Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010


ПРОГНОЗИРОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ



страница10/26
Дата14.08.2018
Размер4.97 Mb.
#43861
ТипТезисы
1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   ...   26

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

Троицкий В.М., Мизин А.В., Рассохин А.С.

(ООО "Газпром ВНИИГАЗ")

Целью настоящей работы является определение влияния на процессы вытеснения нефти из пласта таких факторов, как проницаемость коллектора, остаточная водонасыщенность, а также очередность закачивания вытесняющего агента.

Составные модели пласта формировались из кернового материала конкретных месторождений таким образом, чтобы получить модели заданного диапазона проницаемости. Всего было изучено три группы моделей пласта: модели с характерной абсолютной проницаемостью около 1·10-15 м2, модели с проницаемостью 10 - 20 · 10-15 м2 и 50 - 750 · 10-15 м2. Начальные водонасыщенности Swo по группам создавались соответственно: 15,8% - для первой; 45 % - для второй и 12 - 20 % - для третьей группы. Свободный поровый объем моделей заполнялся рекомбинированной пробой нефти в соответствии с ОСТ 39-195-86.

В качестве вытесняющего агента использовались газ сепарации и слабоминерализованная вода. Исследования по вытеснению проводились на высокоточной автоматической установке двухфазной фильтрации при термобарических условиях соответствующего месторождения. При этом размеры моделей и скорости фильтрации флюидов подбирались так, чтобы максимально удовлетворялись критерии подобия.

Использовались как технология вытеснения нефти водой и последующее довытеснение нефти газом сепарации, так и чисто газовое воздействие.

В докладе предлагается к обсуждению вопрос достоверности прогнозирования коэффициента извлечения нефти на конкретном месторождении по результатам лабораторного физического моделирования.

Сформулированы рекомендации по подбору и эффективному использованию вытесняющих агентов для увеличения коэффициента извлечения нефти.
НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ГЕОСТАТИСТИКИ ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Шеберстов Е.В.

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Применение методов геостатистики при создании геологических и гидродинамических моделей активно практикуется последние два десятилетия. Внедрению новых методов способствуют успехи вычислительной техники и средств измерения, позволяющие получать и обрабатывать большие объемы геологической и геофизической информации. Разброс мнений относительно реальных возможностей геостатистических методов очень широк. В частности, рядом авторов применение геостатистики расценивается как прогрессивная технология, позволяющая повысить качество проектирования.

Результаты стохастического моделирования, представленные с помощью компьютерной графики, выглядят весьма эффектно и производят впечатление близких к реальности. Вместе с тем, применение этой технологии приводит к удорожанию проектов за счет увеличения объема расчетов, привлечения (создания или покупки) новых компьютерных программ, усложнения процедур подготовки данных и интерпретации результатов. Вопросы обоснования допущений, принимаемых при создании геостатистических моделей, чаще всего обходятся молчанием. В связи со сказанным важно уточнить познавательные возможности стохастических моделей на фоне устойчивого прогресса компьютерных технологий.

В докладе обсуждаются физические и геологические предпосылки геостатистических моделей, анализируется основное понятие – множество равновероятных образов (equally probable reservoir images), используемое при оценках неопределенности и решении обратных задач. Отмечается некоторая аналогия этого понятия с понятиями конструктивной теории функций и теории информации.

Результаты применения геостатистики обсуждаются на конкретных примерах моделей, выполненных лабораторией физики пласта ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и описанных в литературе. Показано, что детальный учет неоднородности может давать систематическую поправку к величине обводненности, рассчитанной на модели со сглаженными свойствами.

Детально рассмотрен геостатистический подход к оценке КИН тонкой нефтяной оторочки газоконденсатного месторождения, коллектор которого представлен высокопроницаемым песчаником, разделенным линзами глин.


ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ АНИЗОТРОПНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Семенов А.А., Рахматуллин Р.А.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Как известно, реальные коллекторы месторождений углеводородного сырья являются анизотропными. Анизотропия фильтрационно-емкостных свойств может иметь различную симметрию. Данное обстоятельство влияет на явный вид тензоров коэффициентов абсолютной, фазовой и относительных фазовых проницаемостей.

В работе даны теоретические основы комплексной методики лабораторного определения фильтрационно-емкостных свойств анизотропных пористых сред для линейных и нелинейных законов фильтрации.

В результате проведенного комплекса лабораторных исследований на реальном керновом материале, показано, что с помощью измерения скоростей прохождения ультразвуковых волн в керне можно установить факт наличия анизотропии фильтрационных свойств и определить направления главных осей тензора коэффициентов проницаемости.

Помимо того факта, что симметрии упругих и фильтрационных свойств совпадают, был получен эффект «вращения» главных осей тензоров, что показывает различную интенсивность и скорость осадконакопления. Суть эффекта заключается в том, что по длине керна положение главных осей тензоров не остается неизменным, а отклоняется на некоторый угол, что можно объяснить изменением направления отливно-приливных течений древних морей и океанов.

Выписаны инвариантные формы записи нелинейных законов теории фильтрации и показано, что нелинейные определяющие уравнения теории фильтрации могут проявлять асимметрию фильтрационных свойств и, при переходе от линейных уравнений к нелинейным, возможно изменение группы симметрии фильтрационных свойств.

На искусственном керне экспериментально определена направленность эффекта асимметрии фильтрационных свойств в нелинейных законах фильтрации (проницаемость в конической поре при нелинейной фильтрации больше при течении от основания конуса к вершине, чем при течении в обратном направлении).

Литература

1. Кадет В.В., Дмитриев Н.М., Семенов А.А. Комплексные лабораторные исследования керна для определения фильтрационно-емкостных свойств анизотропных пористых сред // Интеграл. 2008, № 8, с.26-27
НРАВСТВЕННЫЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Закиров С.Н. 

(ИПНГ РАН)
Трудно представить что было бы со страной в годы катастройки, если бы ни наши ресурсы нефти и газа. Наши нефтегазовые Недра были, есть и будут кормильцами Россиян ещё немало лет.

Мягко говоря, не всё благополучно с отечественным нефтегазовым недропользованием и Недрами.

  Низок (около 32%) и уменьшается во времени средний по стране коэффициент нефтеизвлечения, мал коэффициент конденсатоотдачи.

  Слабо внедряются инновации, практически отсутствуют на месторождениях опытные участки для их апробации.

  Отраслевая наука вымерла, вузовская и академическая наука нуждается в большем внимании со стороны государства и нефтегазовых компаний.

  В стране огромен фонд бездействующих скважин. Низок уровень ликвидационных работ. И т.д.

В конечном счете, это всё следствие человеческой деятельности. А конкретнее – вчерашних выпускников нефтегазовых ВУЗов. Устранить эти и другие недостатки призваны сегодняшние и завтрашние выпускники, в частности, Университета им И.М. Губкина.

Страна сегодня не только сырьевой придаток Запада. Большинство инноваций она экспортирует с Запада, способствуя развитию их научно-технического прогресса.

В докладе предлагается, отсутствующий ныне, критерий рациональности разработки месторождений нефти и газа. Он – основа экспертиз проектных решений и нахождения путей рационального недропользования.

Предлагаются объективные критерии оценки эффективности разработки месторождений нефти и газа, нашего к ним отношения.

Предлагается вариант Клятвы будущих разработчиков нефтегазовых недр России. Близкий к клятве Гиппократа, Присяге солдат.

