Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ «ВОРОНКИ-ЦЕНТРАТОРА» В КОМПАНОВКЕ ОБОРУДОВАНИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

(THE USE OF «FUNNEL-CLAMP» IN THE DESIGN OF THE

EQUIPMENT INJECTION WELLS)

Перевалкин Д.Н.

ОАО «Татнефть». НГДУ «Бавлынефть»

Низ колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины оборудуют воронкой для рассеивания потока закачиваемой жидкости. Над воронкой размещают опрессовочное седло для опрессовки колонны.

Закачиваемая вода при выходе из воронки рассеивается с большой скоростью под углом 45-60 º, создавая ударную и абразивную нагрузку на обсадную колонну.

При наличии большой кривизны скважины колонна насоснокомпрессорных труб может «лечь» на стенку обсадной колонны и ударная, абразивная нагрузка потока воды на обсадную колонну может быть весьма большой.

В предложенном изобретении решается задача минимизации воздействия потока закачиваемой через колонну насосно-компрессорных труб жидкости на обсадную колонну скважины.

Для минимизации воздействия потока закачиваемой через колонну насосно-компрессорных труб жидкости на обсадную колонну скважины предлагается центрирующий воронкообразный узел. Наружная поверхность воронки выполнена цилиндрической с диаметром меньшим внутреннего диаметра обсадной колонны скважины на 3 - 10 мм, что позволяет практически полностью совместить ось воронки и ось обсадной колонны и, тем самым, исключить перекос или наклон воронки к стенке обсадной колонны.

Внутренняя поверхность воронки может быть выполнена в виде сопла с цилиндрическим окончанием, что обеспечивает плавный переход потока жидкости от малого диаметра к большому, приближает поток к ламинарному и направляет поток жидкости параллельно оси обсадной колонны.

Цилиндрический корпус может иметь на наружной поверхности на верхней и нижней плоскостях скосы для облегчения прохождения устройства внутри обсадной колонны при спуске и подъёме из скважины.

Применение предложенного центрирующего воронкообразного узла позволит минимизировать воздействие потока закачиваемой через колонну насосно-компрессорных труб жидкости на обсадную колонну скважины и, тем самым, увеличить работоспособность и долговечность обсадной колонны, а так же исключение случаев не прохождения пакеров на скважинах с большой кривизной.

239

ЧИСЛЕННЫЙ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ НОВЫХ МЕТОДОВ ТЕПЛОИЗОЛЯЦИИ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ

(NUMERICAL ANALYSIS OF THE EFFECTIVENESS OF NEW INSULATION WELLS DURING FIELD DEVELOPMENT IN THE PERMAFROST)

Перехожев Ф.А.

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

Обустройство и эксплуатация нефтяных скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород (ММП) имеет ряд особенностей. Средняя толщина мерзлых пород меняется в пределах от 10 до 800 м. Слагающие ММП породы имеют различные физико-химические свойства, которые могут изменяться по всем направлениям. В летнее время, в силу положительных температур воздуха и солнечного излучения, происходит сезонное оттаивание верхнего слоя ММП, в зимнее время наблюдается обратный процесс.

Добыча нефти также оказывает существенное влияние на ММП, т.к. горячая нефть, нагревающая трубу в скважине, сезонное оттаивание ММП приводят к растеплению грунта вокруг скважины. Во избежание этого, внешнюю поверхность скважины теплоизолируют различными материалами с различными геометрическими и изолирующими характеристиками, а для теплоизоляции земной поверхности используют песок, бетонные плиты, пеноплекс и другие материалы.

Таким образом, актуальной задачей является построение адекватной математической модели по оценке эффективности использования различных теплоизолирующих материалов. В данной работе анализируются различные методы теплоизоляции скважин, в том числе и новый метод - закачка пакерных жидкостей. Проведён численный расчёт процесса и полученные результаты сопоставлены с автомодельным решением. В результате моделирования процесса теплоперетока было установлено, что эффективность термоизолирующих жидкостей позволяет существенно снизить теплоперенос из скважины в окружающие породы в сравнении с традиционными теплоизоляторами.

240

РЕЗУЛЬТАТЫ СРАВНИТЕЛЬНОГО АНАЛИЗА МЕТОДИК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕНЕЗИСА ВОД ВЫНОСИМЫХ ИЗ

ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

(THE RESULTS OF THE COMPARATIVE ANALYSIS OF METHODS FOR DETERMINING THE GENESIS OF THE WATER REMOVED FROM THE GAS WELLS)

Пермяков В.С., Харитонов А.Н., Архипов Ю. А.

