Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.

бет48/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   44   45   46   47   48   49   50   51   ...   81

Литература 

 

1.  З.Г.  Шайхутдинов,  В.В.  Баширов,    Н.  Ш.  Хайретдинов,  Э.С.Петров.  Технологические 

теплогазогенераторы для добычи нефти. Москва недра 1991 год.   

2.  Ж.  Бурже,  П.  Сурио,  М.  Комбарну.  Термические  методы  повышения  нефтеотдачи  пластов. 

Москва недра 1988 год. 

 

 



ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН 

НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАРАЧАГАНАК 

 

Шукманова А.А. 

КазНТУ имени К.И.Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан 

 

Опыт  разработки  газоконденсатных  месторождений  указывает  на  существенное  изменение 

продуктивности  скважин  в  процессе  эксплуатации  месторождений.  В  процессе  нефте,  -  газодобычи 

понятие  продуктивности  скважин  в  общем  случае  включает  в  себя  характеристику  добывных 

возможностей  скважин,  связанных  как  с  коллекторскими  свойствами  продуктивных  горизонтов, 

вскрытых скважиной, так и ее техническим состоянием. Зачастую вместо этого термина используют 

аналогичный  -  производительность  скважин.  Более  узкое  понятие  продуктивности  скважин  обычно 

определяют  интенсивностью  отбора  скважиной  пластовых  флюидов  при  создании  на  ее  забое 

определенных  условий.  В  этом  случае  проективность  скважин  количественно  характеризуется 

коэффициентами  продуктивности,  которые  представляются  в  виде  отложения  дебитов  скважин  и 

соответствующей  им  разности  пластового  и  забойного  давлений  (депрессии  на  забое  скважин)  или, 

для  газовых  скважин,  разности  квадратов  эти  давлений.  Несмотря  на  то,  что  в  ходе  эксплуатации 

газоконденсатных  месторождений  коэффициенты  продуктивности  скважин  иногда  изменяются  в 

сторону  их  увеличения,  в  подавляющем  большинстве  случаев  разработка  месторождений 

сопровождается 

значительном 

уменьшением 

коэффициентов 

продуктивности. 

Снижение 

продуктивности  скважин  вызывает  не  только  целый  комплекс  проблем  в  их  эксплуатации,  но 

значительные осложнения в /правлении разработкой залежей и, в конечном счете, снижение технико 

-  экономических  показателей  этого  процесса.  И  наконец,  уменьшение  продуктивности 

газоконденсатных  скважин  зачастую  является  одной  из  причин  их  полной  остановки  и  выбытия  из 

эксплуатации.  Наиболее  значительное  изменение  продуктивности  вызывают  изменения  состояния 

призабойных  зон  пласта.  Проблемы  снижение  продуктивности  скважин  вследствие  изменения 

фильтрационных  параметров  коллектора  в  призабойной  зоне  скважин  следует  уделять  особое 

внимание.  Изменение  продуктивности  скважин  из-за  ухудшения  фильтрационных  параметров 

прискважинной зоны пласта обычно отражается в понятии скин-эффекта. 

Карачаганакское  нефтегазоконденсатное  месторождение  является  одним  из  крупнейших 

месторождений  углеводородов  в  мировом  масштабе,  а  если  учитывать  особенности  его 

геологического 

строения 

и 

характеристику 



эксплуатационных 

объектов, 

уникальных. 



Месторождение  выделяется  глубиной  залегания  до  5200м,  большим  этажом  продуктивности  1600м, 

 

286 


сравнительно  небольшой  площадью  газоносности,  высоким  содержанием  конденсата  до  800г/м  . 

Пластовое давление составляет порядка 53-60 МПа, пластовая температура 72-85

0

 С. 


Эксплуатация  Карачаганакского  нефтегазоконденсатного  место-рождения  в  настоящее  время 

ведется  в  режиме  истощения.  И  поэтому  для  повышения  эксплуатации  месторождения  проводятся 

следующие  мероприятия:  кислотная  обработка,  гидроразрыв  пласта,  обратная  закачка  сухого  газа  в 

пласт (сайклинг процесс), закачка растворителей, ПАВ и др. 

