Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010


ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА



страница6/26
Дата14.08.2018
Размер4.97 Mb.
#43861
ТипТезисы
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   26

ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НАГНЕТАНИЯ ВОЗДУХА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА

Рылеева Е.В., Сургучев Л.М., Ибатуллин Р.Р.

(ЗАО ПЕТЕК, ИПНГ РАН, ТатНИПИнефть)

В настоящее время закачка воздуха находит широкое применение во многих странах как метод добычи тяжелой нефти. Метод основан на идее подземной газификации угля, выдвинутой в 1888 г. Д. И. Менделеевым. В 30-х гг. прошлого века советские ученые А. Б. Шейнман и К. К. Дубровай сделали первые попытки инициирования внутрипластового окисления нефти на одном из месторождений Краснодарского края. В СССР устойчивый процесс внутрипластового горения был осуществлен в 1967 г. на месторождении Павлова Гора в Краснодарском крае и на месторождении Сходница на Украине.

В Российской Федерации крупнейшими ресурсами природных битумов обладает Республика Татарстан (от 4 до 7 млрд. тонн). Сейчас в опытно-промышленной разработке находятся два месторождения – Ашальчинское и Мордово-Кармальское. С 1978 г. добыча природных битумов ведется на Мордово-Кармальском месторождении. На протяжении многих лет там осуществляется процесс внутрипластового горения.

В последние годы значительное развитие получили методы численного моделирования закачки газа и тепловых методов воздействия на пласт. Для построения модели процесса экспериментально определяются реакционные параметры (энергия активации, фактор частоты и скорости протекания реакции, реакционная энтальпия), какие реакции окисления, пиролиза, горения и с каким расходом кислорода происходят в пластовых условиях. Планирование объемов закачки воздуха можно использовать для управления движением фронта горения и распространением газов горения в пласте.

Процесс горения затрагивает конвекционные, диффузионные и дисперсионные потоки флюидов и фронтов, которые обычно представляют собой поверхности раздела между подвижной нефтью (имеющей уже сниженную вязкость) и нефтью, еще не охваченную термическим процессом. Области реакции и вытеснения нефти являются локальными с быстропротекающими процессами. Их численное моделирования требует высокой точности и детальной сетки, что затруднительно при моделировании месторождения с трехмерными численными сетками большой размерности. Метод динамически меняющейся размерности численной сетки позволяет оставлять ячейки мелкими вблизи фронтов и увеличивать их размер вдали от скважин и областей со значительным изменением насыщенностей флюидов.

В рамках нашего исследования мы создаем численную модель участка внутрипластового горения на Мордово-Кармальском месторождении, описывающую протекающие в пласте процессы с целью её дальнейшего использования для эффективного контроля за процессом закачки воздуха в пласт и прогноза параметров разработки месторождения.


ИЗУЧЕНИЕ АНИЗОТРОПИИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ

КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЛАБОРАТОРНЫМИ

МЕТОДАМИ

Гурбатова И.П., Михайлов Н.Н.

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

Анизотропия пластовых систем проявляется в анизотропии физических свойств, определяемых различными методами. В основе изучения анизотропии физических свойств лежит тензорное представление свойств и используется известный принцип Неймана, согласно которому симметрия любого физического свойства должна включать в себя элементы симметрии исследуемого материала. Для коллекторов нефти и газа такими элементами являются: ориентация зерен, направленность поровых каналов и др. Принцип Неймана предполагает однородность элементов симметрии в объеме исследуемого образца. Однако для сложнопостроенных карбонатных коллекторов может быть несколько элементов симметрии – симметрия гранулярных пор, зёрен, трещин и каверн. Эти элементы могут образовывать свои преимущественные направления симметрии, которые меняются в зависимости от объема изучаемых кернов.

