Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТРЕЩИНОВАТОСТИ СРЕДЫ НА ЕЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА

(IMPACT FRACTURE PARAMETRS OF THE MEDIUM AT ITS

RESERVIOR PROPERTIES)

Егоров А.В.

(научный руководитель - профессор Кадет В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

В работе рассмотрена модель трещиноватой среды с хаотически распределенными в ней тонкими дисковыми трещинами. Трещины имеют одинаковое раскрытие b, изотропно ориентированы в пространстве, их радиусы r имеют плотность распределения f(r), причем b<<r.

Расчеты проведены на основе теории перколяции. При этом испузьзуются свойства 3D-решетки, в которой трещины являются связями, а пересечение 2 трещин образует узел.

Построена модель, позволяющая установить зависимость проницаемости от функции распределения плотности вероятности, раскрытия трещин и концентрации.

Проведены расчеты проницаемости для 3 частных случаев функции плотности распределения вероятности трещин по радиусам (0<r<rm): равномерное распределение; распределение с экстремумами; экспоненциальное распределение. В результате получено выражение вида:

Графики зависимости проницаемости от максимального радиуса трещин и концентрации представлены на (рис.1):

Рис.1.

Показано, что в рассмотренных случаях на проницаемость среды наибольшее влияние оказывают включения наибольшего размера. Также видно, что для трещиноватых пластов справедлив традиционный характер взаимосвязи проницаемости и пористости. (с учетом того, что m~b): K~m3

169

АРКТИЧЕСКИЕ ШЕЛЬФОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ/

(ARCTIC OFFSHORE FIELDS)

Егоров Ю.П.

(научный руководитель - доцент Балицкий В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкнина.

Россия - пионер освоения Арктики.

Наши предки в XVII веке начали исследовать Арктику, мы - их потомки по сей день, продолжаем осваивать ресурсы Арктической зоны.

Арктика представляет собой огромное пространство с колоссальными запасами природных ресурсов. По оценкам экспертов, общий объем неразведанных нефтегазовых запасов арктического шельфа составляет порядка 413 млрд баррелей нефтяного эквивалента, или около 22 % совокупных неразведанных запасов традиционных углеводородов в мире.

Арктика является кладезю, за которую сейчас ведётся борьба (за права на морские акватории).

В данной работе, рассматриваются перспективы, проблемы и особенности арктических шельфовых месторождений, а так же экономическую целесообразность.

Арктические шельфовые месторождения, безусловно, являются перспективными, но рентабельны ли они при нынешней цене на нефть? Российские арктические проекты ориентированы на стоимость 100 долларов за баррель. Цены отодвинут сроки ввода арктических шельфовых месторождений нефти в разработку.

Помимо высокой стоимости добычи нефти, одной из проблем является обеспечение безопасности и охраны окружающей среды.

Признаю, что моя работа будет реферативного типа, поскольку это моя первая научная работа и делал я её не столько для выступления, а сколько для собственного интереса и любознательности.

170

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОВЕДЕНИЯ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПЕРМСКОГО КРАЯ

(ANALYSIS OF THE RESULTS OF THE ACID TREATMENT IN CARBONATE RESERVOIRS IN THE FIELDS OF PERM REGION)

Елисеев И.Ю., Иванов Д.Ю.

