Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ИНТЕНСИВНОСТЬ И ПРОСТРАНСТВЕННОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ВТОРИЧНЫХ ИЗМЕНЕНИЙ ТАЛАХСКОГО ГОРИЗОНТА СЕВЕРОВОСТОЧНОГО СКЛОНА НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ

(INTENSITY AND SPATIAL DISTRIBUTIONS OF SECONDARY CHANGES OF TALAKH HORIZON ON THE NORTHEAST SLOPE OF NEPSKO-BOTUOBIAN ANTECLISE)

Юрочкина В.А.

(научный руководитель - к.г.-м.н. Коновальцева Е.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Талахский горизонт выделяется на северо-востоке НепскоБотуобинской антеклизы и приурочен к нижневендскому терригенному комплексу. Нефтегазоносность отложений талахского горизонта доказана в пределах нескольких месторождений, в частности, Чаяндинского НГКМ.

Формирование талахских продуктивных отложений происходило в континентальных условиях вблизи источников сноса осадочного материала, расположенных в сводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы. Талахский горизонт сложен широким комплексом гравийных, песчаных и песчано-алевро-глинистых литотипов. Отложение талахского горизонта отличаются высокой степенью геологической неоднородности, которая определяется частым чередованием в разрезе различных пород. В отложениях горизонта преобладают текстуры, характерные для отложений временных потоков. Комплекс структурных и текстурных особенностей пород талахского горизонта свидетельствует о формировании этих отложений в зоне временных потоков и сопровождающих их зонах континентального ландшафта.

Вотложениях талахского горизонта широко развиты вторичные процессы. Наиболее масштабные преобразования связаны с регенерации обломочных зерен, аутигенным минералообразованием (карбонатизацией, сульфатизацией, засолонением).

Вработе исследованы стадийность вторичных преобразований и закономерности их распределения по разрезу, а также влияние данных процессов на фильтрационно-емкостные свойства пород.

Был изучен керновый и шлифовый материал, результаты геофизических и петрофизичексих исследований, также результаты растровой электронной микроскопии.

Развитые в разрезе коллектора относятся к поровому типу, характерному для обломочных пород. Значения пористости варьируются от единиц до 20%. Размеры пор изменяются от 0,01 мм до нескольких мм,

всреднем составляет 0,5 мм.

Вторичные изменения происходили преимущественно на стадии катагенеза, во многом изменив структуру и объем порового пространства. В отдельных участках пород зерна практически полностью теряют свои первичные очертания, а первичное поровое пространство часто полностью залечивается аутигенными минералами. В то же время выщелачивание зерен кварца и полевых шпатов, а также цементной составляющей пород увеличили значения пористости в разрезе.

119

120

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

(НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

СБОРНИК

ТЕЗИСОВ

69-ОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ МОЛОДЕЖНОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ

НЕФТЬ И ГАЗ - 2015

14-16 АПРЕЛЯ 2015 Г.

Секция 2 Разработка нефтяных и газовых

месторождений. Бурение скважин

МОСКВА 2015

121

ИННОВАЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН С БОЛЬШИМ ОТХОДОМ ЗАБОЯ ОТ ВЕРТИКАЛИ

(INNOVATIVE TECHNOLOGY IN EXTENDED REACH WELLS

DRILLING)

Абальян Э.Е., Абальян А.Е.

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

В работе рассматривается новейшая технология бурения как разведочных, так и эксплуатационных скважин на нефть и газ с большим отходом забоя от вертикали (БОВ). Скважины БОВ уже получили широкое распространение в России и строятся для обеспечения доступа к ресурсам в районах с уязвимой природной средой; для бурения в условиях, где использование наземных буровых установок и береговых технологических комплексов для разработки морских месторождений обходится значительно дешевле (на Сахалине); а также для бурения в российской тундре, которое ведёт к снижению воздействия на окружающую среду и обеспечивает возможность разбуривания залежей под озёрами и реками.

Уникальность данного метода заключается в том, что он позволяет решать одновременно несколько серьёзных задач при бурении скважин БОВ, а именно: достижение необходимых нагрузок на долото при бурении горизонтального участка, устранение проблем с качеством промывки скважины, проводка скважины при управляемом давлении, и возможность бурения на депрессии.

