авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 6 |

«I Содержание КАДРЫ РЕШАЮТ ВСЁ Газовая промышленность (Москва), 17.06.2013 1 ...»

-- [ Страница 3 ] --

Говоря о топливных запасах в общем контексте, нужно сказать, что георесурсы газа, в том числе и нетрадиционные, очень велики и разнообразны. При этом угольный метан небезопасен. Кроме того, используемые для его добычи методы, в том числе гидроразрыв пласта (ГРП), не являются экологически чистыми. Поэтому, несмотря на добычу угольного метана в 60 млрд м(3) и десятки тысяч пробуренных скважин, даже в США этот вид «нетрадиционного» топлива нельзя оценивать как слишком перспективный. Что же касается России, даже в традиционных угольных районах угольный метан не добывается, правда, прежде всего из-за его высокой себестоимости, хотя разговоры о создании новых методов добычи угольного метана идут уже довольно долго и в среде производственников, и в научном сообществе, работающем в области нефтегазового производства.

Газовых гидратов в мире колоссальное количество, но, несмотря на значительный интерес огромного числа стран к вопросу разработки месторождений газовых гидратов, экономически целесообразной технологии пока не создано [1]. Для добычи гидратов необходимо либо поднять температуру, либо снизить давление. На словах все просто. Но реальные перспективы нерадужны.

Недаром всплеск научного интереса к проблеме добычи газогидратов некоторое время назад потихоньку заместился осторожным скепсисом. Как известно, из плотных песчаников удается извлечь 5-10% газа, т.е. месторождения малодебитны и пока их разработка экономически неэффективна.

Мировые запасы сланцевого газа весьма велики - сотни триллионов кубометров, находящихся внутри пластов, фактически равномерно рассредоточенных по миру. Что касается России, предварительно установлено наличие сланцевого газа в пределах Тимано-Печорской провинции, Енисейского кряжа и в ряде других районов, но, как говорят специалисты, никакой экономической целесообразности в его добыче в России пока нет и в ближайшие годы, видимо, не предвидится.

Сейчас в США добывают уже около 200 млрд м(3) сланцевого газа [2], т. е. 30% от общей добычи газа. Если верить этим цифрам, количество добываемого в США сланцевого газа превышает количество газа, которое Газпром экспортирует в Европу. США полностью отказались от импорта сжиженного газа только за счет сланцевого, хотя пару лет назад они были крупнейшим его импортером. Теперь США стали экспортером газа. Терминалы на побережье, построенные для приема газа, переделываются для того, чтобы сжижать американский газ и везти его в Европу.

Таким образом, даже если цифры по добыче сланцевого газа в США слегка завышены (как полагают многие эксперты) и если после довольно активной выработки самых рентабельных месторождений (и по наиболее упрощенным технологиям) в будущем в США добыча сланцевого газа пойдет на спад, однозначно можно говорить о том, что газовый рынок уже не будет таким, как раньше, и прежде всего именно благодаря сланцевому газу. Разработка сланцевых месторождений требует применения специальных технологий добычи, и тем не менее, например, Китай планирует к 2015 г.

добывать уже до 7 млрд м(3) сланцевого газа.

Разработка сланцевых месторождений сопряжена с огромными темпами бурения. Себестоимость этого процесса в России значительно выше, чем в США, темпы добычи неравномерны и характеризуются сильным спадом в довольно короткий период, следующий за пиковой добычей.

Именно поэтому добыча сланцевого газа в России пока не считается перспективной, большее внимание уделяется проблеме разработки «сланцевой нефти» - керогена. В России наиболее протяженные пласты керогенсодержащих пород относятся к так называемой баженовской свите.

Кроме того, абалакская и фроловская свиты Западной Сибири также характеризуются большими запасами керогена. Глубины залегания таких пластов - около 2 км, ореол распространения - более млн км(2). К слову, бум, связанный с добычей сланцевого газа в Америке, по оценкам аналитиков, уже к 2016 г. разразится «бумом сланцевой нефти», себестоимость которой в Америке оценивается менее чем в 10 долл.

С отработкой и удешевлением технологии бурения горизонтальных скважин с 1990 г. удалось на порядки снизить затраты на разработку сланцев и существенно увеличить отдачу скважин, в том числе путем применения метода ступенчатого ГРП. Сначала скважину бурят как обычно, т.е.

вертикально. На глубине залегания сланцевых пород бур разворачивают горизонтально, и дальнейшее бурение ведется вдоль напластования продуктивного слоя породы. При этом применение многоствольного горизонтального бурения из одной скважины сразу в нескольких направлениях позволило сделать технологию еще более эффективной.

ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С РАЗРАБОТКОЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЛАНЦЕВ Однако не все так радужно. Существует несколько типов проблем, которые необходимо решать при разработке месторождений сланцев. Во-первых, это чисто технологические вопросы, к которым относятся: снижение себестоимости (число необходимых скважин), закрепление трещин ГРП (использование специальных проппантов), ориентирование трещин, использование более экологически безопасных составов жидкостей ГРП. Помимо экологических проблем опыт разработки месторождений сланцев в США показал наличие следующих отрицательных аспектов добычи сланцевого газа [3]:

технологическая проблема нехватки крупных запасов воды для проведения ГРП сочетается с обратной проблемой утилизации отработанной загрязненной воды;

особенность технологии добычи сланцевого газа состоит в непрерывном бурении большого числа скважин и частом проведении процесса ГРП;

сланцевые скважины имеют гораздо меньший срок эксплуатации, чем скважины месторождений обычного природного газа: на традиционных месторождениях - обычно 30-40 лет;

опыт эксплуатации сланцевой залежи Barnett в США показал, что около 15% скважин, пробуренных в 2003 г., уже через пять лет полностью перестали давать продукцию, при этом уже через год дебит скважины падает на 30 и даже на 80%;

добыча сланцевого газа рентабельна только при наличии спроса и высоких цен на газ, тем более что сланцевый газ обычно является менее теплотворным, чем природный.

НАПРАВЛЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЛАНЦЕВ Опыт добычи в американских сланцевых бассейнах показывает, что каждое сланцевое месторождение требует индивидуального научного подхода и имеет совершенно уникальные геологические особенности, характеристики эксплуатации, а также существенные проблемы добычи.

Можно сказать, что самые существенные проблемы, сопровождающие добычу сланцевого газа с использованием технологии бурения вертикально-горизонтальных скважин и организацией множественных гидроразрывов, лежат в экологической плоскости.

Во-первых, как уже упоминалось, это проблема забора и утилизации технической воды для проведения процесса ГРП.

Во-вторых, использование в процессе ГРП экологически неблагоприятных жидкостей (соль, кислоты, ПАВ и т.д.) и проппанта. Несмотря на то что гидроразрывы проводятся гораздо ниже уровня грунтовых вод, строение сланцевых месторождений таково, что токсичными веществами могут быть заражены почвенный слой, грунтовые воды и воздух. Многие месторождения сланцев залегают неглубоко (например, пенсильванские пласты в США - около 200-300 м). Установлено, что в районах добычи сланцевого газа грунтовые воды содержат значительное количество химических реагентов (толуол, бензол, диметилбензол, этилбензол, мышьяк и др.). Это происходит за счет просачивания химических веществ через трещины, образовавшиеся в толще осадочных пород, в поверхностные слои почвы. Такому процессу способствует само строение сланцевых месторождений, не имеющих жесткого скелета, отличающегося слабыми прочностными свойствами. Современные технологические схемы проведения ГРП с образованием вертикальных трещин способствуют нарушению сплошности «покрышки» сланцевого месторождения и утечке жидкостей ГРП в верхние водоносные горизонты. Многочисленные повторные ГРП только обостряют ситуацию в плане загрязнения вышележащих слоев.

В мире, в том числе и в России, существуют технологии ГРП без применения проппант-гелей, на чистой воде. Это один путь.

Другой путь может быть основан на создании технологии, которая в большей мере могла бы контролировать дизайн трещины. Стандартный ГРП характеризуется возникновением вертикальных трещин, что связано с неоднородностью поля напряжений в пласте. Для сланцевых месторождений, имеющих преимущественно слоистую неоднородную структуру, идеальным было бы расслоение пород вдоль плоскости их напластования. При этом увеличение трещиноватости сланцевых отложений путем создания мелкой сетки пусть даже вертикальных, но при этом коротких трещин могло бы, с одной стороны, увеличить газоотдачу, с другой - помогло бы хотя бы частично избежать неблагоприятных экологических последствий, вызванных нарушением «покрышки».

Добиться подобного эффекта можно, например, применяя технологии волнового воздействия на пласты. Популярность и перспективность таких методов в настоящее время широко обсуждается в среде практиков и теоретиков нефтегазового инжиниринга [4]. Как известно, порода газонасыщенных сланцев тверже, чем традиционная газонасыщенная. При этом пористость невелика, кроме того, поры слабосвязанные. Поэтому фильтрация в таких пластах очень слабовыраженная (в десятки тысяч раз медленнее, чем в традиционных газонасыщенных коллекторах). Именно эти свойства сланцевых пластов побуждают искать методы повышения проницаемости породы. Отсюда использование множественного ГРП, а далее требуется возбуждение избыточного давления, при этом могут применяться и микрозаряды. Основная цель такой операции - расслоить сланцевый «монолит» на отдельные листы, между которыми нагнетается песок для противодействия последующему «слипанию» пластов на глубине.

ПРОБЛЕМЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА И СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ Для того чтобы эффективно и экологически безопасно разрабатывать месторождения нетрадиционных видов топлива, требуется уже сейчас искать новые технологии и строить опытные демонстрационные модули. При этом в настоящее время другие методики, отличные от ГРП, для сланцевых месторождений фактически отсутствуют. Возможно, с одной стороны, эффективными могли бы стать такие методы, которые позволили бы получить в пласте значительные градиенты давлений, сравнимые или даже выше, чем давления ГРП, с другой - способ создания таких волн не должен приводить к появлению в пласте дополнительных химических загрязнителей. К таким методикам можно отнести технологии создания волн высокого давления.

Сейчас в стадии опробования находятся несколько методов возбуждения волн высокого давления путем высокотемпературного разложения специально созданных составов путем продавливания их в пласт или закачки в уже существующую трещину ГРП. Несомненным плюсом таких методов можно считать то, что в результате специально подобранных составов при термохимической реакции не образуется дополнительных вредных соединений, усугубляющих экологические последствия такой обработки. Такая методика уже довольно хорошо показала себя при пуске нескольких «сухих» нефтяных скважин.

Так как разработка сланцев в промышленном масштабе имеет непродолжительный характер, практически отсутствует информация для построения динамических моделей процессов в таких пластах. В настоящее время проблема создания численных моделей, наиболее точно отражающих процессы, происходящие в пласте, остается актуальной. Создание моделей воздействия на керогенсодержащие породы представляет собой сложный комплекс сочетания физических лабораторных, промысловых и, наконец, численных экспериментов. Уточнение создаваемых математических моделей путем отражения в них реальных физических свойств становится все более актуальным, так как технологически процессы разработки коллекторов даже традиционного углеводородного сырья усложняются, не говоря уже о создании принципиально новых технологий.

Для переноса волновых технологий в практику разработки сланцевых месторождений и понимания гидродинамической картины течения в пласте необходимо создать модели, которые позволили бы увидеть процесс в динамике. Первым шагом в этом направлении можно считать модели течения в анизотропных пластах, какими, безусловно, являются сланцевые месторождения. Помимо сланцевости, т. е. способности разделяться на параллельные слои, сланцы характеризуются анизотропией всего комплекса фильтрационноемкостных свойств [5].

Авторы уже предпринимали попытки «обсчитать» процесс воздействия на керогенсодержащие пласты [6]. Отсутствие фактического экспериментального материала и результатов промысловых исследований затрудняет создание замкнутой гидродинамической модели, описывающей динамику процесса с учетом химических реакций и фазовых переходов.

Простейшая математическая модель пласта с учетом анизотропии упругих и фильтрационных свойств коллектора и флюида может быть описана на основе общепринятого подхода, сначала без учета теплового расширения флюида и коллектора (изотермическая постановка).

В так называемой упругой постановке задачи (сжимаемый анизотропный скелет, сжимаемый флюид) были проведены расчеты перераспределения давления в пласте, когда первоначальный импульс модулируется на определенном расстоянии от скважины в существующей трещине, образованной в результате процесса ГРП или непосредственно в матрице пласта. На рис. 1 показано, как меняется распределение давления при создании импульса повышенного давления в зоне горизонтальной трещины. Расчеты были проведены в целях рассмотрения гидродинамики течения в пласте и оценки величины импульса давления, регистрируемого на забое скважины. По горизонтали на рис. 1 отложено расстояние от скважины (длина трещины - 30 м), по вертикали глубина пласта (вдоль оси скважины). Зона трещины, характеризуемая повышенными значениями проницаемости, ограничена черной линией. Цветовой гаммой отмечен уровень давления (пластовое значение - 20 МПа). В соответствии с идеологией предложенного метода можно предполагать, что вокруг трещины ГРП возможно создание области повышенной трещиноватости (гантелевидной формы), где проницаемость изменится после воздействия, что видно на рис. 1. При этом уровне начальных давлений в зоне реакции 230 МПа (рис. 2) импульс, приходящий на забой скважины, составляет около 30%, т. е. давление на забое не превышает безопасного уровня. На рис. 2 приведена динамика давления в двух точках пласта: в области создания скачка давления и на забое скважины, т. е. на левой границе модели.

Авторами проведены несколько серий численных экспериментов, в том числе по моделированию динамики фильтрационных процессов в случае, когда зона повышенного давления находится непосредственно в матрице пласта на некотором удалении от скважины. Технологически получить такой случай можно путем последовательной закачки нескольких жидкостей, в том числе и энерговыделяющей химически активной. Проведенные многочисленные эксперименты с варьированием объемов закачиваемых флюидов и изменением состава смеси (изменение уровня первоначально возбуждаемого импульса) позволяет оценить размер предполагаемой зоны повышенной трещиноватости, возникающей при волновом воздействии, и при этом отслеживать вопросы безопасности работ на скважине. Использование усложненной модели с учетом кинетики фазовых превращений и перераспределения тепла в пласте дает возможность получить не только оценочные результаты, но и провести более углубленные исследования воздействия волн давления на пласты сланцев.

*** Список литературы 1. Якуцени В. П. Основные виды и перспективная значимость ресурсов нетрадиционных источников углеводородного сырья // Основы прогноза и поисков нетрадиционных углеводородного сырья: сб.

науч. тр. - Л. :ВНИГРИ, 1989. - С. 7-11.

2. Ткаченко И.Ю., Бриллиантов Н.Д. Сланцевый газ: анализ развития отрасли и перспектив добычи.

[Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://www.vavt.ru/journal/id/3003CDC01/$File/43-54.pdf (дата обращения: 01.04.2013 г.).

3. Адамович Б. А. Экологические проблемы сланцевого газа // Наука и техника: электр. журн. - 2012.

[Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://oko-planet.su /science/sciencediscussions/157121-ekologicheskie-problemy-slancevogo-gaza.html (дата обращения:

01.04.2013 г.).

4. Дыбленко В. П. Волновые методы воздействия на нефтяные пласты с трудноизвлекаемыми запасами. Обзор и классификация. - М.: ВНИИОЭНГ, 2008.

5. Dmitriev M.N., Dmitriev N.M., Kravchenko M.N. Rapoport-Leas Model for Two-phase Flow in Anisotropic Porous Media // Proc 13th Eur. Conf. on the Math, of Oil Recov. (ECMOR XIII), Biarritz, France, 10-13 Sep. 2012. - P. 45-57.

6. Вольпин С.Г., Диева Н.Н., Кравченко М.Н. Построение модели процесса разработки керогеносодержащего коллектора // Сб. науч. тр. ОАО «ВНИИНефть». - 2010. - Вып. 143. - С. 78-85.

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ С НЕОДНОРОДНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ Дата публикации: 17.06. Автор: Т.П. Худякова, М.Б. Дорфман, М.Г. Губайдуллин Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 43, 44, Выпуск: св УДК 550.8. Т.П. Худякова, М.Б. Дорфман, М.Г. Губайдуллин (Институт нефти и газа Северный (Арктический) федеральный университет им. М. В. Ломоносова) В статье изложены особенности построения геологических и гидродинамических моделей месторождений с трещиноватыми и порово-кавериозными коллекторами с использованием программного обеспечения PETREL и ECLIPSE.

В настоящее время существует широкий спектр компьютерных технологий и продуктов, которые могут использоваться как для улучшения стратегических показателей эксплуатации месторождения, например для повышения коэффициента конечной нефтеотдачи пласта, так и для оперативных показателей, таких как выполнение текущих планов добычи при минимизации эксплуатационных затрат и/или повышения эффективности и надежности использования промыслового оборудования [1, 2]. На базе института нефти и газа Северного (Арктического) федерального университета (САФУ) им. М.В. Ломоносова в Центре обучения компьютерному моделированию и управлению разработкой месторождения создана технологическая основа для обучения студентов методам решения геологических задач в виртуальной среде. Для этого была сформирована и адаптирована электронная модель типового месторождения нефти со всеми необходимыми исходными данными для геологического и гидродинамического моделирования. Вся система моделирования и обучения основана на программных комплексах PETREL и ECLIPSE.

Созданная база данных и виртуальное месторождение позволяют решать многовариантные задачи моделирования и адаптации для любых типов коллектора, видов проницаемости и фильтрации флюидов, в том числе повышения эффективности выработки запасов нефти из трещиновато-порово-кавернозных коллекторов месторождения. Регулирование пластового давления также существенно влияет на величину коэффициента извлечения нефти. Известно, что раскрытость и проницаемость трещин могут изменяться при изменении пластового давления в процессе разработки залежи. Программный комплекс позволяет учесть эти явления.

Для обучения и выполнения геологического и гидродинамического моделирования месторождений выработаны оптимальные алгоритмы построения геологической модели типового месторождения, которое осуществляется в несколько этапов. На первом этапе проводятся выделение и обоснование объектов моделирования на базе детальной корреляции и взаимной увязки разрезов продуктивных отложений всех скважин. Затем с использованием материалов бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин и данных 3D-сейсморазведки строится структурный каркас. Далее на основе каркаса и результатов послойной петрофизической интерпретации данных промысловой геофизики выполняется расчет полей (толщин, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности).

