Автореферат Курбанова Н.А.


УДК 539.215; 622.276                                                    На правах рукописи

 

 

 

 

 

 

 

 

Курбанов Ниязбек Амирдинович

 

 

Оценка и  выбор эффективного способа

воздействия на закольматированную

призабойную зону скважин

 

 

 

25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

 

 

 

 

 

 

 

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

 

 

 

 
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Алматы, 2009

 

            Работа выполнена в Казахском национальном техническом университете имени К.И.Сатпаева Министерства образования и науки Республики Казахстан

 

 

Научный руководитель –                  доктор технических наук,

                                                           профессор Ахмеджанов Т.К.

Научный консультант –           кандидат физико-математических наук,

                                                           доцент Баймухаметов М.А.

 

 

Официальные оппоненты:                доктор технических наук,

                                                           профессор Айткулов А.У.

                                                           кандидат технических наук,

                                                           доцент Джиембаева К.И.

 

Ведущая организация –           ТОО «КАСПИЙМУНАЙГАЗ»

                                                          

 

 

  Защита состоится « 19 » июня 2009 г.  в 16 часов на заседании диссертационного совета Д 14.15.07 при Казахском национальном техническом университете им. К.И.Сатпаева МОН РК по адресу: 050013, г. Алматы, ул. Сатпаева, 22, корпус НК, конференц-зал.

  С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Казахского национального технического университета им. К.И.Сатпаева МОН РК по адресу: 050013, г. Алматы, ул. Сатпаева, 22, ГМК.

 

 

 

  Автореферат разослан « 18 » мая 2009 г.

 

 

 

 

 

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор                                    Шейх-Али Д.М.

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Общая характеристика работы. В диссертационной работе представлены результаты аналитического и экспериментального обоснования выбора эффективного способа воздействия на закольматированную призабойную зону скважин на примере нефтяных месторождений Западного Казахстана.

Актуальность работы.  Развитие нефтегазовой отрасли Республики Казах­стан на современном этапе характеризуется не только расширением районов добычи нефти и газа и открытием новых типов месторождений, но и дальнейшим совершенствованием и развитием эффективности разработки эксплуатируемых и вводом в разработку ранее нерентабельных нефтяных месторождений. При этом коэффициент нефтеотдачи пластов не превышает в среднем 0,34–0,40.

Процесс вытеснения нефти из порового пространства при постоянном пластовом давлении методами закачки в пласт воды (холодной, горячей), пара, газа, различных растворов и создания постепенно продвигающегося фронта вытеснения получил широкое распространение. Эти методы обеспечили более высокую нефтеотдачу пласта по сравнению с ранее использовавшимися пассивными методами вытеснения нефти – за счет притока вод из окружающих месторождение водных коллекторов, энергии газа в газовых шапках и газа, выделяющегося из нефти.

Однако, при этом в пласте возникает также процесс выноса песка из нефтедобывающих скважин и связанное с ним разрушение слабоцементированных коллекторов вызывает механическую кольматацию в призабойной зоне, что существенно осложняет работу скважин и снижает текущий коэффициент нефтеотдачи пластов. Известно множество различных способов борьбы с этим явлением, включая химические и физико-химические.

Однако до настоящего времени не существует комплексного метода оценки и выбора эффективного способа повышения дебита и приемистости скважин, с проведением теоретических исследований, лабораторных, натурных и промышленных экспериментов. Актуальность избранной темы диссертации продиктована попыткой развития этого перспективного научного направления для повышения нефтеотдачи пластов.

Цель работы – разработка методики оценки и выбора эффективного способа воздействия на закольматированную призабойную зону скважин нефтяных пластов на основе результатов аналитического и экспериментального обоснования механизмов декольматации для увеличения дебита скважин.

Задачами исследования являются:

- выявить влияние техники и технологии строительства и эксплуатации скважин на кольматационные процессы в призабойной зоне пласта;

- провести аналитическое обоснование и установить закономерности механической, жидкой и газовой декольматации призабойной зоны пласта;

- провести экспериментальные исследования по оценке условий применения и эффективности новых способов увеличения дебита скважин;

- разработать методику оценки и выбора эффективного способа декольматации призабойной зоны пласта.

Объект и предмет исследования. Объектом исследования являются нефтяные пласты некоторых месторождений Казахстана. Предметом исследования являются закономерности декольматации призабойной зоны пластов при использовании новых способов воздействия на пласты.

Методы исследования заключаются в комплексном анализе и научном обобщении теоретических и экспериментальных исследований, с привлечением современных представлений о строении нефтяных коллекторов как о среде, подчиняющейся законам подземной гидромеханики, механики разрушения и физики горных пород, в многокритериальной оценке результатов опытно-промышленных исследований новых способов увеличения дебита скважин.

Научная новизна работы:

1. Разработана новая математическая модель пластического разрушения матрицы пористого пласта с учетом дилатансионного изменения пористости, позволяющая найти связь дебитов жидкости, газа и интен­сивности выноса фрагментов разрушения (песка).

2. Для эффективной декольматации призабойной зоны пласта предложено использовать термомеханическую технологию воздействия на забой скважины, позволяющую разрушать и очищать зоны фильтрации флюидов в скважину.

3. Впервые предложено способы воздействия на нефтяные пласты  сравнивать по совокупности технико-экономических показателей, которые позволяют выбрать рациональный метод воздействия на пласт в конкретных условиях.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Установленные закономерности изменения и связи дебитов жидкости, газа и интен­сивности выноса фрагментов разрушения (песка) с учетом дилатансионного изменения пористости пласта в призабойной зоне скважины.

2. Для разрушения кольматированного слоя и очищения зоны фильтрации флюидов в призабойной зоне пласта наиболее эффективным является комплексная термомеханическая технология воздействия.

3. При определении эффективности различных способов реабилитации малодебитных скважин и выборе эффективного способа декольматации призабойной зоны пласта следует использовать метод многокритериальной оценки.

Достоверность полученных результатов исследований и теоретические выводы подтверждается использованием классических законов подземной гидромеханики и механики разрушения горных пород, а также эффективностью внедрения результатов в практику.

Личный вклад автора состоит в постановке задач, разработке и обосновании математических моделей и методики оценки и выбора эффективных способов декольматации призабойной зоны пласта. Автор принимал участие в экспериментальной оценке условий применения и эффективности процесса декольматации термомеханической технологией воздействия в забое скважины.

Практическая ценность работы. Разработана методика оценки и выбора эффективного способа декольматации призабойной зоны пласта, позволяющая выбрать термомеханический способ воздействия, повысивший коэффициент нефтеотдачи до 0,6.

Научная значимость исследований заключается в выявлении закономерностей процесса декольматации от комплекса влияющих факторов, включающих свойства и состав флюидов и горных пород, а также параметров внешнего воздействия при применении различных способов.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Международной научно-технической конференции «Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин» (г. Томск, 2004 г.), на Международной научно-технической конференции «Инновационные пути развития нефтегазовой отрасли Республики Казахстан» (г. Алматы, 2007 г.), на Международной научно-практической конференции «Наука и вызовы времени» (г. Алматы, 2008 г.), на заседаниях научно-технических советов и совещаниях ПФ «Жетыбаймунайгаз», ПФ «Узеньмунайгаз», ОАО «Мангистаумунайгаз» (г.Актау, г. Жана Узень, 2004-2008 гг.), на научном семинаре по специальностям «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» и «Геоэкология» КазНТУ им. К.И.Сатпаева (г. Алматы, 2009 г.).

  Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 работ, из них 7 статей опубликованы в изданиях рекомендованных Комитетом по контролю в сфере образования и науки Республики Казахстан.

  Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованных источников из 70 наименований. Общий объем работы составляет 116 страниц, в том числе 5 таблица и 15 рисунков.

 

ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

 

  В первом разделе приведены анализ литературных источников по изучению причин снижения дебита скважин на месторождениях Казахстана, анализ существующих способов увеличения дебита скважин на месторождениях «Мангистаумунайгаз», исследование и оценка факторов влияющих на изменение дебита скважин, сформулированы цель, задачи и методы исследования.

  Во втором разделе диссертации проведено аналитическое обоснование механизмов увеличения дебита скважин за счет декольматации.

  Для этого проведены оценка влияния техники и технологии строительства скважин на кольматационные процессы в призабойной зоне пласта и аналитическое обоснование механической декольматации призабойной зоны пласта.

  Рассмотрена задача о выносе песка при откачке жидкости через необсаженную скважину. Учет дилатансионного изменения пористости пласта позволяет найти связь между расходами жидкой и твердой массы. Для этого используются уравнения механики сплошных сред, которые являются балансовыми соотношениями массы, импульса и количества движения для элементарных объемов ΔV, линейный масштаб которых l должен быть много меньше внешнего масштаба L задачи, но много больше характерного масштаба λ микродвижения частиц, слагающих изучаемую сплошную среду: L>> l >> λ.

Уравнения баланса масс жидко­сти и твердой фазы в осесимметричном случае имеют вид

                                         (1)

                                     (2)

где  т – пористость, w, v – компоненты истинных скоростей жидкой и твердой фаз, ρf, ρs – плотности флюида и материала матрицы.

Закон Дарси записан в системе координат, движущейся вместе с твер­дой матрицей среды

  ,                                     (3)

где k – проницаемость, μ – вязкость жидкости. В теории взаимопроникающих континуумов уравнение (3) играет роль баланса сил, действующих на жидкую фазу.

Эффективные радиальное и тангенциальное напряжения σr, σθ  и поровое давление р удовлетворяют уравнению равновесия пласта в целом

                                                 (4)

Разрушение матрицы пласта происходит там, где достигнуто критическое условие пластичности

(σrσθ )θσ= –α(σr + σθ )+Y, θσ=sgn(σrσθ )                   (5)

где Y сцепление,  α – коэффициент внутреннего трения.

Внутри соответствующей границы происходит течение разрушенной массы также при выполнении (5), однако из-за произошедшего разрушения значение сцепления Y должно быть резко уменьшено, причем коэффициент трения α также меняется. Здесь для простоты этими различиями будем пренебрегать.

Преобразуем условие (5) к виду

σθ=Nσr – Y0,  N=( θσ + α)/( θσα), Y0=Y/( θσα)                    (6)

Кинематическая связь между пластическими приращениями объема и сдвига мат­рицы формулируется для скоростей смещения, что в данном случае означает

  ,                           (7)

где Λ – скорость дилатансии (положительная - при рыхлении, отрицательная - при уплотнении в ходе сдвига) и введен знак направления сдвига θ. По сути в обоих пластических соотношениях (5) и (7) фигурируют модули сдвига и сдвигового напряжения. Поэтому совпадение указанных знаков соответствует дополнительному условию – коаксиальности тензоров напряжений и скоростей пластической деформации.

Результаты расчетов для типичных песков приведены на рис. 1-3. Каждой точке приведенных графиков отвечают свои значения (рR – рa).

Рисунок 1 – Соотношение дебита жидкости Gf3/сут) и интенсивности выноса песка Gs3/сут) при стационарной работе скважины в пласте

из плотного песка(n=1,5; N=3). Линии 1-3 соответствуют

значениям Y0=105; 115; 125 кПа

 

Существует критический дебит , который разделяет интервалы положительного и отрицательного выноса песка. Поскольку отрицательный вынос при (рR – рa) > 0 физически невозможен, в соответствующем интервале следует полагать Gs ≡ 0, т.е. считать, что выноса песка нет. Значение  определяется главным образом сцеп­лением внутри движущейся матрицы пласта: линии 7, 3 рис. 1 отвечают значениям Y0= 105; 115; 125 кПа при п = 1,5, N = 3 (θ > 0, Λ > 0).

Песчаный фактор Кр, т.е. наклон линий на рис. 1, 3, зависит от трения, дилатансии и пористости. На рис. 2 представлен случай изначально плотной упаковки песка в пласте, когда вынос песка начинается после достижения Gf значения , определяемым величиной Y0 = 125 кПа, и происходит рост пористости в окрестности скважины: линии 1-4 соответствуют значениям п = 1,9; 2,1; 2,0; 2,2; N = 3 (Λ > 0, λ > 0).

Если изначально пористость пласта велика (см. рис. 3), то в процессе своего сме­щения к скважине песок будет уплотняться (линии 1—4 соответствуют значениям п = 0,7; 0,8; 0,85; 0,9; N = 3 (θ> 0, Λ > 0) при Y0 = 125 кПа). При этом вынос песка происходит из-за высокого горного давления Г и может быть прекращен за счет нагнетания жидкости интервал Gs = 0 лежит правее .

Рисунок 2 – Соотношение дебита жидкости Gf3/сут) и интенсивности выноса песка Gs3/сут) при стационарной работе скважины в пласте

из плотного песка для Y0=125 кПа и N = 3. Линии 1-4 соответствуют

значениям п =2,2; 2,1; 2,0; 1,9

 

Рисунок 3 – Соотношение дебита жидкости Gf3/сут) и интенсивности выноса песка Gs3/сут) при стационарной работе скважины

в пласте из рыхлого песка (Y0=125 кПа; N=3).

Линии 1-4 соответствуют значениям п =0,7; 0,8; 0,85; 0,9

 

Проверялось также условие малости скважины а < rw. Рассчитанные величины дебитов песка и жидкости определялись по скоростям смещений.

На рис. 4, 5, 6 результаты вычислений приведены для следующих параметров соответствующих месторождениям Западного Казахстана:

п = 1,1; N = 3; R = 10 м;  σr = -15 МПа; Г = 40 МПа;  h= 10 м; k = 10-13 м2; 

μ = 0,001 (Па·с);  Y0 = 1.2 МПа.  Gf= 600 м3/сут;  Gs = 0,16 м3/сут;   ρf= 103 кг/м3;

ρs = 2630 кг/м3; рa = 5 МПа.

Зависимость пористости и порового давления от автомодельной переменной пока­зана на рис. 4. В логарифмических координатах распределение давления оказалось практически линейным. Пористость в упругой зоне уменьшается вследствие сжатия пласта горным давлением, а в пластической зоне возрастает в результате дилатансионного разрыхления.

 

Рисунок 4 – Зависимость пористости m и порового давления p=p* Y0

от автомодельной переменной ξ=ζ*ξа

 

Рисунок 5 – Распределение эффективных кольцевых (1)  и радиальных (2)

напряжений относительно автомодельной переменной ξ=ζ*ξа

 

Рисунок 6 – Распределение скоростей песка V и жидкости W относительно

автомодельной переменной ξ=ζ*ξа

 

Распределения радиальных и кольцевых напряжений в пласте приведено на рис. 5, а скорости песка и жидкости изображены на рис. 6.

