Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ, ОБОРУДОВАННОЙ УЭЦН, С УЧЕТОМ ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА

(ANALYSIS OF HYDRAULIC SYSTEM IN A PRODUCTION WELL EQUIPPED WITH ESP WITH ACCOUNT OF VARIATION OF HYDRODYNAMIC RESERVOIR CHARACTERISTICS)

Биктимирова Д.Р.

(научный руководитель - профессор Мохов М.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Работа посвящена исследованию математической модели рабочего процесса в нефтяной скважине и программно-аппаратного комплекса (ПИК ДС), созданного для контроля и управления разработкой нефтяного месторождения с целью обеспечения наиболее полного извлечения углеводородов при минимизации затрат и повышении экологической безопасности. Современные компьютерные технологии позволяют провести более глубокое изучение взаимосвязей геометрических и гидродинамических параметров насосных систем, c возможностями создания быстродействующих программ и систем для работы в режиме реального времени.

ПИК ДС позволяет решать следующие задачи:

1.Построение зависимостей изменения основных параметров и свойств добываемой продукции.

2.Изучение в оперативном режиме вывода скважины на режим после освоения и анализ нестабильного периода работы, с изменяющимися во времени коэффициентом продуктивности, газовым фактором и обводненностью.

В качестве исходных данных, для компьютерного моделирования процессов в добывающей скважине, должна использоваться информация об изменении во времени значений гидродинамических параметров для продуктивного пласта и для системы нефтегазосбора. Выходная информация представляется в виде таблиц и графиков.

В ходе работы был выполнен расчет в ПИК ДС на примере скважин месторождений ОАО «Оренбургнефть». Были решены обе задачи и проанализированы полученные результаты. Основные техникоэксплуатационные показатели: высокая скорость обработки информации при компьютерном моделировании процессов в добывающей скважине. Степень внедрения – разработана теория и расчетные алгоритмы с компьютерными программами, проведены тестовые численные эксперименты, новые технические решения подготовлены для патентования.

139

БУРЕНИЕ СКВАЖИН ПРИ РАВНОВЕСНОМ ДАВЛЕНИИ С СИСТЕМОЙ «НЕПРЕРЫВНОЙ» ЦИРКУЛЯЦИИ БУРОВОГО РАСТВОРА

(BALANCED PRESSURE DRILLING WITH CONTINUOUS

CIRCULATION)

Биктяков А.Ю.

(научный руководитель - профессор Оганов А.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Всложных горно-геологических условиях, особенно обусловленных «узкими» совместимыми интервалами бурения применения традиционных технологий не всегда обеспечивает безопасную и качественную проводку скважин. Одной из наиболее прогрессивных технологий является бурение на равновесии, которое предполагает постоянное поддержание забойного давления равным пластовому давлению. Гибкое регулирование забойного давления осуществляется путем создания противодавления на устье скважины, с помощью установленного вращающегося дивертора и дополнительного наземного оборудования. Применение данной технологии обеспечит безопасную проводку ствола скважины до продуктивного горизонта, увеличение механической скорости проходки и качественное вскрытие углеводородсодержащих пластов при их минимальном загрязнении, что в конечном счете влияет на дебит и соответственно на экономическую составляющую разработки месторождения.

При бурении на равновесном давлении спуско-подъемные операции могут проводится двумя способами, как традиционным способом при открытом устье, так и под давлением, используя специальное оборудование. Во втором случае, спуско-подъемные операции проводятся при закрытом вращающемся диверторе, однако наиболее эффективным решением может служить установка на устье скважины системы «непрерывной» циркуляции бурового раствора для проведения операций под давлением при которой исключается возможность выбросов углеводородов при наращивании бурильной колонны или при проведении спуско-подъемных операций.

Вработе представлен анализ преимуществ и недостатков данной инновационной технологии.

140

ПРОЕКТИРОВАНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ДЛЯ БУРЕНИЯ СВЕРХГЛУБОКОЙ СКВАЖИНЫ

(DRILL STRING DESIGN FOR ULTRADEEP WELL DRILLING)

Биктяков Т.Ю., Cтаценко А.А.

