Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

УМЕНЬШЕНИЕ ПАРО-НЕФТЯНОГО ОТНОШЕНИЯ ЗА СЧЕТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

(REDUCING THE STEAM-OIL RATIO THROUGH THE USE OF

PHYSICAL AND CHEMICAL EOR)

Сагиров Р.Н.

(научный руководитель - Успенский Б.В) Казанский (Приволжский) федеральный университет

Изменение структуры запасов в старых нефтедобывающих регионах заставило нефтяные компании перейти к разработке трудноизвлекаемых (не традиционных) запасов. На данный момент одним из перспективных направлений является добыча сверхвязких нефтей, которая в Татарстане ведется на Ашальчинском месторождении. Разработка на данном месторождении осуществляется согласно «Авторского надзора за реализацией технологической схемы разработки залежи высоковязкой нефти Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения» . Согласно этой схемы, разработка залежи сверхвязкой нефти, включает бурение пары горизонтальных (верхней нагнетательной и нижней добывающей) скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины.

Таким образом, основным методом добычи сверхвязкой нефти является закачка пара, направленная на уменьшение вязкости за счет увеличения температуры нефти.

При закачке пара на короткий срок уменьшается сила когезии. Для уменьшения силы адгезии используются ПАВ, что фактически уменьшает взаимодействие нефти с поверхностью породы, и межфазное натяжение на поверхности вода-нефть. Использование ПАВ долгосрочно уменьшит кажущуюся вязкость нефти, что позволит уменьшить количество нагнетаемого пара, необходимого для прогрева пласта.

Таким образом мы рекомендуем применить технологию разработанную ТатНИПИнефть по применению неионного ПАВ ОП-10. Особенности процессов вытеснения нефти водными растворами ПАВ ОП10 : после контакта нефтей с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры нефти облегчает продвижение капель нефти через поры пласта, что способствует возрастанию нефтеотдачи.

259

ОЦЕНКА МЕТОДИК РАСЧЕТА ДАВЛЕНИЯ НА ПРИЕМЕ НАСОСА(ЭЦН) ЧЕРЕЗ ДИНАМИЧЕСКИЙ УРОВЕНЬ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ

(EVALUATION OF METHODS FOR CALCULATING THE PRESSURE AT THE PUMP INTAKE(ESP) THROUGH THE DYNAMIC LEVEL AND THE DETERMINATION OF THE PRESSURE AT THE WELL BOTTOM)

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

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

С целью увеличения добычных возможностей скважин, необходим постоянный контроль за их работой. В настоящее время в России основным способом эксплуатации скважин является использованием установок ЭЦН. С помощью них на дневную поверхность поднимается более 80% добываемой в РФ нефти.

Контроль за работой установок ЭЦН производится при помощи большого числа КИП. Наиболее значимыми параметрами, которые необходимо контролировать, и вносящие существенный вклад в определение оптимального режима, являются: обводненность продукции, дебит жидкости и депрессия, оказываемая на продуктивный пласт.

Обводненность продукции определяется при помощи отбора проб, погрешность замера которых достаточно низкая (до 5%). Дебит жидкости определяется при помощи АГЗУ, со средней погрешностью порядка 10%. Для определения депрессии, в свою очередь, необходимо знать величину забойного давления. В большинстве случаев, его определение затруднительно, поскольку расчет ведется исходя из знания динамического уровня, однако в затрубном пространстве скважин, зачастую, наблюдается большой столб пены, имеющий низкую плотность, что привносит в расчет давления на забое (через Ндин) существенную погрешность (вплоть до

100%).

Современные установки ЭЦН оснащены телеметрической системой, которая позволяет определять давление на приеме насоса, что сокращает погрешность замера забойного давления до минимальных значений. Однако доля скважин, оснащенная ТМС, не столь высока (например, по Роснефти не более 20%). Становится актуальным вопрос в выборе метода расчета давления на приеме погружного оборудования.

В работе проанализированы скважины с установками ЭЦН, в составе которых имеются датчики телеметрии и произведены расчеты по определению давления на приеме погружного оборудования через динамический уровень. Выявлены параметры, влияющие на точность определения давления на приеме, и выбраны наиболее удовлетворяющие отечественные и зарубежные методики для конкретных месторождений.