Найдена относительно простая постановка принципиальной задачи о пластическом разрушении матрицы пористого пласта подземным потоком. Учет дилатансионного изменения пористости позволил найти связь дебитов жидкости и интен­сивности выноса фрагментов разрушения (песка).

Логарифмическая зависимость поро­вого давления от радиальной координаты в автомодельной задаче позволяет также оценить радиус контура питания в задаче о стационарном притоке к скважине.

Проведено аналитическое обоснование жидкостной декольматации в призабойной зоне пласта и расчет выноса песка с жидкостью.

Искомыми были пять функций  , т, поскольку соотношение  позволяет исключить смещение. Критерий  проверялся на каждом шаге вы­числений. Скорость смещения на внешнем контуре выбрана так, чтобы условие  σr=0 было выполнено при  - на контуре каверны (полости), образующейся при выносе песка. Расчетные дебиты песка и жидкости определялись по полю скоростей.

В расчетах был использован следующий набор параметров: вязкость μ= 10-2 Па·с = 10 сантипуаз, модуль сдвига G= 100 МПа, коэффициент Пуассона v = 0.3, начальная пористость m0 = 0.2, начальная проницаемость k0 = 10-13 м2 = 100 миллидарси, начальное сцепление Y = 3 МПа, коэффициент внутреннего трения α = 0,5, мощность пласта h = 10м, давление на внешнем контуре рR = 6 МПа (r = R); эффективное напряжение на внешнем контуре  σr(R) = –Г = –10 МПа (r =R).

В расчетах варьировались остаточное сцепление  Yr  и скорость дилатансии Λ (от –0,5 до 0,5 в вариантах 1 и 5 таблицы 1; во всех других вариантах Λ = –0,1). Заметим, что варианты 5-7 рассматриваются в расчетах выноса песка с газом.

Сжимаемость зерен считалась пренебрежимо малой, т.е. ε = 0 (эффект был мал в пробных расчетах, когда принималось ε = 0,1). При компьютерной реализации решения сжатие считалось положительным, как это принято в механике горных пород.

 

Таблица 1

Вариант

1

2

3

4

5

6

7

Yr,МПа

3,0

1,5

1,2

0,9

5,0

2,5

1,5

Qs, м3

4.0·10-6

7,7·10-6

1,9·10-6

3,4·10-6

0,0144

0,0217

0,045

П=100Qs/Qf

0,7

1,38

3,5

60,7

1,61

2,42

5,0

b/a

1,73

2,42

3,03

3,85

1,40

1,87

2,95

b/R

0,0266

0,0382

0,0618

0,271

0,0672

0,085

0,128

 

Время релаксации пласта определялось как T = R2/χ , причем для коэффициента пьезопроводности использовалось выражение χ = χ1.  Конкретно, во всех расчетах он был равен 0,0032 м2/с.

Расход жидкости был отрицательным (течение к скважине, скорость фильтрации направлена в сторону уменьшения радиуса), равным  Qf= –5,6·10-4 м3/ с.

Приток песка Qs определялся в расчетах, результаты которых приводятся, на рисунках (сплошными линиями) и в таблице 1 (варианты 1-4). Показана зависимость напря­жений (рис. 1), пористости и приведенных скоростей (рис. 2) и порового давления (рис. 3) от автомодельной переменной. Все они приведены для варианта 1 c наи­меньшим выносом песка (при равенстве сцеплений еще неразрушенной матрицы и в пластическом потоке ее фрагментов, т.е. песка). Расчетные кривые рис. 1-4 соот­ветствуют значению  Λ = –0,1.

Рисунок 7

 

Как и следовало ожидать, профиль радиальных напряжений непрерывный и глад­кий. В то же время распределение окружных нормальных напряжений  σθ имеет излом на упругопластической границе (рис. 7), а при смене значения сцепления на этой границе эти напряжения меняются скачком.

Скорости смещений фаз отрицательны, поскольку они направлены к началу координат, т.е. к скважине. При этом профиль скорости твердой фазы имеет мак­симум. В логарифмических координатах на значительном интервале (от 0 до 2,4) рас­пределение давления оказывается практически линейным. Это означает, что радиус контура, который надо вводить в стационарные решения, примерно равен 250а во всех рассмотренных здесь вариантах соотношений начального и остаточного сцеп­ления.

В то же время зона пластичности мала (если не наступает катастрофическое течение, как в вариантах 3 и 4).

Интенсивность выноса песка П = 100 Qs/Qf обусловливается в основном сцеплением в зоне пластического течения песка. Поэтому изменения величины П сопоставлены со сцеплением в потоке песка, но отнесенным к сцеплению неразрушенной матрицы (рис. 10).

Рисунок 8

 

 

Рисунок 9

 

 

 

Рисунок 10

 

Видно, что песок составляет по объему сотую часть от добываемой жидкости (нефти или воды), а внешний радиус зоны пластического течения песка всего в два-три раза превосходит радиус а открытой скважины (или образующейся каверны). Если сцепление в потоке массы песка уменьшается в три раза или более по сравнению с начальным значением, то интенсивность выноса резко возрастает.

Остаточное уменьшение пористости в зоне пластического течения (при отрица­тельном значении скорости дилатансии) намного превосходит ее изменения в упругой зоне. При положительной дилатансии в пластической зоне происходит разрых­ление, что сказывается в увеличении выноса песка почти в три раза (см. рис. 11).

Рисунок 11

 

Скорости роста радиусов каверны и пластического течения песка определяются коэффициентом пьезопроводности. При указанном выше его значении каверна дости­гает радиуса в 0,2 м за 1 ч. Укажем, что в данных расчетах еще не учитывается фактор упрочнения песчаной массы с уменьшением пористости и со­путствующего изменения скорости дилатансии. Отметим, что изменения проницае­мости не слишком существенны при выносе песка. В равной степени учет скачка пористости (на величину 0,05 в варианте 2), сопутствующего изменениям сцепления на границе пластического течения, оказался малосуществен­ным (вынос песка увеличился на 20%, радиус пластичности – на 4%).

Проведено аналитическое обоснование газовой декольматации в призабойной зоне пласта и расчет выноса песка с газом.

При выносе песка в газовую скважину прямая пропорциональность плотности давлению меняет уравнение баланса масс для жид­кости

 

 

Остальные уравнения сохраняют тот же вид, что и в расчетах выноса песка с жидкостью.

Для расчетов использовались следующие данные: вязкость μ = 2·10 -5 Па·с,  G = 100 МПа, коэффициент Пуассона 0,3, проницаемость k0 = 10 -13 м2, начальное сцеп­ление Y = 5 МПа, варьировались остаточное сцепление  Yr и скорость дилатансии  Λ, пористость т0 = 0,2, ε = 0, рR = 6 МПа, σR = –10 МПа, коэффициент трения 0,5, мощность пласта  h = 10 м, пьезопроводность 1,6 м2/ с,  Qf= 0,896 м3/с = 77400 м3/сут.

Результаты представлены на рис. 7-11 штриховыми линиями и в таблице 1 (варианты 5-7). Расчетные кривые рис. 7-10 соответствуют значению  Λ = –0,1. На рис. 11 пред­ставлены результаты расчетов выноса песка в зависимости от скорости дилатансии для варианта, когда остаточное сцепление равно начальному.

  Видно, что распределение напряжений по радиусу в этом случае качественно не изменилось по сравнению со случаем выноса песка жидкостью, однако профиль скорости твердой фазы, генерируемой потоком газа, больше не имеет внутреннего максимума (рис. 7, 8). Интервал логарифмического распределения квадрата порового давления по радиусу (рис. 9), что практически соответствует стационарному притоку газа в недеформируемом пласте, несколько сократился (в  ξ координатах до значения 1,3). Это означает, что радиус контура питания при стационарном течений имеет порядок 20а.