(научный руководитель - доцент, к.т.н. Балицкий В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Решением президентов России и Казахстана запланировано бурение сверхглубокой скважины на 15 000 м. в Прикаспийской впадине.

Бурение сверхглубоких скважин имеет ряд технических и технологических особенностей, включая, в первую очередь, особо сложные условия эксплуатации бурильной колонны. Основным ограничением при проводке таких скважин является превышение расчетных нагрузок над предельно допустимыми прочностными характеристиками бурильных труб, что существенно ограничивает возможности сверхглубокого бурения. Конструкция, геометрические характеристики и вес бурильных труб играют важную роль при решении подобных задач. Выбор материала и типоразмера бурильных труб является важной составляющей процесса проектировании конструкции бурильной колонны.

Применение современных алюминиевых бурильных труб (АБТ) позволяет существенно увеличить протяженность бурильной колонны за счет меньшего веса и большего коэффициента плавучести в буровом растворе при схожих геометрических размерах и прочности по сравнению с СБТ.

Вопрос включения алюминиевых бурильных труб в состав бурильной колонны при бурении сверхглубокой скважины, как наиболее подходящего типа бурильных труб, является главной темой данной работы. Были проведены прочностные расчеты для проектирования бурильной колонны.

Предложена двухступенчатая конструкция бурильной колонны, состоящая как из стальных, так и алюминиевых бурильных труб.

Выполнены проверочные расчеты на действие внешнего и внутреннего избыточного давления, а также учтено влияние геостатической температуры на прочностные свойства материала труб.

141

ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА НА ШЕЛЬФЕ АРКТИКИ ПРИ ПОМОЩИ ПОДВОДНОЙ БУРОВОЙ ПЛАТФОРМЫ

(THE TECHNOLOGY OF PRODUCTION OIL AND GAS ON THE ARCTIC SHELF BY UNDERWATER DRILLING PLATFORM )

Бобов Д.Г.

(научные руководители: д.т.н., профессор Гусейнов Ч.С., к.т.н. Калашников П.К.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Все больше и больше месторождений открывается в северных морях, но при этом и глубины тоже все больше и больше. Большая глубина является основной причиной, по которой на таких месторождениях не удается поставить гравитационные платформы. Для строительства гравитационных платформ необходимо огромное количество железобетона, а это немалые затраты. Затраты были бы куда меньше, если бы хоть одну из составляющих железобетона получилось исключить. Мы предлагаем новую технологию добычи углеводородов - подводная буровая платформа (ПБП) для бурения скважин на российском арктическом шельфе (глубоководная его часть).

Предполагается, что в будущем для добычи нефти и газа будут использовать ПБП, одновременно осуществляющие и функции добычи углеводородов. Применение ПБП имеет ряд преимуществ по сравнению со стационарными платформами. Подводная платформа не подвергается суровым воздействиям, которым подвергаются надводные платформы, т.к. она находится под водой.

В данной работе рассмотрены форма платформы, сделан расчет металлоконструкций, представлено разделение на секции. Помимо этого рассматриваются различные способы транспортировки сырья на берег, представлены варианты вспомогательных судов, которые обеспечат нормальное функционирование платформы. Просчитана стоимость сооружения платформы и период ее окупаемости.

Мы считаем, что в нынешних условиях в России необходимо создать технологию добычи, которая, во-первых, позволит осваивать весь российский арктический шельф, во-вторых, полностью будет сооружаться на российских мощностях, в-третьих, технология должна быть только российская, чтобы нефтегазовая отрасль становилась менее зависима от зарубежного оборудования, технологий и сервиса.

142

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ СКОРОСТИ ФИЛЬТРАЦИИ НА ОПАСНОСТЬ РАЗРУШЕНИЯ ПОРОД

(EXPERIMENTAL INVESTIGATION OF FLOW VELOCITY

INFLUENCE ON ROCK FRACTURING)

Богданов А.В.