От степени нравственного уровня выпускников ВУЗов зависит будущее нашего Отечества, благосостояние наших детей и внуков. А может возрождение нравственности в стране начнется с Университета имени И.М. Губкина?


ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Сухоносенко А.Л.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

В представляемой работе гидродинамическое моделирование газогидратного месторождения проведено на примере Мессояхского месторождения, открытого в 1967 году. Несмотря на большой объем полученной информации строение залежей и характер их насыщения до сих пор не совсем ясны. Выдвигались различные модели строения этого месторождения. Принципиальным поворотным моментом стало открытие, зарегистрированное в 1971 году. Суть его заключается в утверждении возможности существования газогидратных залежей в природных условиях.

Наличие гидратной шапки делает весьма перспективной разработку этого месторождения. Однако при этом возникает необходимость оценить потенциальные возможности этого месторождения. Основным инструментом решения этой задачи является математическое моделирование, результаты которого дадут возможность решить поставленную задачу и оценить перспективы дальнейшей эксплуатации месторождения.

При построении математической модели используются два различных и независимых подхода, которые дополняют и контролируют друг друга. Первый из них состоит в том, что решается прямая задача – интегрирование уравнений подземной гидрогазодинамики. На её основе решается обратная задача по определению параметров месторождения и количества разложившихся гидратов.

Второй, нульмерный вариант модели основан на предположении, что отсутствуют горизонтальные перетоки воды и газа внутри месторождения, а также подпитка его законтурным притоком газа вне месторождения.

Сравнение результатов позволяет оценить роль различных факторов в формировании и эволюции месторождения, и в конечном итоге решить поставленную задачу.


ВЫБОР ЭФФЕКТИВНЫХ РЕАГЕНТОВ

ДЛЯ СИНТЕЗА ОРГАНОГЛИНЫ – СТРУКТУРООБРАЗОВАТЕЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

Смирнова Т.С.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Одним из основных компонентов бурового раствора на углеводородной основе (РУО) является органоглина (ОГ), которая образуется в результате модифицирования глинистых материалов четвертичными солями аммония (ЧАС). В составе РУО органоглина выполняет функции структурообразователя, регулятора реологических свойств и бронирующего эмульгатора.

Как показывает практика, для целей синтеза органоглин наиболее применимы щелочные (натриевые) бентониты, главным образом состоящие из природного глинистого материала   монтмориллонита. По сравнению с ними щелочноземельные (кальциевые) бентониты сильнее связывают воду и плохо диспергируются в дисперсионной среде бурового раствора. Их использование для приготовления РУО с эффективной вязкостью сопровождается существенно большим расходом, чем натриевых.

В качестве органических модификаторов бентонитов используются четвертичные аммониевые соли типа диоктадецилдиметиламмонийхлорида или диоктадецилметилбензиламмонийхлорида. Структура и размер молекул этих веществ соответствуют размерам межпакетных слоёв решётки глинистого минерала, что способствует проникновению и закреплению их в материале последнего. Экспериментально показано, что сорбируемость ЧАС становится максимальной при длине углеводородной цепи   С1216.

Несмотря на то, что уже проведен ряд исследовательских синтезов ОГ с использованием различных ЧАС, вопрос выбора типа ЧАС, а также процентного соотношения в системе глина – ЧАС для каждого конкретного глинистого сырья требует более полного рассмотрения. Кроме того, остаётся не выясненным вопрос влияния изопропанола, содержащегося в ЧАС в качестве растворителя, на диспергируемость органоглины (одно из свойств ОГ, определяющех её качество).

Немаловажной задачей является также изучение влияния влажности исходной глины на эффективность глино-органического комплекса. Можно предположить, что, с одной стороны, вода увеличит подвижность ионов ЧАС на поверхности глинистого материала, с другой стороны, она будет выполнять роль полярного активатора, повышающего диспергирующее и гелеобразующее свойства ОГ. И, действительно, результаты проведенных исследований по изучению влияния полярных добавок (вода, ацетон, ксилол, изопропанол, ПК) на качество органоглины показали, что её способность диспергироваться в дисперсионных углеводородных средах, в том числе, деароматизированных, резко увеличивается.


УНИВЕРСАЛЬНАЯ ЖИДКОСТЬ ГЛУШЕНИЯ НА ОСНОВЕ ЭМУЛЬСИИ

Шишков В.С.

(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

Один из путей повышения качества ремонтных работ в скважинах - научно обоснованный выбор жидкости глушения, соответствующей фактической характеристике призабойной зоны скважины. Это особенно важно в связи с тем, что жидкость глушения (ЖГ) может привести к снижению, сохранению или даже к восстановлению проницаемости продуктивного пласта. Поэтому к качеству ЖГ предъявляются особые требования.

Очевидно, что при правильном выборе значений плотности ЖГ и ее термостойкости, все стандартные требования практически полностью выполняются при использовании ЖГ на неводной основе. Использование ЖГ на неводной основе позволяет исключить большинство факторов, отрицательно влияющих на фильтрационно-емкостные характеристики пласта. Однако данное утверждение, далеко не всегда распространяется на используемые в настоящее время для глушения скважин составы эмульсий.

С целью изучения процесса взаимодействия инвертных эмульсий с пластом-коллектором были проведены исследования с использованием искусственного и естественного кернового материала различной проницаемости и глинистости. Исследования проведены на усовершенствованной установке по исследованию проницаемости кернов в различных технологических режимах (репрессия, температура). Критериями оценки эффективности ЖГ были коэффициент восстановления проницаемости, объем и качество прошедшего через образец фильтрата.

Установлены закономерности по влиянию основных компонентов эмульсионных растворов (эмульгаторы, гидрофобизаторы, структурообразователи, регуляторы фильтрации и тонкодисперсные наполнители) на проницаемость кернового материала.

На основе полученных результатов разработана рецептура жидкости глушения на эмульсионной основе (ЖГ-ЭРУО), позволяющая сохранять естественные фильтрационно-емкостные свойства пласта коллектора. Широкий диапазон возможных плотностей (0,85-2,3 г/см3), высокая термостойкость (до 200°С), устойчивость к воздействию сероводорода и других кислых газов подтверждают универсальность данной системы. Разработан блокирующий эмульсионный тампон на углеводородной основе, обладающий всеми достоинствами ЖГ-ЭРУО с точки зрения сохранения естественной проницаемости пласта в условиях репрессии до 15,0 МПа.

Для повышения эффективности технологии приготовления ЖГ-ЭРУО рекомендуется использовать специально разработанный блок «БПР-20МЭ». Комплектность и конструктивное исполнение блока обеспечивают его многофункциональность и ряд преимуществ при эксплуатации.
О ПОСТАНОВКЕ И ПЕРВЫХ РЕЗУЛЬТАТАХ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ В РАМКАХ ПРОБЛЕМЫ «ОЦЕНКА УСЛОВИЙ, КРИТЕРИЕВ И РЕЖИМОВ

ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВЫХ МЕТОДОВ

ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ»

Быкадоров А.В.

(ОАО «РИТЭК»)

В настоящее время государство уделяет повышенное внимание вопросам рационального недропользования, при этом особенно остро стоит проблема использования попутного нефтяного газа. Наиболее перспективная область его применения – это повышение нефтеотдачи пластов (ПНП). Актуальность внедрения газовых методов ПНП возрастает из года в год. Связано это с тем, что доля запасов нефти, приуроченных к недонасыщенным коллекторами, которые, как правило, характеризуются существенными ресурсами нефтяного газа, постоянно увеличивается.

