ки снизу песчаной пробкой, а сверху пакером; стимулированием поглощения кислотного раствора давлением, создаваемым струйными перфораторами.
Глинокислотная обработка, как отмечалось, производится в терригенных коллекторах с низким содержанием карбонатных пород. Глинокислотные растворы могут быть использованы для проведения кислотных ванн, простых, массированных и направленных обработок пласта. Состав раствора выбирается после лабораторных опытов с образцами пород месторождения, на котором целесообразно проводить глинокислотную обработку. При этом исследуется и возможность двухрастворной — солянокислотной и глинокислотной обработки пласта. Двухрастворная обработка производится в двух вариантах:
закачкой соляной кислоты в объеме, превышающем объем глинокислоты в 2,5–3,0 раза, что связано с образованием осадков фтористого кальция и магния при контакте соляной кислоты с плавиковой;
закачкой соляной кислоты с последующим удалением продуктов реакции, а затем проведением работ согласно первому варианту.
При двухрастворной обработке пласта скорость закачки, особенно соляной кислоты, должна быть максимальной. При глинокислотной обработке следует избегать продолжительного контакта кислоты с металлом труб.
Гидрокислотный разрыв пласта. Если при проведении кислотной и глинокислотной обработки не получена существенная интенсификация притока газа к скважине, то производят гидрокислотный разрыв пласта согласно действующим инструкциям по гидроразрыву пласта, утвержденным Мингазпромом
ÑÑÑÐ.
ВЫБОР И ПРИГОТОВЛЕНИЕ КИСЛОТНОГО РАСТВОРА
Выбор кислоты и ее концентрация зависят от минерального состава пород, термобарических параметров пласта, технологии его вскрытия, оборудования скважин. При концентрации кислоты более 25 % вязкость раствора существенно увеличивается. Поэтому, как правило, для обработки пласта используют раствор с содержанием кислоты до 25 %. Если обрабатывается коллектор с содержанием гипса или ангидрита, то концентрация кислотного раствора не должна превышать 15 %.
Âряде случаев целесообразно использовать раствор с изменчивой концентрацией кислоты. При обработке слабопроницаемых известняков и доломитов целесообразно использовать раствор с 20–25%-ной концентрацией кислоты.
Âбольшинстве случаев для кислотной обработки карбонатных коллекторов применяют 12–15%-ный раствор, а для терригенных пород — глинокислотный раствор, состоящий из 8–10 % соляной и 3–5 % плавиковой кислоты. При повторных обработках используют 8–12%-ные растворы кислоты. При кислотных ваннах применяется 12–15%-ный раствор, если ствол скважины обсажен обсадными колоннами, и до 20%-ного, если забой скважины открытый. При
глинокислотных ваннах концентрация соляной кислоты равна 14–16 %, а плавиковой – 3–5 %.
Обоснование объема кислотных растворов. Опыт показывает, что при кислотной обработке на 1 м толщины пласта необходимо 0,4–2,5 м3 раствора. При обработке карбонатных пластов с хорошей трещиноватостью и проницаемостью более 0,1 мкм2 на 1 м толщины пласта расход кислоты составляет 0,4– 1,0 м3. Если пласт характеризуется слабой трещиноватостью, то удельные расходы кислоты составляют 1,0–1,5 м3/м. Если обработка ведется с целью увели-
605
чения радиуса воздействия на пласт, то расходы на обработку растут в 2–3 раза. Как правило, удельные расходы кислоты на каждом месторождении изу- чаются для данных конкретных условий.
Продолжительность реакции кислоты с породой. В скважинах с открытым стволом продолжительность реакции кислоты с породой составляет 16– 24 ч. При проведении кислотных ванн в обсаженных скважинах продолжительность процесса должна быть 2–4 ч. При обработке карбонатных коллекторов с пластовым давлением pïë ≥ 5 ÌÏà è Òïë ≥ 303 К продолжительность реакции должна быть 8–12 ч, а при pïë < 5 МПа — 4–6 ч. Для трещиноватых коллекторов с хорошо развитой трещиноватостью продолжительность реакции равна 8– 10 ч. При обработке песчаников, сцементированных карбонатами, продолжительность реакции составляет 4–6 ч. При обработке слабо карбонатизированных песчаников сначала соляной кислотой, а затем глинокислотой, а также при обработке песчаных пластов только глинокислотой продолжительность реакции должна быть 8–12 ч. Указанное время реакции кислоты с породами должно уточняться опытами на каждом месторождении.
