Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ВНУТРИСКВАЖИННАЯ КОМПОНОВКА ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОГО ИСПЫТАНИЯ ПЛАСТОВ В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ

(LAYOUT FOR SELECTIVE DOWNHOLE FORMATION TESTING IN

THE OPEN HOLE)

Копейкин И.С. Замараев А.Н. Лягов А.В. НПФ «ПАКЕР»

Методика испытания скважин концептуально проста, однако на практике существует ряд осложнений, в результате чего часто возникают вопросы о путях и способах совершенствования техники, технологии и методики испытания пластов в условно-вертикальных скважинах. Для решения данных вопросов были разработаны две внутрискважинные компоновки для испытания одного пласта и селективного испытания до 3- х пластов за одну СПО.

Компоновки включают следующие основные узлы: блок пробоотборников, узел испытателя пластов, пакер для герметизации области испытаний от остальной скважины, якорь позволяющий зафиксировать оборудование комплекса в скважине, а так же исключит его осевое перемещение, замок безопасности обеспечивающий извлечения инструмента из скважины в случаи возникновения осложнений во время проведения работ и др.

Основной задачей при испытании разведочных скважин является получение представительных проб пластовых флюидов. Для этих целей, в составе компоновки, был вновь разработан и применен блок пробоотборников, который является основной отличительной особенностью всего испытательного комплекса. Сконструированный блок пробоотборника имеет в наличии до 3-х камер для отбора проб, позволяющих отобрать до 3-х герметизированных проб с одного пласта для наиболее точной оценки параметров пластового флюида или получить раздельные пробы с 3-х пластов за одну СПО.

Кроме того, высокая надежность пакеровки компоновок в условиях открытого ствола обеспечиваемая специально разработанным пакерноякорным оборудованием, большие проходные каналы составляющих компоновку узлов и легкость в управлении ими делают компоновку для селективного испытания пластов в открытом столе скважины более конкурентоспособным по сравнению с аналогами.

В результате применения подобных компоновок на стадии промышленной разведки месторождений возможно получение полной информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов нефти и составления проекта разработки продуктивного пласта. Высокая технологичность и надежность комплекса позволяет уменьшить количество СПО и сократить таким образом затраты на проведение испытаний пласта.

199

УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПАКЕРНО-ЯКОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ИСПОЛЬЗУЕМОГО В РАБОТАХ ПРИ БОРЬБЕ С ПОГЛОЩЕНИЯМИ В ОТКРЫТЫХ СТВОЛАХ СКВАЖИН

(IMPROVEMENT PACKER AND ANCHOR EQUIPMENT USED IN THE OPERATION IN THE FIGHT AGAINST MUD-LOSS IN THE OPEN HOLE)

Копейкин И.С.

(научный руководитель - профессор, д.т.н. Лягов А.В.)

Одна из существующих проблем пакерно-якорного оборудования для открытого ствола скважины является вероятность прихвата пакера в следствие затекания резинового уплотнительного элемента. В работе рассмотрено использование пакерно-якорного оборудования при борьбе с поглощениями в открытом стволе скважины и возможности его усовершенствования. На сегодняшний день одним из наиболее эффективных методом борьбы с поглощениями является изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными растворами, пастами или наполнителями.

Для проведения подобных работ по борьбе с поглощениями была предложена идея использования двухпакерной компоновки с опорой на якорь в открытом стволе скважины, которая позволяет определять зоны поглощения, с последующей ликвидацией этих зон. Основным отличием и преимуществом предлагаемой компоновки является использование в ней усовершенствованной пары пакер-якорь.

Используемый пакер в отличие от существующих пакеров для открытого ствола скважины обладает противоприхватными свойствами за счет обтекаемой формы опоры. Кроме того, в данном пакере отсутствует эффект затекания резинового элемента благодаря центрированию пакера при его посадке. Так же пакер способен выдержать перепад давления до 50 МПа как сверху так с низу. Имеет большой проходной канал и возможность перепосадки за одну СПО.

Якорь, который может применяться как в паре с пакером так и отдельно, исключает несанкционированное заклинивание при СПО. Обладает более надежной посадкой в скважине за счет применения наилучшего угла выхода плашек. На работу якоря не влияют эксплуатационные температуры и давления. Так же усовершенствованный якорь обеспечивает многоразовую посадку за одно СПО.