Для выявления области применимости принципа Неймана проводились изучения анизотропных свойств газопроницаемости и скорости распространения упругих волн на полноразмерных образцах керна. Проведённые экспериментальные исследования показали, что помимо вертикальной анизотропии для коллекции образцов характерна азимутальная анизотропия в плоскости напластования. Проницаемость в различных направлениях кратно отличается. Исследования интервального времени в различных направлениях показали, что имеются корреляционные зависимости между направленной проницаемостью и временем распространения упругих волн по направлению. В сложнопостроенных каверново-пористых образцах отмечены случаи отсутствия корреляции между анизотропными свойствами, что требует специальных исследований.
МЕХАНИЗМ РАЗУПРОЧНЕНИЯ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД

В СТЕНКЕ СКВАЖИНЫ

Балаба В.И.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

В результате экспериментальных исследований кинетики увлажнения и набухания искусственных образцов, приготовленных из бентонитового глинопорошка методом прессования, в фильтратах буровых промывочных жидкостей (см. рисунок), установлено, что процесс увлажнения (кривая Vув) наиболее интенсивно протекает на начальной стадии контакта глинистого образца с жидкостью. Поскольку при этом увеличения объема образца(кривая Vнб) практически не происходит, то логично





предположить, что вся впитавшаяся в образец жидкость расходуется на заполнение его порового пространства, то есть на пропитку. Этап пропитки образца завершается в точке А, в которой происходит расслоение кривых Vув и Vпр.

Объем жидкости, расходуемой на пропитку образца Vпр, представляет собой разность между объемом всей жидкости, поглощенной образцом Vув, и той ее частью, которая перешла в жидкость набухания Vнб. Таким образом, увлажнение исследуемого образца породы может быть выражено через скорость набухания Wнб и скорость пропитки Wпр. Исходя из этого, изменение его прочности Р в результате физико-химического разупрочнения промывочной жидкостью в течение времени t при прочих равных условиях может быть представлено функциональной зависимостью Р = f(Wнб, Wпр, t). От Wпр зависит количество единичных контактов глинистых частиц, подверженных разупрочняющему влиянию фильтрата промывочной жидкости, а от Wпр - прочность контактов.

Таким образом, для эффективного снижения разупрочняющей способности буровых технологических жидкостей в общем случае недостаточно воздействовать, как это зачастую принято в промысловой практике, отдельно только на процесс набухания или пропитки. Это воздействие должно быть комплексным, то есть направленным на снижение одновременно двух параметров - Wнб и Wпр. Поскольку свойства глинистых пород изменяются в широких пределах, то при определенных условиях превалирующим может оказаться один из этих параметров. В этом случае целесообразно оптимизировать свойства технологической жидкости, прежде всего, по превалирующему фактору разупрочнения.


СПОСОБЫ ОЦЕНКИ ИНГИБИРУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Балаба В.И.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

В основу методов оценки ингибирующей способности буровых промывочных жидкостей (БПЖ) положено прямое или косвенное определение изменения механических свойств глинистых пород при контакте с промывочной жидкостью. Такая оценка носит частный характер, так как ее результат зависит от свойств не только промывочной жидкости, но и исследуемых образцов пород (физико-химических и механических, геометрических размеров), а также от режима проведения эксперимента. Все многообразие способов оценки ингибирующей способности БПЖ можно классифицировать на исследование: прочностных и деформационных свойств; размокания; набухания; увлажнения; комплекса свойств, а также на визуальный контроль. Практическая применимость различных методик оценки разупрочняющей способности БПЖ обосновывается, как правило, сопоставимостью их результатов с другими методиками. Между тем, анализ таких исследований показывает, что зачастую результаты, полученные широко используемыми методиками, не сопоставимы между собой. В связи с этим представляется целесообразной разработка стандартизованной методики оценки ингибирующей способности БПЖ, например, на основе набухометра и таймера капиллярной пропитки фирмы OFI Testing Equipment, опыт использования которых есть у ряда отечественных организаций. При этом следует учесть, что таймер капиллярной пропитки OFITE не учитывает физико-химические свойства глинистых пород, поскольку в нем исследуется процесс пропитки фильтровальной бумаги.

Наличие стандартизованной методики оценки ингибирующей способности буровых технологических жидкостей не исключает использования наряду с ней других методик. Более того, одновременное использование стандартизованной (эталонной) и других методик позволит по мере накопления необходимой информации обосновать сопоставимость их результатов. Это важно, поскольку в бурении распространено принятие управленческих решений на основе собственного профессионального опыта, по аналогии, когда для решения текущей проблемы используется ее решение в схожей ситуации (прецедент). Отсутствие объективных показателей для описания ситуации приводит в последующем к субъективному выбору прецедента и, соответственно, принятию неверного решения текущей проблемы. Наличие базы данных по бурению интервалов неустойчивых глинистых пород, содержащей описания конкретных ситуаций на основе стандартизованных показателей, позволит повысить обоснованность и объективность технологических решений.
Исследование особенностей вытеснения