Сущность рассматриваемой технологии заключается в применении специальных бурильных труб, конструктивно представляющих собой две концентрические трубы (одна в другой) Dual Drill string. При этом буровой раствор подаётся через кольцевое пространство между трубами, а обратный поток с шламом проходит через полость внутренней трубы меньшего диаметра, попадая в неё через специальные каналы. Пространство между бурильной колонной и стенкой скважины, свободное от промывочной жидкости, может использоваться для создания дополнительной нагрузки на долото, а также для других целей.

Работа заключается в расчёте гидравлической программы скважины при использовании данного вида бурильных труб и сравнении её с гидравлической программой скважины БОВ, пробуренной традиционным методом; а также в детальном рассмотрении конструктивных особенностей и принципа работы всего бурильного инструмента при использовании данной технологии.

122

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОФИЛЯ СКВАЖИНЫ. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ И СПОСОБЫ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТКЛОНЕНИЙ ОТ КРУГА И КОРИДОРА ДОПУСКА

( WELL PATH DESIGN. PREDICTION AND PREVENTION METHODS OF TARGET AND TOLERABLE RANGE)

Абраева Т.И.

(научный руководитель - Гришин Д.В.) РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина

Применение горизонтальных скважин позволяет увеличить объем добычи нефти или газа в залежах с относительно небольшой мощностью, вследствие обеспечения существенно большей площади притока флюида.

Одним из основных критериев качества строительства скважины является вскрытие продуктивного пласта внутри круга, лежащего на плоскости кровли продуктивного пласта – круга допуска, а так же заданного интервала глубин в пределах пласта – коридора допуска. Наклонно – направленные и горизонтальные скважины требуют особого контроля, и часто требуется оперативная корректировка параметров управления траекторией на основе измеренных забойной телеметрической системой инклинометрических данных.

Автором рассмотрены основные причины отклонения траектории скважины от проектных значений, связанные с неточностью измерения профиля скважины, погрешностью измерительных приборов и ряда других факторов.

Корректировка траектории подразумевает:

бурение с большей интенсивностью искривления;

ликвидацию и перебуривание части ствола скважины;

увеличение затрат времени на технологические спуско-подъемные

операции.

Указанные моменты повышают риск возникновения осложнений и аварийных ситуаций, стоимость скважины.

Задача корректировки заключается в обеспечении «попадания скважины» в круг и коридор допуска, минимизация риска возникновения сопутствующих аварий и осложнений при проводке скважины.

В докладе представлен пример применения результатов работы при проектировании скважин Учебного нефтяного месторождения в рамках междисциплинарного курса «Проектирование разработки нефтяных месторождений в виртуальной среде профессиональной деятельности».

123

РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ КОРРОЗИИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ МИШОВДАГ (АЗЕРБАЙДЖАН) В СКВАЖИНАХ, ОБОРУДОВАННЫХ ПОГРУЖНЫМИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ

(SOLUTION TO A PROBLEM OF CORROSION IN WELLS

OPERATED WITH ESP)

Агнаев З.К (научный руководитель - доцент Деньгаев А.В.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

В настоящее время компании по всему миру сталкиваются с проблемой коррозии ГНО. Решению этой проблемы уже сегодня уделяется внимания не меньше, чем традиционной проблеме коррозионного разрушения наземного оборудования. Представители добывающих компаний отмечают рост доли коррозионного фонда и процента отказов внутрискважинного оборудования связанных с коррозией.

Так, на месторождении Мишовдаг в Азербайджане компания KARASU столкнулась с частыми выходами из строя установок погружных электроцентробежных насосов по причине коррозии. В связи с чем компания несла убытки из-за простоя скважин.

По результатам комиссионных разборов было установлено, что оборудование прекращало свою работу по причине коррозии ПЭД. Наблюдалась точечная коррозия по всей длине корпуса двигателя. В то же время непосредственно на корпусе самого насоса и НКТ были выявлены признаки электрохимической коррозии, которые способствовали образованию дыр и уменьшению дебитов добывающих скважин. Использование поверхностных дозаторов в затрубное пространство не решило проблемы частых отказов установок по коррозии ПЭД. Тогда было принято решение использовать другой вид ингибиторной защиты скважин коррозионного фонда оборудованных УЭЦН.

