FUEL_Desember2011

В н а с т о я щ е е в р е м я п р о м ы с л о в ы е и геофизические службы все шире включают в комплексы скважинных исследований различные гидродинамические измерения в процессе испытаний продуктивных пластов. Это оправдано,

так как гидродинамические методы исследований пластов и скважин совместно с промысловыми д а н н ы м и п о т е н ц и а л ь н о с п о с о б н ы информационно обеспечить процесс контроля за энергетическим состоянием основных объектов эксплуатации. Информативность таких работ возрастает при выполнении одновременного контроля за поведением системы «скважина-

пласт» промысловыми или промыслово-

геофизическими методами.

Для начала выборочно рассмотрим параметры п л а с т о в ы х ф л ю и д о в , н а и б о л е е ч а с т о используемые в расчетных соотношениях гидродинамики:

· Вязкость (внутреннее трение) - свойство фл ю и д а о ка з ы в а т ь с о п р от и вл е н и е перемещению одной их части относительно другой;

·Сжимаемость - это способность вещества

(жидкости, газа или твердого тела) изменять

под воздействием давления;

·Кинематическая вязкость определяется соотношением = /, где [ кг/м3 ] - плотность флюида. Кинематическая вязкость в системе

СИ измеряется в м2/с;

·Пьезопроводность - свойство пласта замедлять перераспределение давления в зависимости от степени упругости пластовой системы.

Или : способность среды ( породы )

передавать давление.

Основная цель исследования залежей и скважин

— получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа,

регулирования разработки залежей и экс-

плуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е.

осуществляется в процессе бурения и экс-

п л у а т а ц и и с к в а ж и н , о б е с п е ч и в а ю щ и х непосредственный доступ в залежь. Имея

дополнительные данные, получаемые по результатам лабораторных и геофизических

исследований о вязкости жидкости и толщине пласта, можно достаточно точно определить осредненную проницаемость пласта в районе

Внастоящее время разработаны

ив разной степени внедрены промышленностью следующие гидродинамические методы исследования скважин и пластов:

а ) и с с л е д о в а н и е н а у с т а н о в и в ш и х с я р е ж и м а х проводится на добывающем и нагнетательном фондах скважин для определения продуктивности скважины, потенциала пласта и пластового давления в области дренирования вертикальных,

г о р и з о н т а л ь н ы х с к в а ж и н

(исследование методом отборов,

исследование методом закачек)

б) исследование на неустановившихся режимах проводится для оценки фильтрационных параметров и потенциала пласта, продуктивности скважины, установления геологических неоднородностей, границ пласта в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин (исследование методом восстановления давления, исследование методом падения давления).

в) исследование скважин на взаимодействие,

этот метод называется гидропрослушиванием.

Гидропрослушивание проводится между парами скважин, в одной скважине (возмущающей)

меняется режим работы, в другой скважине

(реагирующей) регистрируется отклик давления от возмущения . Технология исследования предполагает синхронное проведение работ в исследуемых скважинах.

По данным гидродинамических исследований можно определить численные значения п а р а м е т р о в , х а р а к т е р и з у ю щ и х гидродинамические свойства скважин и пластов, а

также определить особенности их строения

(наличие неоднородностей, непроницаемых границ).

Направление гидродинамических исследований

( ГД И ) п о с т о я н н о с о в е р ш е н с т в у е т с я в методическом и технологическом плане, а также модернизируется соответствующее программное

обеспечение.

На современном рынке программной

продукции представлен большой перечень специализированных программ и систем

автоматизированной обработки результатов гидродинамических исследований (ГДИ).

Большинство систем имеют общую методическую базу, каждая их них обязательно реализует набор стандартных упрощенных общепринятых алгоритмов (стандартную обработку КВД и КПД по методу Хорнера, обработку результатов р е ж и м н ы х и с с л е д о в а н и й п о м е т о д у индикаторных линий, обработку КВУ, основанную на оценке коэффициента продуктивности).

Уразалимова Айгерим

Насосно-компрессорные трубы используются для перемещения внутри колонн газов и жидкостей во время применения газовых и нефтяных скважин. Также сферой применения этих труб является выполнения подъёмно-

спусковых и ремонтных операций.

В связи с постоянными механическими нагрузками и взаимодействиями с агрессивными средами НКТ очень сильно подвергаются коррозии и эрозии.

Соединяются трубы НКТ между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений.

