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 MaxCO3 Acid System и VDA 48
2.4.1. Характеристики технологий MaxCO3 Acid System и VDA 50
2.4.2. Опыт применения системы MaxCO3 Acid System на месторождении
Южный Г авар, Саудовская Аравия 51
2.4.3. Опыт применения системы MaxCO3 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
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
Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) является сложным для освоения месторождением углеводородов. Для АГКМ характерно аномально высокое пластовое давление, высокая пластовая температура, высокое
содержание кислых компонентов в составе пластового флюида, а также сложное геологическое строение коллектора. В силу этих особенностей освоение
АГКМ невозможно без проведения мероприятий по интенсификации притока
газа к скважинам.
Применяемые технологии интенсификации притока должны способствовать улучшению фильтрационно-емкостных характеристик коллектора, устранению кольматации продуктивных пропластков, минимальному коррозионному
воздействию на элементы подземного оборудования (ПО), интенсивному выносу 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 низкопроницаемых трещиноватых коллекторах.
В ходе работы были изучены материалы, предоставленные инженернотехническим 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 уделено применению новейшей разработки компании Schlumberger MaxCO3 Acid
System.
По результатам анализа проведения интенсификации притока флюида к
скважинам на АГКМ, месторождениях Казахстана и Саудовской Аравии были
сделаны следующие выводы:
1. Проведение КО на АГКМ является необходимым и эффективным методом воздействия на приток флюида к скважинам. Более 90% обработок показывают кратность дебита больше 1. КО приводит к улучшению состояния ПЗП
за счёт очистки от кольматирующих её продуктов бурения и шлама на забое
скважины.
2. При проведении первичных «простых» СКО на новых скважинах
АГКМ эффективность обработок, выраженная в кратности дебита, достигала
значения 3,12. Однако и дальнейшие мероприятия по интенсификации показывали результаты, которые позволяют судить о них как о рентабельных. Среди
наиболее эффективных видов обработок стоит выделить:
КО с блокировкой ВПИ;
КО с применением модифицированных кислотных композиций;
КО с применением эмульсий;
КО с применением вязких систем;
3. Применение отечественных реагентов (Дисин, МДК «Кварц»), способствующего гидрофобизации коллектора, позволило достичь кратностей эффекта на скважинах АГКМ 3,20 и 3,60 соответственно. При этом зафиксировано
снижение ВГФ до 2-х раз. Развитие этого направления обработок особенно актуально в связи с растущим риском обводнения скважин месторождения на
поздних стадиях его разработки.
4. 3-х кратное увеличение дебита на обрабатываемых скважинах АГКМ и
улучшению состояния ПЗП на них были достигнуты после проведения кислотного ГРП. Однако применение этой технологии осложняется большими глубинами эксплуатационных скважин (4100 м) и высокими забойными температу113
рами (110 °C). Дополнительно требуется изучение влияния вводимых в пласт
реагентов на качество грунтовых вод после проведения обработки.
5. Применение технологии MaxCO3 Acid System при обработке ПЗП 3-ёх
месторождений (Россия, Казахстан, Саудовская Аравия) даёт различный эффект на каждом из них. Можно предположить, что это связано не только с термобарическими условиями внутри пласта, но и с составом пластового флюида,
а именно с содержанием кислых компонентов в его составе. Эта гипотеза требует дальнейшего рассмотрения и изучения.