Непосредственно процесс картопостроения осуществлялся с использованием метода схождения. В качестве исходного материала была взята поверхность сейсмического горизонта D(3)fm, поверхность которой соответствует кровле коллектора, и ее отметки по скважинам. Остальные поверхности получены прибавлением карт изохор к построенной поверхности.

Картируемая площадь представляется сеткой 20 х 20 м, где каждая ячейка имеет значение отметки сейсмической поверхности. Эта поверхность смещалась до уровня конкретных отметок в скважинах, при этом она соответствующим образом трансформировалась. В итоге получена поверхность, точно соответствующая замеренным отметкам в скважинах и в то же время сохраняющая черты сейсмического горизонта.

Размер ячеек горизонтальной проекции сетки определялся с учетом таких параметров, как общие размеры области построения по осям X и У, степень изменчивости структурного плана, плотность геолого-геофизических наблюдений. В условиях отсутствия латеральной анизотропии кол-лекторских свойств продуктивного пласта размеры ячеек Dx и Dy приняты одинаковыми и составляют 50 х 50 м. В вертикальном разрезе размер ячейки в первую очередь определялся характером неоднородности продуктивного пласта.

Для построения геологической модели и подсчета запасов проведена послойная количественная интерпретация геофизических исследований скважин (ГИС) с определением пористости, проницаемости и характера насыщения коллекторов.

Для использования технологий трехмерной интерполяции параметров в межскважинном пространстве скважинные данные были перенесены на ячейки дискретной сетки. Каждому блоку сетки, через который прошли скважины, присвоены определенный тип пород, фильтрационно-емкостные свойства (ФЗС) и значение коэффициента нефтенасыщенности.

Моделирование литологии подразумевает создание параметра, характеризующего пространственное распространение в объеме месторождения пород различных лито-типов. Разрез представлен карбонатными породами. Моделирование карбонатного разреза, по сравнению с терригенным, отличается определенной сложностью. Прежде всего, это обусловлено различными условиями залегания пород-коллекторов: если терригенные породы залегают в виде пористых пластов толщиной от единиц до десятков метров, то карбонатные формируют массив или горизонты толщиной до нескольких сотен метров. Это, как правило, залежи массивного и массивно-пластового типов.

На первом этапе литологического моделирования проводилась интерполяция параметра LITO стохастическим методом SIS с использованием в качестве тренда карты песчанистости по ГИС. В результате осреднения 21 стохастической реализации и подбора величины отсечки был получен итоговый куб литологии (рис. 1). Далее, внутри выделенного коллектора было построено поле распределения фаций: матричный, порово-трещинный, порово-кавернозный, порово-каверновый типы коллектора.

На этапе петрофизического моделирования с учетом ранее построенного параметра литологии строились распределения ФЕС и насыщенности по объему. Для моделирования пористости использованы фактические данные по скважинам, полученные по результатам интерпретации ГИС.

Интерполяция параметра пористости проводилась методом SGS с использованием параметров вариограммы, полученных в процессе Data-анализа. Итоговый куб пористости получен осреднением 21 реализации (рис. 2).

Моделирование нефтенасыщенности проводилось в несколько этапов. Сначала была рассчитана функция зависимости водонасыщенности от высоты над зеркалом воды. Вид поля нефтенасыщенности, рассчитанного по указанной зависимости, представлен на рис. 3. Далее скважинные данные интерполировались вдоль слоев с использованием в качестве тренда построенного ранее вспомогательного поля насыщенности. Ниже водонефтяного контакта (ВНК) поле нефтенасыщенности обнулялось.

Гидродинамические расчеты по адаптации и прогнозированию основных технологических показателей разработки месторождения выполнены в программном комплексе ECLIPSE, который позволяет создавать трехфазные трехмерные модели;

учитывать влияние гравитационных сил, сжимаемости пласта и пластовых флюидов на процесс фильтрации;

с достаточной степенью точности моделировать сложные геологические структуры пласта, залежи с трещиноватыми коллекторами.

Продуктивный разрез месторождения сложен породами преимущественно карбонатного состава с развитой системой трещин, поэтому для гидродинамического моделирования была выбрана модель двойной пористости (DUAL POROSITY).

Это позволяет учесть гравитационные и капиллярные силы, которые являются основными факторами, влияющими на механизм нефтеизвлечения в коллекторах подобного типа. В данной модели каждый блок сетки представлен в виде поровой матрицы, которая обладает достаточно низкой проницаемостью, но при этом содержит основные запасы и трещины, характеризующиеся высокой проницаемостью и низкой пористостью.

Геологические модели пластов в связи с их большой размерностью не могут напрямую использоваться для гидродинамических расчетов и прогнозирования технологических показателей.

В связи с этим было проведено ремасштабирование геологических моделей по вертикали. Для каждой ячейки сетки фильтрационной модели было вычислено соответствующее значение параметров пласта, а именно:

абсолютной глубины кровли;

общей толщины;

коэффициента песчанистости;

эффективной пористости;

нефтенасыщенности.

Трехмерное распределение параметра нефтенасыщенности представлено на рис. 4.

Имеющееся программное обеспечение, исходная база данных и построенные модели типового месторождения являются основой для многоуровневой системы обучения, которая позволяет в зависимости от уровня подготовки слушателей выполнять моделирование от элементарных действий до окончательного завершения геологических построений и выполнения расчетов технологических показателей разработки. При этом в зависимости от поставленной задачи могут реализовываться любые схемы построений: от простого порового коллектора до моделей с двойной пористостью. Типовое месторождение является эталоном для проверки выполненных задач.

*** Список литературы 1. Азиз X., Сеттари З. Математическое моделирование пластовых систем. - М. - Ижевск: Ин-т комп.

исследований, 2004. - 416 с.

2. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование. - М.: ООО «ИПЦ «Маска»», 2009. - 376 с.

ПЕРСПЕКТИВЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ ДЕГАЗАЦИИ КАМЕННЫХ УГЛЕЙ НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПЛОЩАДЯХ АРЛАНО-ДЮРТЮЛИНСКОЙ ЗОНЫ БАШКИРИИ Дата публикации: 17.06. Автор: Ю.А. Гуторов, А.Ф. Косолапов Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 45, 46, 47, Выпуск: св УДК 550.832 (470.57) Ю.А. Гуторов, А.Ф. Косолапов (ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет, филиал г. Октябрьский) По данным бурения нефтяных скважин в северо-западной части Башкортостана в области Бирской седловины и Арлано-Дюртюлинской зоны обнаружены запасы каменных углей с прогнозными запасами 18,5 млрд т. В работе описывается технология дегазации каменных углей (ДКУ), позволяющая относительно простым способом получить большие объемы чистого метана из углей, подстилающих нефтяные коллекторы бобриковского горизонта.

ОБОСНОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ПРОЕКТА Площади углепроявлений в Башкирской части депрессии составляют 15 тыс. км(2). Угольные пласты считаются перспективными источниками получения природного газа. Несмотря на их низкую проницаемость, они уже давно рассматриваются специалистами как трещинные коллекторы угольного метана. Их сорбционная способность в 100 раз выше природных коллекторов в обычных газовых залежах. До 95% метана в углях адсорбировано на огромной поверхности (до 108 м(2)/т) капиллярных и молекулярных микропор и микротрещин, около 5-10% адсорбировано в обычных порах и кливажных трещинах в свободном и частично растворенном в поровой влаге состоянии.

Доля свободной влаги от объема обычных пор и трещин не превышает 20%. Газоносность (метаноносность) различных по степени метаморфизма каменных углей - длинно-пламенных, газовых, жирных на глубине около 1200-1400 м должна быть в среднем 10-20 м(3)/т.

Газоемкость углей при пластовом давлении на глубине 1300 м составляет в среднем для длиннопламенных (марка Д) - 10 м(3)/т, для газовых (Г) - 15 м(3)/т, для жирных (Ж) - 20 м(3)/т.

Количество получаемого газа регулируется с помощью нелинейной изотермы десорбции с внутренней поверхности молекулярных пор. Например, путем снижения давления на 50% можно получить не более 20% адсорбированного метана. Обычно требуется снизить давление в коллекторе почти до атмосферного, чтобы получить эффективный выход метана из пласта в скважину.

Из рис. 1 следует, что метаноугольные скважины характеризуются разными стадиями эксплуатации.

На первой ранней стадии по мере обезвоживания угольного коллектора суточная добыча метана возрастает, а добыча воды падает. При этом объемы суточной добычи определяются изменениями в относительной проницаемости угольного пласта для газа и воды, а также отношением между давлением десорбции угля и коллектора. Начальная стадия заканчивается, как только уровень прироста достигает предельных возможностей коллектора.

В процессе второй стадии, характеризующейся стабильной добычей газа, улучшающаяся относительная проницаемость для газа и воды и десорбция уравновешиваются потерей проницаемости из-за уплотнения угля.

Третья стадия аналогична обычной добыче природного газа из породного коллектора, при которой давление в угольном коллекторе постепенно падает.

Доля газа, получаемого в процессе дегазации, от максимально возможного отбора газа для ранней стадии составляет 15%;

для стадии стабильной добычи - 25%;

для поздней стадии - 30%.

Таким образом, весь процесс дегазации включает три основные стадии: десорбцию, диффузию и суфляж. Одновременно на последней стадии идет параллельный процесс осушения угольного пласта - дренаж.