В результате данной работы была разработана схема двухпакерная компоновка для определения зон поглощения и последующего их устранения путем закачки в поглощающий пласт специальных растворов.

Подводя итоги можно сказать что представленная компоновка обеспечивает сокращения цикла строительства скважин за счет более совершенного способа борьбы с поглощениями буровых растворов и иных жидкостей в скважинах.

200

КОЛЕБАНИЯ И СРЫВЫ КРИВЫХ ТЕЧЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

(FLUCTUATIONS AND DISRUPTIONS OF FLOW CURVES OF WATER-IN-CRUDE OIL EMULSIONS OF HIGH VISCOUS OILS)

Костерин К. С.

(научный руководитель - д.ф.-м.н., профессор Некучаев В. О.) Ухтинский государственный технический университет

Увеличение доли высоковязких и высокозастывающих нефтей в общем объёме добычи нефти в последние годы становятся серьёзной проблемой для компаний, добывающих, транспортирующих и перерабатывающих нефть.

Применение различных методов улучшения реологических характеристик за счёт внешних воздействий требует, прежде всего, надежного определения этих характеристик на соответствующих приборах. Такие параметры как вязкость, статическое и динамическое напряжение сдвига, зависимость вязкости от скорости сдвига, от температуры могут быть определены с помощью ротационных вискозиметров.

В настоящей работе изучались кривые течения неньютоновских нефтей и водонефтяных эмульсий Усинского (пермо-карбоновая залежь) и Ярегского месторождений для разных температур.

На рисунке 1 показаны аналогичные кривые течения с колебаниями и срывами для обводненной нефти со скважины № 6207 ( Усинск, пермокарбоновая залежь). Видно. что чем ниже температура, тем при меньших скоростях сдвига начинаются колебания и срывы; также было обнаружено, что чем больше содержание воды в нефти, тем описанные эффекты более заметны. Для обезвоженных высоковязких нефтей колебаний и резких падений напряжения сдвига не наблюдалось вплоть до температуры 0 С и скоростей сдвига 500 с-1.

Рисунок 1 - Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига для температур от 20 до 0 С для нефти скв. 6207 (34% воды) (Уса, пермо-

карбоновая залежь)

201

АНАЛИЗ МЕТОДИК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

(ANALYSIS OF METHODS FOR DETERMINING DOWNHOLE

PRESSURE WELLS)

Кошкин Т.А. Сайфутдинов А.Ф. (научный руководитель - к.т.н. Деньгаев А.В.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Умение выбирать режимы работы системы “пласт-подъемник”, оптимально подбирать скважинное оборудование и контролировать его работу, являются одними из основных задач в нефтегазовой отрасли. Решение большинства задач при добыче нефти из скважин связано со знанием характера распределения давления по длине подъемника p=f(h).

Контроль над выработкой запасов осуществляется посредством проведения ГДИС. Однако данная операция требует наличия достаточного количества исследовательского оборудования и обученного персонала, а также включает в себя спуско-подъемные операции. Эти условия делают данную операцию трудо- и ресурсоёмкой. Именно поэтому поиск альтернативных методов определения забойного давления – актуальная задача, решаемая нефтяными компаниями.

В работе проанализированы современные математические модели (методик), оценивающие забойное давление, по технологическим параметрам фонтанных скважин. Так же был произведен расчет и сравнение полученных результатов с результатами скважинных исследований, проведенных на месторождении ОАО “ГПННоябрьскнефтегаз”. Оценено влияние свойств пластовой продукции на точность используемых методик.

Таким образом, были рекомендованы определенные методики по расчету забойного давления (некоторые из которых были адаптированы под конкретные технологические условия скважин), имеющие максимальную сходимость с промысловыми результатами.

202

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ВТОРИЧНОЙ ДОБЫЧИ ЗАЩЕМЛЕННОГО ГАЗА НА ИСТОЩЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Кравцов Д.И.

филиал ООО «Газпром добыча Краснодар» – Инженерно-технический центр

При упруговодонапорном режиме эксплуатации месторождений конечная газоотдача составляет от 50 до 95 %. Достичь более высокое значение газоотдачи стандартными методами разработки не представляется возможным из-за защемления газа.

