Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

(IMPROVING THE EFFICIENCY OF WAG ON LOW-PERMEABILITY

RESERVOIRS)

Казаков К. В., Бравичев К. А.

ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг", РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина

Одним из осложнений при водогазовом воздействии на нефтяной пласт является снижение приёмистости нагнетательной скважины по воде после цикла закачки газа. Это обусловлено образованием в пласте остаточной газонасыщенности, которая снижает фазовую проницаемость воды в области пласта вокруг нагнетательной скважины. Для низкопроницаемых, в особенности сильно гидрофильных коллекторов, в которых и при обычном заводнении приёмистость нагнетательных скважин может быть относительно низкой, это может приводить к существенному падению пластового давления в период полуцикла закачки воды из-за недокомпенсации отбора жидкости закачкой и, соответственно, снижению добычи нефти. А при низкоинтенсивных системах разработки с высоким соотношением добывающих и нагнетательных скважин такая проблема может иметь место и на пластах с достаточно высокой проницаемостью. В то же время, исследование водогазового воздействия на керновых моделях показывает, что для низкопроницаемых коллекторов прирост коэффициента вытеснения при водогазовом воздействии по сравнению с заводнением является наибольшим.

В работе предложена технология интенсификации водогазового воздействия, позволяющая в значительной степени предотвратить снижение приёмистости по воде после цикла закачки газа, что достигается снижением остаточной газонасыщенности в прискважинной зоне пласта за счёт объёмных эффектов.

Предлагается после цикла закачки газа останавливать нагнетательную скважину на краткосрочный период (в этот период происходит объёмное расширение газа из-за снижения пластового давления вокруг нагнетательной скважины), далее осуществляется закачка воды с минимальной репрессией на пласт (в этот период происходит вытеснение подвижного газа из области пласта вокруг нагнетательной скважины при небольшом пластовом давлении), после чего осуществляется переход к закачке воды на рабочей репрессии (в этот период происходит сжатие оставшегося в прилегающей к нагнетательной скважине зоне пласта газа за счёт роста пластового давления и снижение остаточной газонасыщенности до минимальных значений). Далее циклы закачки воды и газа повторяются.

Эффективность предложенной технологии водогазового воздействия подтверждается расчётами на секторной гидродинамической модели.

189

СПОСОБ СОВМЕСТНОЙ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ И ТУРОНСКОЙ ЗАЛЕЖЕЙ ЮЖНО-РУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(METHOD OF JOINED DEVELOPMENT OF SENOMANIAN AND TURONIAN DEPOSITS OF THE YUZHNO-RUSSKOE FIELD)

Карпов М.А.

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

Эксплуатация туронских отложений вертикальными скважинами не позволяет получить дебиты скважин, достаточные для рентабельной разработки этих отложений. Для интенсификации притока газа к скважинам можно использовать различные технологические приемы: горизонтальные скважины, зарезку боковых стволов, гидроразрыв пласта (ГРП). Предполагается, что один из таких способов используется. Увеличение дебита скважин, дренирующих туронские отложения, позволит увеличить добычу из сеноманских залежей. С этой целью предлагается следующая совместная эксплуатация туронской и сеноманской залежей, которую можно осуществить посредством фонтанных труб, предварительно изолировав пласты пакерами. На поверхности потоки газа из сеноманской залежи и туронской залежи совмещаются в единый шлейф в эжекционной установке. Объединение допустимо потому, что составы газов практически идентичны по составу. Данный факт так же позволяет использовать существующую систему сбора и подготовки для газа с обоих горизонтов.

В итоге, выделим следующие преимущества от внедрения представленных предложений:

1.Экономия средств, которые могли быть потрачены на создание отдельной системы обвязки для скважин, эксплуатирующих туронскую залежь.

2.Повышение коэффициента извлечения газа сеноманской залежи за счёт эксплуатации скважины, дренирующей сеноманские пласты, с меньшим устьевым давлением, которое затем с помощью эжектора повышается.