высоковязкой нефти из моделей пласта при

заводнении, закачке газа и водогазовом

воздействии

Мочалов М.В., Дроздов Н.А., Дроздов А.Н.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Водогазовое воздействие считается в настоящее время одним из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи и конденсатоотдачи пластов. Согласно фильтрационным исследованиям Егорова Ю.А. и Телкова В.П., при вытеснении нефтей водогазовыми смесями с пенообразующими поверхностно-активными веществами достигается существенный прирост коэффициента вытеснения. Однако стенды, на которых выполнялись эти работы, имели ряд недостатков, затрудняющих проведение исследований.

С целью обеспечения условий эксперимента требованиям ОСТ 39-195-86, а также повышения точности измерений в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина был создан новый стенд для фильтрационных исследований процесса вытеснения нефти водой, газом и водогазовыми смесями.

Новый стенд обеспечивает при соблюдении требований ОСТ 39-195-86 более широкие функциональные возможности, меньшую погрешность измерений и существенно облегчает проведение фильтрационных исследований процесса водогазового воздействия по сравнению с прежними техническими решениями. Стенд позволяет проводить фильтрационные исследования при совместной, попеременной и последовательной закачке воды и газа.

В докладе представлены результаты фильтрационных исследований особенностей вытеснения высоковязкой нефти одного из месторождений Западной Сибири из моделей пласта при закачке воды, газа и водогазовом воздействии.

НЕЛИНЕЙНЫЕ ЗАКОНЫ ФИЛЬТРАЦИИ ДЛЯ ПОРИСТЫХ СРЕД С ОРТОТРОПНЫМИ ФИЛЬТРАЦИОННЫМИ СВОЙСТВАМИ

Мурадов А.А.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Из экспериментальных данных известно, что диапазон скоростей жидкости, в котором справедлив линейный закон фильтрации – закон Дарси, связывающий векторные поля скорости фильтрации и градиента фильтрационного давления, ограничен сверху и снизу. Верхняя граница применимости закона Дарси обусловлена проявлением инерционных сил при больших скоростях фильтрации, а нижняя – физико-химическими эффектами взаимодействия жидкости с пористой средой и неньютоновскими реологическими свойствами жидкости. Однако до настоящего времени при построении нелинейных законов фильтрации рассматривались, как правило, лишь изотропные пористые среды. В то же время хорошо известно, что реальные грунты и коллекторы углеводородного сырья обладают анизотропией. Поэтому в докладе рассмотрены варианты построения нелинейных законов фильтрации для ортотропных пористых сред, которые наиболее часто встречаются на практике.

В инвариантном тензорном виде выписаны нелинейные законы фильтрации для ортотропных пористых сред. Уравнения, как это принято в теории фильтрации, представляются выражениями, содержащими скорость фильтрации до второй степени включительно. Даны выражения, определяющие нелинейные фильтрационные сопротивления, и показано, что при переходе от линейных законов фильтрации к нелинейным может проявляться эффект асимметрии, т. е. фильтрационные свойства могут быть различными вдоль одной прямой в положительном и отрицательном направлении. Показано, что по сравнению с линейным законом фильтрации для ортотропных сред, когда для задания фильтрационных свойств для трех групп симметрии достаточно лишь одного закона фильтрации, в нелинейных законах проявление анизотропии существенно разнообразнее и каждая группа симметрии описывается своими уравнениями. Рассмотрен комплекс лабораторных измерений по определению фильтрационных свойств в нелинейных законах фильтрации для ортотропных пористых сред.

Работа выполнена при поддержке Российского фонда фундаментальных исследований (номер проекта 09-08-00631-а ).


Литература:

Дмитриев Н.М., Мурадов А.А., Семенов А.А. Нелинейные законы фильтрации для ортотропных пористых сред. // Изв. РАН. МЖГ. 2008. №5. С. 83-89.



ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УЗБЕКИСТАНА И ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН НА ЭТАПЕ ПРОГРЕССИРУЮЩЕГО ОБВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ

Орынбаев Б.А.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Газоконденсатное месторождение Урга является недонасыщенным, сложнопостроенным многопластовым, в продуктивном разрезе выделены 8 горизонтов (J31, J32, J3, J33, J35, J36, J37, J38).