В докладе кратко представлены предварительные результаты испытания газовых методов на нефтяных залежах Восточно-Перевального месторождения ОАО «РИТЭК», и описаны физические принципы водогазового воздействия (ВГВ) на пласт.

На основе результатов специально проведенных керновых исследований нижнемеловых и ачимовских отложений по изучению характера и степени извлечения нефти углеводородным газом выполнено более 30 вычислительных экспериментов на трехмерных геолого-гидродинамических моделях месторождений.

Анализ полученных данных позволил уточнить наиболее эффективные условия и режимы реализации технологии ВГВ. Получена сравнительная характеристика технологической эффективности процесса для различных схем, режимов и методов регулирования водогазового воздействия. Выполнена оценка допустимого времени на проведение ремонтно-профилактических работ технологического оборудования по закачке агентов ВГВ.

В ходе анализа и обобщения результатов теоретических исследований и промысловых испытаний технологии установлено, что одним из основных условий успешного применения технологии является обеспечение оптимальных величин компенсации отборов жидкости закачкой (текущей, накопленной), идентичных величинам, которыми характеризуется традиционный метод – заводнение пластов.


УВЕЛИЧЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Чернов Р.В.

(ОАО «Татнефть»)

Поздняя стадия разработки характеризуется старением фонда и необходимостью восстановления работоспособности конструктивных элементов скважин, повышенными требованиями к охране недр и необходимостью выполнения работ по восстановлению крепи скважин, repметизации колонн. Анализ приведенных результатов показывает, что при от­сутствии дублирования аварийно выбывших скважин конечная нефтеотдача пластов очень сильно зависит от ограниченной долговечности скважин. Только по этой причине при увеличе­нии долговечности скважин с 20 до 70 лет, или в 3,5 раза нефтеотдача может увеличиться на 10-15 %, или в 1,3-2,3 раза. [3]

Суммарное воздействие внешней, внутренней коррозии и повышенных нагрузок на э/к и явилось причиной повышенного числа нарушений э/к напротив тульского горизонта.

Был проанализирован ещё один важный участок э/к – участок между башмаком НКТ и интервалом перфорации. Выяснилось, что 10% нарушений приходится на этот интервал.

Низ эксплуатационных НКТ обычно оборудуется перо-воронкой также для проведения ГИС. Над воронкой устанавливается опрессовочное седло для опрессовки колонны НКТ. При этом во время проведении ГИС прибор поднимается с забоя наверх без затяжек и осложнений . Но при этом закачиваемая вода при выходе из НКТ рассеивается с большой скоростью под углом 45-60º, создавая ударную нагрузку на эксплуатационную колонну.

При наличии большой кривизны НКТ может «лечь» на стенку эксплуатационной колонны и ударная нагрузка потока воды на эксплуатационную колонну может быть очень большой.

Предлагается оборудовать низ НКТ центрирующим воронкообразным узлом, включающим воронку и цилиндрический корпус с опрессовочным седлом. Наружная поверхность воронки выполнена цилиндрической с диаметром меньшим внутреннего диаметра обсадной колонны скважины на 3 - 10 мм, внутренняя поверхность воронки выполнена в виде сопла с цилиндрическим окончанием.

При использовании этого устройство достигается постепенное равномерное рассеивание потока воды, что значительно снижает ударную нагрузку на эксплуатационную колонну, сокращение количества нарушений эксплуатационных колонн из-за снижения нагрузки на эксплуатационные колонны.


РАСЧЕТНЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ ТАТАРСТАНА

Ковалев К.А.

(ТатНИПИнефть, ОАО «Татнефть»)

Одним из наиболее характерных параметров пластовой нефти является ее плотность. Плотность пластовой нефти является основным параметром расчетных выражений при исследовании, проектировании и разработке нефтяных месторождений.

На основе метода предложенного Стендигом и Катцем разработан расчетный метод определения плотности газонасыщенных нефтей республики Татарстан.

Для расчета плотности нефтегазовой смеси необходимо знать для всех компонентов их концентрацию, молекулярную массу и плотность в растворенном состоянии.

Для повышения точности расчетного метода учитено влияние высоколетучих компонентов нефтегазовой смеси (азот, двуокись углерода, сероводород, метан, этан). Учет поправок на сжимаемость и термическое расширение позволяет вести расчет плотности нефтегазовой смеси при любых термобарических условиях.

Плотность тяжелого остатка С6+ для приближенных расчетов определяется в зависимости от молекулярной массы остатка С6+. Для уточнения разработан расчетный метод определения на основе плотности разгазированной нефти (наиболее просто определяемая паспортная характеристика нефти) и ее составе (который может быть определен расчетом фазовых превращений). Полученная величина плотности ρ6+ для сепарированной нефти, в виду незначительного различия в характеристиках остатка С6+ до и после разгазирования, используется затем в расчетах плотности газонасыщенной нефти.

Для проверки и оценки точности полученного расчетного метода определения плотности нефтегазовых смесей автором использованы результаты исследования 90 пластовых нефтей месторождений Татарстана.

Средняя квадратичная ошибка расчета плотности пластовых нефтей оказалось равной 1,2 %. С вероятностью 0,9 результат расчета не выходит за пределы доверительного интервала ±1,6 %.


ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МЕТОДА РАЗМЕРНОСТЕЙ ДЛЯ РЕШЕНИЯ КЛАССА ЗАДАЧ О ПРИТОКЕ К ТРЕЩИНЕ ГРП

Кравченко М.Н., Пестриков А.B.

(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

Для того чтобы описать результаты исследования в определенном классе задач обычно используется представление решений в виде зависимостей от набора безразмерных комплексов, характеризующих исследуемые явления. Такой подход позволяет не только выявить характерные особенности процесса, но и дать качественное описание его развития в самом широком классе рассматриваемых явлений, не осуществляя каждый раз расчеты при изменении входных параметров конкретной инженерной задачи, которые при вариативном подходе к параметрам могут потребовать больших временных и стоимостных ресурсов.

В данной работе с привлечением теории размерностей рассматривается класс прикладных задач, касающихся фильтрационных течений жидкостей и газов в пористых неоднородных средах, имеющих области повышенной проводимости. Прикладной аспект задачи очевиден   речь идет об описании класса течений к трещине ГРП конечных размеров и конечной проводимости с учетом кольматационных эффектов. При моделировании подобных задач необходим комплексный подход   применительно к методу ГРП он должен включать учет всех параметров трещины (длины, ширины, проницаемости). В работе показано, что решение подобных задач относительно комплекса безразмерных параметров позволяет учесть вариативность задачи и получить решение для достаточно широкого класса задач в виде универсальных графических зависимостей.

Математически решение описанной задачи притока жидкости или газа в пласте с трещиной ГРП и зоной кальмотации сводится к решению системы уравнений стационарной двухмерной фильтрации в ограниченной области, моделирующей зону дренирования скважины с трещиной гидроразрыва пласта в пласте, имеющем зону загрязнения в предположении либо несжимаемости флюида, либо с учетом сжимаемости и, соотвественно, с использованием двучленного уравнения фильтрации. В итоге, задача сводится к решению поставлееной краевой задачи и представлению результатов относительно трех безразмерных параметров: коэффициента безразмерной проводимости трещины ГРП, коэффициента вскрытия пласта трещиной ГРП и коэффициента загрязнения.


