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 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 9 |

«МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический ...»

-- [ Страница 4 ] --

Геологическое строение и нефтегазовый потенциал перспективной структуры обосновы ваются комплексом информации, включающей как конкретные данные по исследуемому объекту, так и сведения о региональных закономерностях изменения параметров природных резервуаров, в том числе и весьма важные сведения о параметрах на соседнем месторождении, выбранном в качестве месторождения - аналога.

Глубокопогруженные местоскопления нефти и газа характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями. Для их оценки на перспективных структурах можно использовать закономерности изменения параметров по региону и данные по месторождению-аналогу.

Пластовые температуры по V и VII горизонтам площади Умид были рассчитаны на основе зависимости температуры от глубины, полученной по месторождению Булла-дениз, согласно которой прогнозные температуры составили соответственно 106 и 117 °С.

Начальные пластовые давления в V и VII горизонтах площади Умид рассчитывались, исходя из предполагаемых средних глубин газоконденсатных залежей и градиентов пластовых давлений, полученных на месторождении Булла-дениз.

Таким образом, количественная оценка потенциала структуры Умид базировалась на том, что исследуемая площадь расположена в пределах погруженной зоны хорошо изученного в геологическом отношении региона.

Большинство вышеуказанных геологических параметров, прогнозировавшихся итерационным методом для площади Умид, подтверждены данными скважины №8, достигшей проектной глубины и открывшей газоконденсатное месторождение.

Вышеуказанное подтвердило целесообразность применения метода итерации для прогнозирования геологических параметров по структурам данной антиклинальной линии Бабек – Зафар - Машал.

Пробуренные скважины № 4 и 6 на структуре Умид полностью вскрыли VII горизонт, что дало возможность спрогнозировать литолого-стратиграфический разрез поднятия Бабек (ундуляции площади Умид). Для определения других геологических параметров структуры Бабек были использованы данные месторождений Сангачал-дениз (скв.№ 534), Хара-Зира (скв.№ 525), Булла-дениз (скв.№17,56). Данные этих скважин позволили уточнить геологическое строение сводовых частей структур Яанан Тава и Инам, расположенных к западу и югу от структуры Бабек.

По тектоническому строению структура Бабек является сложно построенной антиклинальной складкой, северо-западное крыло которой осложнено грязевым вулканом, с северо-востока отделяющейся от структуры Умид небольшой седловиной.

Открытие колоссальных запасов УВ на месторождении Умид и учитывая расположение структуры Бабек, перспективы нефтегазоносности последней увеличивается.

Кроме того, на структурах Бакинского архипелага наблюдается увеличение коэффициента насыщенности пород флюидами в юго-восточном направлении, в сторону структур Умид Бабек. Благоприятное расположение структуры Бабек по ходу генерации УВ ЮКВ также дает основание отнести ее к перспективным.

В заключение следует отметить, что, применяя итерационные процедуры прогнозирования геологических параметров по месторождениям возможно спрогнозировать большое количество местоскоплений в ЮКВ.

Библиогафический список 1. Лебедев Л. И. Каспийское море. Геология и нефтегазоносность. Нефтегеологическое районирование, закономерность распределения залежей нефти и газа, перспективы нефтегазоносности / Л. И. Лебедев, Х. Б. Юсифзаде // – Москва;

Наука, 1987. – С. 252-275.

2. Юсифзаде Х. Б. Нефтегазовая промышленность Азербайджана: состояние, проблемы, перспективы. Материалы международной научно-практической конференции / Х. Б. Юсифзаде, Э. Б. Велиева. – Москва, 1994. – 351 с.

3. Рустамов Р. И. Изменения давления и температуры в нефтегазовой системе продуктивной толщи Бакинского архипелага / Р. И. Рустамов //Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 2003. – С. 10-15.