Вынос песка газом оказывается раза в три более интенсивным, чем его вынос жидкостью (рис. 10, 11), хотя пластическая зона имеет тот же порядок (в радиусах каверны). Можно полагать, что столь существенный вынос песка обусловлен значи­тельно большими градиентами самого порового давления в окрестности газовой сква­жины. В реальности вынос песка происходит из малых, наиболее слабых слоев, либо отдельными струями в толще неразру­шенного пласта. Проведенные теоретические исследования показывают, что для декольматации призабойной зоны пласта следует использовать комплексные термомеханические методы воздействия с учетом свойств флюидов и горных пород пласта.

В третьем разделе диссертации приведены результаты экспериментального обоснования свойств нефти ряда месторождений Казахстана и оценки эффективности  способов увеличения дебита скважин.

Исследование свойства нефти и определение компонентного состава газа выполняется для получения информации, необходимой при составлении проектов и технологических схем разработки месторождений, а также оценки возможности использования тех или иных методов воздействия на призабойную зону пласта. Пробы дегазированной нефти, газа и конденсата в процессе испытаний и опробования скважин отбирались геологической службой.

Исследования пластовых проб выполняются на установках высокого давления САМ-600 и САМ-300 в соответствии с ГОСТом 39-112-80 «Нефть. Типовые исследования пластовой нефти».

Исследование газа, дегазированной нефти и конденсата проводятся по действующим ГОСТам на нефть, газ и нефтепродукты.

Оценка свойства пластовой нефти месторождения Северное Карагие проведена по глубинным пробам, которые отобраны из залежи в верхнем триасе.

Характерной особенностью месторождения является недонасыщенность пластовой нефти газом. Так, превышение пластового давления над давлением насыщения по месторождению в среднем составляет 32 МПа.

Термодинамическими условиями залежи (Тпл=140°С) и достаточно высоким газосодержанием (86-130м3/т) обусловлены низкие значения плотности (0.776-0.716г/см3) и вязкости (1.1-1.35мПа·с) пластовой нефти, которые характеризуют нефти с хорошими фильтрационными свойствами.

Значение объемного коэффициента, коэффициентов растворимости и сжимаемости находятся на уровне характерном для нефти юрских залежей Южного Мангышлака.

Свойства дегазированной нефти месторождения Северное Карагие изучались по 27 пробам, отобранным из залежи при испытании и эксплуатации скважин.

Как показали исследования, нефть из залежи верхнего триаса характеризуются как малосмолистые, малосернистые и
высокопарафинистые. Особенность присущая нефти Южного Мангышлака - высокое содержание парафиновых углеводородов (более 15%) сохранилась и для нефти данного месторождения, что обусловило их положительную температуру застывания (18-34°с).

Большая часть проб нефти месторождения Ащиагар характеризуется высоким газосодержанием, давление насыщения близко к пластовому давлению. Высокие значения газосодержания и пластовой температуры, в среднем составляющие: для Т2 299 м3 /т и 145°С; для Т3112 м3 /т и 139°С предопределили хорошие фильтрационные свойства нефти, вязкость в пластовых условиях не превышает 1 мПа·с.

Термодинамическими условиями залежи и высоким газосодержанием обусловлены низкие значения плотности и вязкости пластовой нефти - 0,5- 0,7 г/см3 и 0,2- 0,8 мПа·с соответственно.

Коэффициент сжимаемости и растворимости в среднем составляет: для Т2- 31,9·10-4 МПа и 7,88 м33·МПа; для Т3-14,6·10-4 МПа и 6,6 м33·МПа соответственно.

Содержание асфальтенов варьируется от 2,3 % по залежи ТЗ до 2,45 % по залежи Т2. Содержание высокомолекулярных парафиновых углеводородов высокое от 13 до 22 % весовых, что обуславливает положительную температуру застывания нефти - в среднем +26°С. Температура насыщения нефти парафином, определенная фильтрационным методом, составляет 53°С.

В настоящее время на месторождении Северный Аккар пробурено 7 скважин. На средний триас пробурены пять скважин, и две скважины на залежь верхнего триаса.

Нефть имеет высокое газосодержание, хотя и значительно недонасыщена газом (превышение Рпл над Рнас составляет более 10 МПа). Высокая пластовая температура и легкий состав нефти дают предпосылку для хорошей фильтрационной характеристики - вязкость нефти в пластовых условиях по большинству проб не превышает 1,0мПа·с.

Нефть из скважин, расположенном на западном полусводе, хоть и приурочена к залежи среднего триаса значительно отличается от нефти скважин центрального поднятия. Она характеризуется аномально низким значениями газосодержания, давления насыщения, в соответствии с ними находятся объемный коэффициент и усадка нефти. Вязкость в пластовых условиях составляет 5 мПа·с, что в пять раз выше вязкости нефти скважин центрального поднятия.

Свойство дегазированной нефти месторождения Северный Аккар оценены по 20 пробам, отобранным на устье скважин и полученным после разгазирования глубинных проб. Нефть, отобранная из скважин центрального поднятия - легкая, высокопарафинистая, мало сернистая, малосмолистая. Выход легких фракций до 300 0С составляет от 30 до 40% объемных.

В процессе опробования скважин №6 в верхнем триасе были отобраны четыре устьевых пробы нефти. Результаты исследования их близки между собой, и свидетельствуют о том, что нефть верхнего триаса отличается от нефти центрального поднятия среднего триаса более тяжелым составом.

В последние годы объектом поисково-разведочных работ нефти и газа в Казахстане стала группа актюбинских месторождений, расположенных     на     подсолевых     поднятиях     восточной     части Прикаспийской впадины.

В качестве объекта исследования были выбраны нефти месторождений Актюбинской области Жанажол, Алибекмола, Лактыбай, Акжар, Кенкияк.

Навеску нефти растворяли в сероуглероде в соотношении 1:4. Анализ проводили на газовом хроматографе PerkinElmer AutoSystemXL с системой автоматического ввода образцов, управляемого программой TotalCrom Navigator с пламенно ионизационными детектором, в режиме программирования температуры испарителя и термостата в пределах от 40 до 350°С. Для внесения образца использовали метод прямого ввода в пустотелый кварцевый капилляр предколонки, соединенной с капиллярной колонкой НТ SIMDIS (10 м). Температуре кипения соответствует время удерживания нормальных алканов от С5-С44 на градуировочной кривой. Обработку результатов анализа проводили с использованием программы Аrnel Simulated Distillation 3012(V1.02).

Несмотря на относительно географическую близость расположения месторождений нефтеносные слои существенно отличаются  друг  от друга.  Наибольшее  содержание  легких  С5-С7 углеводородов,   выкипающих   до    100 ° С,   наблюдается   в    нефти Жанажольской группы месторождений (15.70%). Ближе всего по своим характеристикам к ней приближаются нефти месторождений Алибекмола  и  Лактыбай  (11.70  и  8.80%  соответственно).  Выходы бензино-дизельных фракции 100-350°С у этих трех нефтей практически не отличаются и составляют 51, 90% для Жанажола, 52,41 и 50,04% - для месторождений Алибекмола и Лактыбай.