3.Повышение дебита скважин, пробуренных в туронской залежи за счёт проведения ГРП (или другого мероприятия по интенсификации притока).

4.Повышение качества осушки сеноманского газа в абсорбционных установках, за счёт повышения давления газа в системе «скважина – УКПГ».

190

АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ШУРТАН

(ANALYSES OF MAIN PARAMETERS OF SHURTAN GAS AND

CONDENSATE FIELD DEVELOPMENT)

Касымов К.Х.

(научный руководитель - к.т.н. Котлярова Е.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Газоконденсатное месторождение (ГКМ) Шуртан, открытое в 1874 г. и введённое в разработку в 1980 г, расположено на территории Гузарского района Кашкадарьинской области Республики Узбекистан.

Промышленная газоносность месторождения приурочена к рифовым карбонатным отложениям верхнеюрского возраста. По литологическим признакам выделены три подсчетных объекта (снизу-вверх): XVПодрифовый горизонт; XVРифовый горизонт; XVНадрифовый горизонт. Все газоносные горизонты гидродинамически связаны между собой и имеют отличительные фильтрационно-емкостные свойства.

Газ месторождения Шуртан по большей части метановый (молярная доля 89-90%) малосернистый, концентрация сероводорода - 0,08 %. Текущее потенциальное содержание конденсата - 29,7 г/м3 и продолжает снижаться согласно данным полученным в PVT бомбе, приближаясь к давлению максимальной конденсации.

К настоящему моменту (ГКМ) Шуртан находится на завершающей стадии разработки. На данном этапе, характеризующимся большим содержанием низконапорного газа, на забое скапливается жидкость (конденсационная и пластовая вода, углеводородный конденсат), которая из-за низкой скорости потока газа полностью не выносится на поверхность. В результате имеет место самозадавливание скважин, что привело к выбытию из эксплуатации 15 газодобывающих скважин за период 2010-2013 г.г. Несмотря на это по данным пьезометрических скважин и данных ГИС режим разработки месторождения все еще остается газовый, что свидетельствует о слабом проявлении водонапорного режима.

Актуальность. В период падающей добычи углеводородов, когда происходит интенсивное обводнение скважин (вследствие чего увеличиваются затраты на ремонтно-восстановительные работы), для месторождений с большим периодом разработки наиболее актуальным является качественный анализ проектировщиком поступающей геологопромысловой информации. В связи с этим на проектировщиков накладывается еще большая ответственность в принятии решений при проектировании месторождений на данный период.

Цель работы. На базе обобщенных результатов промысловых, газодинамических и газоконденсатных исследований за истекший период разработки проанализировать основные особенности газоконденсатного месторождения Шуртан и выдать качественный долгосрочный прогноз.

191

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОВТОРНЫХ ОПЗ В УСЛОВИЯХ БЕРЕЗОВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(ANALYSIS OF THE EFFECTIVENESS OF REPEATED BOTTOMHOLE TREATMENT UNDER BEREZA AREA ROMASHKINSKOYE FIELD)

Кашапова А.С.

(научный руководитель - старший преподаватель Рыбаков А.А.) Альметьевский государственный нефтяной институт

В работе рассматриваются первичные и повторные обработки призабойной зоны в условиях Березовской площади Ромашкинского месторождения на примере НГДУ «Альметьевнефть». Данная тема, на мой взгляд, является актуальной, так как в последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых заглинизированных терригенных коллекторах, в процессе разработки которых проницаемость еще больше снижается, и происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти. Поэтому одной из основных задач при нефтедобыче из этих пластов является восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП. Из-за этого увеличивается роль методов воздействия на добычу нефти.

В условиях разработки нефтяных месторождений РТ в ОАО «Татнефть» постоянно идет поиск эффективных путей повышения нефтеотдачи и восстановления нерентабельности добывающих и нагнетательных скважин. Для этого используют различные методы ОПЗ. Обработка призабойной зоны является методом интенсификации притока.