(научный руководитель - – к.т.н., доцент Поплыгин В.В.) Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Кислотные обработки являются одним из наиболее распространенных методов повышения нефтеотдачи пласта в связи с высокой эффективностью, относительной простотой и малой стоимости технологического процесса. В работе рассмотрены результаты проведения кислотных обработок составами ДН-9010 и ИТПС для интенсификации добычи нефти в скважинах, приуроченных к Башкирскому горизонту на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Выполнена оценка влияния технологических параметров пластов на эффективность кислотных обработок путем сравнения дебитов скважин до и после кислотной обработки. Произведен сравнительный анализ дебитов нефти после обработки составами ДН-9010, ИТПС с дебитами нефти, предшествующими кислотной обработке. Для оценки технологического эффекта построены диаграммы дебита. Установлено, что положительный технологический эффект наблюдается на всех скважинах и не зависит от начального дебита. Выявлена зависимость прироста дебита нефти с одного метра эффективной толщины пласта от объема реагента, закаченного в один метр пласта. В рамках оценки эффективности кислотных обработок произведен расчет радиуса проникновения реагента вглубь обрабатываемого пласта. Оценка изменения обводненности каждой скважины была проведена путем построения соответствующей диаграммы, в ходе анализа которой было установлено, что на 83% скважин обводненность увеличилась.

171

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА НА ПРИМЕРЕ ОРЕНБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(FEATURES OF THE CARBONATE RESERVOIR DEVELOPMENT

BASED ON THE ORENBURG FIELD EXPERIENCE)

Еремеев Д.М.

ЗАО "Газпром нефть Оренбург"

Динамика запасов нефти в мире за последние 40 лет фиксирует смещение баланса в сторону месторождений, приуроченных к продуктивным карбонатным отложениям. Эти изменения наглядно демонстрируют необходимость понимания процессов в области формирования и разработки карбонатного коллектора.

В основу концепции разработки Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (далее - ВУ ОНГКМ) заложен принцип расположения сетки горизонтальных стволов с постоянным шагом в азимуте, перпендикулярном направлению развития трещиноватости.

Целью данной работы является формирование средства прогнозирования распределения и методики адаптации сетки разбуривания для максимально эффективного размещения проектных скважин в зонах трещиноватости, представляющих наибольший практический интерес и в значительной степени определяющих эффективность разработки карбонатного коллектора.

Увеличение эффективности разработки за счет ввода новых скважин невозможно без комплексирования всех имеющихся данных:

-сейсморазведка;

-ГДИС;

-ПГИ;

-ГИС;

-керновые исследования.

Сформированная на основания этих данных концепция определяет принципы выделения и ранжирования зон трещиноватости, а также позволяет подобрать наиболее оптимальное положение скважины в этой зоне. Внедрение адаптивной сетки разбуривания, является важнейшим этапом формирования комплексного подхода к системе разработки карбонатного коллектора.

172

МЕТОД РАЗРАБОТКИ ТЯЖЁЛЫХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ С ПОМОЩЬЮ, УСОВЕРШЕНСТВОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

(THE METHOD OF DEVELOPMENT A HEAVY OIL AND OIL SANDS WITH HELP OF IMPROVEMENT TECHNOLOGY STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE)

Ерёменко Б.А.

Уфимский государственный нефтяной технический университет В последнее время, многие нефтяные месторождения испытывают постепенное

истощение запасов традиционной «лёгкой», поэтому нефтяные компании уделяют большое внимание развитию методов разработки месторождений тяжёлых нефтей (ТН) и природных битумов (ПБ). Пристальный интерес к совершенствованию данных методов вызван постоянным ростом цен на углеводородное сырьё.

Большая часть мировых запасов тяжёлой нефти и природных битумов находится в Канаде, России, и Венесуэле. На сегодняшний день, Россия занимает третье место по запасам тяжёлых нефтей и природных битумов, при этом степень вырабатанности их очень низка. Добыча такого сырья требует нестандартного и уникального подхода. Существуют различные способы разработки залежей ТН и ПБ, которые отличаются по технологическим, техническим и экономическим показателям. Эти способы классифицируются на 3 группы:

карьерный и шахтный способы разработки

«холодные» способы добычи

тепловые методы добычи

Применимость любой из этих технологии обусловлена геологическим строением и условиями залегания пластов, физико – химическими свойствами пластового флюида, запасами и состоянием углеводородного сырья, климатическими, географическими условиями и т.д.

Классическая технология парогравитационного воздействия (SAGD) требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой. Скважины бурятся через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Длина горизонтальных стволов достигает 1000 м, а расстояние между двумя скважинами, может составлять от 5-10 метров.

