Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

СЛОЖНОСТИ ПРИ БУРЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ДЕВОНСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ В ОАО «ТАТНЕФТЬ»

HORIZONTAL WELL DRILLING DIFFICULTIES FOR DEVONIAN FORMATIONS AND SOLUTION APPROACHES IN OAO “TATNEFT”

Ибрагимов А.Р., Вакула А.Я., Поваляев А.И. (ОАО «Татнефть») (научный руководитель - зав. кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Хузина Л.Б Альметьевский государственный нефтяной институт

Переход месторождений Татарстана на позднюю стадию разработки потребовал изменить существующие подходы к разработке залежей нефти. Одним из решений проблемы снижения дебитов нефти стало бурение горизонтальных скважин (ГС). Бурение ГС на карбонатные отложения (верхних продуктивных горизонтов) позволило увеличить дебит нефти по сравнению с наклонно-направленными в 2-3 раза. Попытки бурения скважин на девонские пласты (нижние продуктивные горизонты) с применением этой же технологии на глинистом буровом растворе привели к возникновению обвалов стенок скважины, с последующим либо прихватом, либо самопроизвольным забуриванием нового ствола при его проработке.

Бурение ГС на девонские отложения условно разделено на два этапа:

-до вскрытия продуктивного горизонта;

-вскрытие и крепление продуктивного горизонта. Первый этап обусловлен такими трудностями как:

-наличие зон поглощений, в том числе с полным уходом;

-бурение в неустойчивых кыновских глинах и аргиллитах под большим зенитным углом (75º - 87º);

-бурение протяженного участка в интервале кыновских глин (150-200 м). При бурении горизонтального ствола по продуктивному девонскому

горизонту существуют не менее важные проблемы:

-доведение нагрузки до долота, очистка ствола от выбуренной породы;

-низкая механическая скорость бурения и большие затраты времени на спуско-подъемные операции;

-малая толщина продуктивного пласта (2-3м) и локальные изменения структурного плана (прогибы и поднятия), которые усложняют процесс бурения

итребуют использования элементов геонавигации.

Сложности при бурении по продуктивному горизонту в ОАО «Татнефть» схожи с теми, которые возникают при бурении ГС в других нефтяных компаниях. Характер и поведение скважины до момента первичного вскрытия девонского горизонта в ОАО «Татнефть» является особенным для месторождений Поволжья. В данной работе рассматриваются вопросы бурения до вскрытия продуктивного горизонта, описываются существующие проблемы прохождения кыновских аргиллитов в компании «Татнефть», а также пути их решения.

179

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

THE IMPROVEMENT OF TECHNOLOGY FIRE FLOODING

Ибрагимов И.Р.

(научный руководитель - доцент Шамаев Г.А.) Уфимский государственный нефтяной технический университет

На залежах сверхвязкой нефти, где первичная цель - уменьшение вязкости нефти с целью увеличения ее подвижности, одним из методов создания теплоты в пласте является нагнетание воздуха или технология внутрипластового горения (ВГ). Несмотря на положительные стороны процесса ВГ, ограниченная возможность управления фронтом вытеснения и малый коэффициент охвата пласта приводят к низкой успешности процесса ВГ. Анализируя мировой опыт применения ВГ из литературных источников можно отметить, что в процессе ВГ с вертикальными скважинами, гравитационное разделение между горячими дымовыми газами и холодной пластовой нефтью снижает коэффициент охвата, фронт горения проходит узким каналом и остаются зоны, невовлеченные в разработку.

Следовательно, необходима гравитационная стабилизация процесса ВГ, что возможно с использованием горизонтального отбора(рис. 1).

Рисунок - Схемы проведения технологии внутрипластового горения

Нагнетание воздуха в вертикальную скважину и отбор жидкости с горизонтальной скважины - процесс, позволяющий стабилизировать фронт вытеснения горением, что устраняет проблемы связанные с процессами ВГ в случае применения только вертикальных скважин. На начальном этапе скважины прогревают паром до достижения температуры окисления в призабойной зоне скважин. После этого вертикальную скважину переводят под непрерывную закачку воздуха, а горизонтальную – на отбор разогретой продукции. Положительные стороны процесса - устранение прорывов газа путем уменьшения объема добываемого газа, содействие гравитационного дренирования жидкости к горизонтальной добывающей скважине, уменьшение влияния неоднородности коллектора и более высокая приемистость. Рекомендуемая схема реализации ВГ позволит повысить коэффициент нефтеизвлечения.

