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 |   ...   | 6 | 7 || 9 | 10 |   ...   | 11 |

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального ...»

-- [ Страница 8 ] --

в виде игольчатых, палочкообразных, чечевицеобразных и сросшихся под прямым углом иголочек и палочек размером 0,1-0,3мм;

а также в виде слабо связанных с породой кластеров.

Кроме коричневых, черных и аспидных неподвижных битумов высокой степени метаморфизма, заполняющих поровое пространство коллектора и составляющих основное количество неизвлекаемого органического вещества (до 80%), в петрографических шлифах образцов керна были обнаружены сфероиды, приуроченные в основном к зонам стояния ДГЖК (древних газожидкостных контактов). Они являются формой свободного углерода, атомы которого в этой конструкции находятся на поверхности сферы в узлах правильных 5- и 6- угольников.

Количество подобных кластеров в одном шлифе колеблется от единичных включений до нескольких десятков. Распределяются углеродные сфероиды так, что чем меньше размеры сфер, тем больше их в породе.

Прослои пород, содержащих углеродные кластеры и твердые неподвижные битумы высокой степени метаморфизма, имеют горизонтальное положение в залежи углеводородов, они приурочены к зонам разуплотнения ДГЖК, поэтому можно прогнозировать глубину их залегания с целью рационального подбора долот и подсчета запасов неизвлекаемого сырья.

При проектировании разработки необходимо учитывать, что основными работающими пластами являются лишь зоны разуплотнения ДВНК индивидуальной мощностью 5-7 м. В Карачаганакском НГКМ таких зон выявлено более 70. Таким образом, суммарная активная мощность при правильном вскрытии может достигать 50% продуктивной мощности. Новый образ залежи УВ требует отказа от существующих методик подсчета запасов, основанных на средних петрофизических показателях, принятых в целом для всего месторождения.

Список литературы 1 Борисевич Ю.П., Кулакова О.А., Цивинская Л.В. Вторичные процессы в продуктивных карбонатных пластах при формировании углеводородных месторождений // Изв. Самарского науч. Центра Российской Академии наук. Спец.вып. Проблемы нефти и газа.- 2002.- С.70-81.

Борисевич Ю.П., Кулакова О.А., Цивинская Л.В.

Высококарбонизированные образования в продуктивных пластах углеводородных месторождений // Изв. Самарского науч. Центра Российской Академии наук. Спец.вып. Проблемы нефти и газа. - 2003. Т.1- С.137-144.

УДК 662.276. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ОПТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТИ ДЛЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОГО КОНТРОЛЯ НА ПРИМЕРЕ ВИНОКУРОВСКОЙ ЗАЛЕЖИ Р.Н.Бурханов, М.Т.Ханнанов, И.В.Валиуллин (Альметьевский государственный нефтяной иститут) В докладе анализируются результаты проведенных авторами исследований физических и оптических свойств проб нефти Винокуровской залежи, расположенной на северном борте Южно Татарского свода. Разработка выделенных на залежи в качестве эксплуатационного объекта терригенных отложений бобриковского горизонта на залежи ведется на упруго-водонапорном режиме и находится на второй стадии. Производились измерения плотности, кинематической вязкости, различных видов поверхностного натяжения и оптических свойств, таких как прозрачность, оптическая плотность и коэффициент светопоглощения (Ксп) проб нефти. Измерение оптических свойств производилось на фотометре КФК-3 для монохроматического света видимой части спектра.

На основе проведенных исследований выявлены типовые особенности, корреляционные зависимости Ксп от физических свойств, комплексные физико-химические и оптические характеристики добываемой нефти;

изучены закономерности Ксп нефти в нефтяной и водонефтяной зонах;

разработан комплекс качественных и количественных оптических характеристик и проведен их факторный анализ. Комплекс, включающий характер и диапазон стабилизации спектральных кривых, максимальные и минимальные значения Ксп, Ксп стабилизации, дифференциальный показатель Ксп и другие, применим для решения различных задач геолого-промыслового контроля.

УДК 622. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СШИТЫХ ПОЛИМЕРНЫХ СИСТЕМ НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА Б2(С1) МЕСТОРОЖДЕНИЯ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ В. А. Капитонов (Санкт-Петербургский государственный горный институт) В работе рассмотрено применение характеристик вытеснения для оценки эффективности закачки сшитых полимерных систем (СПС).

После выделения на месторождении участка воздействия строим графики в координатах (см. рисунок): Qн – накопленная добыча нефти и lgQж – логарифм накопленной добычи жидкости, обводнённость и lgQж.

Применение СПС приводит к увеличению добычи нефти, которое наблюдается за счёт снижения обводнённости продукции.

Перераспределение фильтрационных потоков в пласте позволяет нам “заставить” работать зоны, не охваченные заводнением, тем самым, повышая коэффициент охвата.

0, 0, 0, 1.01. 1.07. 0, Qн, млн. т 1.01. 0, 0, 0, 0, 64 66 68 70 72 74 76 lgQж Обводнённость,% 64 66 68 70 72 74 76 lgQж Фактические значения Экстраполированные значения Прогноз обводнённости продукции, при отсутствии воздействия закачкой СПС Рисунок - Характеристики вытеснения Дополнительная добыча нефти учёта смены режимов (без эксплуатации насосов) составила более 30 тыс. т.

УДК 622. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ ГАЗА В СЛОЖНЫХ ГОРНО ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАБОЙНОЙ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ (ЗТС-108) В.В. Бойков, А.В. Кузьмин (Самарский государственный технический университет) Разработки газовых месторождений в Западной Сибири свидетельствуют о том, что в ближайшей перспективе будет наблюдаться рост числа месторождений, по горно-геологическим характеристикам существенно отличающихся от разрабатываемых в настоящее время. Это подтверждается динамикой изменения ресурсной базы на Севере нашей страны. Примером является Восточно-Таркосалинское месторождение, где объектом разработки является массивная водоплавающая залежь пласта ПК1 на глубине 1250 - 1300м. Средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 11м. Коллекторами служат слабосцементированные песчаники и алевролиты сеноманского возраста. Глинистые прослои не выдержаны по площади. Открытая пористость коллекторов изменяется от 20,4% до 36,4%. Проницаемость колеблется от 5мД до 2560мД.

Детальная геологическая модель залежи выявила следующие особенности:

- два продуктивных пропластка разделены глинистой перемычкой с проницаемыми окнами;

верхний более однородный коллектор прибрежно-морского происхождения содержит 70% запасов, нижний - континентального - 30%;

- наличие палеорусел высокопроницаемых коллекторов и окон в разделяющей перемычке обеспечивает дренаж запасов газа из нижнего резервуара без его вскрытия.

На основании скорректированной модели пласта и режимов эксплуатации решено перебурить наклонно-направленные скважины в зонах пониженных коллекторских свойств боковыми 100-150м горизонтальными стволами (БГС). Примером является скважина 11 куста №4, расположенная в центральной части Восточно-Таркосалинского месторождения. При депрессии дебит газа скважины 0,6МПа 163тыс.м3/сут. После дострела интервала 1371 - 1374м дебит составил 290тыс.м3/сут. По мере ввода в эксплуатацию новых скважин дебит снизился до 174тыс.м3/сут. Вынос механических примесей и риск прорыва воды из-за вынужденного превышения депрессии не позволили эффективно эксплуатировать залежь наклонно-направленным стволом.

Геонавигационное сопровождение выполнено малогабаритной бескабельной телеметрической системой ЗТС-108 с одновременной записью кривой кажущихся сопротивлений.

В процессе бурения по кривой КС:

определена фактическая глубина кровли продуктивного пласта ПК1, отличающаяся от проектной на 1,3м;

- выявлен наиболее продуктивный участок пласта;

- оптимизирована программа проводки;

- скорректирована траектория входа ствола в этот участок с проходкой по нему 100м.

По результатам освоения БГС получен полуторакратный дебит газа, что обеспечило рентабельную эксплуатацию скважины. Благодаря геонавигации стало возможным перебуривание боковыми горизонтальными стволами малодебитных вертикальных и наклонных газовых скважин в сложных горно-геологических условиях с малой толщиной пласта и изменчивой глубиной кровли, оптимизировать траекторию ствола.

УДК 622. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СОСТАВОВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА И НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ КОММУНИКАЦИЯХ С.В. Воробьев (Самарский государственный технический университет) В процессе разработки нефтяных месторождений с применением заводнения Оренбургской, Самарской, Пермской областей, Татарстана и Башкортостана установлено выпадение твердого осадка в трубах наземных коммуникаций, глубинно-насосном оборудовании, забое и призабойной зоне скважины. Это явление приводит к снижению продуктивности скважины, нарушению нормальной работы скважинного оборудования, а также нефтепромысловых коммуникациях системы сбора и подготовки продукции. Для повышения эффективности нефтедобычи необходима разработка методов и технологий предотвращения отложения твердых неорганических солей.

Несмотря на разнообразие средств борьбы с осадками солей, основной метод предотвращения отложений - применение специальных химических реагентов – ингибиторов, механизм действия которых связан с процессами диффузии в растворе и последующей адсорбцией на поверхности микрочастичек солей. Процесс сорбции поверхностью частиц молекул ингибитора сопровождается образованием достаточно устойчивых ассоциаций. При этом ингибиторы подавляют дальнейший рост зародышевых кристаллов гипса, кальцита или другой малорастворимой соли. Образовавшиеся адсорбционные слои препятствуют не только соединению кристаллов, но и прилипанию к внутренней поверхности оборудования и труб. Это обеспечивает унос частиц потоком жидкости.