В то время как большинство газовых и газоконденсатных месторождений юга России закончены разработкой или находятся на заключительной стадии разработки, вопрос повышения конечной газоотдачи стоит особенно остро. Одним из способов повышения отдачи месторождения является вторичная добыча защемленного газа.

Добыча защемленного газа осуществляется путем увеличения его подвижности за счет снижения давления по всей структуре залежи.

Вторичная добыча защемленного газа широко применяется в дальнем зарубежье и составляет в разных странах от 5 до 22% от общей добычи газа. В Российской Федерации и ближнем зарубежье опыт вторичной добычи защемленного газа, практически, отсутствует.

Для оценки возможности применения методов вторичной добычи газа, автором рассмотрена доразработка II горизонта Майкопского газоконденсатного месторождения республики Адыгея.

Извлечение защемленного газа предполагается осуществлять за счет фонда ликвидированных скважин. На первой стадии проводится отбор пластовой жидкости в зонах защемления, далее осуществляется совместная добыча газа и воды.

Для осуществления данного способа необходимо восстановить 19 ликвидированных скважин (16 скважин будут использоваться для добычи пластовой воды, 3 скважины для её утилизации) и построить установку комплексной подготовки газа и насосную станцию. В доразработке будет участвовать дожимная компрессорная станция.

Согласно расчетам, первые 5 лет доразработки происходит только добыча пластовой воды. Последующие 11,5 лет происходит добыча защемленного газа. Доразработка заканчивается через 16,5 лет. Конечная газоотдача увеличится с 51,2 % до 75,3 %.

Несмотря на большие затраты, проведенные технико-экономические расчеты указывают на рентабельность предлагаемых мероприятий.

203

"ЖИЗНЕННЫЙ ЦИКЛ" НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ

("LIFE CYCLE" OF OIL BANK)

Кравчук Н.С.

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

В настоящее время становятся актуальными проблемы разработки нефтяных оторочек нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей. Повышенный интерес к нефтяным оторочкам обоснован сокращением ресурсной базы и растущими потребностями в нефти. Развитие технологий в нефтегазовой отрасли способствуют поиску новых методов, повышающих эффективность разработки нефтяных оторочек, рациональная разработка которых прежде оказывалась технологически невозможной или экономически не оправданной.

Извлекаемые запасы нефти в нефтяных оторочках оцениваются в 20% от всех извлекаемых запасов России. По нефтяным оторочкам КИН обычно характеризуется низкими значениями (на уровне 10-15%).

Наиболее привлекательными по объемам геологических запасов нефти, состоянию оторочек, наличию инфраструктуры являются проекты разработки Заполярного, Оренбургского и Чаяндинского месторождений компании «Газпром». По предварительным оценкам, нефтяные оторочки активов «Газпрома» могут содержать порядка 1,7 млрд. тонн геологических запасов и около 350 млн. тонн — извлекаемых.

В данной работе описывается «жизненный цикл» нефтяной оторочки, начиная с момента ее образования, заканчивая процессом добычи нефти.

При поиске и разведке, а также разработке нефтяных оторочек есть свои особенности. В случае если под газовой залежью возможно обнаружение нефтяной оторочки, то первостепенной задачей разведки становится установление типа залежи. Разведочные работы с целью обнаружения нефтяной оторочки следует проводить в той части залежи, в которую ожидается смещение нефтяной оторочки (в направлении регионального движения вод). Разработка нефтяных оторочек осложняется, прежде всего, процессами конусообразования. При реализации как системы вертикальных, так и горизонтальных скважин отбор нефти обуславливается пониженными давлениями вблизи интервалов дренирования. При этом в первом случае образуются гребни, а во втором конусы газа и воды.

С целью повышения эффективности разработки нефтяных оторочек применяются такие технологии как барьерное заводнение, создание фильтрационных экранов, гидрофобизация породы, технология обратного нефтяного конуса, а также применение интеллектуальных скважин.

204

РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ГРП И МГРП В ОАО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ»

(FRACTURING AND MULTI-STAGE FRACTURING TECHNOLOGY

DEVELOPMENT IN OJSC «SAMOTLORNEFTEGAZ»)

Кудря С.С.