ТЕКСТУРНАЯ СМАЧИВАЕМОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ

Михайлов А.Н.

(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

При разработке месторождений нефти и газа в единый эксплуатационный объект объединяются пласты с различными фильтрационно – емкостными свойствами. Объединение пластов в единый эксплуатационный объект проводится по критериям близости фильтрационно-емкостных свойств. В частности по характеристикам абсолютной проницаемости (по газу). Однако для разработки важна проницаемость по целевому флюиду (вода, нефть).

Проницаемость по этим флюидам отличается от абсолютной проницаемости и контролируется смачиваемостью пласта.

Проведенные исследования показали, что в единый эксплуатационный объект могут попасть пласты с различным характером смачиваемости.

Как правило смачиваемость пласта анализируется в соответствии с микроструктурой, однако из анализа механизмов формирования смачиваемости следует, что этот параметр может быть приурочен и к более крупномасштабным - текстурным особенностям пласта: слоистости, трещиноватости, линзавидности и т.д. Текстурные элементы формируют текстурную смачиваемость, изменение смачиваемости отдельных текстурных элементов требует специального учета при разработке месторождений. Смачиваемость контролирует такие важные параметры двухфазной фильтрации, как относительные фазовые проницаемости, коэффициенты вытеснения, значения остаточных водо и нефтенасыщенностей. Не учет текстурной смачиваемости приводит к потерям извлекаемых запасов, досрочному обводнению скважин и низкой нефтеотдаче пластов. В докладе анализируются основные типы текстурной смачиваемости проводятся оценки их влияния на разработку нефтяных залежей. Проиллюстрированы эффекты влияния смачиваемости на капиллярный обмен между трещинами и блоками, малопроницаемыми и высокопроницаемыми зонами, предложены пути учета текстурной смачиваемости при моделировании разработки месторождений.
ВЛИЯНИЕ КОНСТРУКТИВНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ СТРУЙНОГО АППАРАТА НА РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ФАЗ В ЕГО ГОРЛОВИНЕ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН И ДОБЫЧИ

Исаев В.И., Фёдоров В.В.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ОАО «Гипротрубопровод»)

На основе системы уравнений двухфазных течений исследовано изменение истинного газосодержания для конструкции струнного аппарата, приведенного в работе [1,2]. На рисунке представлен вид функции (концентрация фаз) в горловине струйного насоса.



Рис.1. Зависимости для истинного газосодержания от расходного при числе Фруда и начального значения истинного газосодержания при входе в горловину струйного насоса. Различные точки соответствуют различным значениям коэффициента аэрации а: 1 – 1,1; 2 – 1,25; 3 –1,6; 4 -1,85; 5 – 1,95; 6 – 2,4; 7 – 2,6; 8 – 2,9; 9 – 3,1 или массовым коэффициентам аэрации : 1 – ; 2 – ; 3 – ; 4 –; 5 – ; 6 – ; 7 – ; 8 – ; 9 – .

Для получения в полном объёме зависимости истинного газосодержания от объёмного (при других числах Фруда и начальных концентраций на входе в горловину ) в горловине, необходимы более полные эксперименты по определению распределения давлений в струйных устройствах с разной геометрией сопла, горловины. Это позволит более качественно проектировать струйные насосы и осуществлять контроль его работы.

Литература

1. Каннингэм Р.Ж. Сжатие газа с помощью жидкоструйного насоса //Тр. Американского общества инженеров–механиков. Сер. Д. Теоретические основы инженерных расчётов. – 1974. – №3. – с. 112–128.

2. Каннингэм Р.Ж., Допкин Р.И. Длина участка разрушения струи и смешивающей горловины жидкоструйного насоса для перекачки газа.//Тр. Американского общества инженеров–механиков. Сер. Д. Теоретические основы инженерных расчётов. – 1974. – №3. – с. 128–141.


ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ АДРЕСНОЙ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН ПОСЛЕ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Филин В.В., Халиуллин А.А.

(Филиал ТюмГНГУ, г. Нефтеюганск)

Эффективность кислотных обработок призабойных зон пласта (ПЗП) в значительной мере зависит от степени очистки этих зон от продуктов реакции. Для нефтяных месторождений, находящихся в заключительной стадии эксплуатации, целью промывок после кислотных обработок является не только удаление продуктов реакции, но и загрязняющих пласт веществ.

Применение при этом струйных насосов существенно повышает эффективность кислотных обработок [1]. Время промывки скважин с целью удаления из пласта продуктов реакции и загрязняющих веществ принимается очень приблизительно, исходя из объема закачанного кислотного раствора и дебита (приёмистости) скважины на момент начала её эксплуатации.

Предлагается гидродинамическая модель (рис. 1) и способ адресной промывки скважин после кислотного воздействия с использованием струйного насоса.





Рис. 1. Расчетная схема промывки скважины после кислотной обработки: 1, 2 – пакеры компоновки струйного насоса, соответственно верхний и нижний; 3 – НКТ; 4 – щелевой фильтр

Дебит скважины, рекомендуемый для качественной очистки выбранного интервала пласта, вычисляется по формуле

(1)

Литература:

1. Халиуллин А.А. Повышение эффективности солянокислотных обработок скважины с применением струйного насоса НС-118 // Проблемы геологии и освоения недр: Сборник научных Трудов XII Международного симпозиума студентов и молодых ученых. – Томск, 2008 – 944с. : ил.: С. 565-567
МИКРОИССЛЕДОВАНИЯ ДИНАМИКИ ВОЗДЕЙСТВИЯ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ПОЛЯ НА ДВИЖЕНИЕ ВОДЫ В СИСТЕМЕ КАПИЛЛЯРОВ

Долгов Д.В., Симкин Э.М.,

(ОАО «ВНИИнефть» им. акад. А.П. Крылова)

Породы нефтяных пластов представляют собой неоднородную среду, слагающуюся из хаотично взаимно расположенных бесконечных кластеров, представленных параллельно и последовательно соединенными капиллярами. Большой научный интерес представляет обоснование физических механизмов происходящих в одиночном таком кластере, а точнее в его проводящей связи (капилляре), влияние которых отражается в целом на всю систему. Иногда достаточно рассмотреть и обосновать механизмы, возникающие на микроуровне, чтобы иметь представление о влиянии данного воздействия на керны породы и участки пласта.

Было установлено, что при пропускнии электрического тока через нефтяные пласты в обводненных каппилярах могут возникать парогазовые пузырьки, снижающие фильтрацию воды в пласте. Изменением зарядов двойного электрического слоя (ДЭС) способствует востановлению новых цепочек капилляров заполненных нефтью и нефтяного кластера в целом, и разрушению водяных кластеров. Протекающий электрический ток через каппиляры может способствовать разрушению и дроблению кольматирующих частиц, которые задерживаются и накапливаются в их узких местах. При этом происходит прочистка капилляров от кольматанта и увеличение скорости фильтрации жидкости в призабойной зоне к скважине. Проведенный комплекс исследований подтвердил эффективность воздействия на неоднородные среды электрическим током. При воздействии на систему нефть-вода менялось их межфазное натяжение. Экспериментально было установлено, что температурный механизм не являлся единственным, оказывающим влияние на снижение межфазного натяжения. Установлено, что вектор направленности электрического тока также играл роль в изменении межфазного натяжения. Более эффективным являлось воздействие неоднородным электрическим током, приводящее к образованию устойчивых парогазовых пузырьков. Управляя частотой и формой электрического тока, можно было достичь образования устойчивой парогазовой области, закупоривающей обводненные капилляры, которые отвечают за фильтрацию воды в пласте. Была подтверждена эффективность влияния электрического тока на декольматацию поровых каналов.