180

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ УСТРОЙСТВ КОНТРОЛЯ ПРИТОКА НА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ТОНКОЙ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКОЙ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ СЕКТОРНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

(EVALUATING EFFICIENCY OF INFLOW CONTROL VALVES APPLYING IN GAS CONDENSATE RESERVOIR WITH THIN OIL RIM IN EAST SIBERIA BY SECTOR MODELLING)

Иванов М. Г., Чепкасова Е. В.

(научный руководитель - профессор Басниев К. С., доцент Назарова Л.Н.)

ООО «Газпром добыча Ноябрьск», РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина

Перераспределение доли традиционных запасов нефти, а именно, их уменьшение, относительно балансовых запасов в нашей стране приводит к актуализации вопросов, связанных с эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов. Увеличивается значимость нефтегазоконденсатных залежей, запасы нефти которых сосредоточены в обширных и низкопродуктивных подгазовых зонах с незначительной нефтенасыщенной толщиной продуктивных пластов.

Нефтяные оторочки обычно отличаются небольшой толщиной, что значительно усложняет процесс добычи нефти. Для таких залежей коэффициент извлечения нефти обычно составляет около 10% при традиционной схеме разработки на режиме истощения пластовой энергии. Основной причиной низких значений КИН является преждевременное формирование конусов газа и воды.

Вработе было рассмотрено влияние использования устройств контроля притока (УКП) в компоновке горизонтальных скважин, вскрывающих нефтенасыщенную часть залежи на технологические и экономические параметры разработки месторождения. Анализ эффективности применения данных устройств осуществлялся с использованием целевой функции, показывающей прирост чистого дисконтированного дохода в зависимости от технологических показателей работы скважины.

Результаты моделирования различных стратегий использования УКП

вгоризонтальных скважинах позволили сделать вывод об относительно незначительном технологическом эффекте использования этих устройств. Прирост КИН по сравнению с базовым вариантом составил около 1%. Однако экономический эффект оказался весьма существенным в результате перераспределения темпов отбора нефти, воды и прорывного газа на начальном этапе разработки.

Вработе показана эффективность применения устройств контроля притока (адаптивных УКП, газорегулирующих устройств) при разработке тонких нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных месторождений на примере месторождений Восточной Сибири.

181

ИЗМЕНЕНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРА ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ РОСТА ЭФФЕКТИВНОГО ДАВЛЕНИЯ.

(CHANGES OF PHYSICAL PROPERTIES OF RESERVOIR WHEN MODELING INCREASE OF EFFECTIVE PRESSURE)

Иванов П.Ю.

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

Разработка месторождений нефти и газа, как правило, сопровождается снижением пластового давления. Давление вышележащих пород (горное давление) при этом не изменяется, но происходит перераспределение напряжений. Часть нагрузки, которую принимал на себя, содержащийся в порах горных пород флюид будет воспринимать твердая матрица породы.

Снижение пластового (порового) давления и повышение эффективного давления является основной причиной изменений физических свойств, сопровождающих разработку месторождений УВ.

На коллекции 133 образцов горных пород дагинской свиты ЮжноКиринского НГКМ были определены их физические свойства при моделировании пластовых условий. Процесс разработки месторождения моделировали путем снижения пластового давления на 10,0МПа и, соответственно, ростом эффективного давления с 37,0 до 47,0МПа. При этом мы оценили изменения средних значений физических свойств

С ростом эффективного давления на 10,0МПа коэффициент пористости уменьшается на 0,037 абсолютных процентов или на 0,19%; параметр пористости растёт на 6,62%. Скорость продольной волны увеличивается на 1,86%, скорость поперечной волны выросла на 1,08%, объёмная плотность увеличилась на 0,056%, сжимаемость порового пространства выросла на 9,92%. Все изменения физических свойств рассчитаны относительно их величины при эффективном давлении в пласте 37,0 МПа, которые были приняты за 100%.