ОАО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ»

За прошедшие пять лет с момента начала внедрения технологии в 2009 году масштабы проведения многостадийных гидроразрывов пласта (МГРП) на Самотлорском месторождении выросли до уровня 150-170 скважино-операций в год. В 2015 году мощности работающих на месторождении буровых подрядчиков пополнятся 30 станками для зарезки боковых стволов (ЗБС) и 20 установками для бурения новых скважин. И поскольку большинство новых скважин и боковых стволов (БС) будут подвергаться МГРП, к 2018 году объемы работ по данной технологии должны вырасти более чем в пять раз относительно сегодняшних. Это значит, что МГРП будут ежегодно проводиться приблизительно на 700 скважинах ОАО «Самотлорнефтегаз».

Вэффективности МГРП как метода разработки целого ряда объектов Компании сомневаться не приходится. В то же время, колоссальные объемы работ обязывают находить наиболее эффективные схемы и технологии заканчивания. За прошедшее время нам удалось многократно сократить цикл заканчивания скважин с МГРП, затраты на проведения работ, снизить число «СТОПов», снизить риски не достижения проектных дебитов, а также отобрать ряд перспективных технологий для дальнейших испытаний и возможного тиражирования.

Впредлагаемой вашему вниманию статье подведены основные итоги совершенствования практики проведения МГРП на Самотлорском месторождении, проанализированы преимущества и недостатки технологий заканчивания скважин и обозначены планы на ближайшую перспективу.

По мимо нового фонда и скважин с зарезками боковых стволов параллельно ведутся разработки нового селективного пакера для проведения ГРП на переходящем фонде. Данная разработка позволит сократить затраты на проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ), отказаться от нормализации забоя после ГРП, уменьшить влияния жидкости глушения на продуктивность скважин. Возможно, после положительных испытаний пакера нового поколения измениться технология проведения данного вида ГТМ.

205

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИНЫ

(THE USE OF MATHEMATICAL MODELING IN THE

INTERPRETATION OF WELL TESTING RESULTS)

Курдюкова Г.С.

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

Проведение гидродинамических исследований позволяет оценивать фильтрационные параметры пласта и призабойной зоны, уточнять параметры трещин ГРП, уточнять пластовое давление, оценивать геометрические параметры пласта и пр.

Кривая восстановления (падения) давления, регистрируемая после остановки (пуска) скважины несет в себе информацию о состоянии коллектора, о его свойствах, обо всех изменениях, произошедших в области, охваченной исследованием, в результате воздействия на пласт.

Совершенствование способов интерпретации результатов исследования связано с привлечением средств вычислительной техники. Во-первых, при применении компьютеров снимаются ограничения на использование сложных и громоздких методик расчета параметров пласта; во-вторых, открывается возможность применения численного расчета при непосредственном обращении к дифференциальному уравнению фильтрации, а не к многочисленным решениям. Кроме того, можно использовать в расчетах всю информацию об изменении давления при притоке и восстановлении давления, что весьма затруднено в методиках ручного счета.

Для количественной оценки фактических фильтрационных характеристик пласта необходимо знать законы динамического изменения давления на забое скважины в зависимости от свойств пласта, его насыщения и пластового давления, а также в зависимости от параметров «емкости» скважины, в которую поступает жидкость после создания депрессии.

Разработка эффективных методик анализа и интерпретации данных исследования возможна только на основе учета всех факторов, влияющих на процесс исследования. В связи с этим возникает необходимость всестороннего изучения качественного влияния различных факторов на кривые давления, решения задач фильтрации жидкости в пласте и поступления ее в трубы при соответствующих условиях исследования.

Таким образом, возможно осуществление множества разнообразных экспериментов по моделированию самых различных пластовых ситуаций, не прибегая к сложным лабораторным экспериментам на физических моделях (типа электромоделирующих установок), которые еще в недавнем прошлом были единственным – достаточно громоздким и дорогим – средством решения таких задач.

206

ВЛИЯНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РАСТВОРИТЕЛЕЙ НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ ТАЗОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(INFLUENCE OF HYDROCARBON SOLVENTS ON RHEOLOGICAL

OIL PROPERTIES OF TAZOVSKOE FIELD)

Легкоконец В.А., Орлов М.С.