Вработе проанализирована динамика коэффициентов продуктивности по скважинам Березовской площади Ромашкинского месторождения до и после проведения различных технологий первичных и повторных ОПЗ, а именно ГРП, термобароимплозионное воздействие, депрессионная перфорация, растворитель «МИА-ПРОМ». Проведен ассоциативный и многофакторный анализ влияния факторов на технологическую эффективность различных технологий ОПЗ. Были произведены расчеты технологической эффективности первичных и повторных обработок призабойной зоны с использованием различных методик.

Врезультате произведенных расчетов сделаны выводы о необходимости проведения повторной обработки призабойной зоны.

192

АНАЛИЗ КОЭФФИЦИЕНТА НАПОЛНЕНИЯ ПЛУНЖЕРНОГО СКВАЖИННОГО НАСОСА

(ANALYSIS OF COEFFICIENT OF FILLING OF THE PLUNGER

BOREHOLE PUMP)

Кашапова Д.И.

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

Оценку работоспособности глубинного штангового насоса ведут по коэффициенту подачи.

Коэффициентом подачи задаться нельзя. Но, определив его значение, следует принять меры по его увеличению, так как при коэффициенте подачи, равном 0,3, установка будет подавать 30% от расчетной подачи, а

при 0,6 – уже 60%.

На коэффициент подачи насоса в значительной степени влияют: вязкость откачиваемой среды; количество свободного газа в эксплуатационном потоке; содержание воды в откачиваемой среде; выделение газа при всасывании; входное давление на насосе; зазор между плунжером и цилиндром насоса; вредное пространство насоса; степени износа уплотнительных поверхностей в насосе; скорость откачки.

Коэффициент подачи не всегда менее единицы. Многие факторы, оказывающие влияние на его величину, известны, но некоторые из них оставлены без внимания или недооценены. Работу глубинных штанговых насосов следует анализировать, исходя из зависимости подачи от коэффициентов его характеризующих.

Из этого исследования можно сделать вывод о том, что особое внимание следует уделить коэффициенту наполнения.

Таким образом, при анализе работы УГШН факторы, оказывающие влияние на коэффициент наполнения и коэффициент подачи насоса, необходимо рассматривать отдельно, однако в определенных ситуациях и вкупе.

В работе особое внимание уделяется анализу зависимости коэффициента наполнения от коэффициента мертвого пространства К и газового числа в цилиндре насоса ц при постоянном газовом числе в мертвом пространстве м,равном нулю.

193

ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРО-МЕХАНИЧЕСКОГО ЩЕЛЕВОГО ПЕРФОРАТОРА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УЗБЕКИСТАНА

(THE USE OF HYDROMECHANICAL SLIT PUNCH TO THE

FIELDS IN UZBEKISTAN)

Каюмов И.Р.

(научный руководитель - профессор, д.т.н. Зозуля В.П.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г.Ташкенте

В результате исследований были определены сравнительные характеристики кумулятивного метода гидромеханической щелевой перфорации: при кумулятивном методе показатель площади вскрытия на один погонный метр колонны равен 0,0053 м2; а в ГМЩП с формированием 2-х щелей – 0,024 м2; Глубина проникновения в пласт в кумулятивном методе – 0,75 м, а в ГМЩП – щель шириной 10-12мм; Фугасность в ГМЩП отсутствует, а в кумулятивном методе очень высока. Таким образом, по всем изученным показателям ГМЩП доказывает свою эффективность в сравнении с кумулятивным методом.