На Кенкияк и Кокжиде содержание фракции, выкипающих до 100°С,  составляет 4,78  и 4,76  %,  а выход фракций,  выкипающих  в интервале   от   100   до   200 ° С,   не   превышает   11,30   и    13,85% соответственно. В нефти месторождения Акжар легкие углеводороды практически отсутствуют. До 200°С выкипает 4,94% нефти.

В случае нефтей месторождений Алибекмола и Лактыбай картина
качественно повторяет Жанажольскую нефть. Однако нафтеновый фон
несколько выше, особенно в случаи нефти Лактыбай. В нефти Кенкияк
и Кокжиде нафтеновый фон начинает превалировать, и доля масляных
фракций возрастает. Выход масляных фракций в нефти месторождения
Акжар максимален. Парафиновые углеводороды практически
отсутствуют.

Состав и свойства флюидов и пластов указывают на то, что для декольматации призабойной зоны скважин можно использовать способы термомеханического воздействия, например, ГОС-ПГД-технологии, термомеханические с применением циклической подачи пара и воды.

Проведено экспериментальное обоснование изменения дебита скважин при воздействии на призабойную зону газообразными продуктами горения.

Метод стимуляции нефтянных и газовых скважин основан на
ГОС-ПГД-технологии и позволяет совершить разрыв пласта
импульсным силовым воздействием газообразных продуктов горения
твердотопливных и жидких горюче-окислительных составов (ГОС). По
механизму воздействия на пласт и результирующей картине
трещинообразования данный метод не имеет аналогов и существенно
отличается от применяемых на практике способов, таких, как
гидравлический разрыв пласта (ГРП), ударно-вибрационные
воздействия, электрогидравлические разряды, электромагнитные и
акустические поля и другие. Основное преимущество метода состоит в
том, что он позволяет в широких пределах изменять динамику
нагружения горных пород и создавать напряженное состояние в пласте
со скоростью (101-106) МПа·с. Самые совершенные системы ГРП
обеспечивают скорости нагружения горных пород не более 1 МПа·с.

Установлено, что для эффективного инициирования трещинообразования в нефтяных и газовых коллекторах величина указанного параметра должна быть не менее 102-104 МПа.

Комплексная технология предназначена для обработки прискважинной зоны пласта низкопроницаемых коллекторов в добывающих, нагнетательных и разведочных скважинах, фильтрационные свойства которых ухудшены в процессе бурения или эксплуатации. Технологический процесс основан на образовании сетки малых по размерам трещин с помощью малогабаритного порохового генератора ПГД-42Т и последующем увеличении протяженности фильтрационных каналов путем химического воздействия кислотных композиций и других активных жидкостей. Пороховой генератор ПГД-42Т рассчитан на применение в скважинах с давлением до 100 МПа и температурой до 200 0С.

Объектами обработок служат пласты с проницаемостью от 0.1 до 0,0001 мкм, реже - до 1 мкм, с пористостью 5-14 %, реже - до 20 %.

Горение ГОС в скважине, полностью или частично заполненной жидкостью, сопровождается очень быстрым образованием большого количества   газообразных   продуктов,   что   приводит   к   повышению температуры и давления до значений, достаточных для разрыва породы-коллектора. Спад давления в скважине происходит в форме пульсации депрессионных и репрессионных волн возмущений в тече­ние времени, значительно превышающем время горения ГОС. В результате пласт подвергается механическому, термическому и физико-химическому воздействию.

Механическое воздействие создает в околоскважинном массиве разветвленную систему остаточных трещин протяженностью от 1,5 до 50 метров и более, производит разрушение водонефтяных барьеров, очистку прискважинной зоны продуктов химических реакций и песчано-глинистых частиц. Образующиеся трещины не требуют закрепления. Это обусловлено свойствами горных пород необратимо деформироваться при высокоскоростных динамических нагрузках.

Тепловое и физико-химическое воздействие на пласт продуктов горения, состоящих в основном из СО2, СО, М2, НСl, проявляется в растворении отложений парафинов и асфальтосмолистых веществ, в снижении коэффициентов вязкости и поверхностного натяжения на границе с водой, частичном разрушении карбонатных пород и цементов в прискважинной зоне. Другие известные технологии таким комплексным воздействием не обладают.

Максимальная глубина скважин определяется пластовой температурой (не более 150 °С) в пределах от 1000 до 6000 м. Работа выполняется геофизическими партиями по специальному плану для каждой скважины в соответствии с ее характеристиками при спущенных в скважину НКТ с внутренним диаметром 50 мм и более и заполненных в интервале обработки кислотными компо­зициями на основе ортофосфорной, соляной, плавиковой кислот и других активных жидкостей.

В зависимости от агрессивных свойств активной жидкости возможны два варианта работы с генератором:

-спуск   генератора,   сжигание   его   в   среде   слабо   активной жидкости, подъем геофизического кабеля и продавка в пласт через НКТ активной жидкости агрегатом с поверхности;

-спуск генератора, сжигание его в среде активной жидкости и последующая продавка через НКТ в пласт активной жидкости агрегатом с поверхности.

По первой схеме процесс трещинообразования (действие пороховых газов) отделен по времени на 2-2,5 часа от процесса образования фильтрационных каналов (действие кислотной композиции).

По второй схеме временной разрыв составляет несколько минут, в пласт продавливают горячий газированный кислотный раствор. В фонтанирующих скважинах работу проводят с фонтанной арматурой и установкой лубрикатора с превентором.

В низкодебитных и нагнетательных скважинах не требуется сложной обвязки устья, устанавливаются перфорационная задвижка и специальное сальниковое устройство.

Приготовление состава осуществляется непосредственно на скважине с применением стандартного нефтепромыслового оборудования.

Для обработки скважин ГОС необходимо следующее оборудование и технические средства:

-паропроизводительная установка   типа  ППУ;

-подъемник геофизический;

-станция каротажная геофизическая;

-компрессор типа СД9-101 или устройство для свабирования;

-насосно-компрессорные трубы (по глубине скважины);

-задвижка высокого давления (для взрывных и простредочных работ);

-ареометр для измерения плотности жидкостей.

Метод является достаточно мобильным, не требует сложного дополнительного оборудования, вписывается в традиционные схемы вызова притока и освоения скважин. Может успешно применяться в комплексе с различными видами физико-химических обработок и ГРП, позволяя существенно снизить пороговые давления закачки интен­сифицирующих агентов и жидкостей разрыва и увеличить зону охвата пласта. Кроме того, основные компоненты ГОС обладают разглинизирующими свойствами, не создают с нефтью устойчивых эмульсий и являются дополнительным средством очистки пласта.

Успешность обработок с применением ГОС в среднем составляет 80-85 %. Увеличение дебита скважин, как правило, является кратным в 2-8 раз с сохранением продолжительности эффекта от 0,5 до 1,5 лет. В зависимости от потенциальных возможностей обрабатываемых залежей величина дополнительно добытой нефти на одну обработку колеблется в широких пределах - от 500 до 1700 тонн и выше. Более чем 10-летний опыт работы с технологией «ГОС-ПГД» показывает, что при четкой организации работ реально затраченное время на одной скважинной обработке составляет от 2 до 4 суток. При накоплении геолого-технической информации при обработке конкретных месторождений и правильном выборе объектов показатели эффективности могут быть существенно увеличены. Сроки окупаемости затрат составляют несколько месяцев.