260

ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ В УСЛОВИЯХ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

(OPERATION SPECIFICS OF OFFSHORE ELECTRICAL

SUBMERSIBLE PUMP UNITS)

Салихова А.Р.

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

Механизированная добыча является неотъемлемой частью эксплуатации скважин, когда пластового давления недостаточно для подъема нефти на поверхность. Погружные центробежные насосные установки уже более 50 лет успешно используются для добычи нефти из скважин, расположенных на суше. С 1970 года эффективно применяют при эксплуатации нефтяных месторождений Мексиканского залива и Северного моря установки электроцентробежных насосов (УЭЦН).

Серьезным отличием добычи на шельфе является то, что морская платформа в процессе ее создания, как правило, полностью обеспечивается всеми необходимыми техническими средствами, которые могут потребоваться на разных стадиях добычи. Средства, необходимые для перевода скважин с фонтанного способа эксплуатации на механизированный, становятся штатной единицей платформы. Вследствие минимальных требований к оборудованию на устье, УЭЦН может пользоваться спросом для применений на площадках с ограниченными рабочими площадями на морских установках, таких как МЛСП «Приразломная» и др. УЭЦН также используются на промыслах, где нет доступного газа для систем газлифта. Кроме того, УЭЦН является высокообъемным методом механизированной эксплуатации. Данная система легко может быть автоматизирована и проводить откачку периодически или постоянно.

В условиях морских месторождений эксплуатация скважин УЭЦН имеет ряд особенностей. Используют байпасные системы для увеличения межремонтного периода скважины за счет применения двух ЭЦН одного типоразмера (вторая насосная установка включается в работу после выхода из строя первой). Также при высоком проценте газа в продукции на морских установках, где по правилам требуется применение пакера, весь газ откачивается с жидкостью. В этих особых условиях применяются специальные насосы, в которых возможно создание первичного напора на приеме насоса. Еще одной особенностью эксплуатации скважин УЭЦН на шельфе является применение колтюбинга с целью оптимизации технологического процесса. ЭЦН, которые могут использоваться на морских месторождениях, должны быть изготовлены в специальном исполнении применительно к данным условиям перекачиваемой среды.

261

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО РАСТВОРИТЕЛЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

(DEVELOPMENT OF A COMPREHENSIVE SOLVENT ASPHALTENE-

RESIN-PARAFFIN DEPOSITS)

Сандыга М.С., Щербаков Г.Ю. (научный руководитель - профессор Петухов А.В.)

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Одним из наиболее действенных способов борьбы с АСПО в призабойной зоне продуктивного пласта является обработка растворителем.

Подбор растворителя необходимо осуществлять в соответствии с типом отложений. В связи с этим, лабораторные исследования на первом этапе включали в себя анализ состава АСПО по методу Маркуссона. Навеска массой 10 г переносилась в колбу, добавлялось 40-кратное количество петролейного эфира. Колба нагревалась в течении 30 минут на колбонагревателе с обратным холодильником, отстаивалось в темном месте в течение 16 часов. После содержимое фильтровалось через заранее взвешенный фильтр и фильтрат собирался в отдельную колбу. На фильтре остаются асфальтены, масла, смолы, парафины. Парафины отделяются с помощью промывки горячим петролейным эфиром. Далее этот фильтр промывался горячим бензолом, тем самым отделяются, упариваются и взвешиваются асфальтены. Таким образом определялась массовая доля всех компонентов АСПО.

На следующем этапе для данных образцов отложений производилась разработка и подбор растворителя. Для этого исследуемый образец АСПО нагревается до размягчения, перемешивается до однородного состояния и приготавливались шарики диаметром 10мм. Образцы взвешивались и помещались в корзинки с ячейками 1,0х1,0 мм. Затем корзинки помещались в герметичные ячейки 150 см3, куда наливался изучаемый растворитель (10 г на 1 г АСПО). Температура эксперимента составляла 200С. Через определенные промежутки времени образцы извлекались и взвешивались. Через 6 часов содержимое ячейки отфильтровывались на воронке Бюхнера, а фильтр с остатком высушивался до постоянного веса. Определялась масса остатка на фильтре по разности масс фильтра и фильтра с остатком АСПО.