На основании анализа разработки продуктивных горизонтов месторождения Урга (за период 1995-2005 гг.), следует отметить, что только по горизонтам J32, J33, J36, J37 имеется фонд скважин, самостоятельно эксплуатирующих один горизонт и только по этим горизонтам можно оценить дренируемые запасы газа вовлеченные в разработку.

Главной причиной, влияющей на отклонение фактических показателей от проектных является появление воды в продукции скважин практически с начала ввода в эксплуатацию и, как следствие, изменение рабочих дебитов газа, темпов падения пластового давления. Проектная газоотдача примерно составляло 90 %, фактическая газоотдача 40 % от балансовых запасов газа.

В работе представлены различные способы моделирования ухудшения фильтрационных свойств околоскважинной зоны и ее влияние на коэффициенты сопротивления. Фазовая проницаемость считалась зависящей не только от сжимаемости пласта и эффекта засорения, но и от градиента давления и несовершенства вскрытия пласта.

Фильтрация газа в окрестности добывающей скважины описывается двучленным законом фильтрации, в котором коэффициенты сопротивления a и b зависят от многих факторов. В работе рассмотрено влияние процессов сжимаемости пласта, кольматации призабойной зоны, несовершенства вскрытия, защемления на коэффициенты сопротивления и форму индикаторных кривых.

Зависимость фазовой проницаемости моделировалась различными функциями. Зависимость влияние сжимаемости рассматривалась для различных типов коллекторов. Несовершенство вскрытия пласта учитывалось изменением формы линий тока в околоскважинной зоне.

В работе обосновано эффективных технологий повышения продуктивности скважин на стадии прогрессирующего обводнения пластов, при различных вариантах изоляций пластовой, верхний, нижний и подошвенной воды. Кроме того, авторам предлагается комплексной воздействие на прискважинной части пласта. В этом случае, на слабообводненых часть пласта закачиваем кислотного состава, на сильнообводненных часть пласта закачиваем водоизоляционного состава.


МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПРИ ИХ КУСТОВОМ РАЗМЕЩЕНИИ

Алиев З.С., Сомов Б.Е., Сейтжанов С.С., Бондаренко В.В.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

К настоящему времени не разработаны какие-либо методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с веерно-кустовым размещением, учитывающие нестационарность процесса фильтрации, взаимодействие скважин, неполноту вскрытия сектора горизонтальным стволом и неидентичность создаваемых в отдельных скважинах куста депрессий на пласт. Поэтому нами были проведены математические эксперименты определения производительности таких скважин на моделях фрагментов месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами для использования полученных результатов при освоении нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с веерно-кустовым размещением как на шельфовых месторождениях вокруг платформ, так и в условиях материка.

Достоверное определение производительности скважин с таким размещением и такой формой зоны дренирования при освоении шельфовых и материковых месторождений является весьма актуальной задачей, которая решена путем создания геолого-математических моделей залежи круговой формы, дренируемой горизонтальными скважинами с кустовым веерным размещением. Основная цель проведения математических экспериментов заключалась в получении универсальных зависимостей в безразмерных единицах между относительными дебитами скважин при заданных углах между стволами i, проницаемостях пластов ki, длинах горизонтальных стволов Li и неполном вскрытии сектора на дебит скважины при полном вскрытии сектора и относительным вскрытием сектора горизонтальным стволом ,  где Lпол=Rк.

Поэтому для различных значений толщины пласта, проницаемости, скин-эффекта, параметра анизотропии и создаваемой депрессии на пласт, радиуса контура зоны дренирования, математические эксперименты проводились для 4-х длин горизонтального ствола при различных радиусах секторов. Результаты этих экспериментов сданы в издательство и публикуется в виде брошюры.

Предложенный метод является единственно достоверным по определению дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей сектор не полностью с различными депрессиями в скважинах, может быть использован при проектировании разработки нефтяных залежей с веерно-кустовым размещением горизонтальных скважин.

ПРОБЛЕМЫ ДОЛГОВЕЧНОСТИ СКВАЖИН НА ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА

Смирнов А.К., Красновидов Е.Ю.

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

Продолжительность эксплуатации газовых месторождений составляет в среднем 20 и более лет. В течение этого времени из продуктивных пластов извлекается 40 - 80% от общего объёма газа. Эксплуатация подземных хранилищ газа (ПХГ) происходит совсем иначе.