Кислотные  обработки  (КО)  скважин  применяют  для  интенсифи-кации  дебитов  скважин  в 

карбонатных  коллекторах,  а  также  в  песчаных  породах  с  содержанием  карбонатов  более  20%  или  с 

цементирующим материалом, состоящим из карбонатов кальция или магния. Кроме того, кислотные 

обработки  широко  используют  для  очистки  стволов  скважин  и  прискважинных  зон  пласта  от 

глинистых  корок,  синкопических  частиц  и  инфильтрата  бурового  раствора.  Кислотные  обработки 

являются  одним  из  наиболее  широко  исполь-зуемых  способов  интенсификации  притока  газа.  На 

Карачаганакском  нефтегазоконденсатном  месторождении  используется  метод  кислотной  обработки 

скважин 


с 

применением 

«Койлд-Тюбинговой» 

установки, 

направленной 

на 


увеличение 

продуктивности  газоконденсатных  скважин.  Наиболее  часто  встречающейся  целью  стимуляции 

материнских  пород  является  оптимизация  продуктивности,  т.е.  другими  словами,  эффек-тивная 

очистка  призабойной  зоны,  особенно  в  зоне  неоднородного  коллектора.  СКИН  -  фактор  после 

проведения  стимуляции  пласта  Карачаганакского  месторождения  по  всем  интервалам  перфорации 

незначительный,  это  значит,  что  принятая  методика  работ  с  применением  Койлд-Тюбинга,  включая 

применяемую жидкость и дополнительные операции выбрано верно. 

По  рисунку  1  можно  сделать  анализ  проведения  кислотной  обработки  в  скважине.  Результаты 

приведены в таблице 1. 

 

 



 

Рисунок 1. Сравнение кривых после проведения кислотной обработки в скважине 

 

 

Гидравлический  разрыв  пласта  (ГРП)  -  метод  повышения  продуктивности  пласта  за  счет 



создания  высокопроводящих  гидравлических  трещин.  В  настоящее  время  этот  метод  получил 

развитие  и  широкое  распространение.  Сущность  его  заключается  в  нагнетании  в призабойную  зону 

жидкости под высоким давлением, превышающим местное горное давление и прогностные свойства 

породы  пласта.  В  продуктивном  пласте  при  этом  открываются  существующие  трещины  и 

микротрещины  или  создаются  поры,  которые  могут  заметно  улучшить  гидродинамическую  связь 

между пластом и скважиной. На рисунке 2 построены кривые после проведения гидроразрыва пласта. 

По этим кривым можно сделать анализ ГРП, результаты приведены в таблице 2. 

 

Таблица 1 



Результаты проведения СКО 

 

№ Теста 



Дата 

теста 


м 



мД 

kh мД.м 


 

Skin 


       ∆Q 

м

3



 /сут 

PI 


3

 /Д/ бар 



до СКО 

14.02.07 

35 



266 



-4.5 

404 


10.3 

после СКО 

30.10.07 

35 


10 

380 


-5.1 

430 


15.8 

 

287


Таблица 2 

Результаты проведения ГРП 

 

№ теста 


Дата теста 

h м 


  k 

мД 


kh мД.м 

Skin 


∆Q нефти  

м

3



 /сут 

PI нефти 

м

3

 /Д/ бар 



до ГРП 

28.09.04 

30 

0.475 


15 

-2.58 


125.6 

0.6 


после ГРП 

01.03.07 

30 

       1.71 



56 

-5.28 


424.2 

3.8 


 

Также  на  Карачаганаке  применяется  схема  обратной  закачки  в  пласт  сухого  газа  под  высоким 

давлением. Эта схема доказывает свою высокую эффективность в плане увеличения объемов добычи 

углеводородов.  Сайклинг-  процесс  является  на  сегодняшний  день,  и  в  обозримом  будущем  для 

нефтяной  науки  и  практики,  также  эффективным  методом  повышения  степени  извлечения 

углеводородов из пласта. 