В Казахстане ГОС-ПГД-технология испытывалась на месторождении «Жетыбай». Результаты освоения после проведения обработок технологией «ГОС-ПГД» 10 скважин добывающего фонда месторождения дают основание сделать заключение об эффективности применения комплексной технологии «ГОС-пороховой генератор» для стимуляции малодебитных скважин, продуктивные горизонты которых представлены низкопроницаемыми, заглинизированными коллекторами терригенного типа. Дебиты по пластовым флюидам и нефти при освоении увеличены кратно по сравнению с базовым дебитом дообработки в 2-5 раз, а скважина 1133 работала с периодическим фонтанированием. В скважинах 1323 и 1356 испытания проводились в заключительной фазе работы, и после освоения также получены положительные результаты обработок, поскольку зарегистрированные фактические режимы горения ГОС были близки к заданным.

По данным ПУ «Жетыбаймунайгаз» по состоянию на 1 июля 2003 года, накопленная суммарная добыча нефти работающих после обработки скважин технологией «ГОС-ПГД» составила 2872 тонны, из которых дополнительно добыто после обработки по отношению к базовому дебиту 1798 тонн. Успешность обработок без учета 2 скважин, находящихся в освоении, составила 80 %. Длительность эффекта - 10 месяцев, скважины продолжают работать с повышенными дебитами.

В целом результаты промысловых испытаний технологии следует признать положительными и рекомендовать для промыш­ленного внедрения для интенсификации притоков нефтяных скважин.

  Проведена оценка      изменения      дебита      скважин      при термомеханическом воздействии на призабойную зону пласта.

Для нефтей Казахстана характерно повышенное содержание парафинов, смол и асфальтенов. Эти особенности Казахстанских нефтей вызывают трудности при их добыче. Дело в том, что по мере эксплуатации дебит нефтяных скважин снижается из года в год. Это объясняется тем, что зона перфорации скважины забивается в результате отложений парафина, асфальто-смолистых веществ и солей пластовых вод. Отложения, постепенно нарастая, закупоривают зону перфорации, снижая приток нефти, и уменьшают дебит скважины.

Для решения этой проблемы предлагается также использовать термомеханическую технологию воздействия на приствольную зону забоя скважины. Сверхзвуковой паровой насадок (сопло Лаваля) присоединяется к насосно-компрессорной трубе (НКТ) и спускается в зону перфорации. Волновой режим истечения сверхзвуковой паровой струи (2 Маха) разрушает солепарафиновые, асфальто-смолистые вещества и парафины, очищает зону перфорации, оказывает, паротепловоё воздействие на призабойную зону пласта и увеличивает приемистость скважины.

В соответствии с предлагаемым     техническим решением в призабойную зону скважины циклически подается определенный  объем  горячей  воды  и  пара. Расчетным  путем определяются необходимые параметры рабочих агентов горячей воды и водяного пара.

Таким образом, техническое решение выглядит следующим образом: НКТ соединяется с паровым насадком и спускается в зону перфорации на необходимую глубину (Н=1350-1400м). Герметизируется устье скважины. Закачка горячей воды или пара осуществляется с помощью паровой установки (например, ППУ-3М) через центральную задвижку, а затрубная задвижка открывается на технологическую емкость. На вход НКТ сначала подается горячая вода с избыточным давлением Р= 5атм, температурой Т = 80°С, расходом G=1,243 кг/сек или G=4,47 т/час. В течение одного часа горячая вода прогревает ствол НКТ и зону перфораций, а потом в течение  0,5 часа подается пар с избыточным давлением Р= 5атм, температурой Т = 340°С, расходом G=1,3464 т/час. В следующий час опять подается горячая вода с указанными параметрами, а затем - пар.

Такую циклическую обработку необходимо провести в течение 8 часов, а затем с помощью подъемника А3-37 или А-50 поднимают сверхзвуковой насадок, спускают воронку и промывает скважину с помощью цементировочного агрегата технической водой объемом не менее 20м3.

Эффективность указанных выше двух способов термомеханического воздействия для декольматации призабойной зоны пласта показывает, что для выбора одного из них в конкретных условиях требуется разработка методики их оценки и выбора.

В четвертом разделе проведено технико-экономическое обоснование эффективности сравниваемых способов реабилитации малодебитных скважин.

Продуктивность добывающих нефтяных скважин, как правило, снижается в процессе их промышленной эксплуатации вследствие роста обводненности добываемой жидкости, кольматации продуктами АСПО, бурового раствора призабойной зоны пласта, увеличения скин-эффекта.  Падение дебита скважины, дополнительные энергозатраты на подъем высокообводненной жидкости с большой глубины, снижение ресурса скважинного оборудования приводят к прекращению эксплуатации скважины. Современные методы интенсификации нефтедобычи и увеличения отдачи пластов дорогостоящи и не всегда эффективны. Требуется применение новых, более эффективных, экологически чистых и экономически рентабельных технологий увеличения нефтеотдачи. Правильно проведенное технико-экономическое обоснование эффективности способов реабилитации малодебитных скважин в АО «Мангистаумунайгаз» позволит достичь конечной нефтеотдачи порядка 60%.

Для этого предлагается все способы реабилитации малодебитных скважин сравнить по совокупности технико-экономических показателей, принимаемых в качестве критериев. Такими показателями могут быть производительность, капитальные и эксплуатационные затраты на 1 тонну добытой нефти, коэффициент извлечения и т.д., включая экологический и технический риски, т.е. можно использовать множество сравниваемых показателей. Сравнение по множеству показателей дает возможность более объективно выбрать рациональный способ реабилитации малодебитных скважин для конкретных условий. При сравнении способов реабилитации малодебитных скважин предлагается использовать метод нормативных отклонений. Для этого выбирают несколько равноценных критериев (показателей) К1, К2, …, Кi по которым оцениваются «М» конкурентоспособных способов реабилитации малодебитных скважин. Численные значения технико-экономических показателей для сравниваемых способов реабилитации вычисляются или определяются экспериментально и представляются в виде матрицы, в которой все критерии для одного способа заносятся в виде столбца. Таким образом, получается матрица значений выбранных критериев по сравниваемым способам реабилитации малодебитных скважин, т.е.

 

                                     (8)

 

Каждый столбец этой матрицы характеризует определенный способ реабилитации малодебитных скважин и образует вектор-столбец. Сравнивая между собой полученные вектором К1, К2, …, КM необходимо в этой матрице найти такой вектор КJ , который бы соответствовал максимальному эффекту по совокупности всех критериев от применения способов реабилитации малодебитных скважин.

При выборе такого вектора КJ применяют следующий алгоритм:

1.                Выбираются критерии К1, К2, Kj …, Кn ;

2.                По каждому из сравниваемых способов воздействия на пласт вычисляются значения всех Kii и составляется матрица (8);

3.                Из всех значений каждого критерия К по всем сравниваемым способам реабилитации малодебитных скважин выбираются наибольшее и наименьшее. В зависимости от смысла критерия, лучшее его значение обозначается через KJопт.

4.                По каждой i-той строке матрицы (8) вычисляются абсолютные отклонения значения критерия Kii от лучшего значения этого критерия по всем способам реабилитации малодебитных скважин, т.е. KJi KJопт, затем находится отношение отклонения ко всему диапазону изменения данного критерия

 

.                                          (9)

 

  Из всех полученных значений составляется матрица относительных отклонений

                                           (10)

 

  Для каждого столбца матрицы (10), соответствующего определенному способу реабилитации малодебитных скважин, вычисляется норма вектора отклонений

                                            (11)

 

  5. Тот способ реабилитации малодебитных скважин, для которого норма отклонений окажется наименьшей и будет соответствовать лучшему варианту решения поставленной задачи.