(научный руководитель - профессор Петухов А.В.) Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Более половины разрабатываемых нефтяных и нефтегазовых месторождений в России связано с трудноизвлекаемыми запасами. Значительная часть этих запасов приходится на высоковязкую нефть. Одним из таких месторождений является Тазовское нефтегазоконденсатного месторождение.

Запасы нефти Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения относятся к трудноизвлекаемым. Высоковязкая тяжелая нефть Тазовского месторождения имеет вязкость в пластовых условиях - 63 МПа ∙ с, плотность - 924 кг/м3, содержание светлых фракций, выкипающих до

300°С – 16%.

Данная работа посвящена изучению реологических свойств высоковязкой нефти Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения, которое было открыто более 50 лет назад, но в силу разных причин до сих пор не вступило в промышленную разработку.

Ранее в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Национального минерально-сырьевого университета «Горный» были проведены исследования реологических свойств данной нефти в зависимости от температуры (В.А. Легкоконец, М.С. Орлов, О.Б. Сюзев, 2015). Результаты настоящей работы дополняют предыдущие исследования и сопоставляются с ними.

Для исследования влияния различных растворителей на вязкость нефти были выбраны следующие реагенты: бензол, ортоксилол, сольвент нефтяной (нефрас-А-150/200), керосин марки ТС-1, которые добавлялись к пробам нефти в соотношении 0.05, 0.1, 0.5, 0.75, 1% массовой концентрации.

По полученным значениям показателя кинематической вязкости построена совмещенная диаграмма изменения вязкостных характеристик нефти при содержании в ней различных технологических жидкостей (агентов) в определенной концентрации.

По эффективности снижения вязкости исследуемой нефти растворители располагаются в следующий ряд (по убыванию эффективности): бензол, ортоксилол, нефрас, керосин ТС-1. Это позволяет предложить к практической реализации в качестве реагента по снижению вязкости нефти на Тазовском месторождении бензол и ортоксилол.

207

АНАЛИЗ СПОСОБОВ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

(ANALYSIS OF INDUSTRIAL OBJECTS ENERGY SUPPLYING AT

WELL DRILLING)

Моренов В.А., Леушева Е.Л.

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

При бурении, особенно в условиях Севера, отопление должно производиться круглогодично, а в зимний период с повышенной интенсивностью. Использование централизованной энергосистемы часто экономически нецелесообразно по причине удаленности объектов от линий электропередач. Для энергоснабжения в большинстве случаев используют локальные электротехнические комплексы на базе дизельгенераторных установок. Теплоснабжение обеспечивается электронагревателями и индивидуальными печами, которые увеличивают стоимость производимой энергии.

Разработка нефтяных месторождений сопровождается добычей попутного нефтяного газа (ПНГ). В то же время, введенные повышенные штрафы за сверхнормативное сжигание ПНГ вынуждают компании более рационально подходить к вопросам его утилизации. В постановлении правительства РФ от 8.11. 2012 г. №1148 "Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ…" определятся обязательная утилизация ПНГ при разработке месторождений в 95%. Поэтому при кустовом способе разработки для осуществления тепло- и электроснабжения целесообразно применять газовые энергогенерирующие установки, функцио-нирующие на ПНГ, получаемом от введенных в

эксплуатацию скважин.

В статье рассмотрены возможные теплопотери и потери на инфильтрацию холодного воздуха на примере буровой вышки и схема энергоснабжения. Сумма теплопотерь составляет порядка 1100 кВт. При этом нужно учитывать необходимость обогрева блока приготовления и очис-тки раствора, различных технических и жилых помещений. В связи с этим количество необходимой тепловой энергии может возрасти в 1,5 – 2 раза.

При комплексном обеспечении буровых работ электрической и тепловой энергией наиболее эффективным видом энергоагрегатов являются газотурбинные установки (ГТУ), которые в условиях работы на ПНГ отличаются стабильной и надежной работой. Так, при использовании 6 микротурбин номинальной мощностью по 200 кВт, генерируется более одного мегаватта электроэнергии и более двух мегаватт тепловой энергии, что достаточно для обеспечения процесса бурения скважин средней глубины. В результате реализации схемы энергоснабжения ПНГ может быть эффективно утилизирован для повышения энергоэффективности процессов кустового бурения. Применение ГТУ позволяет наиболее полно и эффективно использовать потенциал энергоносителя, что уменьшает себестоимость получения энергии и повышает экологичность ее производства.

208