 

 

 



Рисунок 2. Сравнение кривых после проведения гидроразрыча пласта в скважине 

 

Как  показывает  зарубежный  опыт,  разбуривание  нефтяных  и  газовых  месторождений 



горизонтальными  скважинами  является  эффектив-ным  методом  формирования  оптимальной  системы 

разработки,  а  также  восстановления  продуктивности  месторождений,  находящихся  на  поздней  стадии 

эксплуатации.  Вскрытие  продуктивной  толщи  горизонтальным  стволом  скважины  увеличивает  площадь 

фильтрации, исключает возмож-ность поступления воды в процессе эксплуатации и особенно эффективно 

для  низкопроницаемых  комплексов  с  вертикальной  трещиноватостью.  Мировой  опыт  использования 

горизонтальных нефтяных и газовых скважин  позволяет  определить  следующие  наиболее  целесообразные 

направления их применения: 

повышение продуктивности скважин за счет создания одного или нескольких горизонтальных 



забоев; 

повышение  добывающих  возможностей  скважин  за  счет  продления  периода  "безводной" 



эксплуатации; 

повышение  степени  извлечения  углеводородов  из  недр  за  счет  интенсификации  перетоков 



углеводородов из низкопродуктивных зон по площади залежи к продуктивному разрезу; 

повышение  степени  извлечения  жидких  углеводородов  за  счет  повышения  эффективности 



процессов активного воздействия на пластовые флюиды; 

повышение  эффективности  создания  и  эксплуатации  подземных  хранилищ  газа  с  помощью 



концентрированных систем горизонтальных скважин. 

Разветвленные  и  горизонтальные  скважины  бурят  в  сравнительно  устойчивых  продуктивных 

разрезах  мощностью  20-40  м  и  выше  Проводка  разветвленно-горизонтальных  скважин  в  залежах 

определенного  типа  обеспечивает  20-кратное  увеличение  текущей  добычи  только  при  2-3-кратном 

повышении стоимости бурения. 

Практика эксплуатации разветвленных и горизонтальных скважин показала, что производительность 

их по сравнению со средней про-изводительностью соседних обычных скважин возрастает в 30-35 раз, а по 

сравнению с производительностью наиболее высокодебитных скважин - в 5-10 раз. При этом значительно 

увеличивается общая нефтеотдача залежей. 


 

288 


Проводка  горизонтальных  скважин  характеризуется  замедлением  темпа  углубления  ствола  и 

удорожанием  буровых  работ.  Вследствие  увеличения  протяженности  скважины  за  счет  удлинения 

стволов  в  продуктивном  пласте,  роста  накладываемых  на  технологию  проводки  скважин 

ограничений,  а  также  усложнения  буровых  и  геофизических  работ  стоимость  и  продолжительность 

бурения горизонтальных скважин в 1,5-2,5 раза выше, чем у обычных скважин. 

Экономическая  эффективность  горизонтального  вскрытия  продуктивных  пластов  в  основном 

достигается  за  счет  экономии  средств  и  времени  от  сокращения  числа  скважин.  При  разработке 

нефтяных  месторождений  экономический  эффект  от  применения  этого  способа  вскрытия  пластов 

достигается  в  результате  сокращения  капитальных  затрат  на  бурение  скважин  и  обустройство 

промыслов, а в последующем за счет сокращения эксплуатационных расходов. 

Особенно  высокая  эффективность  применения  рассматриваемого  способа  вскрытия  пластов 

достигается при разработке нефтяных залежей, представленных карбонатными коллекторами с их крайне 

неравномерной  нефтенасыщенностью  и  проницаемостью.  На  таких  месторождениях  расходы  по 

разработке могут быть сокращены не менее чем в 3-6 раз. 

В  своей  работе  я  привела  результаты  анализа  по  оценке  проведения  гидроразрыва  пласта  и 

кислотной  обработки  в  скважинах,  а  также  применение  горизонтальных  скважин,  с  целью 

повышения продуктивности месторождения. Сравнительный анализ показал, что данные технологии 

позволяют  повысить  эффективность  работы  данного  месторождения  по  добыче  нефти  и  газа,  но 

наиболее  перспективными  являются  применение  горизонтальных  скважин  и  проведение 

гидроразрыва пласта. 