Получены изменения петрофизических параметров при увеличении эффективного давления в пласте и получены, в первом приближении, оценки их изменений. Следует отметить необходимость дополнительных экспериментальных испытаний образцов в термобарических условиях, моделирующих пластовые, для уточнения этих изменений, которые описываются степенными или экспоненциальными уравнениями. Эти данные могут быть использованы как для оценки изменений пластовых условий в процессе разработки месторождения по данным ГИС-контроля, так и для оценки степени изменения продуктивных горизонтов.

182

ПРИМЕНЕНИЕ БЛОКИРУЮЩИХ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПРИ ПОДЗЕМНОМ РЕМОНТЕ В УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ ТЕМПЕРАТУР

(THE APPLICATION OF BLOCKING FLUIDS FOR WELL-KILLING DURING UNDERGROUND REPAIRS, UNDER HIGH RESERVOIR TEMPERATURE CONDITIONS)

Исламов Ш.Р.

(научный руководитель - доцент Мардашов Д.В.) Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

При эксплуатации скважин нефтегазовых месторождений возникает необходимость в проведении капитального и текущего ремонта, которым зачастую предшествует процесс глушения скважин. Негативным следствием данной операции зачастую является загрязнение ПЗП и, как следствие, снижение продуктивности скважины. Таким образом, основным критерием для выбора состава жидкости глушения скважин (ЖГС) является ее способность минимизировать негативное воздействие на показатель продуктивности скважины при проведении запланированных работ.

Применение традиционных жидкостей глушения на водной основе имеет негативное последствие в виде увеличения обводненности добываемой продукции. В связи с этим в нефтегазовой отрасли актуальной является разработка новых химических методов сохранения и улучшения фильтрационных свойств продуктивного пласта, в основе которых лежит применение гидрофобизирующих растворов.

Сущность разработанных технологий заключается в использовании при глушении нефтяной скважины перед подземным ремонтом эмульсионного состава:

обратных водонефтяных эмульсий – «блокирующих составов», закачиваемых в скважину с перекрытием интервала перфорации или с продавливанием в призабойную зону продуктивного пласта, обеспечивающих сохранение ее фильтрационных характеристик, и, как следствие, сохранение продуктивности скважины.

Высокая агрегативная устойчивость разработанных технологических жидкостей обеспечивается за счет использования в их составе реагентаэмульгатора марки «ЯЛАН-Э2», который разработан и внедрен в промышленное производство совместно с ООО «Синтез-ТНП» (г. Уфа, Республика Башкортостан).

Реализация данных технологий позволит: сохранить и увеличить дебиты скважин по нефти, снизить обводнённость добываемой продукции, сократить сроки освоения и вывода скважин на режим эксплуатации, защитить нефтепромысловое оборудование от воздействия агрессивных пластовых и сточных вод.

183

К ВОПРОСУ ОБ ИЗМЕНЕНИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НА ШТАНГОВУЮ КОЛОННУ В УСЛОВИЯХ ФОРМИРОВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

(ON THE VARIATION OF HYDRODYNAMIC LOADS FOR ROD STRING IN THE STRING IN THE FORMATION OF ORGANIC DEPOSITS)

Исмагилова Д.Т.

(научный руководитель - профессор Гуськова И.А.) Альметьевский государственный нефтяной институт

В данной работе проведен анализ влияния формирования органических отложений на изменение гидродинамических нагрузок на колонну штанг на примере Альметьевской площади Ромашкинского месторождения.

Проведены исследования по изучению влияния перепада температур, который возникает из-за разницы температур продукции скважин и стенки труб, на интенсивность образования органических отложений и изменение вязкости нефти.

Измерения реологических характеристик нефтей проводили ротационным вискозиметром Rheotest RN4.1, также в работе использовалась лабораторная установка, на которой проводились исследования интенсивности образования органических отложений с использованием метода «холодного стержня».

Были построены графики изменения вязкости нефти до и после формирования органических отложений при разных температурных градиентах с учетом интенсивности нагрузки, выражаемой через градиент среза.