(научный руководитель – профессор Григорьев Б.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

На сегодняшний день одной из проблем разработки и эксплуатации месторождений природных углеводородов является достоверный учет в проекте разработки геомеханических процессов. Использование геолого- фильтрационно-прочностных моделей позволяет оценить вероятность просадок земной поверхности над разрабатываемыми залежами, определить напряженно-деформированное состояния в разрезе предполагаемого бурения скважин, предсказать ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов за счет их разрушения и кольматации [1]. В данной работе проводились исследования влияния скорости фильтрации на возможность разрушения пород продуктивных отложений дагинской свиты одного из месторождений газа шельфа о. Сахалин в условиях равномерного и неравномерного геомеханического нагружения на скелет сухой или частично водонасыщенной породыколлектора в широком диапазоне фильтрационно-емкостных свойств. Для оценки возможности разрушения коллектора в прискважинной зоне, где депрессия на пласт достигает максимальных значений, за счет возникающего при фильтрации флюидов градиента порового давления поводились эксперименты, моделирующие проектные дебиты скважин. Было выполнено две серии экспериментов. В первой серии высушенные до постоянного веса образцы керна находились в условиях равноосного нагружения. В исследованном диапазоне скоростей фильтрации (Vг = 0 – 53 м/мин) ни один из образцов керна не был разрушен. Полученные в экспериментах скорости фильтрации превышали проектные на 2-3 порядка. Во второй серии экспериментов исследовалось влияние разноосного нагружения и остаточной воды на прочность породколлекторов. Разрушения породы в этом случае также не было зарегистрировано. В результате проведенных исследований можно сделать вывод о достаточной прочности сухих и частично насыщенных водой пород продуктивных отложений дагинской свиты при воздействии градиентов давления, соответствующих проектным скоростям фильтрации.

1. Ковалев А.Л., Шеберстов Е.В. Геомеханическая модель горного массива, содержащего разрабатываемую нефтегазовую залежь или подземное хранилище газа. // Вести газовой науки. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 1 (12). – С. 204-215.

143

ИССЛЕДОВАНИЕ КИСЛОТНЫХ СОСТАВОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

(STUDIES OF ACID COMPOSITIONS USED FOR TREATMENT OF

CARBONATE RESERVOIRS)

Бондаренко А.В., Щербаков Г.Ю. (научный руководитель - доцент Мардашов Д.В.)

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Ввиде геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение продуктивности добывающих скважин, на нефтяных промыслах применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП). Наиболее распространенным является метод обработки различными кислотными композициями. Этот вид обработок позволяет искусственно улучшить естественную проницаемость пород ПЗП путем увеличения числа и размера дренажных каналов. Для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов, используют кислотные составы (КС) на основе соляной кислоты.

Вбольшей степени эффективность проведения кислотной обработки (КО) зависит от правильного подбора состава и дизайна (давление, скорость закачки, объемы реагентов и т.д.).

Влабораторных условиях авторами были проведены физикохимические и фильтрационные исследования КС. На первом этапе была проведена принципиальная оценка возможности применения состава на основании комплекса физико-химических исследований: внешний вид, концентрация и т.д. Затем производилось ранжирование КС по их соответствию промысловым условиям применения, в результате чего были даны рекомендации по их использованию в фильтрационных испытаниях. На рисунке 1 в качестве примера представлены результаты фильтрационного эксперимента, где относительное изменение проницаемости керна после КО составило более 600%.

Рис. 1. Фильтрационный эксперимент, моделирующий КО

По разработанной комплексной методике были проведены лабораторные испытания применяемых кислотных составов. Результаты исследования могут быть использованы для повышения качества мероприятий по кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов.