Таким образом, был определен состав отложений, разработан комплексный состав для борьбы с АСПО в призабойной зоне пласта для данных геолого-технологических условий. Полученные данные могут быть использованы для обоснования геолого-технических мероприятий на добывающих скважинах, осложненных формированием АСПО.

262

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕДОБЫЧИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ХМАО-ЮГРЫ

(PROSPECTS OF OIL FIELD DEVELOPMENT YUGRA KHANTY)

Саранча А.В., Митрофанов Д.А. Тюменский государственный нефтегазовый университет

Добыча нефти в ХМАО-Югре ведется уже пять десятилетий. На территории округа отрыто более 465 месторождений углеводородного сырья, из которых более 250 находятся в разработке. По всем разрабатываемым месторождениям ХМАО-Югры были построены графики динамики добычи нефти и жидкости, закачки воды, темпа отбора от начально извлекаемых запасов и обводненности. Полученные графики были использованы для определения стадии разработки рассматриваемых месторождений и распределения текущих извлекаемых запасов по данным стадиям. Это позволило увидеть структуру запасов немного в другом цвете. Во-первых, стало известно какое количество остаточных запасов приходится на месторождения первой, второй, третей и четвертой стадии разработки, что косвенно указывает, например, на потенциал роста месторождений первой стадии или потенциал снижения месторождений третей стадии. Во-вторых, мы узнали распределение годовой добычи по месторождениям находящимся на разных стадиях разработки, что косвенно указывает на возможное снижение или рост в будущем общей динамики добычи нефти по округу. В целом проведенный анализ позволил спрогнозировать дальнейшую динамику добычи нефти в ХМАО-Югре.

Также в статье представлена оценка недренируемых запасов нефти месторождений 4-й стадии разработки, и даны некоторые рекомендации для вовлечения их разработку.

263

АНАЛИЗ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ПОГРУЖНЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК

(ANALYSIS OF THE TECHNIQUES TO IMPROVE THE ENERGY EFFICIENCY OF SUBMERSIBLE PUMPING UNITS)

Сатаева А.Ф.

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

Сокращение энергопотребления и снижение соответствующих затрат при добыче нефти являются одной из ключевых задач каждого нефтегазодобывающего предприятия. И это неслучайно, ведь по статистике более половины от общего энергопотребления компании приходится на долю механизированной добычи.

Внастоящее время более 80% нефти в РФ добывается установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Следовательно, очень важной задачей становится снижение потребления энергии при подборе и эксплуатации в первую очередь - УЭЦН.

Значительная доля УЭЦН работает в условиях, когда перекачиваемая жидкость содержит свободный газ. При больших содержаниях свободного газа устойчивость работы центробежных насосов снижается. Для повышения эффективности УЭЦН обычно используют газосепараторы.

Полезной энергией системы «насос-подъемник» является подъем жидкости в колонне НКТ от динамического уровня до устья и обеспечение необходимого давления на буфере. Для подъема жидкости затрачиваются два вида энергии – энергия, получаемая от электроприводного насоса, а также энергия расширяющегося газа (газлифтного эффекта).

Использование газосепаратора с одной стороны защищает насос от вредного влияния свободного газа, но с другой, практически не используется полезная работа газа при подъеме пластовой жидкости в НКТ, так как большая часть газа направляется в затрубное пространство.

Данная работа посвящена рассмотрению результатов промысловых исследований скважин, эксплуатируемых УЭЦН с газосепараторами и без них, анализу потребляемых мощностей этих установок, сравнению рассчитанных теоретически характеристик насоса и полученных на месторождении; в работе рассчитаны потери электроэнергии по узлам установки.

Кроме того, произведен расчет газлифтного эффекта возможными способами. Проанализированы полученные результаты.