Выводы:

1. Установлено существенное увеличение вязкости нефти после формирования органических отложений.

2.В результате анализа зависимости интенсивности формирования органических отложений от температуры нефти установлено, что наибольшее влияние на массу формирующихся отложений оказывает не абсолютное значение температуры, а температурный перепад между жидкостью и поверхностью, на которой формируются отложения.

3.Установлено максимальное увеличение вязкости нефти после формирования органических отложений для перепада температур Т = 15°С (97,8%)

4.Выполнена оценка изменения гидродинамических нагрузок в результате увеличения вязкости нефти после выпадения органических отложений.

5.Увеличение гидродинамического трения после формирования отложений составляет от 38,98% до 93,3%.

184

ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ГАЗА НА БОВАНЕНКОВСКОМ НГКМ

В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД.

(FEATURES OF OPERATION OF THE LOW-TEMPERATURE GAS

SEPARATION AT THE BOVANENKOVSKOYE OIL AND GAS

CONDENSATE FIELD IN THE SUMMER)

Исмаилов А.И., Мельников В.Б., Давлетов К.М.

(ООО «Газпром добыча Надым», РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина,

ООО«Газпром добыча Надым»)

Вначальный период промышленной эксплуатации Бованенковского НГКМ впервые столкнулись с влиянием на технологический процесс подготовки газа НТС температуры окружающего воздуха в летний период, что необходимо будет учитывать в будущем при освоении других газовых промыслов и месторождений.

Так, в летние периоды 2013-2014 года при температуре окружающего воздуха +25…+300С турбодетандерный агрегат 20ТДА-1 работал в режиме близком к максимальному. Частота вращения ротора 20ТДА-1 составляла около 17000 об/мин. Выше чем 17000 об/мин ротор турбодетандерного агрегата уходит в состояние «авария» и тем самым ограничивает выход газа с требуемой минусовой температурой из турбодетандерного агрегата 20ТДА-1.

Таким образом, исходя из фактического состояния турбодетандерного агрегата 20ТДА-1 можно было понять, что при продолжительной температуре +25…+300С и выше турбодетандерный агрегат 20ТДА-1 мог не обеспечить нормальный температурный

технологический режим НТС. На будущее, для повышения надежности работы турбодетандерных агрегатов и НТС в целом необходимым является проведение исследовательских и инженернотехнических изысканий, направленных на дополнительное охлаждение потока газа.

В летние периоды 2013-2014 года также столкнулись с проблемой вибрации аппарата воздушного охлаждения газа 20ВХ-1, что было обусловлено повышенной температурой окружающего воздуха.

Проведенный анализ показал, что проблема заключалась в повышенной вибрации на диффузоре вентилятора, тем самым препятствуя нормальной эффективной работе двигателя. В результате не осуществлялось необходимое охлаждение газа в системе УКПГ. Вибрация корпуса диффузора вентилятора была устранена путем усиления жесткости каркаса диффузора АВО. Эксплуатация АВО с каркасом на диффузоре показала, что вибрация стала значительно меньше, и это также позволило увеличить КПД АВО газа. В последующем подобные каркасы были установлены на остальные секции АВО газа, что обеспечило стабильную работу АВО газа и НТС на УКПГ.

185

ПРИМЕНЕНИЕ МОБИЛЬНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.

Исмаилов Т.Т.

(научный руководитель - д.т.н., профессор Ермолаев А. И.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина

Множество месторождений ОАО «Газпром» находятся на завершающей стадии разработки. В статье будет рассмотрена технология распределенного компримирования с применением мобильных компрессорных установок (МКУ) для повышения эффективности разработки и достижения большего коэффициента газоотдачи. На примере сеноманской залежи Ямбургского НКГМ установлено, что ввод МКУ совместно с централизацией подачи газа способствует увеличению отбора с Ямбургской площади на 32,1 % за дальнейший период разработки по сравнению с базовым вариантом. Применение МКУ по результатам расчетов позволяет увеличить чистый дисконтированный доход на 0,8 млрд.руб. В целом отмечается, что установка МКУ на промыслах газовых залежей способствует поддержанию работоспособности скважин, шлейфов и самих промыслов, увеличивая тем самым накопленный отбор.