Резьбовые скрепления насосно-компрессорных труб гарантируют:

·достаточную герметичность скреплений колонн труб и необходимую стойкость при любых видах нагрузок;

·проходимость в стволах сложно -

устойчивость к износу.

На заводах насосно-компрессорные трубы производятся с соблюдением требований и в с о о т в е т с т в и и с с и с т е м о й к а ч е с т в а .

Контролирующая система гарантирует стабильное соответствие необходимых характеристик и качества в ста процентах случаев.

Отделочные линии, где насосно-компрессорные трубы изготавливаются, оборудованы актуальным сегодня контрольным и технологическим оборудованием.

Все трубы по действующим стандартам подвергаются неразрушающей проверке.

Производятся трубы НКТ в перечисленных ниже комбинациях и исполнениях:

·Устойчивые к холоду;

·Трубы повышенной герметичности;

·С промаркированными уникально муфтами;

·С концами, высаженными наружу;

·Стандартного исполнения;

·С полимерным узлом уплотнения.

Насосно-компрессорные трубы обладают антикоррозийным покрытием, в соответствии с требованиями заказчика.

Все трубы обладают клеймением или красочной маркировкой, согласно требованиям.

Трубы НКТ имеют различное применение и различную толщину. Кроме того, труба НКТ может быть использована в разных отраслях.

В последнее время в нефтедобывающей практике эффективно используются гидрогеохимические методы для оценки сложных внутрипластовых процессов, протекающих при разработке залежей нефти. Они основаны на изучении добывающих скважин (зон реагирования), попутные воды которых изменяются под действием нагнетания в нефтеносные пласты вод систем поддержания пластовых давлений (СППД), что связано с привносом в последние флюидов, отличных по химическому составу и геохимическим параметрам от состава исходной пластовой воды.

По отдельным гидрохимическим показателям и их изменению во времени можно успешно фиксировать не только реакцию добывающих скважин на действие СППД, но и определять степень участия нагнетаемых вод в вытеснении нефти, направления и скорости их движения на различных участках залежи. В то же время,

исключая начальный этап эксплуатации месторождений, полноценный анализ развития процессов заводнения нефтяных пластов требует либо применения индикаторных методов, либо действия в пределах изучаемого участка только одной нагнетательной скважины, поскольку, если их несколько, выделить вклад каждой из них в о б в о д н е н и е д о б ы в а ю щ и х с к в а ж и н применяемыми методами невозможно. В этой связи в этой статье предлагается методика о б р а б о т к и р е з ул ьт а т о в п р о м ы с л о в ы х гидрогеохимических наблюдений, позволяющая преодолеть данное ограничение, не прибегая к специальным промысловым исследованиям.

Г и д р о г е о х и м и я — н а у к а о взаимодействии воды с горными породами, газами и органическим веществом, его (взаимодействия)

природе, эволюции, внутренних и внешних источниках, о формировании состава подземной гидросферы и её геохимической роли в геологической истории Земли.

А.А. Махнач «Гидрогеохимия»

Х и м и ч е с к и й с о с т а в п о д з е м н ы х в о д месторождения в результате введения его в п р о м ы ш л е н н у ю э к с п л у а т а ц и ю в с е гд а претерпевает значительные изменения, и

пластовые воды представляют собой смесь исходных пластовых вод и растворов,

з а к а ч и в а в ш и х с я в с и с т е м у П П Д .

Реконструкция начального химического состава вод пласта проводится по данным анализа проб отобранных при испытании и опробовании разведочных скважин. О масштабах изменения состава вод можно судить по содержаниям макро- и микрокомпонентов, а также по характерным геохимическим отношениям.

Изменения состава пластовых вод, наблюдаемые в процессе эксплуатации месторождения,

позволяют выделить добывающие скважины,

реагирующие на нагнетание растворов СППД.