При этом следует отметить, что при снижении влажности угля до 20% газопроницаемость его увеличивается на 2-3 порядка от первоначальной.

Каждый вид угля имеет свою собственную изотерму десорбции, которая определяет выход абсорбированного газа. Важно установить, согласуется ли содержание газа в угле с изотермой и каким образом можно легко получить газ, или же уголь имеет недостаточное насыщение и требуется значительное снижение давления для получения метана.

Диффузионные свойства каменных углей в основном хорошие, однако для некоторых пластов перетертых углей требуется более продолжительное время на процесс диффузии. Эти важные данные можно получить только в процессе освоения метаноугольной скважины.

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ПЛАН ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ДКУ Угольные залежи в угленосной толще Арлано-Дюртюлинской зоны предварительно изучены в процессе нефтеразведки. В соответствии с требованиями детальности, полноты и достоверности изучения структурно-геологических условий оценки газоводоносности, фильтрационно-емкостных свойств, извлекаемых запасов метана и других параметров необходимо провести детальную углеразведку. Однако в условиях эксплуатируемых нефтяных месторождений это можно осуществить практически без буровых работ. Для этого необходимо лишь обеспечить эффективное использование всех геолого-геофизических материалов старого фонда нефтяных разведочно-эксплуатационных скважин.

Вскрытие угольных пластов осуществляется типовой перфорацией. Получение максимально возможного отбора метана осуществляется с помощью технологии радиального вскрытия пласта (РВП) на глубину 30-40 м с шагом отверстий по окружности 15-30° либо с помощью гидроразрыва пластов (ГРП), что существенно повышает поверхность фильтрации метана и коэффициент проницаемости угольного коллектора до 5 10(-3) мкм(2).

Так как добыча метана требует обезвоживания и низкого забойного давления (большой депрессии на пласт), наземное оборудование должно включать установку для подъема газа с водой, сепаратор для отделения газа от воды и компрессор. При этом следует учитывать, что повышение забойного давления значительно уменьшит необходимость сжатия газа на поверхности, но зато также существенно снижает добычу газа. Для подъема на поверхность воды (до 200 м(3)/сут) рекомендуется применять штанговые насосы для одновременно-раздельной добычи газа и нефти с параллельной подвеской насосно-компрессорных труб типа УГРП-32В-S или установку для газлифтной добычи типа Л-60А-210.

Поскольку для успешной реализации проекта ДКУ требуется практическое уточнение режимов дегазации, включая РВП и ГРП и последующую совместно-раздельную эксплуатацию угольных и нефтенасыщенных коллекторов, то на начальной стадии предлагается отработать предлагаемую технологию на опытно-промышленном участке, расположенном на одном из нефтедобывающих промыслов, эксплуатирующих бобровско-радаевский продуктивный комплекс.

ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ДКУ Для реализации опытно-промышленных работ (ОПР) по апробации технологии ДКУ выбирают участок месторождения (промысла), руководствуясь следующими критериями:

угольный пласт, подстилающий нефтенасыщенный бобриковский горизонт, должен иметь мощность в пределах 8-9 м с относительно небольшим ее изменением по площади залегания в пределах 10-15%;

мощность перемычки между угленосным и нефтеносным пластами должна быть выдержана по площади залегания и составлять не менее 0,8-1,0 м;

плотность нагнетательных и эксплуатационных скважин, вскрывших бобриковский горизонт, должна быть не более одной скважины на 0,5-0,6 км(2);

общий уровень обводнения продукции, добываемой из бобриковского горизонта, должен составлять не менее 20%;

изоляция заколонного пространства между нефтеносным и угленосным пластами должна быть хорошего качества;

на выбранном участке промысла должны находиться коммуникации для сбора и транспортировки попутного газа, оснащенные соответствующими газокомпрессорными установками.

ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ ПО РЕАЛИЗАЦИИ ДКУ 1. Выбирается опытный участок на промысле с учетом названных критериев.

2. Всего в ОПР должны быть задействованы не менее 10-15 скважин.

3. Во всех скважинах (независимо от их назначения) должно быть проведено глубокое вскрытие угленосного пласта по технологии РВП не менее чем на глубину 30-40 м.

4. Все скважины оборудуются по схеме «одновременно-раздельная эксплуатация»

(ОРЭ) или по схеме «одновременно-раздельная закачка» (ОРЗ). В первом случае -это эксплуатационные скважины (рис. 2), во втором - нагнетательные (рис. 3).

5. После соответствующего оснащения эксплуатационных скважин приступают к реализации технологии ДКУ путем глубокого снижения давления (почти до атмосферного) на забое против призабойной зоны (ПЗП) угленосного пласта с помощью установки штангового глубинного насоса (УШГН).

6. По мере роста интенсивности дегазации угольного пласта доля содержания воды в отбираемой продукции постепенно уменьшается, а доля газа возрастает (см. рис. 1).

7. По мере снижения обводненности продукции ниже 10-20% угольный пласт переходит в режим дренажа. Когда угольный метан начинает интенсивно выделяться из системы микротрещин и микропор его матрицы, то дебит по газу достигает максимума (3-4-й год дегазации).

8. Плунжерная пара вставного насоса (УШГН) извлекается на поверхность, чтобы не препятствовать режиму свободного истечения газа из угольного пласта на поверхность.

9. Добыча угольного метана продолжается в течение времени, необходимого для его полной дегазации (15-20 лет), в соответствии с этапами, показанными на рис. 2.

10. После завершения процесса дегазации угольного пласта можно будет переходить к реализации режима его подземной газификации (ПГУ), на который необходимо составить отдельный бизнес-проект.

ОСНОВНЫЕ КАПИТАЛЬНЫЕ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ НА ОПР ПО ДЕГАЗАЦИИ УГЛЕЙ Затраты на глубокое дренирование пласта по технологии радиального вскрытия пласта (РВ-пласт) рассчитывают исходя из стоимости создания одного дренажного канала в размере 50 тыс. руб. при условии дренирования пласта тремя рядами радиальных каналов через каждые 30 град., когда их общее число составит 36 каналов, а общая стоимость - 1800 тыс. руб. на одну скважину.

Затраты на оборудование одной эксплуатационной скважины двухлифтовой системой по технологиям ОРЭ и ОРЗ составят по 2 млн руб.

Всего затраты на подготовку и переоборудование одной скважины составят 5,8 млн руб.

Эксплуатационные затраты одной скважины в режиме ДКУ составят 0,2 млн руб/год, а в течение лет - 2 млн руб.

Всего затраты на переоборудование и эксплуатацию 15 скважин в режиме ДКУ в течение 10 лет составят 117 млн руб. ([приблизительно равно] 120 млн руб.) В результате проведенной работы можно сделать следующие выводы.

1. Запасы угля на площади 1 км(2) при средней мощности пласта 8 м и плотности угля 2,4 т/м(3) составят 14,4 млн т.

2. В каждой тонне угля в зависимости от его марки адсорбировано от 10 до 40 м(3) метана. В угольном пласте, выбранном для ДКУ, площадью 1 км(2) и мощностью 8 м содержится 360 млн м(3) метана, который может быть извлечен на поверхность в процессе дегазации. При этом в первые лет будет извлечено 70% этого объема, а остальные 30% - в течение следующих 10-15 лет.

3. При закупочной цене на угольный газ, равной 2000 руб/1000 м(3), общая выручка составит млн руб.

4. Капитальные и текущие эксплуатационные затраты на технологию ДКУ ([приблизительно равно] 120 млн руб.) окупятся за 3-4 года.

*** Стадии процесса дегазации угольного пласта Десорбция Выделение абсорбированного газа из молекулярных пор в микропоры и капилляры Диффузия Распределение газа через матрицу угля и проникновение его в макротрещины Суфляж, дренаж Сток газа из микротрещин в систему макротрещин и макропор с одновременным вовлечением пластовой воды в единый двухфазный поток с выходом в скважину ОСОБЕННОСТИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПРИХВАТООПАСНОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ ОКОНЧАНИЯМИ Дата публикации: 17.06. Автор: Л.Б.Хузина, С.В.Любимова, А.Ф.Шайхутдинова (Альметьевский государственный нефтяной институт) Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 49, 50, Выпуск: св УДК 62 2. В процессе бурения скважин с горизонтальным окончанием может произойти зависание бурильной колонны на стенках скважины, вызванное прихватом скважинного инструмента, колонны труб или другого технологического оборудования. В связи с этим актуальной задачей является разработка методов, уменьшающих риск прихвата, и экологически безопасных методов борьбы с осложнениями при бурении нефтяных и газовых скважин.

В нефтедобывающих регионах России широкое применение получила разработка месторождений скважинами с горизонтальным окончанием. Это связано с тем, что на сегодняшний день данная технология является наиболее перспективным методом интенсификации добычи нефти и достижения полноты извлечения ее из недр земли, особенно для месторождений со сложным строением, а также для месторождений, находящихся в поздней стадии разработки. Имеющийся в настоящее время большой отечественный и зарубежный опыт позволяет применять бурение скважин с горизонтальными окончаниями на месторождениях со степенью выработанности запасов 75-80%, с тупиковыми, периферийными и застойными зонами, а также в местах, где ограничена возможность ведения буровых работ, при этом дебиты нефти в несколько раз выше дебитов вертикальных скважин [1-3].