В качестве испытуемых растворов выбрана пластовая вода со скважины №111 Красноярского месторождения, на котором было обнаружено отложение солей на нефтепромысловых коммуникациях.

Выпадение соли из раствора пластовой воды достигалось тем, что в рабочей емкости создается перенасыщение данного раствора путем упаривания пластовой воды при постоянной температуре и сохранении объема выпариваемой воды. Ингибиторы вводят в один из исходных растворов. Готовился также контрольный раствор, в который не вводился ингибитор.

В результате исследований были разработаны новые ингибирующие составы на основе отходов химических производств. Эффективность применяемых составов при дозировке реагента 20 мг на 1 м3 составляет 32%, что делает его наиболее перспективным в применении на предприятиях нефтедобычи.

Разработаны также технологии использования данных составов, основанных на следующих положениях:

1) предотвращение образования неорганических солей и увеличение периода действия ингибитора отложения солей происходит за счет улучшения адсорбционно-десорбционной характеристики;

2) технология осуществляется как со стороны отбора, так и со стороны нагнетания.

Сущность технологии в том, что в призабойную зону скважины последовательно закачивают растворитель, улучшающий адсорбционную характеристику породы пласта путем его очистки от пленочной нефти и снижения поверхностного натяжения на границе «нефть - ингибирующий раствор – порода», композиционный состав с ингибитором солеотложения и раствор щелочи, улучшающий десорбционную характеристику.

Технология позволяет снизить межремонтный период эксплуатации скважин и повысить надежность системы сбора и подготовки продукции.

УДК 622.276. СРАВНЕНИЕ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ А.В. Кузьмин (Самарский государственный технический университет) Горизонтальные скважины и вертикальные скважины, на которых проведен гидроразрыв, имеют много общего. Однако очевидно и то, что действие гидроразрыва распространяется на всю толщину залежи, в то время как горизонтальная скважина охватывает очень небольшую зону по вертикали. Пока не произойдет обрушения, горизонтальная скважина будет обладать по существу бесконечной проводимостью, в то время как проводимость после гидроразрыва ограничена проницаемостью проппанта и шириной трещины. Кроме того, когда давление в залежи падает, проппант в трещине испытывает высокие напряжения, при которых проппант может разрушиться и, следовательно, проводимость трещины сильно уменьшается. Были построены зависимости отношений индексов продуктивности горизонтальной и вертикальной скважин от длины горизонтального участка для залежей различной толщины.

Проанализировав зависимости отношения индексов продуктивностей скважины после гидроразрыва и обычной скважины от длины трещины для различных значений проводимости, выявили, что вертикальная скважина с трещиной с бесконечной проводимостью, горизонтальная скважина по показателям легко превышают две вертикальные скважины с трещинами с конечной проводимостью. Кривые для горизонтальной скважины продолжают подниматься с увеличением длины горизонтального участка. Выигрыш по продуктивности для горизонтальной скважины даже увеличивается при уменьшении толщины продуктивного пласта.

Для залежи приняты те же условия пласта, мощность 20м. Как и ожидалось, снижение отношения вертикальной проницаемости к горизонтальной требует увеличения длины горизонтального участка для поддержания прежнего уровня продуктивности. В породах с низкой проницаемостью небольшой разрыв приводит к бесконечно большой проводимости. Для пород с низкой проницаемостью трещина с проводимостью 300мдм приближается к случаю трещины с бесконечной проводимостью. Для приведенных условий горизонтальная скважина может достигать продуктивности обычной скважины после гидроразрыва только при очень тонком пласте и при очень длинном горизонтальном участке. Горизонтальная скважина с проницаемостью 0,1мд, имеющая постоянную мощность 20м и различную анизотропию, опять менее идеальна, чем вертикальная скважина.

Проанализировав все данные, можно прийти к выводу, что горизонтальная скважина не может конкурировать с обычной скважиной, на которой проведен гидроразрыв, пока проницаемость не будет 1,0 мд или более. По мере увеличения проницаемости преимущества горизонтальной скважины становятся более заметными. Хотя гидроразрыв может быть рассчитан на нормированную длину и продуктивность трещины, в процессе нагнетания на практике могут быть отклонения от заданных режимов. Горизонтальная скважина, со своей стороны, лучше поддается управлению, как по длине, так и по расположению в продуктивном пласте. Следовательно, горизонтальным скважинам можно отдать предпочтение, по сравнению с обычными скважинами, прошедшими гидроразрыв, чаще, чем предсказывает теория. Более того, гидроразрыв в залежах с естественной трещиноватостью может и не получиться. Неудачи, имевшие иногда место в таких породах, показывают, что происходит в таких ситуациях.

Правильно спроектированные горизонтальные скважины, напротив, пересекают оптимальное количество естественных трещин и дают значительное увеличение продуктивности. В общем, горизонтальные скважины имеют бесконечную проводимость и регулируемую траекторию.

УДК 622. МЕТОДИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ОЦЕНКИ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ, ОБОРУДОВАННЫХ СТЕКЛОПЛАСТИКОВЫМИ ХВОСТОВИКАМИ Г.М. Мифтахова, В.И. Князев, А.М. Осипов, А.С. Чинаров (Уфимский государственный нефтяной технический университет, НГДУ «Арланнефть») В последние годы для контроля процесса выработки залежей на месторождениях Башкортостана и Татарстана широко внедряется технология геофизических исследований скважин со стеклопластиковыми хвостовиками (СПХ), позволяющая проведение временных замеров при помощи бесконтактных высокочастотных методов электрометрии – индукционного каротажа (ИК).

К моменту бурения скважин с СПХ на Арланском месторождении почти в течение 40 лет применялись гидродинамические способы извлечения нефти. Первые 10-15 лет в нагнетательные скважины закачивалась пресная вода, потом пресная и сточная, а последние 10-15 лет в основном сточная. В связи с этим минерализация пластового флюида меняется по разрезу, по площади и во времени. Так как вязкость воды многократно меньше вязкости нефти, то в первую очередь при гидродинамическом методе извлечения нефти в нефтенасыщенных пластах происходит замещение свободной и связанной пластовой (минерализацией до 300 г/л) воды, закачиваемыми опресненными водами.

При этом возрастает сопротивление продуктивных пластов n и значения параметра насыщения Pн и коэффициента нефтенасыщенности Кн через много лет эксплуатации нефтяной залежи, что приводит к завышению запасов нефти при их пересчете по данным геофизических исследований скважин Действительно, при разведочном бурении были (ГИС).

определены количественные соотношения Рн = n/вn между параметром насыщения Рн, сопротивлением нефтенасыщенного n и полностью водонасыщенного вn пластов, а также построены зависимости Рн = f (Кн).

Возрастание n за счет опреснения и приводит к завышенным значениям коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности при их количественной оценке по параметру насыщения.

Применение СПХ на Арланском месторождении позволило проследить и учесть влияние опреснения на показания электрических методов ГИС. В разрезах скважин Николо-Березовской и Арланской площадей заведомо водонасыщенные песчаники по разным причинам были опреснены. При этом их сопротивление возросло с 0,6 Омм до 1,6 Омм при среднем значении 1,2 Омм. Кроме того, в преобладающем количестве случаев (более 20) сопротивление полностью водонасыщенной породы вп равно именно 1,2 Омм. Минерализация пластовой воды в нефтяных и водоносных пластах стала практически одинаковой. Данное обстоятельство позволило для оценки действительных значений коэффициентов нефтенасыщенности, воспользоваться петрофизическими связями между параметром насыщения и коэффициентом нефтенасыщенности Рн = f (Кн), построенными по керновым данным и апробированными при подсчете запасов нефти.

Электрические методы исследования скважин являются самыми надежными при определении текущей и остаточной нефтенасыщенности.

Однако следует отметить, что сопротивление скважинной жидкости должно быть не меньше 0,4 Омм, что редко наблюдается в скважинах, в которых было проведено вторичное вскрытие и в стволе скважины происходит гравитационное перераспределение флюида. Кроме того, при исследовании перфорированных интервалов на показания электрокаротажа оказывают влияние следующие факторы:

-соотношение пластового и забойного давлений;

-как проводился подъем насосного оборудования с «доливом» или без «долива»;

-промывалась скважина перед исследованиями или нет.

При неудачном стечении обстоятельств, перечисленных выше, индукционный каротаж в пределах своей глубинности исследований будет фиксировать параметры зоны проникновения, не отражающие их истинные значения в пласте. Кроме того, толщины исследуемых объектов должны быть не менее 2 метров, а коэффициент пористости более 12%. Но даже при самых неблагоприятных условиях метод ИК эффективнее ядерно-магнитного и кислородно-углеродного каротажа, глубинность исследования которых составляет несколько сантиметров, а также различных модификаций импульсных нейтронных методов, глубинность исследований которых не превышает в среднем 30-40 сантиметров.

Глубинность исследований ИК порядка 1 м, и он позволяет даже при неблагоприятных условиях прослеживать параметры пласта на качественном уровне, а временные замеры позволяют проследить динамику выработки перфорированных и неперфорированных объектов.

Следует также отметить, что импульсные нейтронные методы очень чувствительны к опреснению коллекторов и практически при минерализации менее100 г/л (плотность = 1,05 – 1,07 г/см3) не пригодны к использованию по назначению. Также следует отметить, что методика исследований и интерпретации нейтронных методов разработаны для стальной колонны, а не СПХ.