 

Литература 

 

Технологическая схема разработки месторождения Карачаганак- Лондон: 2000 



Кондрат P.M. Газоконденсатоотдача пластов. - М.: Недра. 1992 

Ширковский  А.И.  Разработка  и эксплуатация  газовых  и  газоконденсатных  месторождений.  - 



М.: Недра 1987. 

 

 



ПЕРЕРАБОТКИ ОРГАНИЧЕСКОЙ ЧАСТИ  НЕФТЕБИТУМИНОЗНЫХ ПОРОД И 

ОСТАТКОВ УГЛЕПЕРЕРАБОТКИ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ТОВАРНЫХ   БИТУМОВ 

 

Шуханова Ж.К. 

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан 

 

Органическая  часть  нефтебитуминозных  пород  и  угля    может  служить  перспективным  источ-



ником  получения  различных  видов  топлив,  масел,  кокса,  битума  и  гуминсодержащих  веществ. 

Наличие  в  нефтебитуминозных  породах  и  остатках  углепереработки,  нефтепереработки  высо-

комолекулярных  соединений  обусловливает  значительные  межмолекулярные  взаимодействия  и 

образование надмолекулярных структур в них при обычных температурах. В связи с этим регулируя 

межмолекулярные 

взаимодействия 

соединений, 

сосредоточенных 

в 

тяжелых 


остатках 

нефтебитуминозных  пород, можно управлять их вяжущими свойствами. 

Значительные  запасы  битуминозных  пород  найдены  на  территории  Западного  Казахстана  на 

территории  Атырауской,  Актюбинской  и  Актауской  областей,  где  разведано  и  зарегистрировано  100 

месторождений  битуминозных  пород.  По  предварительным  данным  до  глубины  до  120м  залегают  15-

20млрд. т  битуминозных пород.  

Вяжущие  свойства  нефтебитуминозных  пород,  представляющих  собой  дисперсные  системы, 

зависят  от  химического  состава  дисперсионной  среды  и  от  природы  и  размера  элемента  структуры 

дисперсной фазы. 

Регулирование  размеров  сложных  структурных  единиц  (ССЕ)  —  радиуса  ядра  и  толщины 

сольватной  оболочки  —  под  действием  различных  внешних  факторов  (механических  воздействий, 

скорости  нагрева  и  охлаждения,  технологических  добавок  и  др.)  является  эффективным  и 

перспективным  методом  интенсификации  производства  битумов  из  нефтебитуминозных  пород 

регулируя их физико-химических свойств. 

В  работах  [1-5]  теоретически  доказано,  что  между  размерами  сложных  структурных  единиц  в 

сырье,  технологией  производства  нефтяных  битумов,  их  физико-химическими,  механическими  и 

эксплуатационными свойствами имеется взаимосвязь. 


 

289


Настоящая  работа  посвящена  экспериментальному  установлению  указанной  взаимосвязи, 

интенсификации производства битумов из нефтебитуминозных пород  на основе принципов физико-

химической технологии  и изменению их качества. 

Основным  исходным  сырьем  служили  тяжелые  остатки  углепереработки,  нефтепереработки  и 

нефтебитуминозных  пород.  Физико-химические  характеристики  сырья  и  активирующей  добавки  - 

смолы  пиролиза  (табл  1)  свидетельствуют,  что  они  существенно  различаются  содержанием 

фазообразующих компонентов, асфальтенов и парафиновых углеводородов.   

 

Таблица 1 



Физико-химические характеристика сырья и активирующей  

добавки смолы пиролиза 

 

Виды сырья  



 

Показатели 

Органическая 

часть нефте- 

битуминозных 

пород 


фр. > 350 

С 



мазут 

Органическая 

часть 

переработки 



угля 

Смола 


пиролиза  





плотность при 20 °С, кг/м

3

 



953,2 

974,1 


988,0 

980,4 


содержание серы, % 

2,04 


3,84 

0,22 


2,24 

коксуемость, % 

6,5 

11,87 


3,8 

отс. 