ООО«Газпром добыча Надым»

ВООО «Газпром добыча Надым» применяются две методики для определения генезиса выносимой из скважины воды: методика Хилько (патент № 2128280 Хилько В.А., Чугунов Л.С., Березняков А.И., Дегтярев Б.В.) и методика Института проблем нефти и газа РАН (далее – ИПНГ). Различие методик заключается в применяемом генетическом коэффициенте для определения типа вод. В методике Хилько используется кальций-натриевый (Ca/(Na+K)) генетический коэффициент; в методике ИПНГ натрий-хлорный (Na/Cl) генетический коэффициент, значения которого для пластовых вод изменяются в более узких пределах, чем кальций-натриевый коэффициент.

Вработе представлены результаты ретроспективного анализа гидрохимических проб выносимой воды и истории эксплуатации скважин после КРС, на основании которых проведен сопоставительный анализ двух методик, и оценена корректность каждой из них.

Всего проанализировано за период с января 2000 г. по декабрь 2013 г. 190 скважин месторождения Медвежье, по которым проведены различные капитальные ремонты скважин. За этот период по рассматриваемым скважинам отобрано 16921 проба выносимой воды.

Можно сделать вывод, что конденсационную воду обе методики определяют достаточно уверенно. Но при наличии в составе пробы высокоминерализованных вод, методика Хилько менее «избирательна» и стремится отнести высокоминерализованную воду к пластовой.

Методика ИПНГ более адекватно отражает генетический состав выносимой воды, что подтверждается содержанием в контрольных пробах йода и брома, динамикой изменения типа выносимой воды в период до и после КРС, и другой геолого-промысловой информацией.

Следует отметить, что критерии, используемые в рассматриваемых методиках, адаптированы к геолого-техническим условиям сеноманских залежей месторождений Медвежье, Юбилейное и Ямсовейское. Применение методик для других месторождений потребует их дополнительной адаптации на основе обработки большого объема промысловых данных, включающих, в том числе, результаты химического анализа отбираемых проб жидкости, выносимой из скважин.

241

ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ПЛУНЖЕРНОГО ЛИФТА В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

(DOMESTIC EXPERIENCE OF USING PLUNGER LIFT IN GAS

WELLS)

Петина С.В., Плосков А.А.

(научный руководитель - к.т.н. Шулятиков В.И.)

ООО«Газпром ВНИИГАЗ»

Вмировой практике в нефтяной промышленности плунжерный лифт применяется с 30-х годов прошлого века, а в газовой с 1953 года.

В1958 году в СССР Шулятиковым В. И. студентом Московского нефтяного института был разработан многоплунжерный лифт.

ВРоссии на газовых месторождениях плунжерный лифт впервые был применен в 1963 году на скважине № 46 Сенгилеевского месторождения Ставропольского края, в последующие годы применялся уже на 212 скважинах крупных газовых месторождениях нашей страны. В 1990-х гг. использование плунжерного лифта практически прекратилось в связи с введением в эксплуатацию скважин с трубами большого диаметра (Ду=168 мм), которые не требовали применения плунжерного лифта. В последствии возникли проблемы с обводнением скважин на северных месторождениях с трубами диаметром 168 мм. До этого в мировой практике плунжерный лифт применялся только для труб диаметром до 100 мм.

Внашей стране в 2007 году В.В. Медко была разработана технология для удаления жидкости из скважин, оборудованных лифтовыми колоннами из труб больших диаметров на месторождении Медвежье.

С 2010 года в России фонтанную арматуру специально для использования плунжерного лифта изготавливает Воронежский механический завод. В составе оборудования проходные каналы всех элементов имеют одинаковый диаметр с лифтовой колонной и размещены на одной оси. До этого применялась стандартная фонтанная арматура.

В2012 году в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработан многофункциональный гидродинамический стенд для проведения испытаний по изучению условий работы плунжерного лифта в вертикальных и наклонных колоннах в условиях близких реальным. На стенде испытываются различные конструкции плунжеров, специальное оборудование для плунжерного лифта Ду=50, 62, 76, 100, 152 мм.

Внастоящее время на месторождениях России количество скважин, находящихся на заключительной стадии разработки уже превышает несколько сотен, в связи с этим применение плунжерного лифта, как одного из способов повышения дебита газовых скважин, снова становится актуальным.

242

РОЛЬ ДОСТОВЕРНОСТИ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФЕС ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕ-ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Подкосова П. Д.