При помощи данного метода были проведены ряд исследований, которые подтвердили его эффективность. Тому доказательством могут быть результаты проведения ГМЩП на скважинах НГДУ «Нурлатнефть». После изоляции данного продуктивного горизонта проведен переход на верхний тульский горизонт, эффективная толщина которого составляет 5 метров. Вторичное вскрытие произведено с помощью ГМЩП. После приобщения верхнего пласта дебет составил 5,5 т/сут при весовой обводненности 35%. Скважина №10105 была эксплуатирована в интервале 1386,6-1391,0 м. При обводнении на 98,5% скважина 6 месяцев подряд работала с дебитом нефти 0,7т/сут. После изоляции данного горизонта и перехода на верхний горизонт в интервале 1381,,-1383,3 м. скважина стала работать с дебитом 14,2 т/сут при обводненности продукции 40,7%. Вторичное вскрытие пласта проводилось с помощью ГМЩП.

Таким образом, данный способ безударного вскрытия продуктивного пласта, который не дает преждевременному обводнению, исключает разрушение крепи скважин. При этом предлагаемая новая Российская технологическая разработка ГМЩП, снижает затраты времени и средств на их вскрытие по сравнению с другими методами перфорации в среднем в 2-3 раза. А так же существенно повышает продуктивность, за счет сведения к минимуму негативного воздействия на продуктивный пласт, снижает риски при проведении перфорационных работ, а также гарантирует получение дополнительной прибыли в виде интенсификации притоков углеводородов из скважины.

194

ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ И ИХ ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ

(STUDIES FORMATION GASCONDENSATE SYSTEMS

AND THEIR PHASE STATE)

Керимова А.Г.

(научный руководитель - профессор Рамазанова Э.Э.) НИИ “Геотехнологические проблемы нефти, газа и химия”

Экспериментальные исследования газоконденсатнонефтяных систем требуют больших трудовых затрат и времени для их осуществления, кроме того, для приведения их в однофазное газовое состояние в большинстве случаях требуется высокое давление. При этом полученная информация не всегда удовлетворяет исследованиям пластовых систем. В связи с этим, в последние десятилетия особенное внимание уделяется разработке аналитических и экспериментально-аналитических методов исследования

коэффициенты фазового равновесия. Это приводит к повышению погрешностей расчетов.

При больших глубинах (ниже 1500 м) в газах содержатся, относительно, большое количество высококипящих углеводородов (пентан

ивыше), которые приводят к ретроградным явлениям в пласте до начала разработки. Как правило, с увеличением глубины залегания в пластовых газах увеличивается потенциальное содержание тяжелых углеводородов

(С5+). На самом же деле, потенциальные содержания углеводородов зависят от условий образования залежи. Однако, при повышении давления

итемпературы в природных углеводородных системах, состоящих, в основном, из парафиновых углеводородов, увеличивается, также количество тяжелых углеводородов.

Составы пластовых газоконденсатнонефтяных систем могут быть сложными и в зависимости от условий их образования могут быть различными, которые и являются основными причинами разнообразия их в пластовых условиях.

195

СОЗДАНИЕ ЕДИНОЙ СИСТЕМЫ РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА

(CREATING A UNIFIED ACCOUNT OF TECHNOLOGICAL PARAMETERS OF DEVELOPMENT OF DEPOSITS ON THE ARCTIC SHELF)

Киян М.М., Киян П.И.

(научный руководитель - к.т.н. Дуркин С.М.) Ухтинский государственный технический университет

Освоение ресурсов нефти и газа в пределах континентальных шельфов морей и океанов является актуальной проблемой, от решения которой во многом зависит прирост запасов и рост добычи углеводородов не только в России, но и во многих других странах.

В работе рассмотрены перспективы освоения нефти и газа на Арктическом шельфе. Россия в настоящее время находится на пороге промышленного освоения запасов нефти и газа на континентальном шельфе. Она располагает 22% площади шельфа Мирового океана, 80-90% из которого считаются перспективными для добычи углеводородов. Около 85% запасов топливно-энергетических ресурсов приходится на шельф арктических морей. Значительная часть месторождений на Арктическом шельфе по размерам входят в классификацию огромных, гигантских и очень гигантских. Суммарные прогнозные запасы нефти и газа на шельфе России в пересчете на условное топливо составляет более 100 млрд тонн.