По данным [1] минимальная погрешность при определении начальной нефтенасыщенности наблюдается при использовании именно индукционных методов исследований скважин, а при определении текущей и остаточной нефтенасыщенности по объективным причинам погрешность составляет 5-6 %. При неблагоприятных условиях (скв 0, Омм, h 2 м) ошибка в определении текущей нефтенасыщенности составляет и количественная оценка коэффициента 18-20 % нефтенасыщенности методом ИК теряет смысл.

В целом ряде скважин Николо-Березовской и Арланской площадей по данным периодических исследований методом ИК отмечается неестественно быстрый подъем ВНК, который составляет в среднем 5 7,5 м за 3-4 года. В качестве примера приведем результаты промыслово геофизических исследований методом ИК, проведенных в период с 04.09.

1991г. по 14.08.2004 г. в скважине 295а, расположенной на Николо Березовской площади Арланского месторождения.

Скважина 295а закончена бурением в сентябре 1991 года и исследована стандартным комплексом ГИС 04.09.1991г. На дату бурения верхняя часть пласта, представленная слабоглинистыми песчаниками в интервале 1229,0-1230,5 м, характеризуется как слабонефтенасыщенная, нижележащие уплотненные алевролито-глинистые песчаники в интервале 1248,4-1261,0 м как нефтенасыщенные, а в интервале 1261,0-1265,0 м как водонасыщенные. СПХ спущен в интервал 1221,0 -1292,0 м. Начальное положение ВНК отмечается на глубине 1261 м. Данные об исследовании скважины методом ИК приведены в таблице. При обработке временных замеров ИК через СПХ исключены интервалы, которые не являются коллекторами, или по своим фильтрационно-емкостным свойствам не могут быть объектами разработки в данной скважине. По результатам периодических замеров ИК выше 1244 м отмечается опреснение выделенных коллекторов. Вторичное вскрытие произведено на глубинах 1248,4-1258,5 м. По результатам измерений ИК (12.10.1992 г.) за первый год эксплуатации скважины отмечается подъем ВНК на 4 м с глубины 1261 м до 1257 м, возможно, это связано с образованием «конуса» за счет подтягивания вод из водонасыщенной части пласта. В последующие годы вплоть до 14.08.2004 г. ни нефтенасыщенность перфорированного пласта (1248,4-1261,0 м), ни ВНК не изменились, то есть скважина в разработке не участвует.

Оценка нефтенасыщенности по данным ИК в скважине 295а Николо Березовской площади Дата Интервалы, м Электро- Кажущ. Сопро- Коэфф.

проводи- сопро- тивление нефте мость тивление пласта насыщ.

, мСим/см к, Омм п, Омм Кн, % 04.09.92 1229,0-1230,5 350 1,9 1,6 1248,4-1261,0 12 70 58,0 1261,0-1265,0 900 0,6 - 07.09.91 1229,0-1230,5 210 4 3,3 1248,4-1261,0 12 70 58 1261,0-1265,0 1000 0,6 - 12.10.92 1229,0-1230,5 260 3,5 2,5 1248,4-1257,0 12 70 58 1257,0-1265,0 1600 0,6 - 09.07.96 1229,0-1230,5 260 3,5 2,5 1248,4-1257,0 12 70 58 1257,0-1265,0 750 1,0 - 19.07.98 1229,0-1230,5 260 3,5 2,5 1248,4-1257,0 12 70 58 1257,0-1265,0 650 1,3 - 14.08.04 1229,0-1230,5 300 3 2,5 1248,4-1257,0 20 50 41,7 1257,0-1265,0 770 1,2 - В данном случае временные замеры ИК не позволяют выяснить причины быстрого подъема ВНК, а также причины неучастия пласта (1248,4 1261,0 м) в разработке. Однозначно ответить на эти вопросы позволило бы применение электрических методов с большей глубинностью исследований, то есть бокового электрического зондирования. Но в стеклопластиковых колоннах низкочастотные методы электрометрии не применимы. В таких случаях необходима стеклопластиковая колонна с дискретными проводящими элементами УНИ УГНТУ) которая позволяет кроме (конструкция - [2], высокочастотных применять и низкочастотные методы электрометрии скважин с глубинностью исследований до 8 м.

Список литературы 1 Методическое руководство по определению параметров выработки продуктивных коллекторов и оперативной оценке эффективности новых методов повышения нефтеотдачи в скважинах специальной конструкции.

/В.И.Дворкин, В.Г.Дворецкий, Л.Д.Труфанова. - Уфа, 1994. – 83 с.

2 Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. – М.: Недра, 1990. – 267 с.

УДК 622.276.1/. ПРОЯВЛЕНИЕ ИЕРАРХИЧЕСКОЙ БЛОЧНОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Уршуляк Р. В.

(Ухта, Ухтинский государственный технический университет) Обычно при разработке месторождений нефти и газа в расчетах используются уравнения, базирующиеся на основных положениях механики сплошной среды. При этом продуктивные пласты рассматриваются как достаточно протяженные слои с заданными свойствами. Несмотря на то, что в последние годы, с развитием информационных и компьютерных технологий, в промысловой геологии начали создаваться постоянно действующие трехмерные геолого математические модели, где с целью моделирования неоднородности продуктивных пластов применяются ячейки кубической формы с заданными и постоянно корректируемыми параметрами, что, несомненно, приближает такие модели к природным пластовым системам, тем не менее пока не учитывается одно из важных фундаментальных свойств пластовых резервуаров – их иерархически блочное строение.

Впервые модель иерархической дискретной структуры геологической среды была обоснована М.А. Садовским с соавторами при изучении сейсмических процессов в земной коре, связанных с тектоническими деформациями. В процессе изучения землетрясений и сейсмического режима различных регионов М.А. Садовский с соавторами пришли к выводу, что блоковая делимость является не только одним из свойств земной коры, позволяющим хорошо понять и описать особенности происходящих в ней сейсмических процессов, но и выступает как одно из универсальных свойств всего материального мира, включая микро- и макрообъекты. Доказательство этого вывода впоследствии наглядно было продемонстрировано в работах Л.И. Красного, В.Б. Арчегова, В.В. Забалуева и др.

Представления о средах, обладающих внутренней структурой, давно существуют в механике. При рассмотрении таких сред упор делается обычно на методе осреднения локальных свойств дискретного, структурированного материала, позволяющем использовать аппарат механики сплошных сред. В реальной геологической среде проявляется при любом линейном масштабе явления. Это означает, что при рассмотрении процессов в геологической среде мы не можем избавиться от учета ее дискретности выбором подходящего линейного масштаба описания: каким бы ни был выбран этот масштаб, в среде всегда найдется сравнимый с ним структурный элемент, такой, что использование осредненных по объему механических величин (напряжений или деформаций) может привести в объеме этого элемента к ошибкам порядка самой величины.

Важно, что при измерении линейных масштабов в очень большом диапазоне картина проявления блочного, дискретного строения среды остается подобной самой себе: дискретность строения геологической среды подчиняется иерархическому закону. Подобие в проявлении дискретности при изменении линейных масштабов позволяет сближать между собой разнородные на первый взгляд процессы и искать новые критерии моделирования.

Использование осредненных характеристик для описания поведения реальных дискретных сред сводит все своеобразие таких объектов к особенностям определяющего их уравнения. В таком подходе решение любой механической задачи неизбежно выражается непрерывными функциями координат и времени. Между тем наблюдения за поведением твердых материалов за пределом чисто упругих деформаций показывают, что нарастание неупругих деформаций происходит не непрерывно, а скачками – дискретность среды приводит к дискретности деформирования.

Примеры такого дискретного нарастания деформации при нагружении образца содержатся во многих работах – явление известно давно и изучалось многими исследователями. Практически всякий материал при деформировании, выходящем за пределы упругости, изменяет свои размеры мелкими дискретными подвижками. Установлено, что это относится и к материалам, которые не имеют кристаллической структуры и могут рассматриваться как очень вязкие жидкости.

При изучении прочностных свойств деталей машин дискретность процесса деформации не играет заметной роли – неупругую деформацию можно описывать сглаженной функцией напряжения. Однако при деформировании таких больших объектов, какими являются структурные неоднородности земной коры, дискретность их деформирования, неизбежно возникающая в процессе разработки месторождений нефти и газа, проявляется в скачкообразных подвижках такого масштаба, что они наблюдаются как очаги сейсмических возмущений, о чем неоднократно сообщали исследователи. Например, при изучении блокового строения, местоположения и типов дизъюнктивных нарушений месторождения Лак были использованы сейсмические датчики, которые (Франция) устанавливались на разных участках и фиксировали сейсмические подвижки блоков в процессе разработки, которые периодически возникали в результате снижения пластового давлении и высвобождения энергии деформации. При этом было установлено, что проницаемость продуктивных пород со временем значительно возросла [1].

Изучение месторождений нефти и газа Тимано-Печорской провинции также свидетельствует о проявлении иерархической блочности геологической среды, что довольно четко проявляется как в динамике показателей разработки залежей, так и при комплексном анализе геолого геофизических данных, свидетельствующих о блоковом строении продуктивных толщ.

По данным статистических исследований флуктуаций дебитов скважин и накопленной добычи нефти в пределах залежей, а также в результате анализа характерных изгибов на графиках кривых восстановления и индикаторных диаграмм скважин, дренирующих разные по масштабу блоки продуктивных пород, можно выделить следующие характерные линейные размеры этих блоков: L1=2,0;

L2=9,0;

L3=50;

L4=200;

м. Установленная изменчивость иерархической L5=650;

L6= последовательности преимущественных размеров отдельностей горной породы, а также хорошая сопоставимость полученных значений с данными других исследователей еще раз подтверждают, что в ее основе лежат какие-то общие законы природы.