Вработе даны рекомендации по выбору типа защитных устройств по борьбе с вредным влиянием свободного газа, с целью повышения энергоэффективности процесса добычи нефти.

264

АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП НА ОБЪЕКТАХ ОАО «ТАТНЕФТЬ» И СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ГРП

(ANALYSIS OF TECHNOLOGICAL EFFICIENCY OF PRACTICE OF HYDROFRACTURING ON THE OBJECTS OF "TATNEFT" AND MODERN METHODS OF DEVELOPMENT OF TECHNOLOGY OF HYDROFRACTURING)

Саяхов В. А.

(научный руководитель - д.т.н., профессор Гуськова И.А.) Альметьевский государственный нефтяной институт

Целью данной работы является анализ эффективности применения гидроразрыва пласта на объектах ОАО «Татнефть» и ознакомление с современными технологиями, позволяющим совершенствовать процесс ГРП с целью увеличения выработки запасов и рентабельности их эксплуатации.

Для ОАО «Татнефть» технология ГРП позволяет эффективно эксплуатировать скважины на поздней стадии разработки. За рассматриваемый период с 2009 по 2014 года количество произведенных операций по ГРП с каждым годом неуклонно растет. Прирост дебита нефти, приходящийся на 1 скважину, ежегодно сохраняется в пределах 4 - 6 тонн в сутки, дополнительная добыча нефти с начала использования мероприятия составляет порядка 10 млн. тонн нефти. Срок окупаемости составляет менее года, срок эффекта - порядка 3 лет.

В связи с тем, что метод ГРП за последние десятилетия приобретает всё большую значимость в применении по всему миру, ведущие компании ведут интенсивные работы по совершенствованию технологий ГРП с целью увеличения выработки подземных запасов и рентабельности их эксплуатации. Эффективным методом разработки месторождений является бурение горизонтальных скважин с применением многоступенчатого гидроразрыва пласта (МГРП).

ОАО "Татнефть" также успешно внедряет на своих месторождениях инновационные технологии: ГРП с применением линейного геля, использование крупного проппанта для выполнения ГРП на карбонатных коллекторах, ГРП пеной с содержанием азота, технологии совместного применения ГРП и гидропескоструйной перфорации.

В проделанной работе были проанализированы промысловые данные по фактическим технологическим режимам скважин до и после проведения различных технологий ГРП. В результате анализа были сделаны выводы о наиболее эффективных технологиях ГРП для геологотехнических условий объектов разработки Ромашкинского месторождения.

265

РАЗРАБОТКА УСОВЕРШЕНСТВОВАННОГО ШЛАМОВОГО НАСОСА ПОВЕРХНОСТНОЙ ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ ОЧИСТКИ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

(DEVELOPMENT OF IMPROVED SLURRY PUMP CIRCULATION

SYSTEMS SURFACE CLEANING RIG)

Селезнев А.В.

(научный руководитель - доцент Омельянюк М. В.) АМТИ (филиал) КубГТУ

В работе предлагается усовершенствованная конструкция вертикального шламового насоса.

Проведена патентная проработка на официальном сайте Федерального государственного бюджетного учреждения «Федеральный институт промышленной собственности» http://www1.fips.ru, по патентным документам 1,2,3 и др.

Аналог был выявлен в изобретении [1]. Изобретение относится к насосостроению и может быть использовано для перекачки вод, содержащих абразивные частицы промывочного раствора. Изобретение направлено на повышение надежности работы и срока службы и расширение технологических возможностей. Наиболее близкой по технической сущности является полезная модель «Насос шламовый вертикальный» [3].

На основании выполненной патентной проработки, и выявленных недостатков аналога и прототипа была разработана конструкция усовершенствованного вертикального шламового насоса.

Предложенная конструкция вертикального шламового насоса поможет улучшить режим его работы за счет того, что при вращении приводного вала жидкость, которая находится во всасывающей части насоса будет вспушеваться, а также будут разбиваться комки, что благотворно скажется на работе насоса. Это в свою очередь улучшит степень исключения шлама из шламонакопителя, то есть позволит уменьшить расходы на утилизацию шлама, поскольку уменьшится периодичность чистки шламонакопителя.