Спроектирован и собран передвижной инженерный комплекс (ПИК) для проведения опытно-промышленных работ на нефтепромыслах. ПИК позволяет воздействовать на пласты электрическими токами различной формы и мощности с безопасными для работающего персонала напряжениями.


Плунжерный лифт в газовых скважинах сеноманских залежей с лифтовыми колоннами 114 мм. Необходимость и перспективы использования

Захаров М.И., Шулятиков И.В. Мельников И.В.

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «Газпром добыча Надым»)

На крупнейших газовых месторождений России - Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, расположенных в районах Крайнего Севера, в скважинах, оборудованных лифтовыми колоннами из труб больших диаметров (Ду=168 мм) для добычи газа из сеноманских залежей, начали применять плунжерный лифт. Использование плунжерного лифта позволяет увеличить рабочие дебиты скважин и избежать продувки в атмосферу. На этих и других месторождениях эксплуатируются скважины, оборудованные лифтовыми колоннами из труб диаметром 114 мм. Их эксплуатация также осложняется скоплением жидкости. В задачу нашего исследования входило обобщить отечественный и зарубежный опыт использования плунжерного лифта в скважинах с лифтовыми колоннами больших диаметров. Был изучен отечественный опыт использования плунжерного лифта для удаления жидкости из газовых скважин, оборудованных лифтовыми колоннами Ду=60-73 мм и зарубежный в скважинах с лифтовыми колоннами Ду-102 и 114мм.

В основном за рубежом используются односекционные плунжеры большого диаметра, состоящие из одного корпуса массой до 10-15 кг и ограничители хода плунжера, которые устанавливают с использованием канатной техники. Предполагается испытать в скважинах месторождения Медвежье новые конструкции плунжеров и другое оборудование для удаления жидкости из скважин с лифтовыми колоннами диаметром 114 мм.

Был учтен опыт использования плунжерного лифта в скважинах с лифтовыми колоннами Ду=168мм и разработаны конструкции корпусов плунжера из полиуретана с кольцевым ограничителем хода шара. Плунжеры этого типа будут изготавливаться из литьевого полиуретана марки «100», устойчивого к воздействию углеводородов и воды и обладающего повышенной устойчивостью к истиранию, что продлит срок их эксплуатации.

На первом этапе новые плунжеры будут испытаны на экспериментальных стендах. Далее эти плунжеры будут использованы на реальных скважинах. Кроме плунжеров разработаны верхние и нижние ограничители хода, которые так же предполагается испытывать на месторождениях Медвежье и Уренгойское.

После испытаний плунжерный лифт может найти применение для удаления жидкости из скважин основных месторождений в ближайшие


3-5 лет.
Применение плунжерного лифта периодического

действия на месторождении Медвежье

Мельников И.В., Шулятиков И.В.

(Медвежинское ГПУ ООО «Газпром добыча Надым»,ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Плунжерный лифт периодического действия для газовых скважин на месторождении Медвежье впервые применен в 2009 году. Испытания проведены на скважине 726. До этого с 2006 года на месторождении использовали только плунжерный лифт непрерывного действия с плунжером, состоящим из двух механически не скрепленных секций: трубчатого корпуса и шара. В отличии от зарубежных установок плунжерного лифта периодического действия, на скважине 726 месторождения Медвежье был использован ранее не применявшийся способ управления периодичностью работы плунжера. После подъема жидкости с забоя, плунжер зависает на устье и поддерживается потоком газа скважины. Затем, через заданный оператором период времени, с помощью специального запорного устройства, скважина перекрывается на 5-10 секунд. Поток газа из скважины прекращается, секции плунжера - шар и корпус - перестают поддерживаться потоком газа, разделяются и опускаются в восходящем потоке газа.

Эта технология является эффективной для сеноманских скважин, так как в период остановки скважины жидкость не успевает стечь на забой и не фильтруется в продуктивный пласт. Период зависания плунжера на устье может продолжаться необходимое время от 30 минут до 24 часов. В результате плунжер меньше изнашивается за счет истирания о внутреннюю поверхность лифтовой колоны и стыки труб в муфтовых соединениях и появляется возможность управлять плунжером.

Перед разработчиками стояла задача создания комплекса, работоспособного при отрицательных температурах окружающего воздуха до минус 55оС. Были разработаны: специальный бессальниковый запорный угловой клапан и блок подготовки газа питания. Для управления был использован «контроллер плунжерного лифта GEO-2» компании Weatherford. В процессе работы давление и температура потока в корпусе запорного клапана измерялась с использованием специально разработанного измерителя давления и температуры фирмы «Грант» МТУ-04. Дебит газа измерялся ИТК «Пингвин».

Испытания показали работоспособность данного метода управления плунжером.
Особенности эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам на месторождении Медвежье

Дикамов Д.В., Шулятиков И.В.

(ОАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам является одним из способов стабилизировать добычу газа из месторождения в период падающей добычи, а в отдельных скважинах увеличить рабочий дебит. В скважинах сеноманских залежей при эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам возможны осложнения, обусловленные размоканием породы продуктивного пласта и, как результат, образование песчаных пробок ниже башмака лифтовой колонны в интервале перфорации из-за малых скоростей потока газа.

При эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам по центральной лифтовой колонне задается режим, при котором жидкость и мехпримесси выносятся потоком газа по мере поступления в лифтовую колонну, а из кольцевого канала между колоннами отбирается газ. Для управления режимом работы скважины одновременно по двум каналам используются автоматические комплексы, включающие расходомеры, контролирующие потоки газа по центральной лифтовой колонне и суммарный дебит скважины.

Чтобы уменьшить скопления песка и жидкости ниже башмака лифтовой колонны необходимо ограничивать суммарный дебит скважины на уровне, исключающем разрушение породы продуктивного пласта. Если переводу скважины на эксплуатацию по концентрическим лифтовым колонам предшествовали работы, связанные с глушением скважины, технологические растворы, использованные для глушения должны удаляться по центральной лифтовой колонне в режиме контролируемого выноса. Таким образом, чтобы количество закаченного раствора примерно соответствовало удаленному в процессе освоения скважины и выводе её на рабочий режим эксплуатации.

В процессе эксплуатации скважины по концентрическим колоннам необходимо периодически контролировать состояние забоя не допуская образования протяженной пробки ограничивающей рабочий дебит скважины с использованием геофизических технологий.

С октября 2008 года по настоящее время испытания данной технологии проводятся на двух скважинах месторождения Медвежье.


Опыт использования контрольно-измерительных средств при испытаниях технологий

эксплуатации обводняющихся скважин

Дикамов Д.В. Мельников И.В. Шулятиков И.В.

(ОАО «Газпром», Медвежинское ГПУ ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

На месторождении Медвежье последние годы систематически проводятся испытания различных технологий эксплуатации скважин, работа которых осложняется из-за скопления жидкости, ограничивающей рабочие дебиты. Из-за отсутствия информации о ходе процессов невозможно делать правильнее выводы, особенно это относится к периодическим процессам: плунжерному лифту, вводу вспенивающих ПАВ, закачке газа в межтрубный канал для поддержания условий выноса жидкости по лифтовой колонне, эксплуатации одновременно по концентрическим лифтовым колоннам, удаления скоплений жидкости из наземных шлейфов с использованием подвижных поршней.