 

Заключение

 

Выбор эффективного способа воздействия на закольматированную призабойную зону скважин глубинных пластов на основе результатов аналитического и экспериментального обоснования механизмов увеличения дебита скважин на примере месторождений «Мангистаумунайгаз» является важнейшей прикладной задачей разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Республики Казахстан.

Для решения указанной задачи проведены оценка влияния техники и технологии строительства скважин на кольматационные процессы в призабойной зоне пласта, аналитическое обоснование механической декольматации призабойной зоны пласта, аналитическое обоснование газовой декольматации призабойной зоны пласта, аналитическое обоснование жидкостной декольматации призабойной зоны пласта, а также анализ и научное обобщении теоретических и экспериментальных материалов, в теоретических исследованиях привлечением современных представлений о строении нефтяных коллекторов как о среде, подчиняющейся законам подземной гидромеханики, механики разрушения и физики горных пород, в опытно-промышленном исследовании новых способов увеличения дебита скважин.

Результаты проведенных теоретических и опытно-промышленных исследований показали, что:

1. Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов при разведочном и эксплуатационном бурении, систематичес­кие исследования влияния различных буровых растворов на проницаемость пористой среды, проведенные в Казахстане и за ру­бежом, показывают, что продуктивные пласты необходимо вскрывать со строгим учетом геолого-физических особенностей коллектора и физико-химической характеристики насыщаю­щих его жидкостей.

2. Найдена относительно простая постановка принципиальной задачи о пластическом разрушении матрицы пористого пласта подземным потоком. Учет дилатансионного изменения пористости позволил найти связь дебитов жидкости, газа и интен­сивности выноса фрагментов разрушения (песка). Логарифмическая зависимость поро­вого давления от радиальной координаты в автомодельной задаче позволяет также оценить радиус контура питания в задаче о стационарном притоке к скважине.

3. Установленные свойства нефтей и дилатансионного изменения пористости горных пород пластов месторождений Казахстана показывают на необходимость декольматации призабойной зоны скважин с применением термомеханических способов воздействия.

4. Метод стимуляции нефтяных и газовых скважин основанный на
ГОС-ПГД-технологии позволяет совершить разрыв пласта импульсным силовым воздействием газообразных продуктов горения твердотопливных и жидких горюче-окислительных составов. Результаты промысловых испытаний ГОС-ПГД-технологии следует признать положительными и рекомендовать для промыш­ленного внедрения для интенсификации притоков нефтяных скважин.

5. Способы реабилитации малодебитных скважин можно сравнить по совокупности технико-экономических показателей, принимаемых в качестве критериев, которыми могут быть прирост дебита, длительность эффекта, капитальные затраты, эксплуатационные расходы, коэффициент извлечения, экологический и технический риски и др. Сравнение по множеству показателей дает возможность более объективно выбрать рациональный способ реабилитации малодебитных скважин путем декольматации в конкретных условиях. При сравнении способов реабилитации малодебитных скважин необходимо использовать метод нормативных отклонений, для которого выбирают несколько равноценных критериев для оценки конкурентоспособных способов.

 

Список публикаций по теме диссертации

 

1. Ахмеджанов Т.К., Баймухаметов М.А., Курбанов Н.А. Аналитическое решение задачи восстановления коллекторских свойств призабойной зоны скважины // Наука и вызовы времени. Материалы Международной научно-практической конференции. – Алматы, НЦНТИ, 2008. – С. 46-50.

2. Ахмеджанов Т.К., Баймухаметов М.А., Курбанов Н.А. Модельная задача  восстановления коллекторских свойств призабойной зоны скважины // Наука и вызовы времени. Материалы Международной научно-практической конференции. – Алматы, НЦНТИ, 2008. – С. 51-55.

3. Хаиров Г., Аубекеров Е., Мурзабеков Т.К., Котов В.П., Курбанов Н.А. Стабилизация добычи нефти и снижение обводненности добываемой продукции на месторождениях ОАО «Мангистаумунайгаз» // Промышленность Казахстана, 2004. – №3 (24). – С. 90-91.

4. Хаиров Г., Мурзабеков Т.К., Котов В.П.., Хаиров М., Курбанов Н.А. Интенсификация добычи нефти // Промышленность Казахстана, 2004. – №6 (27).  – С. 28-29.

5. Айсаев С., Жапбасбаев У., Курбанов Н., Хаиров У., Хаиров М. Термомеханическая технология воздействия на призабойную зону пласта // Промышленность Казахстана, 2004. – №5 (26). – С. 81.

6. Хаиров Г., Мурзабеков Т., Хаиров У., Курбанов Н.А. Гидромеханическое закупоривание проницаемых пород // Промышленность Казахстана, 2004. – №4 (25). – С. 82.

7. Байбатша А.Б., Хаиров М.Н., Курбанов Н.А. Стимуляция нефтяных и газовых скважин высокоэнергетическими импульсными методами // Сб. докладов Международной научно-технической конференции «Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин». Томск, 2004. – С. 95-97.

8. Хаиров Г.Б., Котов В.П., Мурзабеков В.П., Курбанов Н.А. Подготовка ствола скважины к цементированию // Нефть и газ Казахстана, 2004. – №4. – С. 47-50.

9. Хаиров Г.Б., Алдыяров Т.К., Кожабеков С.С., Габдракипов А.В., Алексеев С.Г., Курбанов Н.А. Исследование фракционного состава нефтей Актюбинской группы месторождений хроматографическим методом по ASTM 2887// Вестник КБТУ, 2004. – №1. – С.90-93.

10. Хаиров Г., Алдияров Т., Ушанов В., Курбанов Н.А. ИК-РАМАН Фурье спектроскопия в нефтяной отрасли // Вестник КБТУ, 2004. – №1. – С.88-90.

11. Конысов А., Хаиров Г., Жапбасбаев У., Курбанов Н. Реабилитация малодебитных нефтяных скважин // Промышленность Казахстана, 2005. – №2. –С. 26-27.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Түйіндеме

 

Құрбанов Ниязбек Әмірдинұлы

 

Ұңғымалардың забой айналасындағы топырақпен қоршалған аймағына тиімді әсер ету әдісін бағалау мен таңдау

 

25.00.17 - Мұнай және газ кен орындарын игеру және пайдалану мамандығы бойынша техникалық ғылымдар кандидаты ғылыми дәрежесін ізденуге дисертация

 

  Іздену нысаны – терең қабаттардағы мұнай ұңғымалардың забой маңы аймағы

  Жұмыстың мақсаты – «Маңғыстаумұнайгаз» ААҚ кен орны үлгісінде ұңғымалардың дебитін арттыру механизмдерін сараптамалық және тәжірибелік негіздеменің нәтижелері негізінде терең қабаттардағы ұңғымалардың забой айналасындағы топырақпен қоршалған аймағына тиімді әсер ету әдісін таңдау әдістемесін жасау.

  Зерттеу әдістері теориялық зерттеулерде жер асты гидромеханикасына, тау жыныстарының қирауы мен физикасына бағынатын мұнай коллекторларының құрылымы туралы қазіргі заманғы түсініктерді қолдану арқылы, тәжірибелік-өнеркәсіптік зерттеулерде ұңғымалардың дебитін арттырудың жаңа әдістерін қолдану арқылы  теориялық және тәжірибелік материалдарды сараптау мен ғылыми жалпылауға негізделген.