144

ПЕРСПЕКТИВЫ, ТЕХНОЛОГИИ И ПРОБЛЕМЫ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ СОВМЕСТНОМ ХРАНЕНИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА И ГАЗООБРАЗНОГО ВОДОРОДА В ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ ЕСТЕСТВЕННОГО И ИСКУССТВЕННОГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ

(PROSPECTS, TECHNOLOGIES AND PROBLEMS ASSOCIATED WITH THE JOINT STORAGE OF NATURAL GAS AND HYDROGEN GAS IN UNDERGROUND STORAGE OF NATURAL AND ARTIFICIAL ORIGIN)

Бутов К.А., Ломинский Д.О.

(научный руководитель - начальник лаборатории перспективных ПХГ ВНИИГАЗ, к.т.н. Лопатин А.Ю.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Альтернативные источники энергии получают всё большую популярность в настоящее время. В частности, с помощью электролиза воды можно получить газообразный водород, который может найти широкое применение в качестве возобновляемого источника энергии в различных отраслях промышленности.

Вработе рассматривается круг проблем связанных с получением, хранением и использованием газообразного водорода в качестве энергоносителя и сырья в различных отраслях промышленности.

Использование водорода обусловлено относительной простотой и дешевизной себестоимости его производства, а также отсутствием вредных выбросов при его сгорании. Но при получении данного возобновляемого ресурса, возникает вопрос о хранении. Учитывая промышленные объемы производства водорода, наилучшим решением будет являться хранение в подземных хранилищах естественного и искусственного происхождения.

Внашей стране накоплен большой опыт хранения природного газа в выработанных месторождениях нефти и газа, водоносных горизонтах, естественных и искусственных подземных резервуарах, созданных в каменной соли. В таких структурах можно осуществлять совместное хранение природного газа и газообразного водорода с учетом факторов, которые могут осложнить этот процесс. К ряду факторов осложняющих совместное хранение относятся : диффузионное смешивание; агрессивная водородосодержащая среда; потери водорода в пласте – коллекторе.

145

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНГИБИРОВАНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В СИСТЕМАХ ДОБЫЧИ ГАЗА В ВОСТОЧНОМ РЕГИОНЕ ПРОВИНЦИИ СЫЧУАНЬ КИТАЯ

(HYDRATE INHIBITION EFFICIENCY IMPROVEMENT IN GAS PRODUCTION SYSTEMS OF EASTERN SICHUAN CHINA)

Ван Аньлунь (научный руководитель - профессор Якушев В.С.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

На востоке провинции Сычуань Китая расположены залежи природного газа, содержащего, в среднем, 2,78%~9,26% сероводорода. Однако, в некоторых залежах содержание сероводорода достигает 17%. При разработке месторождений этого региона часто возникают гидратные пробки в системах сбора газа. По статистике, в период 2005—2009гг возникло 193 гидратной пробки, значительно сократившие объем добычи газа. Для ингибирования газовых гидратов в этом регионе применяют метанол. Однако из-за большего расхода, высоких эксплуатационных затрат, ядовитости и пожароопасности применение метанола приводит к значительному снижению рентабельности и экологичности добычи газа. Следовательно, исследования по повышению эффективности ингибирования гидратообразования являются актуальными.

В данной работе предлагается сокращение расхода метанола за счет применения кинетических ингибиторов гидратообразования. Исходя из реальных промысловых данных определяются условия образования газовых гидратов и требуемые расходы ингибиторов (метанола и кинетического ингибитора VIMA-VCap) на предупреждение гидратообразования. Путем анализа и сравнения данных по трем выбранным месторождениям этого региона, установлено, что в этом регионе возможно сокращение расхода метанола за счет применения кинетических ингибиторов гидратообразования, и что эффективность этого способа ингибирования в основном зависит от содержания сероводорода в газе. В соответствии с результатами анализа разработаны рекомендации по повышению эффективности применения метанола с использованием кинетических ингибиторов для месторождений с высоким содержанием сероводорода.

146

КРИТЕРИИ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ КАЧЕСТВО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

(CRITERIA FOR DETERMINING THE QUALITY OF DRILLING INTO

PRODUCTIVE FORMATIONS)

Вафин Д.Р.