Так, на месторождениях Республики Башкортостан с 1988 г. пробурено более 100 горизонтальных стволов со средним дебитом нефти скважины 7,1 т/сут (при среднем дебите одной скважины в АНК «Башнефть» 2,7 т/сут). В ОАО «Сургутнефтегаз» на 1.10.2009 г. пробурены 2865 горизонтальных боковых стволов с длиной горизонтального участка до 500 м и 42 скважины с двумя и более горизонтальными боковыми участками. По состоянию на 01.01.2011 г. в Республике Татарстан пробурены 531 горизонтальный ствол, 82 многозабойных, 699 боковых и 357 боковых горизонтальных стволов наклонно-направленных скважин. Эти цифры говорят о перспективности и значимости этого направления для обеспечения энергетической безопасности страны и создания условий для надежного топливного снабжения рынков по устойчивым ценам. Одной из актуальных задач при бурении скважин с горизонтальным окончанием является снижение прихватоопасности бурильных колонн, особенно на горизонтальном участке [4, 5].

Опыт бурения скважин с горизонтальным окончанием показывает, что одной из основных причин, приводящей к низким технико-экономическим показателям, является зависание бурильной колонны на стенках скважины, вызванное прихватом скважинного инструмента, колонны труб или другого технологического оборудования.

Так, например, средства, пошедшие на ликвидацию аварий с бурильным инструментом, составляют 7169 тыс. руб., среди которых на аварии с долотом - 1038 тыс. руб., ГИС - 493 тыс. руб., попадание посторонних предметов в скважину - 133 тыс. руб., наиболее значительными по количеству являются осложнения, связанные с прихватом бурильного инструмента. На их долю приходится 3320 тыс. руб., что составляет более 46% [6].

Среди факторов, влияющих на возникновение дифференциального прихвата, можно выделить значительную силу трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины, в результате чего в некоторых случаях могут создаться такие условия, что процесс бурения станет просто невозможным. Особенно остро это проявляется при строительстве битумных скважин, где горизонтальный участок находится на небольшой глубине. Также необходимо исключить опасность возникновения прихвата и обрыва бурильной колонны, которая «лежит» на стенке скважины без движения при бурении забойным двигателем. Многие исследователи подчеркивают, что сила трения может составлять 20% от веса инструмента и более. В сильно искривленных скважинах большая часть веса бурильной колонны приходится на нижнюю стенку ствола. Возникающее в результате этого трение требует большей мощности на вращение бурильной колонны, и увеличивается опасность истирания замков и износа. В мягких породах это может привести к желобообразованию на нижней стенке ствола [6, 7].

Для снижения силы трения применяются различные методы, один из наиболее распространенных применение смазывающих компонентов в промывочном растворе, таких как нефть, СМАД, КМЦ, крахмал, сульфонол, КССБ. Их применение особенно рационально при бурении скважин в интервалах, представленных мягкими породами и породами средней твердости, т. е. там, где опора изнашивается раньше, чем вооружение долота. Так, при добавлении сульфонола в количестве 0,01-0,03% снижение коэффициента трения между металлом и фильтрационной коркой происходит примерно на 15%. Смазывающими свойствами также обладает ряд буровых растворов, например на углеводородной основе, эмульсионные, обработанные поверхностно-активными веществами и водными растворами этих реагентов. В то же время при ликвидации осложнений и прихватов в качестве агента жидкостных ванн в большинстве случаев применяется технологическая нефть, которая негативно влияет на окружающую среду [8, 9].

К недостаткам этого метода можно отнести сложность регулирования состава бурового раствора в процессе бурения и недостаточную эффективность, поэтому необходимо использовать более принципиальные методы борьбы с трением бурильной колонны о стенки скважины или горную породу, а именно -конструктивные изменения в компоновке низа бурильной колонны, такие как:

установление центрирующих элементов вдоль бурильной колонны (применяют амортизаторы, калибраторы, центраторы и др.);

использование широкого спектра регулирующих устройств, таких как ясс, осциллятор, вибродемпферы, вибраторы и т.д. [10, 11].

В последние десятилетия многочисленные конструкции регуляторов продольных, крутильных и поперечных колебаний находят все более широкое применение для снижения силы трения бурильной колонны о стенки скважины, предупреждая тем самым возникновение осложнений в процессе строительства скважин.

Кинематический коэффициент трения зависит от частоты продольных виброперемещений наддолотного регулирующего механизма:

Работа деформации энергии движущегося со скоростью v = [омега]Х при виброперемещениях с частотой со и амплитудой виброперемещения/определяется по формуле (4):

Выражение (4) представляет собой известное выражение для определения энергии осцилляции единицы длины т - M/L(3) массы одного замка (муфты). На рис. 1 показана зависимость отношения кинематического коэффициента трения [мю](к) к коэффициенту трения покоя [мю](0) от одного из основных параметров продольных колебаний, соответственно, частоты [ипсилон] [12].

Таким образом, как видно из рис. 1, при использовании дополнительно продольных виброперемещений колонны, например с частотой излучения 2-10 Гц и амплитудой до 6-9 мм (большее увеличение частоты и амплитуды ограничивается гидравлической мощностью, транспортируемой к забою), можно до нескольких десятков процентов уменьшить коэффициенты трения замков о стенки ствола, предупреждая возникновение осложнений при строительстве скважин [12].

В связи с этим разработка уменьшающих риск прихвата и экологически безопасных методов борьбы с осложнениями при бурении нефтяных и газовых скважин является актуальной задачей бурения скважин. Одним из возможных методов уменьшения прихватоопасности является применение скважинного осциллятора с пульсирующей промывкой.

На кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Альметьевского государственного нефтяного института разрабатываются скважинные инструменты, позволяющие снизить коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины, получен Патент РФ N 96160 «Скважинный осциллятор»

[13]. Конструктивная схема скважинного осциллятора приведена на рис. 2.

Устройство состоит из корпуса 2, калиброванной втулки 3, установленной в корпусе, клапана 5, оси 4, диффузора верхнего 1, диффузора нижнего 6. Устройство работает следующим образом.

Промывочная жидкость закачивается с поверхности насосными агрегатами и проходит по колонне бурильных труб к скважинному осциллятору. Через проходной канал струя жидкости попадает на клапанный узел. Под ее действием клапан начинает совершать колебательные движения, наклоняясь то одной, то другой стороной к проходному каналу, в результате чего в определенные моменты времени проходной канал оказывается перекрытым. Это приводит к осцилляции низкочастотных колебаний промывочной жидкости, достигающих забоя скважины, которые способствуют созданию динамической нагрузки на долото и снижению коэффициента трения.

Таким образом, применение специальных технических средств в виде скважинного осциллятора позволит предупредить возникновение прихвата при разработке месторождений с горизонтальными окончаниями.

Наиболее оптимальными с точки зрения снижения прихватоопасности и увеличения технико-экономических показателей при разработке месторождений с горизонтальными окончаниями являются компоновки, включающие осцилляторы.

Разработана новая компоновка низа бурильной колонны (КНБК) (рис. 3), состоящая из долота РОС, скважинного осциллятора, винтового забойного двигателя [14]. Предлагаемая КНБК создает дополнительную динамическую нагрузку на долото путем осцилляции низкочастотных продольных колебаний, снижающих коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины, и доводит нагрузку до долота, что, несомненно, актуально при бурении горизонтальных участков скважин, применяемых при разработке битумных месторождений.

Таким образом, применение данной КНБК при разработке месторождений с горизонтальными окончаниями является одним из возможных вариантов технологических решений, приводящих к наиболее рентабельной разработке таких залежей.

*** Список литературы 1. Муслимов Р.Х., Волков Ю.А., Касимов Р.С. и др. Проблемы построения геологических моделей залежей нефти в карбонатных коллекторах // Тр. Международной конференции «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов». - Казань, 4- октября, 1994 г. -Т. 2. - С. 496-510.

2. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Рамазанов Р. Г. и др. Повышение эффективности доразработки многопластовых месторождений, сложенных терригенными коллекторами, путем применения горизонтального бурения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -1998. N 3-4.

3. Муслимов Р.Х., Юсупов И.Г., Фазлыев Р.Т. Некоторые результаты применения горизонтальных технологий в Волго-Камском регионе // В кн.: Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование. - Казань: Мастер Лайн, 2000.

4. Хисамов Р.С., Ибатуллин P.P., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р. Т. Опыт строительства и эксплуатации многозабойных скважин // Нефть и жизнь. - 2005. - N 3. - С. 42-43.

5. Хисамов Р.С., Султанов А.С., Абдулмазитов Р.Г., Зарипов А. Т. Геологические и технологические особенности разработки залежей высоковязких и сверхвязких нефтей. - Казань: «Фэн» Академии наук РТ, 2010. - 335 с.

6. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А. И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Сп. пособ.: В 6 т. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - Т 1. - 510 с.

7. Басарыгин Ю.М., Булатов AM, Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин.

- М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. - 679 с.

8. Султанов Б.З., Габдрахимов М.С., Сафиуллин P.P., Галеев А.С. Техника управления динамикой бурильного инструмента при проводке глубоких скважин. - М.: Недра, 1997.-191 с.