  Жұмыстың тәжірибесі АSТМ 2887 бойынша имитацияланған дисталяция әдісімен ваккум жағдайында мұнай өнімдерін кәдімгі айдау процесінің үлгісін жасауда,  мұнай және газ ұңғымаларын «отын-қышқыл құрамдар - өндіру дәрі генераторы технологиясын» (ОҚҚ-ӨДГ) пайдалану арқылы, ғылыми негізделген техникалық шешіммен тұзды-парафинді, асфальтты-шайырлы заттар мен парафиндерді ыдырату үшін ұңғыманың айналасындағы забой аймағына әсер етуді шешу, перфорация, қабаттың забой маңы аймағына бу-жылу әсер аймағын тазалау және ұңғыманың қабылдағыштығын арттыру, техникалық-экономикалық негіздемеде аз дебитті ұңғымаларды қалпына келтіру әдістерінің тиімділігін бағалау критерийлерін және қабаттың забой маңы аймағына әсер ету әдісін таңдау әдістемесі арқылы борпылдақ қабат матрицасының сұйықтық дебиттері мен қираудың фрагменттерін (құмның) шығу қарқындылығы арасындағы байланысты табуға мүмкіндік беретін борпылдақтығының дилатансиялық өзгеруін ескере отырып жер асты ағынымен пластикалық бүлінуі туралы міндеттерді қоюға және шешуге негізделеді.

  Енгізу дәрежесі. Зерттеулер нәтижелері «Маңғыстаумұнайгаз» ААҚ мұнай кен орындарының кен шоғырларының жекелеген учаскелерінде тікелей қолданылды және Қ. И. Сәтпаев атындағы ҚазҰТУ-да «Мұнай және газ кен орындарын игеру және пайдалану» кафедрасында диплом жұмыстарын, магистр диссертацияларды, ғылыми-зерттеу жұмыстарын орындау кезінде пайдаланылатын болады.

  Енгізу бойынша кеңестер: борпылдақтықтың дилатансиялық өзгеруін есепке алу сұйықтық дебиттері мен қираудың фрагменттерін (құмның) шығу қарқындылығы арасындағы байланысты табуға мүмкіндік береді; борпылдақтық қысымының радиальді координатаға логарифмдік тәуелділігі ұңғымаға стационарлық ағын туралы есепте қуат көзі контурының радиусын бағалауға мүмкіндік береді; хроматографикалық әдісті пайдалану мұнайдағы майлы фракциялардың әлеуетті құрамын сараптауға мүмкіндікбереді, бұл Қазақстанда өнеркәсіптік жағармай материалдарының өндірісін ұйымдастыру үшін аса маңызды; ОҚҚ-ӨДГ –технологиясына негізделген мұнай және газ ұңғымаларын ынталандыру мұнай ұңғымалары ағындарының қарқындылығы үшін қабатты жаруға мүмкіндік береді; забойдың ұңғы айналасындағы аймағына  термомеханикалық әсер ету технологиясы тұзды-парафинді, асфальтты-шайырлы заттар мен парафиндерді ыдыратып, перфорация аймағын тазартады, қабаттың забой айналасындағы аймағына бу-жылу әсер береді және ұңғыманың қабылдағыштығын арттырады.

  Қолданылу саласы – игерудің кеш кезеңдерінде аз дебитті ұңғымалар пайдаланылатын мұнай кен орындары.

  Экономикалық тиімділік – «Маңғыстаумұнайгаз» АҚ-да аз дебитті ұңғымаларды қайта қалпына келтіру әдістерінің дұрыс жүргізілген техникалық-экономикалық негіздемесі ақырғы мұнай беруді 60% жеткізуге мүмкіндік береді.

Зерттеу нысанын дамыту туралы болжамдар – аз дебитті ұңғымаларды қайта қалпына келтірумен бірге мұнай беруді арттырудың және мұнай өндіру қарқындылығын өсірудің физика-химиялық әдістерінің ресурс үнемдеуші технологияларын енгізу Батыс Қазақстанның кен орындарындағы мұнай өндірудің тұрақтандырушы факторлары болып табылады.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Resume


Kurbanov, Niyazbek Amirdinovich



Estimation and option of an effective method of influence upon a mud hole-bottom zone of wells


The dissertation on competition of a scientific degree of the Candidate in Technical Sciences on a specialization 25.00.17 - Elaboration and exploitation of oil and gas mineral deposits


Object of research - hole-bottom region of oil wells of deep layers.
       The purpose of work - development of a technique of a option of an effective method of influence upon a mud hole-bottom area of wells of deep layers on the basis of results of an analytical and experimental substantiation of mechanisms of increase of wells' output by the example of deposits of the joint-stock company "MangistauMunayGas".
Methods of research consist in the analysis and scientific generalization of theoretical and experimental materials, in theoretical researches by use of modern knowledge about a structure of oil collectors as an environment, submitting to laws of an underground hydromechanics, mechanics of destruction and physics of rocks, in trial research of new methods of increase of wells'
output.                                                        

Results of work consist in statement and the decision of a task on plastic destruction of a matrix of a porous layer by a underground stream with the account of dilatational changes of the porosity, allowing to find connection of liquids' output and intensity of carrying out of fragments of destruction (sand), in modeling of process of simple distillation of mineral oil under vacuum by a method of imitational distillations on АSТМ 2887, in stimulation of oil and gas wells with use "combustible and oxidizing contents - the powder generator in the technology of extraction" (GOS-PGD-technology), in the scientifically-grounded technical decision of influence on near-columnar zone of wells' hole-bottom area for destruction of salt and paraffin, asphalt and resinous substances and paraffins, clarifications of a zone of punching, thermal influences on a hole-bottom area of a layer and increase of wells' output, in the feasibility report on criteria of an estimation of efficiency of methods of rehabilitation of wells with a little output and a technique of an option of an effective method of influence on a hole-bottom zone of a layer.

Degree of introduction. Results of researches were directly used on separate sites of a deposit of oil deposits of the joint-stock company "MangistauMunayGas" and they will be used by the Kazakh Research and Technical University named after K.I. Satpayev at carrying up of degree works, bachelor dissertations and research works on the department "Development and operation of oil and gas deposits".              

Recommendations on introduction: the account dilatansional changes of porosity allow to find connection of liquids' outputs and intensity of carrying out of fragments of destruction (sand); logarithmic dependence thermal pressure from radial coordinate in an automodelling task allows to estimate radius of a contour of a mud hole-bottom zone in a task on stationary inflow to a well; use of a chromatographic method of the analysis allows to estimate the potential contents of oil fractions in oil, that is important for the organization of manufacture of industrial lubricants in Kazakhstan; stimulation of oil and gas wells based on GOS-PGD-technology allows to make break of a layer for an intensification of inflows of oil wells; the thermomechanical technology of influence on приствольную забоя wells destroys salt and paraffin, asphalt and resinous substances and paraffins, clears a zone of punching, renders thermal influence upon a hole-bottom zone of a layer and increases receiving abilities of wells.                                                                                         

  Scope - the oil deposits maintained by wells will a little output at late stages of development.
         Economic efficiency - feasibility report on efficiency of methods of rehabilitation of wells with a little output in the joint-stock company "MangistauMunayGas" carried out correctly, will allow to get the final petrofeedback about 60%.                                         

Prospect assumptions of development of research object - introduction of resources preserved technologies of physical and chemical methods of increase in petrofeedback and an intensification of an oil recovery in a combination to rehabilitation of wells with a little output are stabilizing factors of an oil recovery in deposits of the Western Kazakhstan.