Таким образом, можно констатировать, что одним из важнейших свойств геологической среды месторождений нефти и газа является то, что она состоит из системы неоднородностей (блоков, отдельностей), которые взаимодействуют друг с другом и обмениваются энергией в процессе разработки залежей и деформирования среды за счет изменения пластового давления. Основной особенностью такой среды следует считать существование иерархического дискретного распределения ее элементов по размерам. При этом дискретность среды имеет принципиальное значение: какой бы ее элемент ни был выбран, в нем всегда можно обнаружить структурную неоднородность низшего порядка.

В процессе разработки залежей такая геологическая среда постоянно подвергается действию вибрации (сейсмических шумов) в широчайшем диапазоне частот. Наличие постоянных вибраций среды приводит к тому, что свойства среды, состоящей из отдельностей, находящихся в постоянном колебательном движении, отличаются от статических свойств той же среды. Изучение сейсмических шумов в различных диапазонах частот позволяет связать иерархический ряд размеров отдельностей среды с другими ее характеристиками. Выявление динамических свойств такой геологической среды представляет одну из главных задач исследований при разработке месторождений. Важным свойством иерархической структуры геологической среды залежей нефти и газа является подобие ее строения в большом диапазоне масштабов. Исследования показывают, что отношение характерных соседних размеров в этой иерархии варьирует от до 5. Несмотря на то, что в геологической среде в процессе разработки месторождений протекают разнообразные гидродинамические, физические, химические и другие процессы, она сохраняет в целом свои свойства – дискретность строения, иерархический набор размеров и т.п.

Эти свойства среды требуют для своего описания статистических методов [2].

Указанные выше свойства геологической среды месторождений следует учитывать, прежде всего, при изучении ее деформирования в процессе разработки. Следует отметить, что при активном воздействии на свойства горной породы можно использовать ее напряженное состояние для получения эффектов типа параметрического резонанса или акустической эмиссии, возникающих при прохождении через породы длиннопериодных упругих волн, что может приводить к значительным изменениям дебитов скважин и нефтеотдачи пласта. В настоящее время в промышленности подтверждена принципиальная возможность интенсификации добычи нефти путем изменения проницаемости породы с помощью забойных высокочастотных вибросейсмических излучателей. Однако в связи с некоторыми технологическими причинами: малой площадью обработки и быстрым затуханием высокочастотных колебаний - эффективность применения таких приборов недостаточно высока. Рассмотренные свойства иерархически блочной модели продуктивных пород позволяют преодолеть этот недостаток путем использования как погружных высокочастотных, так и поверхностных более низкочастотных вибраторов, достаточно широко используются в настоящее время при проведении сейсморазведочных работ. Таким образом, изменяя длину упругих волн при внешнем воздействии и, используя потенциальную упругую энергию, запасенную в каждом блоке, можно значительно повысить нефтеотдачу разрабатываемых месторождений.

Литература.

1 Petukhov A.V. Integrated exploration of fracture-karst zones in carbonate oil-gas bearing reservoirs of the Timan-Pechora basin// AAPG Hedberg Conference “Carbonate Reservoir of the World: Problems, Solutions and Strategies for the Future”: Abstracts.- Elf Aquitaine Technology Center, Pau France.-1996.- P. 238-243.

2 Nelson, R. A., E.P. Moldovanyi, C.C. Matcek, I. Azpiritxaga, and E.

Bueno. Production characteristics of the fractured reservoirs of the La Paz field, Maracaibo basin, Venezuela: AAPG Bulletin.-2000.- v.84.-no.11.- P.1791-1809.

УДК 622. ПОДБОР СОСТАВОВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА А.М. Шувалов, И.Х. Мингалимов, Д.С. Луцев (Самарский государственный технический университет) Одним из основных методов интенсификации добычи нефти является очистка призабойной зоны пласта, скорости движения жидкости в которой, градиенты давлений, потери пластовой энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От формирования гидродинамических условий работы ПЗП зависит эффективность ее работы за весь последующий период эксплуатации.

В настоящее время основным методом воздействия на призабойную зону пласта являются кислотные обработки. Эффективность кислотной обработки скважины при прочих равных условиях зависит от глубины проникновения активной кислоты в пласт до ее нейтрализации. Одним из путей увеличения глубины проникновения активной кислоты в пласт и повышения эффективности обработок являются замедление реакции кислоты с породой и улучшение условий очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции после обработки.

В большинстве случаев в качестве активной жидкости применяется соляная кислота, которая реагирует с карбонатными материалами со значительной скоростью. Очевидно, что применение для кислотной обработки скважин таких кислот, которые взаимодействуют с карбонатным материалом медленнее, чем соляная, в ряде случаев может представлять практический интерес.

К кислотам, доступным в настоящее время для использования в нефтепромысловой практике и удовлетворяющим основным требованиям к кислотным обработкам скважин, относятся составы на основе сульфаминовой кислоты.

Нами были проведены систематические исследования характера их взаимодействия с карбонатным материалом, в качестве которого использовались однородный карбонатный материал мрамор и дезинтегрированный известняк. Опыты проводились в соответствии с РД 39-1-442-80, по разработанной ранее методике, суть которой заключается в определении потери в весе образца с фиксированными размерами за определенное время. Потеря в весе образца с единицы поверхности в единицу времени характеризовала скорость растворения (г/мІ·с), кроме того, исследовалась коррозионная активность кислотных составов.

Исследования проводились при двух температурных режимах (20° и 60°С), подразумевающих низко- и высокотемпературные скважины.

Результатом исследований явились следующие композиции для разных геолого-промысловых условий:

1) кислотный состав улучшенной фильтруемости: ингибированная соляная кислота (в пересчете на HCL) 5,0 ч 24,0 %, фтористоводородная кислота 2,0 ч 10 %, поверхностно - активное вещество 0,1 ч 5 %, вода остальное.

2) стабилизированный кислотный состав: ингибированная соляная кислота (в пересчете на HCL) 5,0 ч 24,0 %, фтористоводородная кислота 2,0 ч 10 %, поверхностно - активное вещество 0,1 ч 5 %, плав солей 0,01 ч 2 %, вода - остальное.

3) глубоко проникающий, стабилизированный кислотный состав для низко температурных пластов: сульфаминовая кислота 10 ч 20 %, поверхностно - активное вещество 0,1 ч 5 %, плав солей 0,01 ч 2 %, вода остальное.

УДК 622. ПРИМЕНЕНИЕ ТЕОРИИ ПРЕДЕЛЬНОГО РАВНОВЕСИЯ ПРИ РАСЧЁТЕ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА М.М. Алиев, Шипилова О.А.

(Альметьевский государственный нефтяной институт) Строго математический расчет оснований и подземных сооружений (шахт вертикальных стволов), проведенный В.Г. Березанцевым [2] по методу предельного равновесия в некоторых случаях не согласуется с результатом экспериментов.

Н.С. Булычев [3] на основании экспериментальных исследований по характеру деформирования несвязной (идеально сыпучей) среды представил величину нагрузки на крепь как давление сползающего объема в виде р = R( ), (1) где R - радиус ствола, - угол наклона плоскости сползания. При Н и = / 2 (1) имеет следующий вид:

р = R / tg. (2) При отсутствии пригрузки на поверхности и сцепления на глубине z давление на крепь может характеризоваться некоторой постоянной величиной, рассчитываемой по формуле (2):

р = Rtg ( / 4 / 2) /( 1), (3) = 2tgtg ( / 4 + / 2).

где Сопоставление данных лабораторных наблюдений за давлением на крепь стволов с результатами, рассчитанными по формуле (2) и (3), показало, что наиболее удовлетворительное совпадение дает формула (1).

Так, например, измеренное давление на крепь в сухих песках составило 0,9 кПа, а подсчитанное по формуле (2) - 0,25 кПа, а по формуле (1) - 1, кПа.

Причиной столь огромной разницы результатов эксперимента и теории В.Г. Березанцева можно объяснить тем, что указанная теория не учитывает совместную работу крепи и породы.

Непосредственные замеры давлений на крепь вертикальных стволов при изменении их глубины от 160 до 900 м позволили получить [3] эмпирическую зависимость по своей структуре близкой к (2) формулу р = КR / f, (4) - коэффициент крепости, равной tg ;

где К - эмпирический f коэффициент, зависящий от технологии установки крепи и ее характеристик.

Таким образом, поступая так же, как Н.С. Булычев, к формуле (3) можно добавить коэффициент, сближающий результаты теории и эксперимента. Но при этом исчезает строгость математической формулировки задачи. Поэтому утвердить то, что теория В.Г. Березанцева не согласуется с данными экспериментов в случае присутствия крепи не вполне корректно, так как при постановке задачи им не рассматривалась совместная работы породы и крепи.

Однако эта теория вполне успешно может применяться для определения напряжений вокруг незакрепленных скважин.

Перспективность использования методов теории предельного равновесия для решения более сложных задач механики горных пород становится очевидной, если учесть, что во многих из этих задач предметом исследования являются не сами механические процессы в породных массивах, а возможные их проявления в виде предельной нагрузки или очертания областей предельных напряжений.

Если, исходя из теории линейно деформируемой среды, напряжения определяются методом теории упругости, то в теории предельного равновесия принимается, что напряженное состояние вокруг выработки находится на границе упругости и предельных напряжений, незначительное увеличение которых приведет к мгновенному осыпанию.

В отличие от линейно деформируемой модели в данном случае компоненты напряжения связываются с дополнительными условиями в виде уравнения равновесия и условия предельного равновесия.

Теория предельного равновесия в случае осесимметричного пространственного загружения разработана в работе В.Г. Березанцева [2] и на основании разработанного условия предельного равновесия, учитывающая анизотропию, обобщена Алиевым М.М. [1].