температура   вспышки, 

о

С 



195 

160 


200 


молекулярная  масса 

450 


340 

298 





вязкость, мм



2

/с  


при 50 °С 

13,8 


21,8 

147 


26,7 

при 100°С 





5,1 

групповой   углеводородный состав, %  

парафино-нафтеновые 

27,7 


19,8 

30,1 


19,1 

ароматические 

53,3 

51,1 


34,6 

66,1 


моноциклические 

11,9 


13,6 

8,2 


12,2 

бициклические 

16,1 

16,4 


23,8 

21,8 


полициклические 

25,3 


21,1 

32,6 


31,1 

смолы 


16,6 

22,6 


15,0 

15.8 


асфальтены 

2,4 


6,5 

1.1 


отс. 

показатели преломления 

20

D

 



1,598 


 

Регулирование 

размеров 

сложных 


структурных 

единиц 


в 

органической 

части  

нефтебитуминозных  пород,  органической  части  переработки  угля,  а затем в гудронах и битумах 



достигалось  при  помощи  технологической  активирующей    добавки  смолы  пиролиза  и  изменением 

скорости нагрева сырья. 

Оптимальную  концентрацию  добавки  смолы  пиролиза  в  нефтебитуминозной  дисперсной 

системе  определяли  по  экстремальным  изменениям  размеров  сложных  структурных  единиц  и 

физико-химических свойств. 

При  определении  экстремального  состояния  сырья  для  производства  битумов  можно 

использовать  зависимость  типа  «концентрация  –  размер»  или  экстреграммы  типа  «концентрация 

добавки – свойство». В последнем случае, например, измеряют изменение структурно-динамической 

вязкости,  равновесной  температуры,  электропроводимости  или  других  показателей  дисперсной 

системы при введении технологических активирующих добавок. 

Размеры  элементов  структуры  дисперсной  фазы  измеряли  адсорбционно-ситовым  методом 

фракционирования 25 %-ной пробы тяжелого остатка в бензоле последовательно на восьми образцах 

силикагелей  в  порядке  возрастания  размера  их  пор  от  2,2  до  60  нм  на  колонках  высотой  1  м  и 

внутренним диаметром 0,015 м. 



 

290 


В качестве десорбата использовали спиртобензольную смесь (1:1). Затем от спирто-бензоль-ных 

растворов  десорбатов  отгоняли  растворитель,  высушивали  и  взвешивали  образцы  с  точностью  до 

0,0001 г. 

Оптимальной  концентрацией  добавки  смолы  пиролиза  для  вакуумной  перегони    органической 

части    нефтебитуминозных    пород  является  2  %.    В  этом  случае  достигается  минимальный  размер 

сложных  структурных  единиц,  что  позволяет  интенсифицировать  перегонку  органической  части 

нефтебитуминозных пород и, следовательно, увеличить отбор вакуумных дистиллятов при неизмен-

ном  качестве  продуктов  перегонки  и  интенсифицировать  процесс  производства  нефтяных  битумов, 

уменьшая время окисления.  

Максимальная  равновесная  температура  соответствует  максимальной  кинетической  ус-

тойчивости  нефтяной  дисперсной  системы  и  минимальным  размерам  ядер  сложных  структурных 

единиц. 


В  дальнейшем  для  вакуумной  перегонки  была  взята  органическая    часть  переработки    угля  и 

тяжелые остатки нефтепереработки: мазут - исходный и после активирования с добавкой  2 % смолы 

пиролиза. Перегонку проводили, в кубе емкостью 2,0 л при температуре внизу куба 375 °С. Скорость 

перегонки  регулировали  от  1,2  до  2,0  кг/ч  изменением  силы  тока  электрообогрева.  Увеличение 

выхода  вакуумного  дистиллята  достигается  при  совокупном  воздействии  добавки  (в  оптимальной 

концентрации) и выдерживании необходимой массовой скорости перегонки. 

Полученные  данные  (табл  2)  согласуются  с  положениями  теории  регулируемых  фазовых 

переходов.  Подбором  указанных  факторов  достигаются  минимальные  размеры  пузырьков,  что 

улучшает 

количественные 

и 

качественные 



показатели 

перегонки 

органической 

части 


нефтебитуминозных  пород  вследствие  селективного  перераспределения  углеводородов  между 

дисперсной фазой и дисперсионной средой. 