Приготовление раствора соляной кислоты. В емкость для приготовления раствора наливают требуемое количество воды или другого растворителя, а затем добавляют по расчету необходимое количество соляной кислоты и перемешивают. Кроме того, в раствор вводят добавки: ингибитор и стабилизатор (уксусную кислоту, хлористый барий – исходя из состава товарной кислоты). В последнюю очередь в солянокислотный раствор добавляют поверхностноактивные вещества (ПАВ), и после перемешивания оставляют раствор в покое для осаждения сернокислотного бария и дальнейшего его удаления.
При приготовлении глинокислотного раствора, так же как и при приготовлении раствора соляной кислоты, в емкость заливают расчетное количество воды или другого растворителя, затем добавляют соляную и плавиковую кислоты.
Пр и мер. Необходимо приготовить 10 м3 глинокислотного раствора, состоящего из 8 % соляной кислоты и 3 % плавиковой кислоты. Концентрация исходной соляной кислоты равна 30 %, а плавиковой — 40 %. На 1 м3 раствора следует взять соляной кислоты 30%-ной концентрации 232 10–3 ì3, плавиковой кислоты 40%-ной концентрации 67 10–3 ì3, à âîäû – [1000 – (232 + 67)] 10–3 = = 701 10–3 ì3. Тогда для приготовления 10 м3 раствора нужно: воды 7,01 м3, соляной кислоты 2,32 м3 и плавиковой кислоты 0,67 м3. При аналогичных расчетах для приготовления кислотных растворов различной концентрации для удобства следует пользоваться табличными данными, приведенными в работе [23].
Для приготовления гидрофобных конденсатокислотных эмульсий используют 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 85—90 % от требуемого объема эмульсии и конденсат в объеме 10—15 % с добавкой эмульгаторов. В зависимости от соотношения объемов кислотного раствора и конденсата, используемого эмульгатора и интенсивности перемешивания вязкость получаемой эмульсии можно изменить в пределах 100—1000 с по СПВ-5. Рекомендуется применять эмульсии вязкостью не более 200 с. В качестве эмульгатора используют ОП-7, ОП-10, Т-1, Т-2, Авивакс К-2, диаминдиолеат и т.д. Эмульсию готовят следующим образом: из двух емкостей с раствором соляной кислоты и конденсатом и из небольшой емкости с раствором ПАВ, приготовленным из дизельного топлива (150 10–3–200 10–3 ì3) и гидрофобного эмульгатора (Т-1, Т-2, Авивакс К-2 и т.д.), жидкости насосным агрегатом смешивают и перека- чивают в новую большую емкость. При этом происходит значительное увели- чение вязкости эмульсии. Причем перемешивание эмульсии продолжается непрерывно.
606
ПРОВЕДЕНИЕ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ
Кислотная обработка призабойной зоны пласта проводится при помощи следующих агрегатов:
для глушения и промывки скважины – ИА-320 и ЗЦА-400; для закачки кислотного раствора в пласт – АзИНМАШ-30, АН-500,
2АИ-500, 4АИ-700, ЦА-300, ЗЦА-400; для транспортировки кислоты – АзИНМАШ-30, других рабочих жидко-
стей – автоцистерны 4 ЦР; для освоения скважины после кислотной обработки – компрессорные ус-
тановки УКП-80, УКС-80;
для приготовления рабочих жидкостей – металлические емкости объемом 25—50 м3.
Количество агрегатов и емкостей зависит от типа и объема запланированных жидкостей.
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ СКО СКВАЖИН
Объекты солянокислотной обработки с целью интенсификации добычи газа часто выбираются интуитивно ввиду отсутствия данных о карбонатности породы в скважинах. В связи с этим возникает необходимость оценки эффективности воздействия по имеющимся параметрам с заменой интуиции обоснованными математическими методами.
В качестве признаков, влияющих на эффективность воздействия, были выбраны как параметры кислоты (ее объем, концентрация, количество кислоты на единицу проводимости пласта, время реакции с породами пласта), так и гидротермодинамические характеристики пласта (пластовое и рабочее давления, депрессия на пласт, рабочий дебит, абсолютно свободный дебит и коэффициенты фильтрационных сопротивлений À è Â).