Учитывая то, что горизонтальное расположение пород массива незначительно влияет на распределение напряжений, будем исходить из теории В.Г. Березанцева для изотропной горной породы [2].

Давление бурового раствора р с определяется по формуле r рс = р П + (Р ГП Р П ) B tg 2 + r 4 1 (4) r сж ctg B + tg 1, 4 r1 где rB - радиус скважины, r1 - радиальная координата точки пересечения характеристики первого семейства с поверхности, определяемая по r1 = rB + z1tg, формуле (5) 4 z1 -координата на вертикальной оси точки пересечения той же характеристики первого семейства с породной стенкой.

Для определения более точного значения рс и сравнения полученных результатов с результатами линейно деформируемой среды в (4) следует более точно назначить значение z1 и rB, так как в данном случае радиус скважины оказывает существенное влияние на эти результаты.

c = р r = 26,4 МПа, В частном примере – при z = 1770 м, = 16 o, rB = 0,12 м, r1 = 0,14 м, (на стенке скважины) получим р с = 7,8 МПа, Rбр = 440 кг/м3, а если r1 = 0,16, то Rбр = 249 кг/м3.

Таким образом, расчет по методу предельного равновесия также соответствует минимальной границе плотности бурового раствора [4], определяемой по теории линейно деформируемой среды.

Список литературы 1 Алиев М.М. Теория и задачи предельных напряженных состояний неоднородных анизотропных тел: Докт. дисс.- Казань, 2002.

2 Березанцев В.Г. Расчет оснований сооружений. - М.: Стройиздат, 1970.

3 Булычев Н.С. Механика подземных сооружений.- М.: Недра, 1980.

4 Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении.- М. Недра, 1989.

УДК 622.276. ИССЛЕДОВАНИЯ НЕДОНАСЫЩЕННЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И.И. Краснов, В.А. Михеева, М.В. Матвеева (Тюменский государственный нефтегазовый университет) Исследования пластовой газоконденсатной смеси Уренгойского месторождения (пласт Ач3-4) проводились на установке PVT-соотношений фирмы модель с целью CHANDLER ENGINEERING 3000-G прогнозирования фазового поведения и изменения компонентоотдачи.

Термодинамические характеристики начала конденсации (давление пластового газа, давление максимальной конденсации) исследовались в газоконденсатной ячейке фазового равновесия объёмом 1000 см3, которая рассчитана на диапазон рабочего давления от 0 до 137,9 МПа и температуру от окружающей среды до 204 0С, точность измерения 0,5 0С.

Для специальных исследований плотности, вязкости (определение углеводородной смеси) и ускорения процесса измерений используется мини-ячейка объёмом 100 см3. Данная конфигурация установки позволяет измерение объема жидкой фазы, производимое позиционированием границы раздела фаз, по справочной отметке смотрового стекла, внутренний диаметр которого составляет 0,3 см, что дает чувствительность 0,07 см3/см. Визуальное наблюдение за изменением парогазоконденсатной смеси отображалось на экране монитора.

В процессе изотермического снижения давления пластовой газоконденсатной смеси методом контактной конденсации определялось давление начала изменения фазового равновесия. Появление тумана или пленки жидкости указывало на то, что достигнуто давление начала конденсации. Эксперимент проводился при разных величинах конденсатогазового фактора (КГФ), предварительно восстанавливая в термостатируемой ячейке высокого давления пластовые условия и гомогенную парожидкостную систему.

Анализируемая газоконденсатная смесь Уренгойского месторождения имеет молекулярную массу конденсата 146, плотность 797,9кг/м3 и температуру конца кипения конденсата выше 5000С. При текущем пластовом давлении 57,38 МПа и КГФ равном 423 см3/м давление начала конденсации составило 46,54 МПа, увеличивая КГФ пластовой системы до 700 см3/м3 давление начала конденсации достигло 57,14 МПа. Затем при дальнейшем увеличении КГФ до 1200 см3/м давление начала конденсации уменьшилось и составило 38,00 МПа.

Результаты исследований зависимости давления начала конденсации от конденсатогазового фактора для Матлаховского, Харьковцевского месторождений получены в работе [2].

Исследованные недонасыщеные газоконденсатные системы Уренгойского, Матлаховского, Харьковцевского месторождений графически изображены на рисунке.

Матлаховское Харьковцевское Уренгойское Конденсатногазовый фактор, см /м Матлаховское 20 25 30 35 40 45 50 55 Давление начала конденсации, МПа Зависимость давления начала конденсации от конденсатногазового фактора Исследования для месторождений приведенных в работе [2], показали, что пластовая газоконденсатная система предельно насыщается С5Н12+ до значения 500-600 см3/м3, а Уренгойского месторождения до 600 см3/м3. При пластовых условиях газоконденсатные системы исследуемых месторождений находились в однофазном парогазовом состоянии.

Таким образом, экспериментальные исследования недонасыщеных газоконденсатных залежей показали, что давления начала конденсации пластового газа увеличивается до значения см3/м 500- конденсатогазового фактора, а затем уменьшается.

Полученные результаты исследований можно использовать для определения содержания конденсата в пластовом газе и суммарной добычи по мере разработки газоконденсатных месторождений.

Список литературы 1 Краснов И.И., Матвеева М.В., Галенко Н.Н. Моделирование фазового поведения пластовой газоконденсатной системы на установке фирмы «Chandler Engineering» модель 2370-3000-G // Проблемы развития энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Тр.

междунар. науч.-техн. конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - С. 161-163.

2 Долгушин Н.В., Корчажкин Ю.М., Подюк В.Г., Сагитова Д.З.

Исследование природных газоконденсатных систем. – Ухта, 1997. - С. 178.

3 Матвеева М.В., Краснов И.И. Исследования фазового поведения углеводородных систем // Аналитика России 2004: Тр. всеросс. конф. по аналитической химии.- Москва, 2004. - С. 174.

УДК 622.276. АНАЛИЗ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК КОНДЕНСАТА УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В.А. Михеева, М.В. Матвеева, И.И. Краснов (Тюменский государственный нефтегазовый университет) Проектирование разработки и эксплуатации газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений в современных условиях вызывает необходимость анализа термодинамических исследований и физико химических характеристик газоконденсатной смеси. Полученные результаты исследований и анализа используются в расчетах технологических показателей разработки залежей.

С целью прогнозирования изменения состава пластовой многокомпонентной газоконденсатной системы при снижении пластового давления были проведены исследования на установке PVT-соотношений фирмы «CHANDLER ENGINEERING» модель 3000-G и соотношения потенциального содержания товарных фракций путем ректификации на высокотемпературном дистилляторе серии «HYPER-CAL» 3810-С.

Определялись плотность, молекулярная масса, показатель преломления, а также температуры начала и конца кипения конденсата путем однократного испарения (фракционный состав по Энглеру).

Исследования газоконденсатных систем Уренгойского месторождения показали, что плотность конденсата изменяется от 797,9 кг/м3 до 812,9 кг/м3, молекулярная масса от 146 до 157, температура начала кипения от 620С до 720С, и температура конца кипения конденсата выше 360 0С. Выход основных товарных фракций составляет:

бензиновые фракции НК-1800С 36-40%масс, дизельные фракции 180-3500С 20-24%масс, температура конца перегонки конденсатов составляет выше 5000С. Для этих газоконденсатных систем давление начала конденсации пластового газа находится в пределах от 46,5 до 54,5 МПа, тогда как пластовое давление изменяется от 57,38 до 61,59 МПа, что характерно для недонасыщенных систем. Снижали давление газоконденсатной системы, методом дифференциальной конденсации анализируя отбираемый пластовый газ на хроматографе фирмы «Agilent Technologies» модели 6890N. На каждой ступени снижения давления проанализированный пластовый газ одинаков по компонентному составу до давления начала конденсации. Отобранный газ после давления начала конденсации меняет компонентный состав.

Для исследованных скважин Уренгойского месторождения разница между давлением пластовым и давлением начала конденсации находится в пределах 7,09 МПа до 13,13 МПа, следовательно, пластовая система недонасыщена углеводородами С5Н12+. При увеличении конденсатно газового фактора пластовой системы увеличивается давление максимальной конденсации с 9,20 МПа до 14,48 МПа, что соответствует максимальному количеству выпавшего конденсата.

Таким образом, с увеличением молекулярной массы дегазированного конденсата возрастают температура начала кипения, показатель преломления и плотность конденсата. Исследования фазового поведения и анализ компонентного состава пластового газа показали, что пластовая газоконденсатная система недонасыщена углеводородами С5Н12+. При составлении проекта разработки таких газоконденсатных месторождений необходимо учитывать, что эксплуатация залежи до давления начала конденсации нецелесообразна с поддержанием пластового давления.

Список литературы 1 Краснов И.И., Дричиц Н.Н., Матвеева М.В. Моделирование процессов контактной и дифференциальной конденсаций на рекомбинированных пробах смесей Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.// Проблемы развития энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Тр. междунар. науч.-техн. конф. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - С. 194-196.

2 Гриценко И.А., Юшкин В.В. PVT исследования Уренгойского месторождения. Ачимовская свита.// Изучение углеводородных систем сложного состава: Сб. науч. тр.- М., 2000. - С. 12-15.


УДК 553. ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ ИЗМЕНЕНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ТЮГЕЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Ибрагимова А.Ш., Ибрагимова Н.А.