Таким образом, в данной работе произведен анализ коррозионного фонда компании, описывается решение и результаты применения нового вида ингибиторной защиты на скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными насосами

124

УТОЧНЁННЫЙ МЕТОД ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ГДИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ СМЕНОЙ УСТАНОВИВШИХСЯ ОТБОРОВ

(THE CORRECTED METHOD FOR INTERPRETATION

OF WELL TESTS OF VERTICAL GAS WELLS)

Айрапетов А.Л.

(научный руководитель - старший преподаватель Некрасов А.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

При обработке результатов газогидродинамических исследований скважин последовательной сменой установившихся отборов возникает затруднение, связанное с тем, что ввиду ограничений по времени почти всегда данные замеров снимаются не по стационарному, а по псевдостационарному притоку. В случае разведочных скважин это обусловлено тем, что контур питания скважины не достигает границ зоны дренирования. В случае же эксплуатационных скважин это обусловлено подвижностью искусственных непроницаемых границ, создаваемых соседними работающими скважинами. В результате радиус контура питания в обоих случаях меняется от режима к режиму. Это означает, что коэффициенты фильтрационного сопротивления скважины, которые зависят, в том числе, от радиуса контура питания, также меняются от режима к режиму. Для учёта этого фактора автором работы предлагается новый метод обработки результатов ГДИ.

От классического алгоритма обработки он отличается, во-первых, особым способом линеаризации уравнения стационарного притока газа к скважине. Линеаризация проводится не один, а два раза – по отдельности для каждого коэффициента фильтрационного сопротивления. При этом в каждом случае обе части уравнения делятся не только на дебит скважины Qi, но и на параметр, включающий радиус контура Rкi.

Во-вторых, для решения задачи дополнительно вводятся уравнения пьезопроводности, коэффициентов фильтрационного сопротивления, а также уравнение, связывающее радиус контура питания и время стабилизации притока. Они используются для итеративного расчёта радиуса контура питания, пьезопроводности, макрошероховатости и проницаемости пласта.

Отдельное внимание уделено программной реализации предлагаемого метода в Microsoft Excel.

Среднее расхождение значений проницаемости с результатами классической обработки, выявленное при тестировании метода, составило 8% для группы коллекторов с проницаемостью менее 1 Д и всего 0,52% для группы коллекторов с проницаемостью более 1 Д. Установлено, что классическая обработка всегда даёт завышенные результаты.

125

МЕХАНИЗМ ВЫПАДЕНИЯ КОНДЕНСАТА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИНЫ И ВОЗМОЖНЫЙ ВАРИАНТ ЕГО УСТРАНЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

(MECHANISM OF CONDENSATION IN THE BOREHOLE BOTTOM AND POSSIBLE OPTIONS FOR ITS ELIMINATION AT GASCONDENSATE FIELD DEVELOPMENT)

Аитов Ч.Р.

(научный руководитель - доцент Муминов.А.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте

При разработке месторождения на истощение и даже с поддержанием пластового давления происходит выпадение конденсата в призабойной зоне, если забойное давление ниже давления начала конденсации. Как известно пластовое давление от контура дренирования до призабойной зоны снижается плавно и уже в околоскважинном пространстве происходит резкий скачок падения давления ниже давления начала конденсации. В связи, с чем конденсат выпадает в пласте, ухудшая тем самым производительность скважины. Данный скачок падения давления в призабойной зоне вызван резким скачком увеличения по проницаемости при фильтрации газа из пласта в скважину. Действительно, если условно принять скважину за “капилляр” с диаметром во много раз превышающим диаметр пор в скважине, то следовательно, и проницаемость скважины во много раз превышает проницаемость пласта. В работе предлагается оснастить забой скважины специальным кернообразцом со структурой увеличения проницаемости снизу в вверх (рисунок 1), тем самым вызывая плавное увеличение проницаемости, а

контролировать и устранять выпадение

НАИБОЛЕЕ АКТУАЛЬНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ГАЗОДОБЫЧИ В УСЛОВИЯХ ОБВОДНЕНИЯ ДОБЫВАЮЩЕГО ФОНДА СКВАЖИН ЗРЕЛЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГАЗА

(THE MOST RELEVANT GAS PRODUCTION PROBLEMS CAUSED BY WATERING CONDITIONS OF MATURE GAS FIELDS WELLS)

Амшинов Н.М.