Список литературы:

1.Патент на полезную модель RUS № 98221, Автономный блок приготовления буровых и тампонажных растворов /Пахлян И.А., Проселков Ю.М. – Опубликовано 10.06.2010

2.Патент РФ № 2215905, МПК F04D7/04, F04D29/10. Вертикальный насос/ Кузнецов Ю.П. -Опубликовано: 10.11.2003

3.Патент РФ № 73409, МПК F04D1/00, F04D7/00. Насос шламовый

вертикальный/ Рязанцев Сергей Николаевич, Симян Александр Иванович, Вежан Владимир Гелиевич. -Опубликовано: 20.05.2008

266

КОЛТЮБИНГ – ТЕХНОЛОГИЯ БУДУЩЕГО.

Селезнев Д.С.

(научный руководитель: профессор Молчанов А.Г., доцент Балицкий В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Колтюбинг был изобретен в 1950 году и стал широко применяться только в 80-е годы. Он основан на использовании непрерывных гибких труб, которые заменяют традиционные сборные бурильные трубы при работе внутри скважин. ГНКТ широко используется в технологических процессах, ремонта и восстановления скважин, выполняемые на газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождениях.

Начало развития российского рынка колтюбинга выпадает на 19981999 годы, когда в стране оказались первые установки. Современное развитие колтюбинга связано, прежде всего, с ростом ГРП и с повышением сложности данного процесса, с широким использованием этой технологии при капитальном ремонте скважин, с бурением боковых стволов с малым радиусом искривления, а также для заканчивания скважин на депрессии, что становятся все более популярными, хотя их рост пока сдерживается высокой стоимостью этих операций. Большие обороты набирает бурение на море, которое приводит к более широкому использованию ГНКТ на буровых установок, смонтированных на морских платформах. В условиях Арктики, эта технология становится конкурентно способной для разбуривания шельфовых месторождений.

Существуют и дальнейшие перспективы развития технологии связанные: с повышением коррозионной стойкости гибких труб, разработкой новых, более эффективных способов бурения, например на депрессии, разработкой новых более эффективных модулей колтьюбингового бурения, разработкой новых высокотехнологичных материалов для гибких насосно-компрессорных труб, а также проведение различных испытаний и выявление новых способов применения различных комплексов работ для повышения долговечности колонн гибких труб колтюбинговых установок для бурения и подземного ремонта скважин с учетом внутреннего давления технологических жидкостей.

Если мы уделим должное количество внимания данной технологии и сделаем определенные вложения средств в колтюбинг, он способен значительно поднять весь российский нефтегазовый комплекс на новый уровень, что в дальнейшем может повлиять на всю экономику страны в целом, но для этого нам необходимо увидеть перспективы развития технологии и новые способы ее применения.

267

О ХАРАКТЕРЕ ФУНКЦИЙ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ

ПРИ ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

Семигласов Д. Ю. ОАО «Газпром промгаз»

Вклассической модели двухфазной фильтрации ключевой характеристикой процесса вытеснения являются функции относительных фазовых проницаемостей, которые определяют взаимную подвижность флюидов при их совместном течении, при этом полагается, что вводимые соотношения являются однозначными функциями соответствующих насыщенностей. В простейших случаях двухфазных течений это допущение довольно удобно и дает возможность инженеру легко оценить эффективность применения существующих технологий заводнения для конкретного объекта разработки. Однако накопленные экспериментальные данные в отечественной и зарубежной литературе показывают сложность и неоднозначность такого упрощения. Отсутствие качественных теорий, посвященных функциям относительных фазовых проницаемостей, делает актуальными современные исследования, посвященные этому сложнейшему научному вопросу.

Вработе рассматривается использование простейших задач теории двухфазной фильтрации, разработанных советскими исследователями:

Ю.П. Борисовым, З.К. Рябининой, В.Д. Лысенко, Э.Д. Мухарским, В.С. Орловым, Б.Т. Баишевым, М.Л. Сургучевым, Ш.К. Гиматудиновым, М.М. Саттаровым к анализу функций относительных фазовых проницаемостей.

268