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

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) являются одной из основ составления проекта разработки нефтяного месторождения. От корректности их определения зависит точность прогнозных показателей выбранной системы разработки. Так пористость определяет балансовые запасы, проницаемость определяет темп отбора запасов, пористость и проницаемость определяют граничные значения коллектор-неколлектор, содержание остаточной воды влияет на показания приборов ГИС.

Современные методы определения ФЕС существуют в рамках отраслевых и государственных стандартов, однако в зависимости от объекта исследования одни и те же методы могут применяться с различной эффективностью.

Целью настоящей работы является определение влияния свойств объекта исследования на результат измерения ФЕС.

Рассмотрено влияние вида цемента на достоверность определения пористости, граничных значений ФЕС коллектора. Показано, что игнорирование состава породы может приводить как к изменению балансовых запасов, так и ограничениям в технологиях добычи углеводородов.

243

ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА УСТАНОВКЕ «ОСА 15ЕС»

(RESEARCH RESERVOIR PROPERTIES FOR INSTALLATION «OCA 15EC»)

Полишвайко Д.В.

(научный руководитель - к.т.н., доцент Морозюк О.А.) Ухтинский государственный технический университет

Поверхность пород-коллекторов состоит из многих минералов с различными поверхностными свойствами, природные нефть и газ представлены смесью различных компонентов, а водная фаза представлена растворами разного состава с разной минерализацией. Изучение поведения этих многокомпонентных систем при инверсии смачиваемости позволяет применять те или иные способы увеличения нефтеотдачи.

Оценку смачиваемости горных пород при добавлении различных по составу растворов можно измерить различными способами на различных установках и приборах. Одной из таких установок является ОСА 15ЕС, приобретенная «Центром исследования керна» на базе Ухтинского государственного технического университета.

Цель настоящей работы - исследование свойств продуктивного пласта Ярегского месторождения, путем исследования образцов керна на установке ОСА 15ЕС.

244

ОЦЕНКА АНИЗОТРОПИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СИСТЕМОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

(ESTIMATION OF PERMEABILITY ANIZOTROPY. CASE OF HORIZONTAL WELLS IN GAS-CONDENSATE FIELD)

Пономарева Д.Ю.

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

Как известно, анизотропия эффективной проницаемости пласта оказывает существенное влияние на процесс разработки и продуктивность скважин. Особенно важно знать величину этого параметра при разработке месторождений горизонтальными скважинами.

При разработке месторождений системой горизонтальных скважин, одним из способов оценки анизотропии проницаемости в масштабе пласта является интерпретация гидродинамических исследований скважин (ГДИС). В этом случае одним из входных параметров при интерпретации является эффективная длина горизонтального ствола. В условиях отсутствия промыслово-геофизических исследований в скважинах длина работающего горизонтального участка определяется по интерпретации каротажа. В таких условиях допустимо предположить при интерпретации ГДИ диапазон изменения длины, при этом на выходе будет получен диапазон по значению анизотропии проницаемости.

В работе исследовано влияние анизотропии проницаемости (диапазон значений 0,0001-1) на профиль притока к горизонтальной скважине.

Результаты исследования показали, что при большой вертикальной анизотропии проницаемости (kv/kh<<1), может снижаться эффективность бурения длинных горизонтальных стволов: из-за неравномерности притока большая часть дебита может быть получена в районе пятки скважины, при этом вклад в дебит от носка будет невелик, т.е. эффективно работающая длина горизонтального ствола может быть значительно меньше общей пробуренной. Увеличение длины горизонтального ствола свыше этого значения не будет давать существенного прироста дебита, что позволит оптимизировать затраты на бурение.

245

ИССЛЕДОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СВЕТОПОГЛОЩЕНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

RESEARCH OF LIGHT ABSORPTION COEFFICIENT OF ORGANIC DEPOSITS PRODUCING WELLS ON THE OIL, GAS AND CONDENSATE FIELD

Поступов А.В. Щербаков Г.Ю. (научный руководитель - к.т.н. Максютин А.В.)

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

При добыче нефти серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе нефтепромыслового оборудования является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), формирование которых приводит к снижению производительности системы эксплуатации и нарушению технологических режимов. Сегодня ведутся работы по двум направлениям: предупреждению (замедлению) образования отложений и их удалению. Одним из наиболее эффективных методов является химический с применением реагентов растворителей, подбор которых производят с учетом типа отложений.

Определение типа отложений в традиционной практике является достаточно трудоемким и длительным процессом, в связи с чем, необходимо создание новых методов исследования химического состава АСПО.