Цель математической обработки — классификация всех скважин, в которых проведена солянокислотная обработка, на две группы (эффективных и неэффективных) и прогноз эффективности солянокислотной обработки в новых скважинах. Таким образом, вся процедура распознавания состоит из обучения и экзамена.
Если рассматривать регулируемые и нерегулируемые параметры по выбранным скважинам как статистическое поле, то можно с достаточно хорошей вероятностью прогнозировать выбор объектов на предмет интенсификации добычи газа следующими методами математической статистики: методом непараметрических критериев; методом главных компонент; методом построения дендрограммы.
Один из наиболее удобных методов математической статистики — метод непараметрических критериев. Преимущество его заключается, прежде всего, в том, что он не требует применения вычислительной техники. Кроме того, при пользовании этим методом нет необходимости вычисления средних дисперсий и т.д. Так, из 82 скважин месторождений на востоке Украины сначало было выбрано в обучение 20 скважин с эффективным и 20 скважин с неэффективным воздействием.
Для выявления информативности того или иного признака, т.е. влияния данного признака на процесс воздействия на призабойную зону скважины, был применен критерий Вилкинсона — Манна — Уитни, с помощью которого можно провести предварительный отбор информативных признаков.
607
Однако определение информативности признака удобно проводить с помощью меры Кульбака. Определяются коэффициенты распознавания Kð и с помощью диагностической процедуры Вальда, когда проводится прогноз эффективности солянокислотной обработки.
Расчеты показали, что границей между областями, где сосредоточены коэффициенты класса À (эффективные скважины) и коэффициенты класса Â, является область от –2 до –1. Эти значения и принимаются за пороги: порог À = –1; порог Â = –2. Åñëè Kð > –1, то надо применять воздействие; если Kð < –2, то воздействие не следует применять; если –2 < Kð < –1, то решения нет.
Оказалось, что из 20 скважин класса À 5 отнесены к классу Â, из 20 скважин класса Â 6 отнесены к классу À, т.е. погрешность при распознавании эффективных скважин составила 25 %, а неэффективных – 30 %.
Проведенный затем экзамен на 42 скважинах показал, что правильно распознали всего 52,4 % скважин. Полученный низкий процент распознавания, вероятно, можно объяснить тем, что при математической обработке не учитывались коллекторские свойства породы. В дальнейшем математической обработке были подвергнуты 25 скважин, причем в качестве признаков кроме вышеперечисленных были выбраны также и коллекторские свойства породы. Математическую обработку начали с определения информативности признаков.
После расчета таблиц информативности составили диагностическую таблицу, в которую внесли коэффициенты распознавания для каждой скважины по данному признаку, выбранные в соответствии с интервалом, в который попадает тот признак. В таблицу желательно вносить признаки в порядке убывания их информативности.
Диагностическая таблица составляется как для класса эффективных, так и неэффективных скважин.
Коэффициенты распознавания для каждой скважины находятся суммированием по признакам.
Определение величины порога основано на формуле Байеса, которая после некоторых преобразований имеет вид:
порог À < Kð < порог Â.
Для принятия решения с требуемым уровнем надежности при использовании процедуры Вальда пороги определяют по следующим формулам:
порог À = 10 lg |
1 − α |
; |
порог Â = 10 lg |
α |
, |
|
β |
1−β |
|||||
|
|
|
|
где α, β — ошибки первого и второго рода.
Ошибка первого рода — это ложная диагностика «есть эффект», когда в действительности его нет, ошибка второго рода — наоборот. При α = 0,2 и β = = 0,2 порог À = +6, порог Â = –6. Åñëè Kð > +6, то воздействие надо применять, если Kð < –6, то воздействие не надо применять, если –6 < Kð < +6, то решения нет, т.е. для принятия решения информации недостаточно; имеем неопределенный ответ.
Из 13 скважин эффективного класса правильно распознано 10 скважин, 3 скважины – с неопределенным ответом, т.е. ошибка при распознавании эффективного класса скважины составила 23 %; из 12 скважин неэффективного класса правильно распознано 10 скважин, т.е. ошибка составила 16,7 %.