Через верхнюю скважину производится закачка пара в пласт, а через нижнюю осуществляется отбор нефти. Нагреваясь, нефть под действием сил гравитации поступает в нижнюю скважину, где в последующем отбирается насосами на дневную поверхность. Причём, рост паровой камеры вверх происходит до тех пор, пока она она не достигнет кровли пласта, после чего она будет расширяться в стороны. При этом нефть находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой.

При использовании классической технологии SAGD, требуются стадии предварительного прогрева, где производится циркуляция пара в обеих скважинах в течение нескольких месяцев.

Следует отметить, что при применении данной технологии получения пара, используемого для извлечения тяжёлой нефти, в сумме сжигается порядка 20% мировой добычи природного газа, что приводит к нерациональному использованию этого топлива, а также наносится вред окружающей среде из-за выбросов углекислого газа, образующегося при сжигании природного газа.

Усовершенствование технологии парогравитационного воздействия подразумевает использование комбинированной солнечной и ветряной энергии, которая в свою очередь поможет достигнуть таких результатов, как:

замещение ископаемого топлива возобновляемыми источниками энергии

повышение экономической эффективности технологии

реализация «неистраченного» природного газа приносит дополнительную

прибыль

173

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ УСШН С ЦЕПНЫМ ПРИВОДОМ

(ENERGY EFFICIENCY RESEARCH OF THE SUCKER ROD PUMPS

WITH CHAIN DRIVE)

Есипов М.В., Сагдатуллин А.М. (научный руководитель – д.т.н. Муравьева Е.А.)

Альметьевский государственный нефтяной институт

Актуальность. Поздняя стадия разработки месторождений характеризуется необходимостью разработки новых подходов к эксплуатации и подбору оборудования эксплуатируемых добывающих скважин, обеспечивающих добычу нефтегазовой эмульсии в осложненных условиях при наименьших затратах. Особенностью месторождений на поздней стадии разработки является высокая обводненность нефтяных скважин, в дебите которых более 50 % составляет нагнетаемая в систему поддержания пластового давления жидкость.

Как правило, высокообводненные скважины со средними и высокими дебитами эксплуатируются одним из механизированных способов – с помощью установок электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН). Вследствие невысокого коэффициента полезного действия (КПД) затраты электроэнергии на добычу нефти с помощью УЭЦН значительно высоки, при этом потери в погружном электронасосе возрастают обратно пропорционально скорости вращения ротора электродвигателя из-за уменьшения КПД УЭЦН на низких оборотах его вращения.

Целью данной работы является анализ энергоэффективности вспомогательного оборудования УСШН для добычи нефти с цепным приводом.

По рассчитанной диаграмме потребления энергии механизмом (системой) за половину цикла работы можно сделать вывод, что потребление энергии станком-качалкой на 15-20 % превышает потребление энергии цепного привода за половину цикла работы, т.е. за один ход.

В заключение можно сделать следующие выводы:

-проведен анализ энергоэффективности станка-качалки и цепного привода аналогичных по характеристикам, согласно которому можно сказать, что цепной 15-20 % более экономичный тип привода;

-цепной привод является более совершенным во многих аспектах эксплуатации установок штанговых скважинных насосов и может являться наиболее эффективной заменой установок электроцентробежных погружных насосов, а также балансирными станков-качалок при дополнительных исследованиях.

174

МЕТОДИКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДОБЫЧИ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ И ПОПУТНОГО ГАЗА ДЛЯ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, НА КОТОРЫХ ОТСУТСТВУЕТ ВОЗМОЖНОСТЬ ПОКОМПОНЕНТНОГО УЧЕТА ПРОДУКЦИИ

(APPROACH FOR SEPARATION OF RECOVERY LIQUID HYDROCARBONS AND ASSOCIATED GAS FOR OIL, GAS AND CONDENSATE FIELDS WITHOUT POSSIBILITY OF COMPONENT WISE ACCOUNTING PRODUCTS)

Зайцев А.В.