(Альметьевский государственный нефтяной институт) Тюгеевское месторождение нефти расположено на западном склоне Южно-Татарского свода в пределах Акташско-Новоелховского и Черемшано-Ямашинского блоков фундамента, разделенных Кузайкинским грабенообразным прогибом, и приурочено к системе локальных поднятий четвертого порядка, таких как Водоохранное, Юсупкинское, Овражное и др. Эксплуатационные объекты выделены в терригенных верхнедевонских и тульско-бобриковских нижнекаменноугольных, а также в терригенно карбонатных среднекаменноугольных отложениях.

Авторами доклада на основе анализа геолого-геофизических материалов, данных структурного бурения и сейсморазведки детально изучены структуры продуктивных отложений, выделены системы тектонических нарушений, оконтурены «визейские врезы» и составлена карта совмещенных контуров месторождения.

В докладе анализируются результаты лабораторных исследований физических свойств нефти, полученных из различных литолого стратиграфических комплексов, такие как плотность, различные виды вязкости и поверхностного натяжения, а также оптические свойства (оптическая плотность, коэффициент светопропускания и коэффициент светопоглощения). Проведен анализ гранулометрического состава коллекторов верхнедевонских и нижнекаменноугольных отложений и выявлены закономерности их неоднородности. На основе этих исследований выявлены корреляционные зависимости между физическими свойствами нефти, изучено влияние емкостно фильтрационных свойств коллекторов и особенностей их залегания на свойства добывающих флюидов, выявлены тенденции в изменении свойств нефти при разработке месторождения.

УДК 622.276. ОЦЕНКА ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ БЛОКА VII ПЛАСТА ДI ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Р. Т. Ахметов, Н. А. Лутфуллина (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) 1Оценка удельных извлекаемых запасов нефти по данным промысловой геофизики Подсчет и уточнение запасов - одна из основных задач стоящих перед исследователями. Особенно это актуально на поздних стадиях разработки месторождений, когда легко извлекаемые запасы уже извлечены и нефть в пласте остается в основном в виде линз в плохо проницаемых участках коллектора, обойденных заводнением. И поэтому одной из целей уточнения запасов является поиск таких участков.

Рассматриваются скважины:

• действующие добывающие;

• скважины в состоянии ожидания ликвидации;

• скважины, ликвидированные после эксплуатации;

• скважины, переведенные в пьезометрические, наблюдательные, ППД.

Для подсчета запасов используем следующие формулы:

Q Н. ГЕОЛ q УД.ГЕОЛ = = h K П K НН, (1.1) F Q = К.ГЕОЛ = h K П K НО, q УД.ОСТ (1.2) F соответственно начальные и конечные Q Н.ГЕОЛ., Q К.ГЕОЛ. геологические запасы;

F- площадь участка;

h- мощность пласта;

KП – коэффициент пористости пласта;

КНН, КНО – соответственно начальный и конечный коэффициенты нефтенасыщенности.

Для пласта ДI Туймазинского месторождения имеем:

-пересчетный коэффициент, =0,858;

- плотность нефти, =850 кг/м3.

Используя коэффициенты динамической и эффективной пористости, формулу (1.1) можно представить следующим образом:

К П.ЭФ. = К П (1 К В.О ) = К П К НН, (1.3) К П.ДИН. = К П (1 К ВО К НО ) = К П (К НН К НО ), (1.4) где КВО - коэффициент остаточной водонасыщенности;

КНО – коэффициент остаточной нефтенасыщенности.

Тогда удельный объем извлекаемой нефти, по каждой скважине:

QДОБ QН.ГЕОЛ. QК.ГЕОЛ.

q УД.ИЗВ = = = К П.ДИН. h. (1.5) F F F 2 Определение коэффициентов нефтенасыщенности 2.1 Коэффициент начальной нефтенасыщенности Кнн=1-КВО Для определения объема добытой нефти по формуле (1.5) необходимо знать коэффициенты начальной Кнн и конечной Кно нефтенасыщенности.

Воспользуемся для этого параметрами пористости Рп и нефтенасыщеннности Рн. Эти зависимости известны для каждого пласта, они имеют вид, в ООО «НГДУ Туймазанефть» для определения этих параметров пользуются графиками и формулами:

0, РП = (1.6) К 2. П где Кп- коэффициент пористости (определяется по данным электрокаротажа- кривая ПС), Кво- коэффициент остаточной вдонасыщенности;

К ВО = 1 К НН (1.7) Между параметрами пористости и нефтенасыщенности существует зависимость вида П РН = РП В, (1.8) где П - удельное сопротивление породы (определяется по данным электрокаротажа);

В - удельное сопротивление пластовой воды (для пласта ДI В =0,06).

2.2 Коэффициент остаточной нефтенасыщенности Кно Для определения коэффициента Кно рассмотрим следующие параметры: коэффициент пористости Кн, коэффициенты начальной Кнн и остаточной Кно нефтенасыщенности и коэффициент остаточной водонасыщенности Кво. Между этими параметрами прослеживается довольно четкая связь.

При построении различных графиков была замечена довольно устойчивая зависимость параметра К П (К НН К НО ) от параметра Кп/Кво.

Параметр К П (К НН К НО ) представляет собой, по сути, количество подвижной нефти в порах пласта. Кроме того, этот параметр входит в формулу (1.5). Поэтому нахождение такой зависимости существенно облегчило бы задачу.

На графике (рисунок 1) видно, что точки можно разделить на две группы. И действительно, при разбиении точек было отмечено увеличение достоверности аппроксимации. Очевидно, такое деление связано с физическими свойствами пласта, такими как гидрофильность, гидрофобность.

КП.Д.

Рисунок 1-Зависимость коэффициента динамической пористости от параметра КП/КВО Деля точки на две группы и аппроксимируя зависимость, получаем уравнения для нахождения параметра К П (К НН К НО ).

Кпр=0,1141*(Кп/Кво)2,0184;

Кп*Кво0,015, (1.9) Кпр=0,0811 *(Кп/Кво)1,2613;

Кп*Кво 0,015. (1.10) На основе этих уравнений рассчитываем показатели для нашего пласта.

При умножении динамической пористости на мощность пласта h, на плотность и пересчетный коэффициент, получаем параметр, который представляет собой удельные запасы нефти на единицу площади.

Рисунок 2 - Карта распределения динамической пористости для блока VII пласта ДI Туймазинского месторождения 3 Определение объема добытой нефти Удельный объем извлекаемой нефти qi находим по формуле (1.5).

Для уточнения введем в формулу поправочный коэффициент, учитывающий период работы скважины на данный момент времени t y max t =, (1.11) yi где yi – уровень добычи нефти по пласту ДI Туймазинского месторождения на момент введения скважины в эксплуатацию по этому пласту, ymax – максимальный уровень добычи нефти по пласту ДI Туймазинского месторождения (примерно 1965 год).

У скважин, введенных в эксплуатацию до 1965 года, поправочный коэффициент равен 1.

qt.i=qi*t. (1.12) 4 Технологический эффект Анализ карты динамической пористости и графика распределения удельных запасов показывает, что некоторые скважины имеют хорошую пористость и, судя по расчетам, довольно высокие удельные запасы. Но, как показывают данные, накопленная добыча по этим скважинам не достигла ожидаемого уровня. Анализ показывает, что эти скважины преждевременно обводнились. Очевидно, вследствие высокой проницаемости коллектора произошел прорыв фронта нагнетания, что вызвало их обводнение.

В связи с этим предлагается провести по этим скважинам мероприятия по интенсификации добычи.

Для расчетов возьмем скважину номер 151А. Она находится в состоянии ожидания ликвидации. Несмотря на высокие коллекторские свойства, было добыто лишь 13 т нефти при удельных запасах 0,4179 т/м2.

Возможно из-за того, что вблизи скважины находится скважина поддержания пластового давления, произошло быстрое обводнение. Этому способствовали такие параметры, как Кп=23,42% и Кпр=0,8314%. Для интенсификации добычи предлагается забуривание бокового ствола в направлении скважины номер 83. Накопленная добыча по этой скважине составляет всего лишь 277031 т, обводненность скважины небольшая.

УДК 622.276. НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ ЗАПУСКА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ Л. С. Каплан (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) В настоящее время при эксплуатации скважин погружными центробежными насосами (ПЦН) используются сливной (сбивной) и обратный клапаны.

Известно, что наземный центробежный насос легче запускается при нулевой подаче, т.е. при закрытой задвижке. Считается, что это условие в равной мере относится и к погружным центробежным насосам, поскольку насос потребляет наименьшую мощность при нулевой подаче. При максимальной подаче насос, как правило, потребляет максимальную мощность, которая на 20-40% превышает номинальную.

В обычных стационарных центробежных насосах можно регулировать подачу и напор при запуске задвижкой, расположенной на нагнетательном патрубке непосредственно у насоса. В погружном центробежном электронасосе задвижка расположена на устье скважины и отстоит от насоса на тысячу и более метров. В этих условиях невозможно облегчить запуск насоса простым закрытием задвижки ввиду наличия в колонне насосно-компрессорных труб вместе с жидкостью газа, способного к сжатию (в отличие от жидкости). После включения агрегата насос, вследствие сжатия и постепенного уменьшения в объеме газа, вначале не будет создавать максимального напора и станет работать в режиме максимальной подачи, а двигатель будет значительно перегружен.

В зависимости от подачи насоса диаметр насосных труб и первоначального уровня жидкости в них, заполнение колонны жидкостью, сопровождающееся постепенным увеличением напора и снижением подачи насоса, может продолжаться от 5 до 15 минут, а иногда и дольше.

Столь длительная работа электродвигателя с большой перегрузкой может повлечь за собой перегрев, а в случае отказа защиты и выход электродвигателя из строя.