В целом по данным для 25 скважин, подвергнутым математической обработке, оказалось возможным правильно распознать 80 % скважин.
608
Однако разбиение скважин на эффективные и неэффективные проводилось по абсолютному значению прироста добычи газа после воздействия. Анализ результатов математической обработки показал, что необходимо учитывать продолжительность эффекта воздействия. Учет этого фактора привел к тому, что в классе эффективных осталось всего девять скважин. По такому числу скважин делать прогноз эффективности воздействия неправомерно.
Поэтому на следующем этапе в математическую обработку было вовлечено 58 скважин, на призабойную зону которых было проведено воздействие.
Из всего набора были выбраны в класс эффективных скважин такие, которые не только дали прирост дебита газа после воздействия, но и в течение нескольких месяцев продуцировали газ с дебитом, большим дебита до солянокислотной обработки. В группу неэффективных были взяты скважины, дебит которых упал после проведения воздействия.
В качестве признаков, влияющих на эффективность солянокислотной обработки, были выбраны параметры кислоты, пластовое давление, рабочий дебит, абсолютно свободный дебит и фильтрационные коэффициенты. Влияние коллекторских свойств пласта учитывалось через коэффициенты фильтрационного сопротивления à è b, в выражения которых входят проницаемость, пористость
èэффективная толщина пласта.
Êсожалению, данные по карбонатности пород имелись только для одного горизонта, что не дало возможности использовать карбонатность в качестве
признака, влияющего на эффективность воздействия на скважины других горизонтов.
С помощью меры Кульбака была определена информативность влияющих признаков. Оказалось, что наиболее информативен признак «рабочий дебит», за ним идет коэффициент фильтрационного сопротивления à, затем параметры кислоты — концентрация, объем и время ее реакции с породой, далее — абсолютно свободный дебит, коэффициент фильтрационного сопротивления b, пластовое давление.
Последние три признака имеют информативность менее 0,5, и их можно исключить из рассмотрения. Классификация и распознавание эффективных скважин были проведены с помощью непараметрических критериев как для восьми признаков, так и для пяти (после отбрасывания трех неинформативных признаков). Причем вначале в качестве обучающей выборки было взято по 20 скважин эффективного и неэффективного класса. Математическая обработка данных по восьми признакам показала, что из 20 скважин эффективного класса правильно распознано 17 (85 %), а из 20 скважин неэффективного класса — 18 (90 %); обработка же по пяти признакам дала следующие результаты: из 20 эффективных скважин распознано 19 (95 %), из 20 неэффективных — 16 (80 %). Затем был проведен экзамен на 18 оставшихся скважинах, который показал, что в целом из 58 скважин правильно отнесено к выбранным нами классам 44 скважины, т.е., пользуясь этим методом математической статистики, можно с точностью 76 % правильно рекомендовать, нужно ли делать солянокислотную обработку на той или иной скважине. Из всех влияющих признаков к регулируемым относятся только параметры кислоты.
Изменяя параметры кислоты в сторону их увеличения или уменьшения, можно перевести некоторые скважины из класса неэффективных в класс эффективных. Так, для того чтобы увеличить эффективность солянокислотной обработки, необходимо концентрацию кислотного раствора довести до 13—15 %. Большая или меньшая указанных пределов концентрация уменьшает коэффициент распознавания, что ухудшает прогноз воздействия, т.е. может привести
609
к неправильной рекомендации о целесообразности проведения процесса воздействия.
Оптимальный объем кислотного раствора составляет 44—68 м3. Увеличе- ние его (более 76 м3) также приводит к росту коэффициента распознавания. Однако при проведении воздействия на призабойную зону скважины необходимо учесть, насколько целесообразно с экономической точки зрения увеличе- ние объема кислотного раствора более 68 м3.
Из приведенных расчетов следует, что оптимальное время реакции кислотного раствора с породой составляет 17—19 ч.
Таким образом, методом непараметрических критериев можно классифицировать скважины на эффективные и неэффективные, при этом в класс эффективных следует выбирать такие, в которых кроме прироста добычи газа после воздействия учитывается и продолжительность эффекта воздействия, т.е. период после проведения солянокислотной обработки, в течение которого дебит газа больше дебита до обработки.