9. Дихгярь Т.Д. Разработка реагентов для предупреждения прихватов и повышения показателей отработки долот: дис....канд. техн. наук. - Уфа, 1997. – 196 с.

10. Гудин С.В., Годунов Е.Б. Смазочный реагент для буровых промывочных жидкостей «СТ-7» и способ его получения // Патент РФ N 2347796, 2009 г.

11. Хузина Л. Б. Повышение эффективности бурения наклонных и горизонтальных скважин с использованием комплекса виброусилителей. Специальность: 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин: автореф. дис.... д-ра техн. наук. - Уфа, 2006. - 42 с.


12. Габдрахимов Н.М., Хузина Л.Б., Габдрахимов М.С. Вибратор для бурения скважин // Патент N 2236540, 2004 г. 13. Хузина Л.Б., Набиуллин Н.Б., Любимова С.В. Скважинный осциллятор // Патент РФ N 96160,2010 г.

14. Хузина Л.Б., Шайхутдинова А.Ф., Фаткуллин Р.Х., Мухутдинова А. А. и др. Компоновка низа бурильной колонны с усиленной нагрузкой на долото // Заявка N 2012146106/03.

СТРУКТУРЫ СЕВЕРО-ВОСТОКА ПУР-ТАЗОВСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ В МАТЕРИАЛАХ КОСМИЧЕСКИХ СЪЕМОК Дата публикации: 17.06. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 52, 53, 54, 55, Выпуск: св УДК 553. В.Г. Житков, А.А. Поцелуев (Томский политехнический университет), В. А. Кринин (Сибирский федеральный университет), В.Н. Устинова, Ю. С. Ананьев (Томский политехнический университет) По материалам мультиспектральных космических систем Landsat ETM+, TERRA ASTER и радиолокационной съемки ERS-ENVISAT изучены структуры Пур-Тазовской нефтегазоносной обл., примыкающие к Банкирскому газонефтяному месторождению. Установлены широкое развитие и последовательность формирования разрывных тектонических нарушений различной ориентировки, кольцевых, дуговых и площадных структур, контролирующих положение известных нефтегазовых месторождений. Совокупность полученных данных позволяет сформулировать комплекс критериев по локализации новых перспективных площадей.

Использование материалов современных космических съемок (КС) позволяет получить информацию о геоструктурных особенностях исследуемых площадей, выработать критерии локализации перспективных участков для постановки детальных работ. Этому способствует ряд явных преимуществ материалов КС перед другими методами наземных и аэроисследований. В первую очередь это обзорность, равноазимутальная информативность, отсутствие недостатков выборочных профильных наблюдений, экспрессность, дешевизна, экологичность [1]. Их применение весьма актуально как на новых малоизученных площадях, так и в известных нефтегазоносных районах, детально изученных наземными методами. Объектом исследований является территория нефтегазоперспективных земель, примыкающая к Ванкорскому месторождению, расположенная в Туруханском районе Красноярского края, на левобережье Большой Хеты [2]. В административном отношении площадь работ охватывает Туруханский район Красноярского края, крайнюю восточную часть Ямало-Ненецкого и юго-западную часть Таймырского АО. Группа месторождений, к которой относят Ванкорское, Лодочное, Тагульское, Сузунское месторождения, в структурно-тектоническом плане входят в состав Большехетской структурной террасы. Прилегающие к Ванкорскому месторождению Западно-Лодочная, Ичемминская, Талая, Ниричарская, Хикиглинская, Ячиндинская структуры находятся в стадии исследований.

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ В тектоническом отношении рассматриваемая территория находится на стыке Большехетской структурной террасы и Пендомаяхской впадины, осложняющих северо-восточный борт Надым-Тазовской синеклизы. Геологический разрез, перспективный в нефтегазоносном отношении, представлен отложениями катаплатформенного осадочного чехла. Основной этаж нефтегазоносности образован нижнехетским, яковлевским, долганским продуктивными горизонтами нижнего-верхнего мела. Меньшие перспективы нефтегазоносности связаны с сиговским горизонтом верхней и малышевским горизонтом средней юры. Промышленные запасы нефти и газа рассматриваемой территории сконцентрированы исключительно в ловушках структурного типа, в редких случаях некоторые залежи имеют литологические ограничения за счет замещения песчаников пелитовыми разностями. Все крупные локальные структурные ловушки (Сузунская, Ванкорская, Лодочная, Тагульская) приурочены к структурам первого порядка Сузунскому и Лодочному валам. Мелкие поднятия, как правило, осложняют восточный борт Пендомаяхской впадины и отражаются в меловом структурно-формационном комплексе (рис. 1).

МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ МАТЕРИАЛОВ В работе использованы материалы мультиспектральных КС Aster и Landsat ETM+. Дополнительно по данным радиолокационной съемки радаром ERS-ENVISAT была создана цифровая модель рельефа.

Обработка, дешифрирование, анализ космоматериалов и моделирование геологических и рудных систем выполнены в соответствии с методическими рекомендациями и подходами [1].

Принципиальная схема работ состояла:

из формирования массива исходных данных;

обработки и дешифрирования исходных растровых изображений с использованием алгоритмов классификации, процедур улучшения, комплекса методов фильтрации и передискретизации изображения;

создания и обработки синтезированного изображения мультиспектральных снимков;

создания производных растровых изображений с использованием «алгебры карт»;

корреляционного анализа синтезированных изображений;

обработки и анализа цифровой модели рельефа;

совместного анализа растровых изображений и цифровой модели рельефа, дешифрирования с использованием 30-визуализации и анаглифических (стерео-) изображений.

В работе использовались синтезированные изображения с различной комбинацией каналов, что позволило распознать слабоаномальные объекты как линейной, так и дуговой и кольцевой морфологии, а также элементы геологического свойства - разрывные нарушения, флюидопроводящие системы и элементы тектонических деформаций. Из рис. 2 явственно видны зоны «флюидомиграции» северо-западного простирания, нарушенные и смещенные разломами северо-восточной ориентировки.

В итоге анализу и интерпретации в процессе исследований было подвергнуто более изображений.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ Исследования показывают, что на Большехетской структурной террасе в материалах КС проявлены структуры трех типов: линейной, кольцевой (дуговой) морфологии и площадные.

Среди линейных преобладают структуры субмеридионального, северо-восточного, субширотного простирания, которые соответствуют разрывным нарушениям различного уровня заложения.

Субмеридиональные разломы являются наиболее ранними образованиями, определяют положение главных геотектонических структур и, по-видимому, проникают в верхнюю мантию. К этому типу нарушений относится главная линеаментная зона, по своему местоположению и ориентировке соответствующая Худосейскому рифту. Зона представлена серией субпараллельных линеаментов различной протяженности и имеет ширину выхода на дневную поверхность от 25 до 35 км.

Установлено сателлитное тектоническое нарушение, по-видимому, сингенетичное главной зоне.

Оно расположено к западу, имеет субмеридиональное простирание, на юге примыкает к главной зоне, а к северу отклоняется от нее на расстояние до 20 км. В пределах главной зоны отчетливо выделяется крупное тектоническое нарушение, проходящее через западный фланг Ванкорского месторождения.

Субширотные и северо-восточные структуры являются более поздними. Их кинематика устанавливается по смещению границ площадных структур, выявленных на территории исследований и описанных ниже. Амплитуда смещений по разломам северо-восточного простирания достигает 14,5 км. Так, южный фланг Ванкорского месторождения срезан нарушением северо-восточного направления (рис. 3, 4). Возможно, находящаяся южнее перспективная структура Талая является реликтом срезанной части залежи Ванкорского месторождения. Субширотные разрывы характеризуются смещениями до 4 км. Структуры северо-западного простирания смещают границы более ранних образований до 7 км.

Выявленные кольцевые и дуговые структуры варьируют от 1 до 83 км по радиусу (см. рис. 3, 4).

Наиболее крупными кольцевыми структурами района являются Ванкорская - радиус 83 км и Чировая - 58 км (см. рис. 3). По существу, вся территория исследований попадает в пределы Ванкорского кольца. Чировая структура располагается южнее и включает одноименное локальное поднятие в своей центральной части.

Центр Ванкорской кольцевой структуры, так же как и кольцевых и дуговых структур более высоких порядков, контролируется главной линеаментной структурой субмеридионального простирания и ее сателлитными разломами того же направления. Центральная область Ванкорской структуры, которая может рассматриваться в качестве «центра возмущения», располагается в непосредственной близости от Ванкорского месторождения.

Центры кольцевых структур второго порядка с радиусами от 28 до 42 км также лежат в пределах главной зоны со смещением к западу от ее центральной части. Одна из них имеет центр в районе Хикиглинской структуры, центр другой соответствует Ячиндинскому локальному поднятию. Эти структуры характеризуют более слабые «возмущения» и могут содержать, соответственно, более мелкие залежи углеводородов по сравнению с Ванкорским.

Отмечается закономерное расположение кольцевых структур радиусом 7-9 км вдоль субмеридионального шва, проходящего в центральной части главной зоны. При этом центры данных структур, как правило, смещены к западу относительно самого линеамента на расстояние 3-7 км. Подобное положение занимают структуры этого ранга и по отношению к западному сателлитному шву главной линеаментной зоны. Часть этих кольцевых структур вмещает известные месторождения углеводородов и ряд перспективных площадей.