Кроме того, работа с задвижкой, находящейся под высоким давлением газа (в сравнении с жидкостью), таит в себе гораздо большую опасность для обслуживающего персонала.

Для облегчения запуска погружного электронасоса и устранения отмеченных аномалий применяют обратные клапаны различных конструкций. Например, шаровой обратный клапан состоит из стального шара, плотно прилегающего к притертой поверхности, седла, уплотнительного кольца, специальной гайки, закрепляющей седло и снабженной шпилькой, ограничивающей подъем шара при работе насоса.

Обратный клапан расположен между насосом и насосными трубами. Он может быть собран как в специальном патрубке, так и в самом насосе (точнее, в его ловильной головке).

Кроме шарового обратного клапана используется также тарельчатый клапан, состоящий из тарельчатого штока, плотно прилегающего к седлу.

Седло крепится к корпусу с помощью специальной гайки. И первый, и второй клапаны принципиально не отличаются от клапанов штангового насоса.

При наличии обратного клапана можно после спуска агрегата в скважину производить заливку насосных труб жидкостью перед пуском и удерживать жидкость в трубах при последующих остановках насоса.

Жидкость, находящаяся в колонне насосных труб, создает определенное противодавление на насос и значительно облегчает запуск электродвигателя. Если при этом закрыть еще и задвижку на устье скважины, то перегрузка двигателя во время пуска будет сведена к минимуму, как по величине, так и по времени.

Однако наличие обратного клапана усложняет подъем насосных труб: при развинчивании труб удерживаемая в них клапаном жидкость, разливаясь, будет попадать на мостки, инструмент и одежду работающих, резко ухудшая техническую, санитарную и экологическую опасность. К тому же присутствие жидкости существенно увеличивает вес поднимаемой колонны и приводит к снижению скорости подъема.

Чтобы избежать этого, применяют сливной клапан. Несмотря на многообразие конструкций, получили применение сбивные и мембранные клапаны.

Сбивной клапан (рисунок 1, а) представляет собой муфту 1 с двусторонней конусной резьбой, соответствующей диаметру применяемых насосных труб. В средней части патрубка выполняется отверстие с резьбой, в которое ввинчивают полый штуцер 2.

Штуцер изготавливается из легко разрушаемого материала: бронзы, чугуна, пластмассы. В штуцере (рисунок 1, б) просверлено отверстие, диаметром 5-8 мм на глубину 30 мм, переходящее у торца в гнездо под шестигранный ключ для ввинчивания штуцера в патрубок. На наружной поверхности в месте сверления штуцер имеет кольцевой вырез, перекрытый резиновым предохранительным кольцом 3. Для уплотнения штуцера в отверстии патрубка установлено резиновое кольцо 2, способное выдерживать большие перепады давления. Сливной клапан монтируют над обратным клапаном.

а б а: 1-муфта;

2-штуцер. б: 1-отверстие;

2-уплотнение;

3-кольцо;

4 резьба с вырезом;

5-стержень Рисунок 1 - Клапан сбивной Перед тем как приступить к подъему погружного электронасоса из скважины, в насосные трубы сбрасывают металлический стержень.

Последний, свободно падая в трубах, ударяется о выступающий внутрь труб удлиненный конец 5 штуцера и отламывает его по линии надреза, открывая отверстие для слива жидкости из насосных труб.

Использование сливного клапана позволяет освободить насосные трубы от жидкости и производить их подъем без описанных выше неудобств. При следующем спуске электронасоса сломанный штуцер заменяют новым.

В районах, где для очистки труб от осаждающегося парафина применяют специальные скребки, спускаемые на проволоке, над сливным клапаном устанавливают специальный предохранитель, призванный предотвратить возможное падение скребка к насосу и слом им штуцера.

Падению стержня этот предохранитель не препятствует.

Мембранный клапан (рисунок 2) представляет собой муфту 1 с двусторонней конусной резьбой, соответствующей диаметру применяемых насосных труб. В средней части патрубка имеется отверстие с резьбой, в которое ввинчивают специальную втулку 2. Внутрь втулки запрессована пластина (мембрана) 3.

1-муфта;

2-втулка;

3-мембрана Рисунок 2 - Клапан сливной мембранный Для слива жидкости из насосно-компрессорных труб через мембранный клапан необходимо создать давление жидкости в них превышающее давление разрушения мембраны клапаны. Такое давление можно создать при помощи насосного агрегата на устье скважины. Когда оно превысит давление, на которое рассчитана мембрана клапана, она разрушается и образует отверстие для выпуска жидкости из НКТ в затрубное пространство скважины.

Известен сливной клапан поршневого типа, монтируемый на внешней поверхности НКТ. Срабатывание клапана происходит за счет избыточного давления, создаваемого в затрубном пространстве клапана и перемещающего поршень. Последний воздействует на калиброванный полый стержень и разрушает его, образуя канал для выпуска жидкости из НКТ.

Описанные конструкции обратных и сливных клапанов получили широкое распространение. Наблюдения за их работой позволили установить следующее.

Для разрушения штуцера сливного клапана бросаемый металлический стержень должен развить определенную скорость. Этому препятствуют выступы муфтовых соединений труб, отложения парафина, солей, мехпримесей. Скорость падения из-за перечисленных явлений может оказаться недостаточной для слома штуцера, либо вообще металлический стержень прекратит падение. Это особенно характерно для наклонных скважин.

В результате подъем погружного оборудования зачастую приходится производить с «подливом».

Недостаток способа освобождения насосно-компрессорных труб от жидкости посредством разрушения мембраны заключается в том, что для этой цели задалживается насосный агрегат. Кроме того, давление разрыва мембраны может отличаться от паспортного в большую или меньшую сторону. Таким образом, необходим насосный агрегат несколько большей мощности. Если скважина подвержена парафинообразованию, то при ее эксплуатации могут образоваться парафиновые пробки внутри насосно компрессорных труб. Такие пробки могут полностью перекрыть сечение трубы, и выдавливание мембраны клапана в этом случае сильно затруднено или практически невозможно.

Разрушение мембраны производится созданием давления, которое зачастую оказывается по величине сопоставимым с давлением раскрытия резьбы НКТ. Последнее ведет к падению труб и капитальному ремонту.

Мембрана изготавливается из немагнитных материалов, и извлечь ее из скважины очень трудно, и со временем возникнет необходимость промывки скважины специально для извлечения накопившихся мембран.

Рассмотренные выше устройства кроме всех перечисленных недостатков имеют еще один – все они одноразового срабатывания. Таким образом, для того, чтобы запустить насос в эксплуатацию после слива жидкости, приходится поднимать погружной агрегат на поверхность и производить замену сливного клапана.

Кроме того, если произойдет длительное отключение электроэнергии, плавающие частицы солей, мехпримесей, породы, обычно выносимые на поверхность, начинают осаждаться из жидкости, образуя пробки.

Выводы Существующие конструкции сливных клапанов не обеспечивают надлежащую технологию эксплуатации ПЦН в скважинах.

УДК 622.276. ОБРАТНЫЙ КЛАПАН НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН Л.С. Каплан (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском) При разрушении водовода возникает перепад между устьевым давлением и давлением в месте разрушения, вследствие чего происходит интенсивный выброс жидкости из скважины. Это ведет к возникновению технологических и экологических осложнений.

Первые вызываются потерей большого количества закаченной пластовой жидкости и, как следствие этого, интенсивным падением пластового давления.

Вторые вызываются разливом большого объема жидкости в местах прокладки водовода - лесах, болотах, полях. Опасность разлива во много крат возрастает в случае закачки минерализованной пластовой (сточной) жидкости, вследствие необратимых процессов при поражении сточной водой земельных угодий, лесов, водных бассейнов.

Нефтяники в настоящее время не располагают надежными средствами предупреждения и обнаружения порывов водоводов. Поэтому, излив воды через разрушения является неконтролируемым и может быть продолжительным.

В этих условиях наиболее приемлемым может оказаться наше предложение, которое относится к группе обратных клапанов, устанавливаемых в насосно-компрессорной трубе нагнетательной скважины.

Однако прежде чем описать устройство клапана, защищенного авторским свидетельством № 735750, дадим небольшое пояснение.

Дело в том, что установка обратного клапана в НКТ или на устье вызывает прекращение обратного потока жидкости из скважины, что при минусовых температурах ведет к замерзанию арматуры и трубопровода.

Монтаж клапана в НКТ исключает возможность исследования скважин, в частности снятие кривой восстановления давления. Поэтому применение обратных клапанов различных конструкций вызывает противодействие со стороны производственников.

Предлагаемый клапан для нагнетательных скважин (рисунок 1) представляет собой патрубок 1, в котором размещены два седла 2 и 3. В нижнем седле 3 имеется отверстие 4. Запирающий элемент- шар размещается ниже седла 3 и ограничивается фиксатором 6.

Клапан монтируется на первой от устья трубе. Шар 5 устанавливается в положении «А» и при пуске скважины под закачку оттесняется от седла до фиксатора 6, не препятствуя процессу.

В случае разрушения водовода из-за возникающего перепада давления между пластом и устьем скважины шар прижимается к седлу 3.

Оказывается закрытым основной канал прохода жидкости - седло диаметром 40 мм и открытым канал 4 диаметром 3 мм.

Наличие открытого клапана 4 позволяет поддерживать движение жидкости через него с минимальным расходом, что препятствует образованию ледяной пробки в арматуре трубопровода. Закрывая основной канал для излива огромного объема жидкости (он может достигать 1000 м3 при перепаде 7 МПа), клапан позволяет обеспечить поток жидкости, препятствуя замерзанию.