Изменение любого устойчивого показателя

(минерализации, концентрации компонента,

значения гидрогеохимического коэффициента и т.п.), характеризующего химический состав воды,

закачиваемой в СППД, природной пластовой воды и добываемой попутной воды, являющейся их смесью, выражается соотношением

где Ссм – величина показателя в смеси пластовых и нагнетаемых вод, добываемой вместе с нефтью,

Сз и Спл – средние значения того же показателя в закачиваемых в пласт растворах ППД (смесях подтоварных и привлеченных речных или сеноманских вод) и в пластовых водах,

соответственно, Vз – объём участвующих в

смешении вод, закачиваемых в СППД, и Vпл – объём природных пластовых вод, участвующих в смешении. На основе данного соотношения можно определить долю привлеченных для ППД вод в добываемой их смеси с исходными водами пласта, которая составляет, для каждой эксплуатационной скважины i,

Если принять, что в пределах рассматриваемого отрезка времени суммарный объем добытой нефти полностью замещается в пласте привлекаемыми для закачки в СППД речными или другими водами, то их средняя доля в смеси подтоварных и привлекаемых вод, закачиваемой в нагнетательные скважины, может быть п р и б л и ж е н н о о ц е н е н а к а к

где Vн,пл - приведенный к пластовым условиям суммарный объем нефти, добытой из пласта за рассматриваемый период, Vв - общее количество попутных вод, извлеченных из добывающих скважин, и Vз - суммарный объем закачки воды в п л а с т з а э т о т ж е п е р и о д .

Для оценки безразмерной величины условной относительной проводимости пласта в различные периоды эксплуатации месторождения и с п о л ь з у е т с я с о о т н о ш е н и е :

гд е V н – о б ъ е м н е ф т и , д о б ы т о й и з эксплуатационной скважины за рассматриваемый период; Vпв - объем добытых вместе с нефтью п о п у т н ы х в о д .

В нефтепоисковой практике для оценки эффективности заводнения залежей нефти

п о л ь з у ю т с я в ы р а ж е н и е м :

где Vзак – количество воды, закачанной в пласт за определенный период, Vизв – количество воды,

извлеченной за этот же период, приведенные к условиям пласта.

Использование этой зависимости крайне затруднено, поскольку в реальных условиях доля общего объема закачки, приходящаяся на компенсацию отбора флюидов каждой из добывающих скважин, неизвестна. Поэтому,

принимая, что закачка вод в СППД за рассматриваемый достаточно продолжительный период приближенно соответствует суммарному отбору флюидов из пласта, получаем:

где Vн – объем нефти, извлеченной вместе с водой из той же добывающей скважины, приведенный к пластовым условиям. В последнем соотношении учитываются данные только по каждой из добывающих скважин, что не требует трудоемких с п е ц и а л ь н ы х п р о м ы с л о в ы х р а б о т п о определению необходимых параметров и выполнения сложных расчетов по блокам,

включающим как эксплуатационные, так и нагнетательные взаимодействующие скважины.

Исходя из имеющихся в распоряжении данных по составу попутных вод , полученных при промысловых исследованиях месторождения, и

состава привлекаемых для заводнения вод, в

качестве расчетного "устойчивого" параметра используются величина минерализации и содержания хлорид-иона промысловых растворов. По расчетным данным построены карты минерализации вод пласта, концентраций хлорид-иона и карты отражающие доли нагнетаемых вод в пластовых водах горизонта для каждого из принятых в расчетах периодов эксплуатации месторождения.

По расчетным значениям коэффициента эффективности проводится оценка качества заводнения пласта нефтяной залежи. Значения этого коэффициента показывают, какая доля от общего объема воды, закачанной в СППД,

расходуется на вытеснение нефти, добываемой скважиной, по которой осуществляется расчет,

которую она замещает.

Что такое сланцевый газ? Это природный газ,

добываемый из самых распространенных в мире осадочных, глинистых, газоносных сланцевых пород, в которых минералы расположены параллельными слоями. Сланцевый газ, так же как и традиционный природный газ, состоит преимущественно из метана с примесями сероводорода, углекислого газа, азота, водорода и гелия. В отличие от природного газа, который залегает в резервуарах, характеризующихся хорошей проницаемостью, сланцевый газ заполняет огромное количество небольших пор в твердых породах, не образуя при этом больших скоплений в них. Именно поэтому добывать его в промышленных масштабах стало возможным только в XXI веке после появления новых, более сложных и дорогих технологий, таких как горизонтальное бурение в сочетании с гидроразрывом пласта, а также продвинутое 3D-

сейсмическое моделирование.

Технология добычи

Для добычи сланцевого газа используют горизонтальное бурение (англ. directional drilling),

гидроразрыв пласта (англ. hydraulic fracturing) и

сейсмическое моделирование 3D GEO.