Указанные процессы характеризуются рабочими давлениями, температурами и расходами газа. Чтобы наиболее информативно использовать результаты измерений необходимо фиксировать их в реальном времени. Последние годы различными предприятиями разработаны средства измерения, позволяющие контролировать необходимые параметры в реальном времени с периодичностью 1 секунда и более, и сохранять результаты измерений в памяти прибора.

На месторождении Медвежье для измерений давлений и температур применяют преобразователи давления с измерителем температуры МТУ-04 ООО НПП «ГРАНТ». Расход газа скважины измеряют с использованием измерительного технологического комплекса ИТК «Пингвин», разработанный и изготовленный ООО «Газпром ВНИИГАЗ». На испытательном стенде плунжерного лифта используются специально разработанные измерители давления с периодичностью измерений 0,01 сек. Приборы имеют автономное энергообеспечение. ИТК «Пингвин» не подвержен образованиям льда и гидратов в импульсных трубках к измерителю перепада давления. Каждый из приборов позволяет переносить все результаты измерений в компьютер, на котором в автоматическом режиме строятся, графики изменения параметров во времени. На графиках четко просматриваются изменения давлений и температур, расхода в моменты прихода плунжера к устью скважины, это позволяет определять периодичность прихода плунжера с жидкостью к устью скважины. Обычно в момент появления порции жидкости на устье скважины, синхронно увеличивается мгновенный расход газа, увеличиваются давления и температура. По разнице давлений в период выброса жидкости можно судить о её количестве.


ДОБЫЧА И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА

Грязнова И.В.

(РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)

На завершающей стадии добычи очень остро встает вопрос рационального использования и экономии пластовой энергии. Это выражается, прежде всего, в необходимости более обоснованного установления технологических режимов работы скважин, газосборных сетей и коллекторов. В этот период необходимо предотвращать накопление жидкости на забое скважин и обеспечивать условия полного выноса твердых и жидких частиц, своевременно проводить гидравлический анализ гидравлических потерь давления.

Предлагается схема снижения устьевого давления с использованием эжекторной установки. Газ со скважины одного или нескольких кустов собирается коллектором и на входе в УКПГ дожимается с помощью эжекторной установки газом из магистрального трубопровода, либо высоконапорным газом других горизонтов. Таким образом, в разработку вовлекаются запасы, извлекать которые до этого считалось экономически нецелесообразно. Основные преимущества эжекторных установок: отсутствие движущихся частей, низкие требования к обслуживанию, высокая надежность, простота монтажа, эксплуатации и управления, возможность справляться с жидкостными пробками, короткий период окупаемости при низкой начальной цене, с учетом изменяющихся условий в скважине возможно измене­ние размеров сопла.

Другим важным способом утилизации низконапорного газа является возможность использовать его в газохимическом и энергетическом направлениях. Наряду с использованием этого газа для энергетики следует рассматривать его применение для нужд местной, так называемой «малой» энергетики, в том числе и коммунальной. Наиболее эффективным является производство электроэнергии с использованием парогазовых технологий. Направление использования низконапорного газа выбирается с учетом особенностей работы каждого конкретного месторождения на завершающем этапе его эксплуатации, с выполнением технико-экономических расчетов по всем возможным вариантам его использования в интересах, как владельца лицензии на разработку месторождения, так производителей электрической и тепловой энергии, а также с учетом региональных интересов территории и проживающего там населения.


МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНОЙ КОНСТРУКЦИИ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕЙ

МАКСИМАЛЬНЫЕ ДЕБИТ И УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЕ

Алиев З.С., Котлярова Е.М., Гучанова А.И.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

При заданной производительности необходимость длительное время сохранения высокого устьевого давления в горизонтальных скважинах (ГС) для подачи добываемого газа в магистральный газопровод без ввода дожимных компрессорных станций требует изучения возможности и использования на практике конструктивных особенностей таких скважин. Поиск оптимальной конструкции ГС обуславливает одновременный учет многочисленных геологических, технических и технологических факторов, обеспечивающих минимальные потери давления по стволу и реально возможные дебиты и устьевые давления в таких скважинах. Авторами работы в их ранних исследованиях изучены и обоснованы производительности ГС с позиции продуктивной характеристики месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами без учета необходимости сохранения высокого устьевого давления.

В работе разработаны методы обоснования и рекомендации приближенного определения и выбора конструкции ГС, включающей в себя длины и диаметры обсадной колонны и фонтанных труб в горизонтальном, искривленном и вертикальном участках ствола, а также профили вскрытия продуктивного интервала однородных и неоднородных пластов горизонтальным стволом. Необходимость спуска фонтанных труб в горизонтальный участок ствола ГУС связана с выносом твердых и жидких примесей в продукции скважин. Наилучшим вариантом по величине производительности и потерям давления в ГУС является отсутствие в них фонтанных труб. Такая конструкция может быть использована только при “восходящем” профиле горизонтального участка. Однако, такой профиль неприемлем, если имеется подошвенная вода, так как при такой конструкции минимальное забойное давление будет у начального участка горизонтального ствола, при котором возможность обводнения скважины увеличивается.

Оборудование фонтанными трубами ГУС приводит к снижению производительности ГС и увеличению потерь давления при притоке газа в затрубное пространство. Необходимость спуска фонтанных труб в ГУС для обеспечения выноса примесей при повышенном дебите требует уменьшения до минимума диаметра труб. Одновременно при движении газа по фонтанным трубам с минимальным диаметром потери давления существенно увеличатся, и устьевое давление окажется пониженным.

По результатам расчетов рекомендованы длины и диаметры эксплуатационной колонны и фонтанных труб ГС в широком диапазоне изменения производительности таких скважин, вскрывших залежи с различными емкостными и фильтрационными свойствами и с различными радиусами кривизны и глубины залегания месторождений.
ЭФФЕКТЫ АНИЗОТРОПИИ ПРИ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ

ТЕЧЕНИЯХ С ПРЕДЕЛЬНЫМ ГРАДИЕНТОМ

Мамедов М.Т.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

В наши дни в процесс разработки все чаще вовлекаются месторождения трудно извлекаемых запасов углеводородного сырья. Для извлечения углеводородов применяются новые технологические процессы, эффективность которых напрямую связана с уровнем адекватности описания фильтрационных течений. На сегодняшний день задача фильтрации вязкопластичных жидкостей (аномальных нефтей) в изотропных пластах достаточно хорошо изучена. Однако реальные коллекторы, как правило, обладают анизотропными фильтрационными свойствами (трансверсально-изотропной, ортотропной, моноклинной или триклинной симметрией свойств). Поэтому учет анизотропии при исследовании фильтрации аномальных нефтей представляет как практический, так и научный интерес.

В настоящей работе выписаны уравнения фильтрационных течений вязкопластичных жидкостей для всех типов анизотропии. Показано, что фильтрационные течения с предельным градиентом в анизотропных средах характеризуются двумя материальными тензорами: тензором коэффициентов проницаемости (фильтрационных сопротивлений) и тензором предельных градиентов. Представлены законы фильтрации с предельным градиентом для случаев одномерных, двумерных и трехмерных течений, механизм возникновения которых проиллюстрирован поверхностью предельных градиентов. Выписаны условия начала течения и законы фильтрации для сред с моноклинной и триклинной симметрией фильтрационных свойств. Предложена лабораторная методика совместного определения тензоров абсолютной проницаемости и предельных градиентов для анизотропных коллекторов.