К площадным структурам относятся Северо-Восточная и Юго-Западная зоны «флюидомиграции»

(см. рис. 3, 4). По мнению авторов, формирование этих структур обусловлено проявлением метасоматических процессов, повлиявших на физико-химические свойства пород. Это отразилось в спектрометрических характеристиках площадных структур. Зоны имеют северо-западное простирание.

Северо-Восточная зона в районе Ванкорского месторождения разворачивается в субмеридиональном направлении. Видимая мощность Северо-Восточной зоны колеблется от 15,8 до 24,6 км. Видимая мощность Юго-Западной зоны лежит в пределах от 9,5 до 13,7 км.


Обе зоны имеют блоковое строение за счет смещений, вызванных поздними нарушениями северо-восточного и субширотного простирания. Амплитуда смещений границ зон колеблется от 1, до 17,5 км по нарушениям северо-восточного простирания и от 1,5 до 9,4 км по нарушениям субширотного и северо-западного направления.

В целом по характеру космоструктурного рисунка (см. рис. 3, 4) исследуемая территория имеет большое сходство с эндогенными системами, дешифрированными и описанными в различных регионах [1]. Основными элементами такого рода структур являются линейные шовные зоны, представляющие собой складчато-разломные тектонические системы, сопровождающиеся повсеместным проявлением метаморфизма различных фаций и метасоматических преобразований вмещающих пород. В гравитационном поле данные процессы отражаются в виде региональных или локальных (в зависимости от масштабности проявления) отрицательных аномалий в центральных областях шовных зон.

На основании сходства космоструктурного рисунка, отражающего строение и закономерности формирования систем, можно предположить и сходство в истории геологического развития исследуемой территории с данными системами.

Полученные космоструктурные данные и основанные на них выводы о закономерностях размещения месторождений углеводородов на исследуемой территории достаточно хорошо корреллируются с региональными моделями и структурными построениями, основанными на геофизических методах [3-6].

В заключение можно сделать выводы, что наиболее ранними по возрасту формирования на изучаемой территории являются Северо-Восточная и Юго-Западная зоны «флюидомиграции», связанные, по-видимому, с разломно-складчатыми структурами фундамента, формировавшимися до Худосейской рифтогенной структуры и имеющими северо-западное простирание. Образование данных зон, вероятно, связано с древними разломными системами, являвшимися флюидопроводниками, развитие которых привело к насыщению приразломных областей глубинными компонентами и перераспределению части вещества вмещающих пород.

Следующий этап становления структур района связан с Худосейским рифтом. С данным этапом структурообразования связано, видимо, формирование кольцевых структур разного ранга - как реакции среды на тектонические возмущения вдоль Худосейской рифтогенной системы. Эти же возмущения могли оказать решающее влияние на формирование структурных ловушек и миграцию углеводородов. Худосейский рифт, хотя и формировался на ранних стадиях как структура растяжения, в более позднее время мог испытать сжатие с образованием сопряженной системы разрывных нарушений северо-восточного простирания, по кинематике, вероятнее всего, отвечающих сдвигам и оказавших деформирующее влияние на возникшие в более раннее время структурные ловушки.

Разрывные нарушения субширотного и северо-западного простирания могут быть отнесены к наиболее молодым структурам, поскольку они не образуют мощных зон, а, как правило, выражены отдельными швами.

В результате дешифрирования и анализа космоструктур района Большехетской структурной террасы было установлено, что все известные месторождения нефти и газа на данной территории имеют вполне закономерную локализацию:

месторождения залегают в пределах зон флюидомиграции (Северо-Восточной и Юго-Западной);

объекты нефти и газа лежат в пределах кольцевых структур, иногда нескольких рангов. Наиболее крупное Ванкорское месторождение приурочено к центральной части самой крупной в районе одноименной кольцевой структуры радиусом более 80 км;

все месторождения залегают в пределах главной линеаментной зоны, отвечающей Худосейскому рифту, или на ее сателлитных разломах;

размещение месторождений в пределах вышеобозначенных структур контролируется поздними нарушениями северо-восточного простирания.

Совокупность полученных данных о приуроченности известных месторождений к выделенным структурам позволяет сформулировать комплекс критериев по локализации новых перспективных площадей в изученном районе.

*** Список литературы 1. Поцелуев А.А., Ананьев Ю. С., Житков В.Г., Назаров В.Н. и др. Дистанционные методы геологических исследований, прогнозирования и поиска полезных ископаемых (на примере Рудного Алтая). - Томск: STT, 2007. - 228 с.

2. Кринин В. А. Тектоника фундамента и оценка ресурсов нефти юрско-меловых отложений северо-востока Западно-Сибирской плиты в пределах Красноярского края // Горные ведомости. 2011. - N 9. - С. 16-24.

3. Агульник И.М. Оценка нефтегазоносности структур в условиях Западно-Сибирской низменности с помощью гравиразведки // Прямые поиски нефти и газа геофизическими методами. - М.: Недра, 1971. - С. 48-51.

4. Бененсон В.А. Строение фундамента Западно-Сибирской плиты в свете новой геолого-геофизической информации // Геотектоника.- 1986. – N 4. - С. 117-121.

5. Варламов И.Л. Постэоценовые тектонические движения Сибирской платформы. Геология и нефтегазоносность Лено-Тунгусской провинции. - М.: Недра, 1977.-С. 95-108.

6. Сурков B.C. Строение грабен-рифтов и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности // Рифтогенез и нефтегазоносность. - М.: Наука, 1993. - С. 77-84.

НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ УЧЕТА СЖИГАНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В УСЛОВИЯХ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ НОРМАТИВНО-ПРАВОВОЙ БАЗЫ Дата публикации: 17.06. Автор: Н.Н. Андреева (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Е.П. Калашников (ОАО «Ямал СПГ») Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 57, 58, Выпуск: св УДК 665.612. В статье представлена эволюция нормативно-правовой документации по вопросам использования и сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), рассмотрено изменение отношения к проблеме ПНГ со стороны недропользователей в условиях изменившегося законодательства. Ключевым элементом статьи является анализ существующих проблем учета ПНГ, а также несанкционированной добычи и точного учета свободного газа газовой шапки, добываемого в связи с его прорывами и нефтяным скважинам. Предложены схема учета попутного и свободного газа, меры по предотвращению и учету прорывов.

Нормативно-правовая база по использованию ПНГ многие годы не менялась и носила директивный характер. Путь использования ПНГ был совершенно точно определен.

1. Если объемы ПНГ велики и создана инфраструктура, то он поступал на переработку либо на снабжение энергогенерирующих мощностей (например, Нижневартовская, Сургутская ГРЭС).

2. Если объемы газа были незначительны или он содержал нежелательные примеси, то при отсутствии инфраструктуры газ сжигался.

3. Очень редко при достижении согласия региональных властей и владельца ресурсов газ поступал в городское коммунальное хозяйство.

Такое положение дел привело к тому, что начальные стадии разработки месторождений сопровождались колоссальным сжиганием газа - от 30 до 50 млрд м(3)/год, что означает гигантские потери невозобновляемого углеводородного сырья, которое можно было вовлечь в хозяйственный оборот. Кроме того, сжигание ПНГ наносит серьезный экологический урон территориям не только нефтегазодобывающих районов, но и сопредельным [1]. Так, в водах Северного Ледовитого океана обнаружены продукты сгорания ПНГ. Все это создает негативный облик предприятий Российской Федерации при привлечении иностранных инвестиций для освоения новых нефтегазодобывающих регионов.

Ведомства, ответственные за учет и контроль использования природных ресурсов, неоднократно проводили рабочие совещания, выслушивали мнения экспертов и разрабатывали ориентировочные программы, помогающие решить проблему. Краткая схема таких инициатив приведена на рис. 1.

В то же время нефтяные компании, понявшие, что время бесконтрольного сжигания ПНГ подходит к концу, начали составлять свои собственные программы использования газа, ориентируясь на международный опыт. Были проведены оценки инвестиций, показавшие, что наилучший результат достигается, если на стадии концептуального проектирования разработки и обустройства месторождения учитывается «газовая опция». При определении основных технических решений по обустройству и составлении генерального плана месторождения это позволяет заблаговременно рассчитать возможные капитальные и эксплуатационные затраты на процессы использования ПНГ.

В данный момент недропользователь имеет возможность выбрать приемлемый для себя вариант и рассмотреть кооперацию с другими компаниями для создания необходимой инфраструктуры.

Правительство Российской Федерации, озабоченное экологическим ущербом и упущенной налоговой выгодой от сжигания ПНГ, 8 января 2009 г. приняло Постановление N 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках», что сыграло положительную роль в ускорении процессов цивилизованного подхода к использованию ПНГ. Государственная статистика показывает рост использования ПНГ. Появились не применявшиеся ранее технологии малотоннажной подготовки и переработки ПНГ, широкое распространение получили промысловые автономные энергогенерирующие мощности. Благодаря этому в стране были созданы тысячи рабочих мест на заводских производствах по изготовлению соответствующего оборудования, а также на предприятиях, вовлеченных в сбор, подготовку и переработку газа.

Принято считать, что Постановление от 8 января 2009 г. N 7 носило промежуточный характер.

Накопленный за это время опыт нефтяных компаний, обобщенный в ряде публикаций и монографий, озвученный на конференциях, а главное - выход на уникальные по структуре и запасам месторождения потребовали актуализации документа.