(научный руководитель - м.с. ИПНГ РАН, Лапоухов А.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Основные объемы газа, добываемые в России, поступают из месторождений, разрабатываемых на поздней и заключительной стадиях. Эксплуатация добывающих скважин на этих стадиях сопровождается рядом факторов, осложняющих добычу газа.

1. Повышение интенсивности водопескопроявлений.

Одной из главных причин, не позволяющих эффективно эксплуатировать добывающий фонд на поздней стадии, является водопескопроявление в скважинах. Сегодняшний уровень развития научно-технических решений по предупреждению водопескопроявлений, водоизоляции интервалов, укреплению призабойной зоны скважины сдерживает масштабное и результативное их применение, отсутствует научное обоснование для качественного и рационального подбора конкретного геолого-технического мероприятия, а также оптимального выбора скважин-кандидатов с учетом геолого-промысловых условий, в которых может быть получен положительный технико-экономический эффект.

2.Снижение относительной фазовой проницаемости (ОФП) по газу в околоскважинной зоне продуктивного пласта с повышением водонасыщенности.

ОФП также является одним из ключевых факторов добычи газа. При снижении пластового давления из потока газоводяной смеси начинает конденсироваться вода. Это может происходить в стволе скважины и в пористой среде. Накапливающая жидкость создает не только противодавление в стволе скважины, но и негативно сказывается на ОФП по газу в призабойной зоне, снижая таким образом возможность газа проникать из пласта в скважину. Снижение добычных возможностей скважины.

3.Самозадавливание.

Поступление воды в газовую скважину вызывает самозадавливание («захлебывание») скважины, и она прекращает добывать газ.

Ярким примером, вбирающим в себя все вышеперечисленные факторы, являются сеноманские газовые залежи, которые разрабатываются уже более 30 лет. В скважины вместе с газом поступает конденсационная, а иногда и пластовая и техническая вода. Нередко при обводнении отмечается большое количество выносного песка. Так, уже в 1995 г. на Уренгойском НГКМ извлекли 118 тонн песка.

127

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ И ДЕГАЗИРОВАННЫХ НЕФТЕЙ С СОДЕРЖАНИЕМ МЕТАНА БОЛЕЕ 60% В УСЛОВИЯХ ОГРАНИЧЕННОЙ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ

(DETERMINATION OF MAIN PHYSICAL AND CHEMICAL PROPERTIES OF OIL AND GAS IN CIRCUMSTANCES WITH LIMITED BASIC DATA AND CONCENTRATION OF METHANE HIGHER 60%)

Андреев А.А., Разумов А.Е.

(научный руководитель - профессор Мищенко И.Т.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Физико-химические свойства нефти ― очень важные факторы, влияющие на весь спектр процессов и операций в разработке месторождения. Все операции по добыче, закачке воды и агентов, хранению и транспортировке в основном зависят от физико-химических свойств нефти и газа. Достаточно сказать, что свойства флюида могут отличаться не только от скважины к скважине, но и в процессе разработки, что делает определение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей актуальным.

На данный момент проведено множество экспериментальных и аналитических исследований по определению физико-химических свойств нефти. Несмотря на это определение свойств нефти с содержанием метана более 60% производится с значительной ошибкой, что делает дальнейшие исследования в этой области необходимыми.

Методика по определению физико-химических свойств нефти описанная в данной работе основана на корреляциях между такими параметрами как плотность пластовой нефти, газовый фактор, плотность дегазированной нефти, содержание метана и азота, а также плотность газа и многие другие.

Методика не требует сложных математических вычислений, что делает определение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей простым. В работе также представлена проверка данной методики на примере определения свойств нефти одного из месторождений шельфа Печорского моря.

128