Представлены характерные особенности освоения морских нефтегазовых месторождений с учетом суровых природно-климатических и гидрометеорологических условий. Рассмотрен процесс сбора углеводородов с месторождения Арктического шельфа.

Особенно актуальной задачей является разработка средств проектирования таких сложных и уникальных месторождений углеводородов Арктического шельфа. На сегодняшний день коммерческие программные средства в основном ориентированы на прогноз технологических показателей разработки месторождений на суше. При разработке же морских месторождений необходимо учитывать специфику сбора продукции.

Таким образом, в работе предпринята попытка создания собственной математической модели, позволяющей учитывать единую систему разработки месторождений Арктического шельфа «Пласт-скважина- шлейф-магистральный трубопровод».

С помощью разработанной модели представлено сравнение различных подходов моделирования и даны рекомендации при расчете технологических показателей разработки месторождений углеводородов.

196

РОЛЬ ЯВЛЕНИЙ ГИСТЕРЕЗИСА ПРИ ВОДОГАЗОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ

(HISTERESIS ROLE IN WAG METODS)

Ковтун В.В.

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

единичных случаях промыслового применения ВГВ не удалось получить значительного прироста нефтеотдачи. Числовое моделирование процесса ВГВ требует знания функций потока (т.е., относительную проницаемость и капиллярное давление).

Для процесса попеременного нагнетания воды и газа вид кривых ОФП существенно зависит от направления изменения насыщенности. Поэтому, надежное моделирование ВГВ воздействия, требует увеличения надежности моделей относительных проницаемостей путем учета гистерезиса (различие кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) при возрастании насыщенности данной фазы и при её убывании), проверенных экспериментально.

Вработе представлено исследование процесса водогазового воздействия с чередующейся закачкой применительно к образцам керна Восточно-Перевального нефтяного месторождения, расположенного в Западной Сибири.

Исследования проводились на фильтрационной установке CoretestCFS-830 в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Вкачестве объекта исследования были взяты образцы керна Восточно-Перевального месторождения из ачимовских пластов, приуроченных к отложениям меловой системы.

Анализ экспериментальных данных показал, что коэффициент вытеснения нефти увеличивается за счет замещения нефти газом, а относительные фазовые проницаемости зависят не только от истории насыщения (гистерезис), но и от количества циклов водогазового воздействия. Таким образом, гистерезис фазовых проницаемостей является существенным фактором, который необходимо учитывать при проведении экспериментальных исследований фазовых проницаемостей и компьютерного моделирования процесса водогазового воздействия.

197

РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ДЛЯ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ C ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

(THE CALCULATION OF THE EFFICENCY HYDRAULIC FRACTURING FOR GAS FIELDS ON THE MODEL USING OF CREATING ADDITIONAL CONNECTIONS)

Кондрашова Ю. В.

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

В данной работе произведено численное моделирование гидроразрыва участка газового месторождения, вскрываемого вертикальной скважиной. Показана эффективность влияния данного способа интенсификации на производительность скважины. В качестве метода при моделировании гидроразрыва был применен метод дополнительных соединений (данный метод реализован компанией Schlumberger), отличающийся высокой степенью достоверности, а также удобством его использования на полномасштабных и секторных моделях по сравнению с «эталонными» методами, позволяющими учесть геометрию и параметры трещины только в явном виде. В рамках модели была создана сетка перфораций, проходящих через блоки вдоль направления трещины. Оперируя в данной работе такими неопределенными параметрами, как полудлина, ориентация, ширина трещины (путем задания различных эллиптических форм), а также путем задания свойств пропанта и определенных функциональных зависимостей, была смоделирована «оптимальная конструкция» трещины.

Во многих случаях, в результате применения гидроразрыва нарушается вертикальная проницаемость пласта, которая не учитывается при моделировании гидроразрыва, что приводит к искажению полученных результатов. В данной работе был учтен этот факт: расчет проводился с использованием параметра анизотропии.

198