(научный руководитель - – начальник Отдела проектирования и мониторинга разработки месторождений Большехетской впадины Мавлетдинов М.Г.)

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

Разработка нефтесодержащих объектов, осложненных наличием газовых шапок, неизбежно сопровождается прорывами свободного газа через добывающие скважины. При этом добывается углеводородная смесь, состоящая из нефти, конденсата, свободного и растворенного газа. Ввиду особенностей поверхностного обустройства многих месторождений, учет продукции ведется только по жидким и газообразным углеводородам, которые впоследствии относят к нефти и газу соответственно. Для месторождений на поздних стадиях разработки актуальным вопросом является довыработка запасов углеводородов с использованием уплотняющего бурения и зарезок боковых стволов в зоны локализации остаточных подвижных запасов.

Для корректной оценки текущей выработки пластов и выявления зон локализации запасов необходимо выполнить разделение добычи ЖУВ и газа на нефть, конденсат, растворенный и свободный газ.

Для реализации этой задачи была разработана методика распределения добычи ЖУВ и газа на основании промысловой отчетности (месячных эксплуатационных рапортов (МЭР), технологических режимов работы скважин (ТР), данных о замерах пластовых давлений и исследований скважин), которая включает в себя три этапа, в каждой из которых решаются определенные задачи:

1.На первом этапе был составлен алгоритм и написана программа на языке программирования – Visual Basic. Результатом расчета программы является покомпонентное распределение добываемой продукции по скважинам.

2.Второй этап заключается в выполнении анализа скважин, по которым выявлены некорректные объемы газа, и производится перераспределение добычи по объектам.

3.На третьем этапе производится окончательное распределение ЖУВ и газа по скважинам и построение карты остаточных подвижных запасов нефти.

175

РАСЧЁТ ТЕМПЕРАТУРНОГО ПОЛЯ В ПЛАСТЕ ПРИ ЭЛЕКТРОПРОГРЕВЕ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

(CALCULATION OF TEMPERATURE FIELD IN RESERVOIR AT

ELECTRIC HEATING OF PRODUCING WELLS)

Должиков А.С., Зверева И.С. (научный руководитель - доцент Тютяев А.В.)

Самарский государственный технический университет

При бурении и последующей эксплуатации нефтяных скважин в призабойной зоне образуются органические и неорганические структуры, приводящие к повышению фильтрационного сопротивления и снижению производительности скважин. Для снижения фильтрационного сопротивления и восстановления потенциальной производительности скважин необходимо разрушение этих структур в процессе физикохимической обработки. Применяемые для этого тепловые методы интенсификации притока скважинной жидкости часто необоснованны, параметры этих методов неоптимизированны и имеют низкую эффективность.

В связи с этим возникает необходимость построения и анализа простой математической модели прогрева скважины и пласта и проведения с помощью этой модели оценки эффективности, например, электропрогрева скважины.

Рассмотрена плоско-радиальная однотемпературная задача распространения тепла от нагреваемой скважины в пласт и фильтрационного течения холодного флюида к скважине. Разработана математическая модель неизотермического течения вязкой жидкости к скважине, включающая уравнения переноса тепла в цилиндрических координатах, уравнение неразрывности, закон Дарси для скорости фильтрации жидкости. Зависимость вязкости от температуры принималась экспоненциальной. Поставленная задача решалась методом конечных разностей по неявной схеме. Оценки показывают, что время гидродинамической стабилизации намного меньше тепловой. Поэтому, для решения тепловой задачи, можно выбрать развитый профиль течения под действием постоянного градиента давления.

Анализ показал, что профиль температуры в пористой среде сильно зависит от начальной скорости фильтрации жидкости-критерия Пекле, отношения конвективного теплопереноса к кондуктивному. При больших значениях Пекле конвективный поток холодной фильтрующейся жидкости прижимает зону прогрева к скважине, при малых – зона прогрева определяется теплопроводностью пористого скелета.