К примеру, Калужское и Щёлковское ПХГ эксплуатируются циклически на протяжении 50 и 48 лет, соответственно, летом ведется закачка, а зимой отбор, составляющий порядка 30-60% от общего объема газа. За десятки лет эксплуатации через некоторые скважины прокачивается в циклическом режиме более 2-х млрд. м3 газа. Скважины подвергаются значительным техногенным воздействиям. Дебиты снизились примерно в 2-3 раза по сравнению с первоначальными. Постоянно происходит «загрязнение» прискважинной зоны механическими и жидкими примесями. На Калужском ПХГ 58 % всех эксплуатационных скважин работают более 40 лет, на Щёлковском – 52 %.

Остаточный ресурс обсадных эксплуатационных колонн определяется в зависимости от агрессивности внутренней среды и давления. Часто не учитываются процессы электрохимической коррозии обсадных колонн и скважинного оборудования, происходящие в периоды интенсивной эксплуатации. Состояние технических колонн, кондукторов и направлений в процессе эксплуатации скважин практически не определяется. Процессы коррозии металла эксплуатационных и технических колонн интенсивно происходят в интервалах залегания водоносных горизонтов, в основном, на контакте воды и воздуха.

Один из важнейших вопросов - контроль за эксплуатацией и техническим состоянием скважин ПХГ. Необходимо более детально и тщательно проводить газогидродинамические и геофизические исследования с целью контроля и прогнозирования безаварийной работы скважин.

В ближайшие годы возможен нарастающий вывод из эксплуатации скважин с отрицательными результатами диагностики их состояния.

Вероятность деформации обсадных колонн значительно увеличивается при наличии каверн или отсутствии цементного камня за колонной, наличии тектонических нарушений и глубинных разломов.

Надёжность скважин в условиях неустойчивости горных пород можно увеличить путём применения комбинированных колонн, укрепления призабойных зон скважин и мероприятий, позволяющих увеличить устойчивость скважин. По скважинам ПХГ необходим постоянный геодинамический мониторинг для наблюдения за изменением во времени параметров пластов-коллекторов и покрышек.


Исследование гидрофобизующих составов для

селективной водоизоляции в газовых скважинах

Гущина Ю.Ф., Винокуров В.А., Хлебников В.Н.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ООО «ЮРД-Центр»)

В настоящее время наиболее актуальной задачей является увеличение нефтедобычи в скважинах с ухудшенными фильтрационными характеристиками. Одной из причин ухудшения фильтрационных характеристик скважин является поступление жидкости в призабойную зону пласта.

Основными причинами поступления воды в ствол скважины являются заколонные межпластовые перетоки, неравномерное продвижение газоводяного контакта в результате снижения пластового давления и образование конуса обводненности.

Снизить обводненность добываемой продукции газовых скважин можно, если замедлить скорость поступления воды из пласта, т.е. создать водоизоляционный экран. При этом проницаемость для газа газонасыщенных пропластков не должна уменьшаться, т.е. состав для водоизоляции должен обладать высокой селективностью воздействия.

Цель данного исследования заключалась в изучении гидрофобизирующих составов для селективной водоизоляции в газовых скважинах.

В работе исследовали гидрофобизатор Нефтенол АБР разработки ОАО «Химеко-Ганг». В качестве модели маловязкого углеводородного растворителя использовали петролейный эфир, который близок по составу и свойствам к газовому конденсату, нестабильному бензину и т.п. Раствор композиции получали растворением гидрофобизатора в ПЭ.

В качестве моделей газо- и водонасыщенных интервалов пласта использовали насыпные пористые среды из речного песка.

При селективной водоизоляции композиция должна снижать проницаемость по воде обводненных пропластков и не влиять на проницаемость для газа газонасыщенных пропластков, по которым газ поступает в скважину. Поэтому основными этапами исследования были изучение влияние углеводородного раствора гидрофобизатора на проницаемость водонасыщенных пористых сред для воды и изучение влияния углеводородного раствора гидрофобизатора на проницаемость газонасыщенных пористых сред по газу, а также моделирование процесса закачивания раствора гидрофобизатора с помощью двухслойной модели пласта.

Проведенное исследование показало, что раствор гидрофобизатора в легколетучем углеводородном растворителе проявляет селективность при закачивании и поступает в основном в водонасыщенные, а не в газонасыщенные пористые среды.




Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   26




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

    Главная страница