Аналогичная технология добычи применяется и для получения угольного метана. Хотя сланцевый газ содержится в небольших количествах (0,2 — 3,2 млрд куб. м./кв. км), но за счет вскрытия

3,2 млрд куб. м./кв. км), но за счет вскрытия

больших площадей можно получать значительное

количество такого газа.

География, оценка запасов и перспективы

добычи

Ресурсы сланцевого газа в мире составляют 200

трлн куб. м. В настоящее время сланцевый газ является региональным фактором, который имеет значительное влияние только на рынок стран Северной Америки.

Вчисле достоинств сланцевого газа — близость

крынкам сбыта. В то же время у сланцевого газа есть множество недостатков, негативно влияющих на перспективы его добычи в мире.

По оценке IHS CERA, добыча сланцевого газа в

В январе 2011 года экономист А. Д. Хайтун писал о возможности того, что сланцевый газ «повторит судьбу угольного метана со значительным падением прироста добычи при длительной эксплуатации месторождений или судьбу биотоплива, подавляющая часть мирового производства которого приходится на Америку, а

сейчас сокращается».

Добыча

В настоящее время добыча сланцевого газа ведется только в США и Канаде. Наиболее изучены

бассейны сланцевого газа в США. Самый крупный и развитый регион добычи сланцевого газа –

Barnett shale на севере Техаса. Вторым крупнейшим источником сланцевого газа являются залежи Marcellus shale. По прогнозам

EIA, добыча сланцевого газа в США будет расти до

2035 года со среднегодовым приростом в 5,3%,

при этом суммарная добыча всего природного газа – лишь на 0,5% в год. В 2035 году добыча сланцевого газа составит 46% (340 млрд. куб. м) от всей добычи природного газа в США .

Себестоимость добычи сланцевого газа может значительно различаться в зависимости от типов сланцевых залежей: от 90 до 250 долл. за 1 тыс.

куб. м. В настоящее время цена на природный газ в США, согласно EIA, составляет 148 долл. за 1 тыс.

куб. м. В прогнозе EIA утверждается, что цены на газ в США будут держаться ниже 176 долл. за 1 тыс.

куб. м до 2022 года.

Себестоимость добычи

Ряд экспертов полагают, что сланцевый газ обходится значительно дороже, чем заявляют добывающие компании. По мнению экспертов,

реальные затраты на получение сланцевого газа составляют 212—283 долларов США за 1 тысячу кубометров. Некоторые специалисты полагают,

что компании, осуществляющие добычу сланцевого газа, искусственно занижают его себестоимость

В США разведанные запасы сланцевого газа составляют 24 трлн куб. м. (технически извлекаемы — 3,6 трлн куб. м.). Ведущей корпорацией в США по добыче сланцевого газа является Chesapeake Energy.

Запасы газа

В марте 2011 года статистическое агентство при Министерстве энергетики США Energy Information

Administration (EIA) оценило запасы сланцевого газа в 32 странах мира. Отчет, подготовленный

EIA, исключил из рассмотрения запасы сланцевого газа в России , где много традиционного газа, и богатые углеводородами страны Ближнего Востока. Помимо этого исследование не учитывало запасы угольного метана. Общемировые извлекаемые запасы газа в мире – традиционного и нетрадиционного газа

– составили, по расчетам EIA, 640 трлн. куб. м, из которых 40% (256 трлн. куб. м) приходится на сланцевый газ. Специалисты EIA отмечают, что цифра 640 трлн. куб. м консервативна. При подсчете запасов принимались во внимание только перспективные с точки зрения добычи сланцевого газа формации высокого качества.

Разведочное бурение позволит в будущем уточнить запасы, учитывая такие параметры, как приток газа из скважин и площадь, на которой удастся производить добычу.

Значительное количество сланцевых месторождений находится в тех регионах, где наблюдается недостаток традиционных источников, – в частности, Китае, Южной Африке и Европе.

Запасы сланцевого газа в США достигают 24,4

трлн. куб. м, что составляет примерно 34% от всех запасов природного газа в Соединенных Штатах

(72 трлн. куб. м). Горючие сланцы имеются в 42 (из

50) штатах, залегают на глубине около 2 км.

Запасы сланцевого газа в Китае составляют

36,7 трлн. куб. м, что в 12 раз превышает запасы газа традиционного. В конце марта 2011 года КНР закончила бурение первой скважины для добычи сланцевого газа. Реализация проекта заняла 11

месяцев. Результатов пока нет.