Авторы считают, что по-прежнему самым сложным является вопрос учета извлекаемого ПНГ [2].

По данным Ростехнадзора, до сих пор далеко не все месторождения оснащены узлами замера сжигаемого газа и учета добываемого. Новое Постановление Правительства РФ от 8 ноября 2012 г. N 1148 «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» содержит определение понятия ПНГ, которое, возможно, усложнит эту проблему. В Постановлении указано, что «под объемом попутного нефтяного газа, добытого на участке недр или на всех участках недр, предоставленных в пользование, понимается весь объем растворенного газа или смеси растворенного газа и газа из газовой шапки всех видов месторождений углеводородного сырья, добытого через нефтяные скважины, за вычетом газлифтного газа, возвращенного в газлифтную систему».

Между тем, если исходить из Приказа Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации (МПР) от 7 февраля 2001 г. N 126 «Об утверждении временных положений и классификаций», то его текст однозначно указывает на необходимость разделения запасов газа газовой шапки и растворенного в нефти газа. Из Приказа следует:

знать и уточнять границы разделения чисто газовой и нефтяной частей залежи;

вести отдельные балансы запасов и контроль их выработки;

выполнять раздельные исследования физико-химических свойств свободного газа и ПНГ;

проектировать отдельные системы разработки нефтяной и газовой частей залежи.

Это обусловлено существующей в стране системой налогообложения добычи полезных ископаемых.

Запасы газа газовой шапки подсчитываются по специально выведенным формулам, основанным на геометрии газовой части пласта, его газонасыщенности, ставятся на государственный баланс отдельной строкой и облагаются налогом на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

Запасы растворенного газа определяются умножением начальных запасов нефти на величину газосодержания, выраженную в кубических метрах на тонну, рассчитанную по ступенчатой сепарации нефти, в соответствии с предполагаемой технологией сбора и подготовки нефти на промысле, ставятся на государственный баланс отдельной строкой и НДПИ не облагаются [3].

Эксплуатация нефтегазовых или газонефтяных месторождений зачастую сопровождается прорывами свободного газа, как это показано на рис. 2.

Так, в 80-90-е гг. прошлого столетия на Варьеганском нефтегазовом месторождении мощность факелов достигала 2,5-3,0 млрд м(3) газа в год. Строение этого месторождения характерно наличием нескольких газовых шапок. Рассчитывая на высокие дебиты нефти, недропользователь создавал мощные депрессии на пласт, что привело к прорывам газа и резкому падению добычи нефти. Существенная часть запасов свободного газа была сожжена, а запасы нефти перешли в категорию трудноизвлекаемых. Таким образом, еще раз подтверждается роль сохранения первоначального пластового давления в газовой шапке, положения газонефтяного контакта для оптимального гидродинамического режима работы залежи в целом.

Понятно, что заранее предусмотреть прорывы и рассчитать их количественные характеристики очень сложная инженерная задача. Как правило, практика опровергает все произведенные расчеты.

Кроме того, прорывы являются следствием нарушения техники и технологии разработки месторождения. В этих условиях чрезвычайно проблематично выбрать оборудование для использования ПНГ на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Авторы изучили доступные сведения по балансовым запасам ПНГ и свободного газа ряда крупных месторождений, вводимых в разработку. Их географическое расположение предполагает очень высокие капитальные вложения и операционные затраты. Соотношение объемов растворенного нефтяного газа и свободного газа по этим месторождениям колеблется в пределах от 1:2 до 1:20.

Прорыв даже 5% объема свободного газа из газовой части залежи на протяжении ряда лет приведет к нарушению работоспособности всего наземного технологического оборудования, а также к несанкционированному отбору газа из газовой шапки.

На рис. 2 предложена схема контроля и учета объемов и состава добываемого газа при помощи ЗУ, показывающей промысловый газовый фактор, потокового хроматографа и расходных счетчиков.

Под промысловым газовым фактором подразумевается соотношение объема всего добытого газа через нефтяные скважины к объему добытой нефти. Прорыв свободного газа будет определяться как разница между промысловым газовым фактором и определенным по глубинным пробам нефти за фиксированный период времени.

Таким образом, недропользователи, устанавливающие дорогостоящее оборудование для первичной переработки и дальнейшего транспорта ПНГ, должны:

в техническом проекте на разработку нефтегазового месторождения предусмотреть комплекс мероприятий по поддержанию объема газовой шапки в неизменном состоянии, если на нее не составлен отдельный проект разработки;

в проектном документе на обустройство месторождения заложить вариативность работы технологического оборудования в зависимости от компонентного состава газа;

постоянно контролировать объемы отбираемого газа не только на ЗУ, но и путем установки поскважинного наблюдения;

предусмотреть установку потоковых газовых хроматографов после ЗУ, что позволит по изменению компонентного состава газа определить наличие прорыва.

*** Список литературы 1. Соловьянов А.А., Андреева Н.Н., Крюков В.А., Лятс К.Г. Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской Федерации. - М.: ЗАО «Редакция газеты «Кворум», 2008. - 320 с.

2. Андреева Н.Н., Калашников Е.П. ПНГ: уроки истории и развитых экономик // Нефтехимия РФ. 2012. - N 4 (15), август-сентябрь. - С. 10-12.

3. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов ГКЗ СССР. - М.: Недра, 1984.

УДАЛЕНИЕ ТУГОПЛАВКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИ ТРАНСПОРТЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ Дата публикации: 17.06. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 60, 61, 62, Выпуск: св УДК 622. И.В. Чеников, И.О. Завалинская, А.Г. Колесников, И.В. Маликов (Кубанский государственный технологический университет), Э. В. Аносов, В. В. Саченко (ООО «Газпром добыча Краснодар») При добыче, хранении и транспортировке нефти на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования и в призабойной зоне пласта накапливаются нефтяные асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), снимающие проницаемость скважины, уменьшающие рабочее сечение трубопроводов и полезную емкость резервуаров. Эти явления неизбежно возникают при разработке месторождений высокопарафинистых нефтей и газовых конденсатов (ГН). Цель настоящего исследования - выявление состава и свойств флюидов и депо, образовавшихся на различных участках промысловой системы сбора и транспорта ГИ месторождений Прибрежное и Восточно-Прибрежное, а также подбор эффективных мероприятий по удалению этих отложений.

Газовые конденсаты месторождения Прибрежное (Краснодарский край) отличаются повышенным содержанием тугоплавких парафинов. В связи с этим при транспортировании данных конденсатов неизбежно возникают осложнения, связанные с отложениями в нефтепроводе.

Углеводородный состав скважинной продукции неоднороден. В ее углеводородной части помимо топливных фракций широко представлены тяжелые углеводороды (УВ), способствующие образованию и выпадению АСПО. Максимальное число атомов углерода в молекулах составляет около 42. Соотношение количества твердых алканов и легких фракций позволяет отнести данную скважинную продукцию к легким нефтям парафинового основания типа А1 (по классификации А.А.

Петрова [1]).

Данные по групповому составу смесевой пробы N 10 приведены на рис. 1.

На приведенной зависимости прослеживается два максимума по содержанию УВ с числом атомов углерода С(7)-С(9) и С(25)-С(32) и минимум - при С(19)-С(22).

В табл. 1 представлены данные по фракционному составу скважинных продуктов Восточно-Прибрежного и Прибрежного месторождений.

Продукт скв. 20, как это видно из табл. 1, обладает максимальным содержанием бензиновой фракции и минимальным содержанием смол. Высокое содержание легких фракций после проведения стадии обезвоживания позволяет рекомендовать данный флюид в качестве растворителя для удаления АСПО.

В табл. 2 приведены температурные характеристики газовых конденсатов Восточно-Прибрежного (скв. 1, 2, 3, 4, 11, 20) и Прибрежного (скв. 5, 14) месторождений, а также их смеси.

Несмотря на близкий углеводородный состав и значение плотности, имеет место существенное различие в температурах застывания проб конденсата: от -2 до 13°С. Отложения «на холодном пальце» максимальны для продукта скв. 4 Восточно-Прибрежного месторождения. Из этого скважинного продукта при охлаждении выпадает более 300 г отложений на 1 м(2). Все скважинные продукты Восточно-Прибрежного месторождения (пробы 1-6) при испытании на «холодном пальце» показали большее количество отложений, чем продукты скважин Прибрежного месторождения (пробы 14, 15). Для «смесевых» проб значения данного показателя относительно невелики.

Результаты определения группового состава АСПО представлены в табл. 3.

Как показывают полученные данные, образцы АСПО являются отложениями парафинового основания, так как в них содержание парафиновых УВ - от 40 до 60%.

Кроме органической части в АСПО присутствует неорганическая, представленная измельченной породой и продуктами коррозии нефтепромыслового оборудования. Таким образом, АСПО хотя и являются составной частью нефти, однако имеют некоторые различия в составе и структуре основных групповых компонентов. Эти различия связаны со структурно-механическими, химическими и коллоидно-химическими свойствами АСПО, что накладывает отпечаток на процессы и технологии (в том числе и на выбор реагентов) ингибирования, а также удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования.

Анализ образцов АСПО, отобранных из разных по сечению нефтепровода слоев отложений, показал существенное различие их характеристик (рис. 2).



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 6 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.