхних перфорационных отверстий. С помощью цементировочного агрегата приготавливают водный раствор кар-
боксиметилцеллюлозы и вводят в него расчетное количество опилок алюминия и измельченной сырой резины. Далее раствор продавливают в пласт, а по затрубному пространству закачивают 20 %-ную соляную кислоту. Реакция алюминия с соляной кислотой сопровождается выделением тепла, а температура в призабойной зоне повышается от 110 до 150°С. Количество алюминия, принимающего участие в реакции с соляной кислотой, определяется из стехиометрического соотношения 25% алюминия и 75% соляной кислоты.
В результате физико-химических процессов, сопровождающих закачку соляной кислоты в пласт, происходит взаимодействие соляной кислоты с алюминием, выделяется водород, происходит рост температуры и начинается процесс вулканизации резины.
При взаимодействии частиц сырой резины с углеводородами - газом, газоконденсатом, нефтью, насыщающими продуктивные пласты, происходит ее частичное растворение и прилипание к поверхности пород-коллекторов.
В результате происходящей химической реакции между алюминием и соляной кислотой выделяется тепло, которое способствует вулканизации резины и ее сцеплению с поверхностью пород, а выделяющийся при этом водород создает дополнительные каналы в общей массе резины, что обеспечивает крепление призабойной зоны и снижается вынос песка.
Экспериментальное обоснование способа проводят с использованием кварцевого песка, из которого состоят песчаники сеноманских отложений газовых месторождений Севера Западной Сибири.
Отобранную пробу песка засыпают в цилиндрический контейнер, сжимают эффективным давлением от 9,6 до 11,0 МПа и моделируют начальную нефтенасыщеность.
Устанавливают цилиндрический контейнер в кернодержатель, моделируют пластовые условия. Определяют проницаемость образца по керосину.
Закачивают раствор, обеспечивающий закрепление песка, со стороны фильтрации соляной кислоты. На следующем этапе закачивают в образец соляную кислоту в количестве, рассчитываемом для того, чтобы прореагировал весь алюминий, закачанный в образец, исходя из стехиометрического соотношения: 25 % алюминия и 75 % соляной кислоты.
Оставляют образец на реагирование в течение 2 ч. В конце опыта моделируют условия освоения скважины. Образец с противоположной стороны закачки соляной кислоты промывают керосином при давлении, равном депрессии при освоении скважины - 5 МПа в количестве от 3 до 4 объемов пор и определяют его проницаемость.
В результате проведенных работ проницаемость, образующейся зоны устойчивых пород после обработки, понизилась незначительно от 1,6 до 3,3% от первоначальных значений проницаемости образца (таблица).
Результаты лабораторных экспериментов по определению проницаемости образцов,
устойчивых к выносу песка
Номер опыта Состав раствора, % мас. Давление закачки кислоты, МПа Депрессия, МПа Проницаемость слабосцементиро-ванных образцов, К • 10-3мкм2 Проницаемость образцов, устойчивых к выносу песка, К • 10"3 мкм2 Снижение проницаемости после опыта, %
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
В результате проведенных исследований, установлено, что при использовании отечественных, доступных химических реагентов можно получить зону устойчивых пород и ликвидировать причины, способствующие разрушению призабойной зоны и выносу песка.
Проведенный анализ эффективности ликвидации пескопроявлений показал, что выбор способа борьбы с выносом песка зависит от конструкции эксплуатационных скважин и стадии разработки, в которой находится залежь нефти и газа.
Список литературы
1. Ягафаров А. К., Курамшин P. М., Демичев С. С. Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири. - Тюмень: Изд-во «Слово», 2000 - 224 с.
2. Газизов А. Ш., Мочалов В. Ю., Сулейманов А. И. и др. Способ крепления призабойной зоны пласта. А.с. СССР. Заявлено 09.04.80. Опубликовано 23.09.82. Бюл. № 35.
Сведения об авторе
Паникароеский Евгений Валентинович, к. т. н., старший научный сотрудник лаборатории по эксплуатации и ремонту скважин, ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.:(3452) 28-66-97
Паникароеский Валентин Васильевич, д.т. н., ведущий научный сотрудник лаборатории вскрытия продуктивных пластов и повышения продуктивности скважин, ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.: 28-67-35
Бельтиков Ярослав Владимирович, аспирант, кафедра промысловой геологии, Тюменский государственный нефтегазовый университет
Panikarovskii E. V, scientific worker, Laboratory of wells repair and operation, Limited liability company «TyumenNIIgiprogas», phone: (3452) 28-66-97
Panikarovskii V. V. Doctor of Technical Sciences, leading scientific worker, Laboratory of producing formations drilling and wells productivity improvement, Limited liability company «TyumenNIIgiprogas», phone: (3452) 28-67-35
Beltikov Ya V., postgraduate student, Chair of Field Geology, Tyumen State Oil and Gas University
УДК 522.587.2:53
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОШЕНИЙ КОНЦЕНТРАЦИЙ ИЗОМЕРОВ В СОСТАВЕ НЕФТИ РАЗНЫХ КЛАССОВ
А. В. Сорокин, В. Д. Сорокин, М. Р. Сорокина
(ООО «Омега-К», Тюменский государственный университет)
Ключевые слова: состав подвижной нефти, распределение концентраций изомеров бутана
и пентана, класс нефти Key words: Movable oil composition, distribution of butane and pentane isomers concentrations,
crude oil class
Принцип классификации составов подвижной нефти предложен в работах [1, 2, 3]. Он основан на взаимном соотношении концентраций трех компонентов в составе нефти: этана, пропана и суммы бутанов. Классификация приобрела окончательный вид после ввода в нее четвертого компонента: суммы пентанов [4].
Классификация, основанная на использовании четырех экспериментально определяемых компонентов в составе нефти, позволяет более полно охватить имеющуюся информацию. Теоретически число возможных сочетаний соотношений содержания указанных компонентов в составе нефти равно 64, классам присвоены номера с 0 по 63. Все составы нефти могут быть распределены между 24 классами, так как часть сочетаний имеет противоречивые условия. Работы [1, 2, 3] посвящены изучению особенностей содержания начальных углеводородных компонентов в составах нефти разных классов, в том числе, содержания суммы бутанов и суммы пентанов.
В данной работе поставлена задача - изучение особенностей распределений отношений изомеров бутана и изомеров пентана, поиск взаимосвязей значений отношений содержания этих изомеров в составе нефти разных классов и разных групп пластов месторождений Западной Сибири.
Для решения поставленной задачи использована выборка информации в количестве около 2400 компонентных составов, полученных при исследовании компонентного состава и физико-химических свойств подвижной нефти значительного числа нефтяных залежей месторождений Западной Сибири. В процессе анализа используется информация о составах нефти только тех классов, в которых число проб нефти, отнесенное к определенному классу, максимально. В сумме объем анализируемой ниже информации составляет 91% всей выборки.
Все составы нефти месторождений Западной Сибири, имеющегося у авторов объема информации, распределены между 21 классом, так как трем классам не соответствует ни одного состава нефти. Число составов нефти в остальных классах очень различно: в одних классах количество составов нефти 1 -3 шт., в других - их число достигает нескольких сотен.
Отношения изомеров начальных компонентов в составе подвижной нефти