Кроме того, с помощью этого метода математической статистики можно прогнозировать эффективность воздействия с точностью до 76 %. Классификацию и распознавание эффективных скважин можно проводить по пяти признакам: рабочему дебиту, коэффициенту à и параметрам кислоты — объему, концентрации и времени реакции кислоты с породой.
Регулируя параметры кислоты, можно сделать эффективным воздействие на призабойную зону скважины. Получены пределы изменения регулируемых параметров, рекомендуемые для интенсификации добычи газа.
Для того чтобы иметь гарантию правильности проведенного распознавания, те же самые данные были обработаны другим методом математической статистики — методом главных компонент. Этот метод позволяет отобрать параметры как наиболее характеризующие процесс, так и несущие наибольшую информацию для классификации результатов наблюдений.
Расчет показал, что наилучшее разбиение на класс эффективных и неэффективных скважин дает зависимость z1 = f(z2):
z1 = 0,028x1 − 0,1003x2 + 0, 0045x3 − 0, 0065x4 + 0, 0011x5 − 0, 0045x6 − 4, 4061x7 + + 0,0029x8 + 1,2328;
z2 = −0, 0108x1 − 0,5128x2 − 0,0178x3 + 0,0161x4 + 0,0005x5 + 0, 0023x6 + + 2,4386x7 + 0,0012x8 + 3,63363,
ãäå õ1 — объем кислотного раствора; õ2 — его концентрация; õ3 — время реакции кислоты с породой; õ4 — пластовое давление; õ5 — абсолютно свободный дебит; õ6 — коэффициент à; õ7 — коэффициент b; õ8 — рабочий дебит.
Построение зависимости z1 = f(z2) правомерно, так как первые две главные компоненты в данном случае несут в себе 70,2 % информации. Из выражений для z1 è z2 видно, что наиболее информативным признаком в z1 является рабо- чий дебит, а в z2 — концентрация кислотного раствора. Видно, что из 25 скважин правильно распознано 19 (76 %).
Таким образом, с помощью метода главных компонент можно проводить классификацию скважин и распознавание эффективности воздействия с точностью до 76 %. По уравнениям для первой и второй главных компонент можно прогнозировать эффективность воздействия на призабойную зону скважины.
610
КОМБИНИРОВАННАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
Известно, что по мере падения пластового давления конденсатонасыщенность призабойной зоны скважин увеличивается, что создает дополнительное сопротивление фильтрации газа, которое в свою очередь приводит к уменьшению фазовой проницаемости для газа.
При фильтрации двухфазных систем с появлением третьей фазы имеет место их перераспределение; появление воды в пористой среде приводит к изменению газоконденсатонасыщенности. Это объясняется следующим образом. Распределение фаз в поровом пространстве является функцией смачиваемости. Силы взаимодействия между жидкостями и породой приводят к тому, что сма- чивающая фаза стремится занять пустоты наименьших размеров, а несмачи- вающая — более крупные, открытые каналы.
С увеличением степени насыщения пор смачивающей фазой участки, занимаемые несмачивающей фазой, одновременно сжимаются, что вызывает совместное перемешивание смачивающей и несмачивающей фаз вдоль капилляров. Вероятно, несмачивающая фаза занимает в капиллярах отдельные участки большего или меньшего сечения, сообщающиеся между собой по оси капилляров. Увеличение насыщения смачивающей фазы приводит к накоплению изолированных капель несмачивающей фазы в расширенных участках поровых каналов.
Следовательно, конденсатоотдачу пласта можно увеличить созданием перераспределения фаз в призабойной зоне газоконденсатных скважин, что достигается закачкой воды в пласт.
Для выяснения влияния перераспределения фаз на извлечение конденсата были проведены экспериментальные исследования.
При проведении экспериментов пластовое давление и коллекторские свойства выбранной пористой среды были смоделированы в соответствии с естественными условиями. В качестве пористой среды использовался кварцевый песок с различным содержанием глины.