 

Таблица 2 



Гудроны, полученные путем вакуумной перегонки органической части нефтебитуминозных пород 

активированные I и неактивированные II. Гудроны были окислены на установке непрерывного 

окисления при температуре 260±2 °С и удельном расходе воздуха 4,5 л/(ч-кг) 

 

 



 

 

291


При  скорости  перегонки  2,0  кг/ч  и  остаточном  давлении  наверху  куба  0,665  кПа,  выход 

вакуумного  газойля  на  активированном  сырье  возрастает  на  3,5  -  4  %  на  исходное  сырье.  Вполне 

естественно, что при вакуумной перегонке активированной и неактивированной органической части 

нефтебитуминозных пород полученные вакуумные газойли и гудроны  различаются по качеству. 

Результаты  и  параметры  окисления  приведены  в  табл.  2  и  3.  Гудроны  I  и  II  полученные    из 

органической  части  нефтебитуминозных  пород  без  добавки  и  с  2  %  смолы  пиролиза  при  остаточном 

давлении 0,665 кПа и примерно одинаковой скорости  разгонки — 6,1 и 6,6 кг/ч соответственно. Гудроны, 

полученные при скорости разгонки 1,2 кг/ч, мало отличаются по качеству указанных выше. 

Время  окисления  активированного  гудрона  органической  части  нефтебитуминозных  пород  по 

сравнению с неактивированным до одного и того  же значения температуры размягчения битума (по 

КиШ) сокращается в среднем на 60—70 %, особенно на начальных этапах, при снижении суммарного 

расхода воздуха и содержания кислорода в отходящих газах (табл 3). 

 

Таблица 3 



Параметры процесса окисления гудрона 

   


Температура 

размягчения ТР, 

(по КиШ), 

0

С 



Время окисления, 

мин 


Содержание 

кислорода в газах 

окисления, % 

Общий расход 

воздуха, л. 

Неактивированный гудрон (давление 0,25 - 0,45 МПа) 

50,5 

450 


1,53 

373 


60,5 

690 


1,80 

574 


71,0 

800 


1,30 

63 


Активированный гудрон (давление 0,21 - 0,42 МПа) 

51,5 


80 

1,1 


69 

59,5 


320 

1,5 


275 

76,0 


390 

0,6 


325 

 

Активирование  гудрона  органической  части  нефтебитуминозных  пород  смолой  пиролиза 



позволяет в определенных пределах регулировать пенетрацию и дуктильность битумов (см. табл 2). В 

результате  регулирования  сил  межмолекулярного  взаимодействия  достигается  минимальный  размер 

элементов  структуры  дисперсной  фазы  в  гудронах,  образуется  развитая поверхность  окисления,  что 

обусловливает повышенную скорость окисления и изменение его свойств, например вязкости.  

При  сравнении  свойств  битумов  из  активированного  гудрона  органической  части 

нефтебитуминозных 

пород 

и 

неактивированного 



гудронов 

установлены 

более 

высокая 


трещиностойкость и меньшая склонность к термоокислительному старению первого продукта, на что 

указывает изменение температуры размягчения образцов после прогрева. Температура хрупкости для 

битума  из  активированного  сырья  с  температурой  размягчения  51°С  уменьшается  до  -  23  °С  (для 

неактивированного  -  16  °С),  что  является  существенным  показателем  морозостойкости  дорожных 

покрытий.  

Таким образом, изменение состава сырья при заданном режиме является решающим фактором, 

влияющим  на  физико-механические  свойства  битумов.  Путем  подбора  состава  исходного  сырья 

можно регулировать свойства окисленных битумов в определенных пределах и окислении гудронов 

органической  части  нефтебитуминозных  пород,  угля  и  отходов  химических  предприятий  позволяет 

расширить сырьевые ресурсы для получения товарного битума. 

 



1   ...   44   45   46   47   48   49   50   51   ...   81


©emirb.org 2017
әкімшілігінің қараңыз

войти | регистрация
    Басты бет


загрузить материал