Вработе представлены исследования оптических свойств отложений

иих моделей в зависимости от типа. Авторами использовалась методика многократных измерений оптической плотности и расчета коэффициента светопоглощения (Ксп), которая включала отбор и подготовку проб скважинных отложений, лабораторные измерения их оптической плотности и коэффициентов светопоглощения. Коэффициент светопоглощения исследуемого раствора нефти рассчитывается из соотношения Бугера-Ламберта-Бера.

Были выполнены исследования оптических свойств моделей с различным комплексным параметром (П/(А+С)), где П, А и С - содержание (% масс.) парафинов, смол и асфальтенов, соответственно.

Таким образом, с помощью полученных зависимостей, была разработана методика, позволяющая определять тип органических скважинных отложений. Результаты исследования могут быть использованы для повышения эффективности применения химических методов борьбы с органическими отложениями.

246

ПЕРСПЕКТИВНЫЙ МЕТОД ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ НА ЧАЯНДИНСКОМ НГКМ

(PROMISING METHOD FOR OPENING OF PRODUCTIVE

HORIZONS ON CHAYANDINSKOYE NGKM)

Потапов А.В.

(научный руководитель - д.т.н., профессор Квеско Н.Г.) Сибирский федеральный университет, Институт нефти и газа

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Республики Саха (Якутия). Перспективные и прогнозные ресурсы газа Якутии оцениваются в 10,4 трлн. м3. Чаяндинское месторождение является базовым для создания и развития Якутского центра газодобычи. Также планируется в качестве источника заполнения строящегося магистрального газопровода «Сила Сибири». Месторождение открыто в 1989 году и в настоящее время ведётся разведочное бурение.

Вработе представлен сравнительный анализ по 8 разведочным скважинам, пробуренным в период с 2012 по 2014 гг.. По результатам анализа предположен вариант вскрытия продуктивных пластов для последующих скважин.

Продуктивные горизонты приурочены к терригенным отложениям с аномально низкими пластовыми давлениями. Также продуктивный разрез характеризуется широкой анизотропией коллекторских свойств: пористость меняется от 1 до 26 %, проницаемость от 1−2 мД до 3−6 Д. Однако при анализе гидростатических давлений выяснилось, что они превышали пластовые на величину от 40 до 66%. Вследствие этого возникали поглощения промывочной жидкости в данных интервалах, а также засорения призабойной зоны пласта.

Витоге на большинстве скважин были значительно ухудшены фильтрационно-емкостные свойства, что пытались впоследствии исправить методами интенсификации притока, такими как гидравлический разрыв пласта, соляно-кислотная и глинокислотная обработки, воздействие пороховыми генераторами давлений.

Исходя из этого негативного опыта, и опираясь на мировую практику по вскрытию продуктивных пластов с такими характеристиками, разумнее было бы применять технологии бурения скважин на депрессии и равновесии давлений в системе скважина — пласт, которые уже показали свою эффективность во всём мире.

247

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ МЕТОДОМ ЗАКАЧКИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ НА ЮЖНОЙ ЛИЦЕНЗИОННОЙ ТЕРРИТОРИИ (ЮЛТ) ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

INTENSIFICATION OF PRODUCTION OF HIGH-VISCOSITY OIL BY PUMPING THE HEAT TRANSFER AGENT IN HORIZONTAL WELLS ON SOUTH LICENSED THE PRIOBSKOE FIELD.

Прохоров А.А.

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

В связи с интенсивной выработкой залежей «легкой нефти» в Западной Сибири, в настоящее время большое внимание уделяется созданию эффективных технологий извлечения высоковязкой нефти из низкопроницаемых залежей. На залежах ЮЛТ Приобского месторождения с подобными коллекторскими свойствами компанией «Газпромнефть– Хантос» широко применяется строительство горизонтальных скважин с последующим многостадийным гидроразрывом пласта, однако часто данных ГТМ недостаточно для получения коммерческого притока.

Перспективным методом интенсификации притока, в данном случае, является уменьшение вязкости нефти путем закачки теплоносителя в пласт. Оптимизация данного процесса требует создания адекватных математических моделей, описывающих процесс воздействия на пласты , содержащие высоковязкие нефтяные включения.

Возникает потребность в расчете положения фронта растепления нефти и нахождения эффективных параметров теплоносителя и времени прогрева. В данной работе проведен анализ процесса снижения вязкости нефти в ходе ее прогрева в результате теплового воздействия. Получено аналитическое решение задачи о растеплении нефти, а также проведен численный расчет с помощью пакета математического моделирования

COMSOL MULTIPHYSICS 4.4.

Проведенный с учетом промысловых данных о параметрах нефти и коллекторских свойствах расчет позволил оценить прирост дебита горизонтальной скважины после закачки теплоносителя.

248