Эксперименты по выявлению влияния перераспределения фаз на конденсатоотдачу проводились следующим образом. Вначале колонку (пористая среда) насыщали конденсатом с последующим его вытеснением с помощью природного газа при различных перепадах давления ∆ð до прекращения выхода конденсата из газовой фазы, после чего определяли конденсатоотдачу. Далее пористую среду с остаточной конденсатонасыщенностью насыщали водой. После полного насыщения пористой среды водой конденсат вытесняли газом и определяли количество выхода конденсата с построением индикаторной диаграммы Q = f(∆ð2) для каждой серии экспериментов.
После снятия индикаторных кривых процесс закачки газа через пористую среду останавливали на определенное время (от 12 до 20 ч) с последующим повторением описанного процесса.
В каждом новом опыте снимали индикаторные кривые, на основании которых определяли коэффициент продуктивности по газу Kã.
Результаты экспериментов приведены на рис. 6.42, à — ç.
Из анализа результатов значений Kã, полученных для каждого опыта, видно, что каждое следующее значение Kã больше предыдущего. Так, например, первоначальный коэффициент продуктивности составляет 6 103 ñì3/(ÌÏà ñ).
При первой остановке процесса на ∆t1 = 16 ÷ Kã составил 15 103 ñì3/(ÌÏà ñ); ïðè ∆t2 = 12 ÷ Kã = 20 103 ñì3/(ÌÏà ñ), à ïðè ∆t6 = 20 ÷ Kã =
611
Рис. 6.42. Индикаторные линии после периодических остановок экспериментов (à – ç) по выявлению влияния перераспределения фаз на конденсатоотдачу
= 32,5 103 ñì3/(МПа с). Последующие остановки процесса закачки газа через пористую среду не влияют на значения Kã.
Отсюда следует, что по мере выноса конденсата наблюдается увеличение Kã, которое объясняется увеличением фазовой проницаемости по газу.
Для отдельных экспериментов взвешиванием определяли количество остаточного конденсата и воды в пористой среде, а непосредственным замером находили количество вынесенного конденсата. Например, для одного опыта объем остаточного конденсата до закачки газа был равен 33 см3, а после — 25,1 см3, т.е. количество вынесенного конденсата составило 7,9 см3, èëè 24 %.
612
Проведенные эксперименты и анализ результатов позволяют сделать вывод о том, что закачка воды за счет перераспределения фаз приводит к выносу конденсата и увеличению газоотдачи.
С целью выяснения возможности добычи выпавшего конденсата в пласте закачкой воды на месторождениях Газли и Южный Мубарек на газоконденсатных скважинах были проведены исследования по следующей методике.
1.Провели НГК-70 – в интервале от забоя до кровли пласта. В интервале перфорации скорость записи превышала 120 м/ч при t = 6 с, контрольный замер осуществляли в интервале перфорации.
2.Провели газодинамические исследования с определением количества конденсата, выделившегося в сепараторе на каждом режиме (число режимов – не менее трех с контрольным).
3.Провели повторный НГК-70 в том же режиме, что и вначале, и по возможности ИННК на трех задержках: 900, 1100 и 1500 м/с.
4.Заполнили скважину водой без прокачки воды в пласт. При этом кон-
тролировали расход воды и давление на головку скважины. Эффект пропитки наблюдается через сутки по каротажу, после чего можно закачивать воду в пласт.
5. Ежедневно проводили НГК-70 и ИННК для контроля за коэффициентом охвата, который показывает степень капиллярной пропитки. При проведении каротажа фиксировали время исследований с момента заполнения скважины водой. Во время каротажа отбивали уровень воды в скважине.
6.Провели закачку воды в пласт из расчета 1 м3 воды на 1 м эффективной толщины при репрессии на пласт, не превышающей разницу давления в скважине при вскрытии ее в процессе бурения и текущего пластового давления.
7.Непосредственно после завершения закачки воды провели ÍÃÊ-70 è
ÈÍÍÊ.
8.Через сутки после закачки воды провели осушку скважины в пределах интервала перфорации и заполнение колонны газом при давлении, примерно равном пластовому.
9.С периодичностью 1 раз в 2 сут проводили НГК-70 и ИННК до восстановления насыщенности в прискважинной части пластов до уровня, указанного
âп. 5. Если процесс восстановления длился более двух недель, то замеры пре-
кращали и проводили освоение скважины.
10.Провели освоение скважины и газодинамические исследования с контролем за выделяющимся в сепараторе конденсатом по п. 2.