Мобильность установки подразумевает полную заводскую готовность оборудования и небольшие объемы строительно-монтажных работ при установке компрессорного оборудования на подготовленные основания. Компрессор, применяемый на устье скважин, создает индивидуальные условия для работы каждой из скважин блока месторождения, обеспечивает необходимый температурный режим работы, и позволяет продлить срок эксплуатации газового месторождения.

В рамках сотрудничества между ОАО «Газпром» и Siemens AG, Департаментом по добыче газа, газового конденсата (нефти) ОАО «Газпром» голландскому подразделению Siemens Nederland N.V. была поручена задача по разработке подобной компрессорной установки для увеличения срока эксплуатации месторождения. В качестве площадки для реализации «пилотного проекта» было выбрано Вынгапуровское месторождение ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

186

АНАЛИЗ ПРИЧИН ПРОИСШЕСТВИЙ ПРИ РАБОТАХ НА БУРОВЫХ УСТАНОВКАХ

(ANALYSIS OF THE CAUSES OF ACCIDENTS WHEN WORKING ON

DRILLING RIGS)

Исхаков Р. Э.

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Актуальность темы. При производстве на бурильных установках возникают чрезвычайные ситуации, которые имеют негативные последствия - гибель людей1, раненые, экологическое бедствие вследствие разлива нефти2, большие финансовые потери3. Важно знать причины происшествий при выполнении буровых работ, т.к. это поможет избежать в дальнейшем ряда негативных происшествий при бурении.

Материалы и методы исследования. В ходе поисковых запросов в системном поиске сети интернет «Яндекс» по ключевым словам: «гибель при буровых работах», «аварии на буровых платформах» мною были обнаружены и проанализированы происшествия за период с июля 2010 года по июль 2014 года. Методом сплошной выборки было выявлено 7 случаев.

Полученные результаты и их обсуждение. Нами установлены виды происшествий с работниками и полученные ими травмы. Были выявлены виды технологических нарушений и нарушения требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», в том числе и со стороны работников. Установлены виды оборудования, использование которых привело к несчастному случаю. Определены нарушения со стороны руководства работами. Проанализированы официальные выводы комиссий, расследовавших данные происшествия.

Выводы. Происшествия на буровых установках сопровождались гибелью и тяжелыми травмами рабочих. Основными технологическими нарушениями были неприменение работниками средств страховки и защиты, а также монтаж ими неисправного оборудования и нарушения технологии сборки конструкций. Во всех случаях несчастных случаях отсутствовал контроль над технологическими действиями рабочих бригады со стороны руководителя.

1http://crimelist.ru/archives/972-skprf

2http://wiki.ru/sites/katastrofy_i_chrezvychaynye_situatsii/id-articles-478844.html

3http://riskprom.ru/publ/avarijnost_na_morskikh_neftegazodobyvajushhikh_platformakh/34-1-0-130

187

К ОПРЕДЕЛЕНИЮ ХАРАКТЕРИСТИК РАБОТЫ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ МЕТОДОМ ПОТЕНЦИАЛА.

(FOR DETERMINING THE CHARACTERISTICS OF WORK OF THE

OIL WELL BY METHOD OF POTENTIAL.)

Кабанов А.О.

(научный руководитель: к.ф.-м.н., доцент Дмитриев М.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Вработе рассматриваются вопросы аналитического определения основных характеристик добывающей скважины (дебит, забойное давление, степень несовершенства) применительно к разработке реальных коллекторов нефти.

Внастоящее время накоплено большое количество аналитических методов расчета параметров работы скважин, как для случая уединённой скважины в пласте, так и в случае работы нескольких скважин. Однако все аналитические методы предполагают модельное, упрощенное представление о пласте. Модельные представления не всегда адекватно могут интерпретировать реальные условия пласта, к тому же отсутствует единая методика применения аналитических расчётов на случай работы скважины на реальном месторождении.

Для верификации существующих аналитических методов в работе используется гидродинамический симулятор Tempest MORE.

188