В этом первое достоинство клапана.

При необходимости происследовать скважину, например, снять кривую восстановления давления при остановке (КВД) или определить расход и коэффициент приемистости, конструкция клапана не препятствует выполнению этой работы.

Это второе достоинство клапана.

И третье. Если возникает необходимость, по какой-либо причине полностью перекрыть поток изливающейся жидкости, шар выполняется из эластичного материала, например из нефтестойкой резины. При возникновении перепада давления он может быть продавлен через седло и, закрыть седло 2 меньшего диаметра (положение «Б»). Давление перепада, обеспечивающее продавливание шара диаметром 46 мм через нижнее седло диаметром 40 мм, составляет 4 МПа.

1- патрубок;

2,3-седла;

4-отверстие;

5-шар;

6-фиксатор Рисунок 1- Скважинный обратный нагнетательный клапан При возобновлении закачки давление в трубопроводе превысит пластовое, и вследствие этого шар возвращается в исходное положение «А».

На некоторых месторождениях исследование скважин путем снятия КВД и применением расходомера ведется на отдельных, опорных скважинах. В этом случае остальные нагнетательные скважины могут быть оснащены эластичными клапанами.

Применение последних рекомендуется также в районах с мягким климатом.

В районах с суровой зимой следует применить вариант с шаром, выполненным из корозионно - устойчивых материалов и запирающим нижнее седло, оставляющим свободный канал малого диаметра для истечения жидкости.

Технико-экологическая эффективность применения клапана описанной конструкции состоит в следующем:

1) прекращается утечка пластовой жидкости из скважин через место разрушения трубопровода или арматуры, и предотвращается связанный с этим ущерб природе;

2) исключаются потери закаченной пластовой жидкости;

3) сохраняется величина пластового давления;

4) создается возможность исследования нагнетательной скважины посредством снятия кривой восстановления давления.

Одним из вариантов обратного клапана, встраиваемого в арматуру нагнетательной скважины, является клапан, приведенный на рисунке 2.

Он представлять собой корпус 1, выполняемый из трубы 114х ГОСТ 8732-52. К корпусу вверху и внизу приваривают фланцы 11 и 12 диаметром 100 мм и на давление 16 МПа.

В боковой части корпуса 1 выполняется отвод 13, к которому приваривается фланец 14.

Во фланце 12 устанавливается седло 8 с клапаном 5 и уплотнением 6.

Фланец 11 закрывается заглушкой 4. Внутри корпуса 1 монтируется перфорированная труба 2, выполняющая роль направляющей для клапана 5, и упор 15, ограничивающий перемещение клапана.

Монтажная схема устьевого клапана приведена на рисунке 3.

Работа клапана ясна из его конструкции. Отметим лишь принципиальные моменты.

1- корпус;

2- перфоратор;

4-заглушка;

5-клапан;

6-уплотнитель;

8 седло;

10-прокладка;

11, 12-фланцы;

13-отвод;

14-фланец;

15-упор Рисунок 2- Устьевой обратный клапан нагнетательной скважины 1 При нагнетании жидкости в скважину клапан 5 находится в вертикальном положении, седло 8 открыть и жидкость движется из нагнетательного водовода через седло и отверстия в направляющей в скважину.

2 При возникновении перепада давления между пластом и устьем поток жидкости устремляется из скважины и прижимает клапан 5 к седлу 8, прекращая, таким образом, ее поступление из скважины.

Чтобы избежать замерзания арматуры и водовода в седле, может быть выполнен канал диаметром 5 мм, обеспечивающий поступление жидкости из скважины.

Если возникает опасность замерзания, шар может быть извлечен из корпуса.

1- обсадная колонна;

2- планшайба;

3- крестовина;

4- буферная задвижка;

5- монифольдная задвижка;

6- манометр;

7- рабочий монифольд;

обратный клапан;

концевая задвижка;

8- 9- 10 нагнетательный водовод Рисунок 3 - Монтажная схема устьевого клапана УДК 622.276. УСТАНОВКА СКВАЖИННОГО ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА Л. С. Каплан (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском) В серийных установках скважинных электроцентробежных насосов (ЭЦН) на выкиде устанавливается обратный клапан, цель которого при остановке насоса - сохранить в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) столб жидкости и, таким образом, обеспечить потребление минимальной мощности в момент запуска двигателя [1].

Недостатки такой установки состоят в следующем:

1 Перед подъемом следует осуществить выпуск жидкости. Для этой цели на выкиде насоса устанавливают еще один клапан – сливной, который открывают, разрушая его, бросанием в колонну насосно компрессорных труб (НКТ) металлического стержня.

2 Отложения на поверхности НКТ парафина, солей, мехпримесей вызывают торможение стрежня или его полную остановку.

3 Трудно добиться необходимой скорости движения стержня в искривленных скважинах, которых становится все больше.

Известны конструкции клапанов, совмещающих в себе функции обратного и сливного [2], однако они не получили применения из-за следующих причин:

а) сложности конструкции;

б) наличия пружин, которые в минерализованной среде скважины выходят из строя;

в) ненадежности.

Нами разработан универсальный клапан, отличающийся простотой и надежностью [3].

На рисунке изображена схема установки, комплектуемая универсальным клапаном.

Она включает в себя погружной двигатель 1 с насосом 2, на выкиде которого монтируется обратный клапан, состоящий из седла 3, поршня 5, перемещающегося в цилиндре 13. В цилиндре выполнен канал 14, сообщающий цилиндр с полостью насосно-компрессорных труб (НКТ) 12, и канала 7, сообщающий цилиндр с затрубным пространством скважины 8.

Жидкость из насоса выбрасывается через канал 15.

Установка скважинного электроцентробежного насоса Установка работает следующим образом.

В статическом состоянии в колонне насосно-компрессорных труб и затрубном пространстве 8 устанавливаются одинаковые столбы жидкости, поскольку они сообщаются через каналы 7.

После запуска установки электроцентробежного насоса 2 под давлением жидкости перемещается поршень 5 в цилиндре 13. При этом канал 7 перекрывается, и сообщение с затрубным пространством прекращается. Одновременно жидкость, находящаяся в цилиндре 13, вытесняется поршнем 5 через каналы 9 и 11. Таким образом, скорость поднятия поршня зависит от времени освобождения цилиндра 13 от жидкости, противодействующей перемещению поршня.

Это увеличивает время разворота двигателя и выхода на установленный режим.

После остановки насоса столб жидкости, находящийся в НКТ, воздействует на поршень 5 через каналы 9 и 11, вызывая его посадку на седло 3. При этом канал 7 открывается, и жидкость из НКТ 12 перетекает в затрубное пространство 8, освобождая полость колонны.

Устройств, подобных предлагаемому, в практике нефтедобычи не применялось.

В установке ЭЦНМ 5-50-30-1200 были демонтированы серийные обратный и сливной клапаны, и вместо них смонтирован универсальный клапан. Установка подвергнута испытанию на стенде в прокатно ремонтном цехе электропогружного оборудования Нефтекамского завода.

Испытания проведены при следующих режимах работы УЭЦН (таблица) Показатели Режимы испытания 1 2 3 4 Давление, мПа 0 5,0 7,5 10,0 12, Производительность, м3/сут 83,0 65,0 56,0 36,0 В ходе стендовых испытаний установлено:

1 Рабочая характеристика ЭЦН соответствует заводской.

2 При запуске ЭЦН срабатывание клапана происходило без задержек.

3 После создания максимального давления на выходе ЭЦН был остановлен, при этом универсальный клапан сработал, и жидкость из НКТ перетекла в затрубное пространство стенда-скважины.

Испытания установки в скв. 1156 ЦДНГ-4 ООО «НГДУ Туймазанефть»

с универсальным клапаном показали:

1 Значения уровней жидкости:

на время запуска – 338 м (12 ч. 50 мин);

через 10 мин после запуска – 398 м (13 ч. 00 мин);

через сутки после запуска 815 м.

2 Давление в выкидной линии поднялось до 2,5 МПа, и появилась подача.

3 При намеренной остановке УЭЦН давление на устье снизилось до нуля.

Испытания показали безотказное многократное срабатывание устройства, как на испытательном стенде, так и в скважине.

Эффективность устройства складывается из следующих его характеристик:

1 Исключение операций по сбиванию хвостовика сливного клапана перед подъемом насоса.

2 Исключение подъема труб с жидкостью и связанное с этим замедление СПО.

3 Исключение разлива жидкости и связанных с этим работ по очистке территории скважины.

4 Проведение СПО без подлива в наклонных скважинах, где возможно замедление падения стрежня, либо полное его торможение.

5 Улучшение экологической и санитарной обстановки при проведении СПО из-за исключения разлива жидкости и облива ею рабочих.

6 Исключение повторных ремонтов, связанных с непреднамеренным разрушением сливного клапана из-за падения скребка или создания высокого давления при обратной промывке скважины (в случае применения диафрагменного клапана).

7 Исключение аварий связанных с обрывом НКТ, при разрушении диафрагмы.

Список литературы 1 Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти.- М.: Недра, 1968. - 272 с.

2 Опыт эксплуатации скважин, оборудованных погружными центробежными насосами на Шкаповском месторождении // Сер. Добыча – М.: ВНИИЭНГ, 1967. – 71 с.

Пат. №2187624. Россия. Установка скважинного электроцентробежного насоса / Л.С. Каплан, Н.Х. Габдрахманов, Ш.Г.



Pages:     | 1 |   ...   | 6 | 7 || 9 | 10 |   ...   | 11 |
 





 
© 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.