11.Повторно провели газодинамические исследования и контроль за конденсатом для получения результатов, тождественных полученным по п. 2.
Периодичность исследований с момента освоения скважины составляла 1,
2, 3, 5, 7 è 10 ñóò.
12.Одновременно с газодинамическими исследованиями отбирали пробы газа и конденсата на химический анализ.
13.После освоения скважины 1 раз в неделю повторяли НГК-70 и ИННК до стабилизации насыщенности по п. 1 и 3.
Результаты промысловых исследований, проведенных с целью извлечения
выпавшего конденсата путем закачки воды в призабойную зону по указанной методике, для скв. 314 приведены ниже.
Интервалы перфорации, м............................. |
994 — 1000; 1014 — 1022; 1049 — 1065 |
Глубина спуска НКТ, м................................... |
1056 |
Среднесуточный дебит, тыс. м3 ................... |
440 |
Выход конденсата, см3/ì3 .............................. |
4,2 |
613
16 ноября заполнили ствол скважины 0,4%-ным раствором HCl (рН = = 2,3), 20 ноября закачали в пласт 12 м3 0,4%-ного раствора НСl. 2 декабря скважину освоили и 3 декабря провели исследование на пяти режимах. После освоения выход конденсата составил 5,6 см3/ì3.
Известно, что выпавший конденсат в пласте всегда состоит из высококипящих тяжелых фракций. Подтверждением выноса пластового конденсата в результате перераспределения фаз могут служить физико-химический анализ конденсата и его фракционный состав. Для этой цели до и после закачки воды из исследуемых скважин отбирали пробы конденсата. После чего в лаборатории производили физико-химический анализ и определяли фракционный состав всех проб конденсатов.
Таким образом, лабораторные и промысловые исследования показали, что вынос выпавшего конденсата из призабойной зоны достигается путем закачки воды. Следовательно, этот метод можно рекомендовать для промышленного применения с целью регулирования газо- и конденсатоотдачи пласта на поздней стадии разработки.
6.15. ОТЛОЖЕНИЕ СОЛЕЙ ПРИ ДОБЫЧЕ ГАЗА
Основным источником солей, поступающих в скважину, является пластовая вода, представляющая собой концентрированный рассол. Компонентами этого рассола являются Na, Cl, Ka, Ca, Mg и др. Выпадение солей из растворов происходит в порядке увеличения их растворимости в такой последовательности: BaSO4, CaCO3, MgCO3, CaSO4, NaCl и т.д. Наибольшее распространение в подземных водах получили ионы хлора и других галоидов. Растворимость NaCl в воде при Ò = 283 К равна 0,358 кг/л, а KCl – 0,310 кг/л. Содержание ионов сульфата в пластовых водах ограничивается растворимостью CaSO4. Èîíû HCÎ3 в пластовых водах, содержащих CO2, появляются в результате растворения CaCO3 è MgCO3. Уменьшение концентрации CO2 в пластовых водах вызывает переход гидрокарбонатов в выпадающие в осадок карбонаты. В пластовых водах имеются соединения железа, кремния, органические вещества, кислоты и др. Общее содержание (по массе) в воде минералов характеризуется ее минерализацией, выражаемой в мг-экв или мг/л.
Количество растворимых в воде солей кальция и магния характеризует ее жесткость, которая выражается в мг-экв/л; 1 мг-экв/л жесткости соответствует содержанию 20,04 мг/л Са2+ èëè 12,16 ìã/ë Mg2+. Единицы измерения жесткости в разных странах отличаются; в частности, градус жесткости, принятый в Великобритании, соответствует 14 мг/л СаСО3, во Франции — 10 мг/л СаСО3,
àâ ÑØÀ — 1 ìã/ë ÑàÑÎ3 è ò.ä.
Âпроцессе разработки месторождения химический состав пластовых вод изменяется в результате изменения термобарических условий пласта.
Âпроцессе эксплуатации скважин с выносом пластовой воды, в составе
которой содержатся карбонат кальция — кальцит СаСО3, сульфат кальция — гипс СаSO4 2H2O, сульфат бария — барит BaSO4, хлорид натрия — галит NaCl, при изменении термодинамических условий и состава пластовой смеси проис-
ходит солеотложение. Отложение солей — одна из причин выхода оборудова-
614