176

ПРИМЕНЕНИЕ САЙКЛИНГ-ПРОЦЕССА В ПЕРИОД РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ЦЕЛЬЮ ПОЛУЧЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ПРИБЫЛИ ОТ РЕАЛИЗАЦИИ КОНДЕНСАТА

(APPLICATION OF CYCLING PROCESS WHILE DEVELOPING THE OIL RIM OF OIL-GASCONDENSATE FIELD TO OBTAIN AN ADDITIONAL REVENUE FROM CONDENSATE SELLING)

Земзюлин Е.В.

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

При разработке газокондестаных месторождений с нефтяной оторочкой в первую очередь добыча осуществляется из нефтяной зоны, затем – из газовой. При такой очередности ввода в разработку происходят потери конденсата в пласте из-за снижения давления в газоконденсатной зоне при разработке залежи на истощение. Альтернативой этому варианту является разработка газоконденсатной залежи с поддержанием пластового давления путем обратной закачки сухого газа в пласт.

Во время разработки нефтяной оторочки имеет смысл параллельно организовать сайклинг-процесс в газоконденсатной части. Это позволит дополнительно извлечь конденсат без снижения пластового давления в залежи и получить дополнительную прибыль от его реализации.

Вработе предлагается рассмотреть вариант применения сайклингпроцесса в газоконденсатной части залежи, который начинается после добычи половины извлекаемых запасов нефти. При этом часть кустов на период сайклинг-процесса предлагается перевести в фонд нагнетательных скважин.

Экономическая эффективность такого проекта будет зависеть от соотношения выгод и затрат. Т.к. для нагнетания газа в пласт потребуется строительство компрессорной станции, то существенная доля капитальных вложений переносится на более ранний период. Однако эти затраты будут частично компенсированы за счет реализации дополнительно добытого конденсата. Кроме того, приобретенные компрессоры в дальнейшем могут быть применены на дожимной компрессорной станции в период падающей добычи.

Вработе проведена оценка экономической эффективности предложенного варианта. А также рассмотрены возможности оптимизации разработки залежи с точки зрения максимизации экономических выгод от реализации предложенного варианта разработки.

177

ПРИМЕНЕНИЕ РАСТВОРИТЕЛЕЙ ПРИ ДОБЫЧЕ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ МЕТОДОМ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНИРОВАНИЯ

(PRODUCTION HEAVY OIL BY SAGD WITH SOLVENTS )

Ибрагимов И.Р.

Уфимский государственный нефтяной технический университет

При разработке месторождений сверхвязкой нефти широкое применение получила технология парогравитационного дренирования. Недостатками данной технологии являются неоднородное формирование паровой камеры, медленное её расширение и неравномерный охват по площади. Для устранения этих недостатков используют комплексную закачку пара и растворителя.

В концепции процесса парогравитационного дренирования с растворителем углеводородный растворитель определенной концентрации закачивается в поток пара. Для того, чтобы модификация пара добавкой холодного растворителя не ухудшила процесс гравитационного дренирования, необходимо установить ее оптимальную концентрацию для совместной закачки исходя из условия сохранения оптимальной температуры в паровой камере. Результаты приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Результаты подбора растворителя

Установлено, что дальнейшее увеличении концентрации растворителя приводит к не рентабельности данной технологии. Поэтому предлагается концентрацию нагнетаемого совместно с паром растворителя дозировать в 1 % массового. При такой концентрации растворителя паронефтяное отношение уменьшается до 3,0 т/т что считается приемлемой в сегодняшних рыночных условиях. Обладая высокой растворяющей способностью, растворитель доотмывает оставшуюся после прохождения фронта теплоносителя нефть, что позволяет увеличить добычу нефти и коэффициент извлечения нефти.

178