Корректное описание анизотропии фильтрационных свойств дает более адекватную картину распределения фильтрационных потоков в пласте, что в свою очередь позволяет оптимизировать направление бурения горизонтальных скважин, сделать более рациональной схему расстановки скважин, а также систему разработки в целом и, в итоге, увеличить коэффициент извлечения нефти.



МЕТОДОЛОГИЯ ПОДГОТОВКИ БУРОВИКОВ 

ПРОФЕССИОНАЛОВ

Балаба В.И.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Технологические процессы бурения скважин совершаются в недрах, имеют явно выраженный вероятностный характер и, как следствие, трудно формализуемы. Бурение как сложное, интеллектуалоемкое производство объективно требует высокой профессиональной квалификации, как специалистов-буровиков, так и рабочих. Поэтому начальное, среднее и высшее профессиональное образование буровиков должно быть организовано в виде интегрированной системы, основанной на единой методологии с целью решения задач последовательного повышения общеобразовательного и профессионального уровня обучаемых. Для этого необходимо:

• разработать Национальную рамку буровых квалификаций (НРБК) - описание квалификационных уровней, характеризуемых компетенцией (совокупностью полномочий) работника и соответствующими ей компетентностями (знания, умения, навыки), которыми он должен обладать для результативной и эффективной реализации этой компетенции;

• на основе НРБК разработать Систему профессиональных стандартов в бурении (СПСБ), корреспондирующихся с национальными стандартами серии ГОСТ Р ИСО в отношении компетентности персонала организаций, а на основе СПСБ - федеральные государственные образовательные стандарты (ФГОС) начального, среднего и высшего профессионального образования;

• на основе ФГОС разработать основные образовательные программы (ООП), обеспечивающие приобретение выпускниками компетентностей в соответствии с требованиями профессиональных стандартов и соответствующих им ФГОС;

• создать систему независимой оценки соответствия ООП и разработать процедуру их актуализации;

• создать систему оценки соответствия преподавателей специальных дисциплин и учебно-методических комплексов (УМК) по этим дисциплинам, разработать процедуру актуализации УМК;

• создать систему независимой оценки соответствия выпускников как основы перехода к следующему уровню образования и внешней независимой их сертификации для присвоения профессиональной квалификации в рамках СПСБ;

• в образовательных учреждениях в рамках системы управления качеством создать подсистему поэтапной оценки соответствия приобретаемых учащимися компетентностей требованиям ФГОС, в высшей школе ввести обязательную проверку выпускной квалификационной работы на плагиат.
ДОСТИЖЕНИЯ В ОБЛАСТИ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ШАХТНЫМ СПОСОБОМ (ЯРЕГА, РЕСПУБЛИКА КОМИ)

Кольцов Е.В., Чикишев Г.Ф., Туркин С.Н., Буцко И.Г., Коноплев Ю.П.

(ООО «ПечорНИПИнефть»)

Ярегское месторождение тяжелой нефти открыто в 1932 г. (Н.Н. Тихонович, И.Н. Стрижов). Имеет размеры по протяженности 36,6 км, по ширине 4-4,5 км. Промышленные запасы нефти находятся на глубине 130-220 м, приурочены к терригенным отложениям пласта III D2-D3 и составляют более 330 млн.т. Средняя эффективная толщина пласта III - 26 м, пористость - 25%, проницаемость - 2 мкм2. Нефть сернистая (до 2%), безпарафинистая (менее 1%), тяжелая (0,945 кг/м3), высоковязкая (5-20 Па*с). Начальное пластовое давление 1-1,3 МПа.

В 1934 г Н.Н. Тихонович и И.Н. Стрижов предложили вести разработку месторождения шахтным способом. В 1937 г начато строительство первой в стране нефтяной шахты и, уже в 1939 г на нефтешахте №1 был получен первый фонтан нефти из первой подземной скважины. В 1943 г введена в эксплуатацию нефтешахта №3, в 1949 г – нефтешахта №2. В период 1939-1972 гг. шахтная разработка велась на естественном режиме истощения пласта, в период 1972 г и по настоящее время – с применением технологий ПТВ на пласт. Всего с начала шахтной разработки на Яреге добыто 24,3 млн.т. нефти, в том числе на естественном режиме истощения пласта -7,4 млн.т., с использованием паротепловых методов -16,9 млн.т.

Новым толчком в развитии на Яреге термошахтных технологий стал постепенный, начиная с 2001 г уход в разработке от традиционных паротепловых систем (двухгоризонтной, одногоризонтной, панельной) на новую подземно-поверхностную систему. Внедрение подземно-поверхностной системы позволило стабилизировать к 2003 г, начавшееся с 1991 г падение годовых уровней добычи нефти и обеспечить с вводом новых площадей в прогрев их рост, с 485 тыс.т. до 672 тыс.т. в 2009 г.

Преимуществом подземно-поверхностной системы перед традиционными системами термошахтной разработки является: увеличение КИН с 0,54 до 0,6-0,7; рост темпов отбора нефти с 2,9 до 6,5 %; снижение накопленного паронефтяного отношения с 2,9 до 2,5 т/т.

Несмотря на хорошие достигнутые показатели разработки, не прекращается работа по совершенствованию применяемых термошахтных технологий. В планах Яреги, выход в 2016 г на уровень термошахтной добычи нефти в 1,749 млн.т., в перспективе, до 3,6 млн.т. в год при паронефтяном отношении 2,0 т/т. Для достижения этих показателей в настоящее время ведется детальная технико-экономическая проработка вопросов по увеличению длины подземных скважин с 300 до 800 м и более, механизации горнопроходческих работ и автоматизации технологических процессов по термошахтной добыче тяжелой нефти.


о результатах геолого-технологического

моделирования актуального участка пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения

Тараскин Е.Н., Саакян М.И., Руднев С.А.

(ООО «ПечорНИПИнефть», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Эффективное применение методов увеличения нефтеотдачи на сложнопостроенных трещиноватых месторождениях и залежах не возможно без детального изучения и анализа структуры вскрытых пластов и правильного понимания влияния этой структуры на механизм извлечения нефти. Геолого-технологическое моделирование таких объектов разработки представляет собой одну из сложных и до конца нерешенных задач нефтяной инженерии.

В представленной работе были проанализированы особенности геологического строения и построена цифровая объемная геолого-технологическая модель юго-западного актуального участка пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, на котором в ближайшее время планируется организовать несколько новых очагов площадной закачки пара для интенсификации добычи высоковязкой нефти.

При построении структурного каркаса геологической модели юго-западного участка были использованы результаты детальной корреляции пластов, выполненной в программном комплексе «AutoCorr». При параметрическом моделировании учитывалось наличие в разрезе пермо-карбоновых отложений различных по типу пустотного пространства коллекторов (поровых, порово-кавернозных и трещиноватых).

На основе интегрированного подхода к анализу и обобщению имеющихся прямых и косвенных характеристик естественной трещиноватости вскрытых пластов юго-западного участка удалось смоделировать дискретную систему естественных трещин, включая установленные по сейсмическим и промысловым данным малоамплитудные дизъюнктивные нарушения. После калибровки созданная дискретная система трещин была преобразована в фильтрационную модель трещиноватых коллекторов с эквивалентными параметрами трещинной проницаемости и пористости, а также размеров матричных блоков.