ОАО «Газпром промгаз»

Главной задачей при вскрытии продуктивных пластов является сохранение естественной проницаемости в призабойной зоне. При этом, качественное увеличение добываемого пластового флюида возможно при соблюдении определенных условий. В первую очередь – это создание буровых растворов, обладающих специфической структурой, с быстрообразующимися и быстроразрушающимися связями между компонентами раствора. Показателем, определяющим эту прочность можно принять предельное динамическое напряжение сдвига. С повышением значений ПДНС увеличивается сопротивление течению бурового раствора в канал, за счет установления более прочных связей между компонентами раствора. Другим показателем, влияющим на глубину проникновения, является перепад давления между скважиной и пластом. Регулируя перепад давления можно изменять объем фильтрующегося раствора в пласт. Наиболее оптимальные значения проникновения раствора достигаются при условии равновесия между скважинным и пластовым давлениями. Определить значения ПДНС и перепада давления между скважиной и пластом становится возможно после оценки размера проницаемых каналов породы-коллектора. Из-за дискретного характера распределения пор по величине в породеколлекторе глубина проникновения бурового раствора будет различаться. Увеличение глубины проникновения раствора в проницаемые каналы большего размера определено размерами канала, и соответственно, недостаточной прочностью внутренних связей бурового раствора, препятствующих его деформации при заданных условиях. Поэтому для оптимизации степени проникновения бурового раствора в проницаемые каналы, необходимо в первую очередь иметь программу исследований распределения порово-трещиноватых каналов по размерам в продуктивном пласте. Разрушение структуры жидкости в процессе фильтрации сопровождается кольматацией, которая является негативным фактором при вскрытии продуктивных пластов ввиду блокирования проницаемых каналов твердой фазой. Как правило наиболее сильно забиваются крупные каналы являющиеся наиболее производительными. Это снижает фильтрацию бурового раствора в пласт, но в последующем скважина недодает значительное количество углеводородов, именно из-за выключенных из процесса наиболее крупных и продуктивных проницаемых каналов.

Таким образом, регулировать проникновение бурового раствора в проницаемый канал можно при помощи реологических показателей бурового раствора и перепада давления между скважиной и пластом. Определяющим фактором при их выборе будет являться размер проницаемого канала.

147

АНАЛИЗ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ РАЗДЕЛЕНИЯ ДОБЫЧИ В СКВАЖИНАХ ПРИ СОВМЕСТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ ОБЩЕЙ СЕТКОЙ СКВАЖИН

(TOTAL WELL-NET JOINT EXPLORATION.

PRODUCTION SEPARATION UNSERTAINTLY ANALYSIS)

Ветлова А.О.

(научный руководитель - Санников И.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

При разработке многопластовых месторождений Западной Сибири обычно выделяют несколько эксплуатационных объектов, каждый из которых разбурен собственной сеткой скважин. Однако разработка некоторых, как правило, второстепенных объектов собственной сеткой скважин экономически не целесообразна. На таких объектах значительную часть фонда составляют скважины, в которых ведется совместная добыча с двух и более объектов.

При разработке многопластовых залежей скважинами без специального оборудования для раздельного учета добычи по пластам, контроль отборов по каждому из пластов неоднозначен. С уверенностью можно говорить только о суммарном отборе по скважине, так как каждый пласт характеризуется собственными, отличными от других пластов, свойствами, и процесс разработки может существенно изменить распределения фильтрационных потоков и давления.

Проблема повышения достоверности разделения добычи по скважинам на месторождениях является одной из важнейших для корректного анализа разработки пластов и дальнейшего планирования мероприятий по увеличению нефтеотдачи.

Целью данной работы является анализ особенности совместной эксплуатации пластов общей сеткой скважин и оценка неопределенности разделения исторической добычи по пластам на выбранном объекте месторождения Западной Сибири.

В данной работе представлен анализ промысловых данных по скважинам, с разделением добычи по каждому из объектов, и анализ неопределенности исходных данных о добыче.

148