В результате объединения фильтрационных моделей матрично-кавернозных и трещиноватых коллекторов и задания функций физико-химических свойств и относительных фазовых проницаемостей пластовых флюидов от температуры была создана и адаптирована к истории разработки термогидродинамическая модель двойной проницаемости юго-западного участка, при помощи которой были обоснованы эффективные технологические варианты площадной закачки пара.


ВЛИЯНИЕ ИЗМЕНЕНИЙ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ИСТОЩЕНИЕ НА ИХ ПРОМЫШЛЕННУЮ И ЭКОЛОГИЧЕСКУЮ БЕЗОПАСНОСТЬ

Жуков В.С., Рыжов А.Е., Иселидзе О.В.

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Разработка месторождений нефти и газа зачастую сопровождается снижением пластового давления в продуктивных пластах. Обычно исследуют только процессы, происходящие при снижении пластового давления, и практически отсутствуют работы, посвященные оценке отдаленных во времени геодинамических последствий.

Основной задачей данной работы являлась оценка изменений фильтрационно-ёмкостных и физических свойств коллекторов месторождений газа при моделировании его разработки и влияние их на промышленную и экологическую безопасность.

Результаты исследований показали, что увеличение эффективного давления на 100атм обуславливает уменьшение пористости образцов на 0,01-0,27% или в среднем на 0,1%. Это довольно малая величина, но не стоит ею пренебрегать в практических расчетах. В то же время рост эффективного давления на 100атм в процессе разработки месторождений, обуславливает уменьшение проницаемости образцов до 25% и более. Сжимаемость порового пространства при этом уменьшается до 15%. Также происходит рост сопротивления до 4-4,5% и снижение интервального времени в среднем на 1,3%.

Полученные оценки изменений фильтрационно-ёмкостных и физических свойств коллекторов при моделировании разработки месторождений показали, что уменьшение пористости мало, но не стоит им пренебрегать, но существенно снижается проницаемость и сжимаемость порового пространства, также отмечен рост удельного электрического сопротивления и снижение интервального времени образцов.

При разработке месторождений нефти и газа со снижением пластового давления основные формы негативных геодинамических последствий длительной разработки месторождений УВ можно разделить на четыре группы: обширные просадки территории месторождения, техногенная и техногенно-индуцированная сейсмичность, а также активизация разломных зон, контролирующих месторождение.

Расчеты обширных просадок территории месторождения основаны на ограниченном массиве экспериментальных данных о механических параметрах моделируемой среды: величине модуля Юнга, коэффициента Пуассона, коэффициентов сжимаемости пород и их порового объема. Эти величины существенно изменяются как в пределах объёма пород, так и при росте эффективного давления при разработке месторождений. Как правило, в оценках принято, что деформации земной поверхности обусловлены объемной деформацией порового пространства коллектора.

Практически на всех месторождениях нефти и газа, на которых проводились мониторинговые геодинамические наблюдения, была отмечена активизация разломных зон. При разработке месторождений нефти и газа вначале происходят активные деформационные процессы: просадки земной поверхности и/или активизация разломных зон, а затем, по мере снижения пластового давления, нарастает активизация техногенной сейсмичности.

Оценка факторов геодинамической опасности может быть осуществлёна посредством мониторинга динамики физических свойств коллекторов в процессе разработки месторождений.
ФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ФИЛЬТРАЦИИ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДООТДАЧИ ПЛАСТА

Рассохин С.Г.

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Современное состояние развития мировой газовой промышленности характеризуется ухудшением структуры запасов и неуклонным возрастанием роли месторождений природных углеводородов, рентабельная добыча сырья из которых еще недавно считалась неперспективной.

При этом возникает необходимость поиска путей минимизации пластовых потерь жидких углеводородов. Одной из важнейших составляющих этого научного поиска является физическое моделирование процессов повышения углеводородоотдачи пластов месторождений природных газов как основа для разработки газовых технологий.

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в результате реализации долгосрочных программ экспериментальных работ в этом направлении созданы научно-методические основы физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи пластов при разработке месторождений природных газов. Это стало возможным благодаря применению современных экспериментальных установок многофазной многокомпонентной фильтрации, обеспечивающих воспроизведение реальных термобари-ческих условий. Постановка и проведение программ экспериментов сопровождались их детальной научно-методической проработкой и анализом полученных данных.

В докладе представлены результаты разработки и апробации новой методики определения насыщенностей пористых сред флюидами при исследованиях процессов фильтрации, основанной на применении компьютерной томографии.

В результате экспериментов установлено существенное влияние начальной водонасыщенности пористой среды на процессы извлечения углеводородов при закачке в модели пластов газовых и жидких агентов.

Экспериментально определены функциональные зависимости относительных фазовых проницаемостей при двухфазной и трехфазной фильтрации применительно к условиям конкретных объектов добычи углеводородов с определением влияния типа смачиваемости и направления флюидонасыщения.

Разработанные лабораторные методики могут быть использованы в научно-исследовательских институтах и научных центрах компаний нефтегазового профиля. Созданные на основе физического моделирования с последующим гидродинамическим моделированием и опытно-промышленным экспериментом технологии позволят повысить эффективность разработки месторождений природных углеводородов.


ПРИМЕНЕНИЕ ИНФРАКРАСНОЙ СПЕКТРОМЕТРИИ ДЛЯ ОЦЕНКИ ИЗМЕНЕНИЯ НЕКОТОРЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Артемьев В.Ю., Григорьев Е.Б., Шафиев И.М.

(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

В процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) важную роль играет получение оперативной и достоверной информации об изменениях свойств и технологических характеристик пластовых флюидов.

Одним из перспективных направлений для решения этой задачи является использование методов инфракрасной спектрометрии. В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» с использованием ИК-спектрометра с Фурье-преобразователем фирмы Perkin – Elmer в период с 2003 по 2009 гг. выполнены исследования конденсатов и нефтей Уренгойского НГКМ.

На основе этих работ получены результаты, позволяющие оперативно оценить тип добываемого флюида по величине параметров А13 и К, характеризующих относительное содержание различных классов ароматических структур, долю примеси нефти в добываемом конденсате, температуру конца кипения конденсата. Прогнозировать изменения пластового давления и потенциального содержания конденсата (ПС5+В), появления пластовой воды в добываемой продукции.

Анализ свойств добываемых конденсатов Уренгойского НГКМ за указанный выше период показал следующее:

- для большинства исследованных углеводородных флюидов при снижении величины параметра А13 одновременно происходит облегчение конденсатов;

- в ряде скважин отмечена стабилизация величины А13, что свидетельствует о вовлечении в процессе добычи ранее выпавшего конденсата или дренирования нефтяного вещества оторочек к забою скважин;

- на ИК – спектрах, особенно начиная с 2003-2004 гг., начала фиксироваться широкая полоса поглощения в области 2300 – 2400 см-1, связанная с наличием ОН – групп и являющаяся признаком воды.

Дополнительное появление полос поглощения в области 1600 – 1800 см-1 позволяет предполагать появление пластовой воды в продукции скважин.

Установленные в результате проведенных исследований закономерности предполагается использовать для раннего обнаружения и оценки изменений, происходящих в залежи в процессе эксплуатации и принятия соответствующих решений по корректировке технологии разработки.




Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   ...   26




База данных защищена авторским правом ©vossta.ru 2022
обратиться к администрации

    Главная страница