4. Каграманов К. Современные методы определение геолого-геофизических параметров перспективных структур Бакинского архипелага ЮКВ / К. Каграммов, Е. Ю. Погорелова // Международная научно-техническая конференция «Нефть и газ Западной Сибири»

посвященная 55-летию ТюмГНГУ, 14 октября 2011 г.: сборник материалов конференции;

– Тюмень, 2011. – С. 24-28.

5. Абасов М. Т. Изучение и прогнозирование параметров сложных природных резервуаров нефти и газа ЮКВ / М. Т. Абасов. Ю. М. Кондрушкин, Р. Ю. Алияров, Р. Г. Крутых. – Баку:Нафта-пресс, 2007. – 217 с.

6. Лебедев Л. И. Влияние тектонических факторов на нефтегазоносность внутренних морей / Л. И. Лебедев // Геология нефти и газа. – 1994. – № 3.1994. – С. 37-44.

УДК 553.98:551. Строение и условия формирования дзельско-джьерских отложений Лыжско-Кыртаельского вала Кудашкина Е А.

Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта На территории Печоро-Кожвинского мегавала основные промышленные запасы газа, нефти и конденсата приурочены к среднедевонско-нижнефранским отложениям. Основная доля коллекторов выделена в широко развитых территориально и по мощности песчаных толщах дзельской свиты среднего девона. Вышележащие отложения нижнефранского подъяруса верхнего девона, характеризующиеся прерывистым линзовидным строением и литологической изменчивостью, также являются промышленно нефтегазоносными на большинстве месторождений. В ряде месторождений нижнефранские отложения гидродинамически связаны с песчаниками дзельской свиты и образуют единые залежи с общим контуром продуктивности (Югидское, Северо-Югидское, Печорокожвинское, Печорогородское).

В данной работе рассмотрены строение и условия формирования продуктивных среднедевонско-нижнефранских (дзельско-джьерских) отложений в районе Югидского и Северо-Югидского нефтегазоконденсатных месторождений, расположенных в южной части Лыжско-Кыртаельского вала Печоро-Кожвинского мегавала Печоро-Колвинского авлакогена. В нефтегазоносном отношении они приурочены к Кыртаельско Печорогородскому нефтегазоносному району Печоро-Колвинской нефтегазоносной области [1].

По результатам переинтерпретации сейсмических материалов 3D с учетом новых данных по бурению и опробованию пересмотрено и дополнено представление о строении дзельско-джьерских отложениий. Для этого использовался программный пакет «Landmark», в котором были построены детальные схемы корреляции, структурные карты кровли и подошвы рассматриваемых отложений, геолого-геофизические разрезы. Структурные карты кровли и подошвы дзельских и джьерских отложений, кровли и подошвы проницаемых интервалов в их пределах были построены методом схождения на основе гридов структурных карт по отражающим горизонтам, приближенным к искомым поверхностям.

Кровля джьерских отложений выполнена на основе грида по отражающему горизонту IIId (D3dm), подошва джьерских, соответственно кровля дзельских отложений построена на основе грида по отражающему горизонту IIIdzr (D3dzr), приуроченному к подошве джьерских отложений, а подошва – по отражающему горизонту IIIiz(D2iz), находящемуся вблизи кровли изъельской свиты.

Югидское и Северо-Югидское месторождения охарактеризованы рядом скважин, в которых были проанализированы материалы ГИС, данные исследования керна, пластовых флюидов, опробования и испытания. Была построена карта изопахит нерасчлененных дзельско-джьерских отложений, по которой уточнено строение изучаемых отложений.

Результаты исследования показывают, что Югидская структура разделяется на северо-западный и юго-восточный блоки, которые к началу накопления дзельско-джьерских отложений по форме представляют собой асимметричные антиклинальные структуры. На северо-Югидской площади наблюдается незначительное уменьшение рассматриваемых отложений в северо-западном и юго-восточном направлении.

Литологический состав отложений преимущественно глинисто-терригенный, представленный переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Дзельские отложения представлены неравномерным переслаиванием кварцевых песчаников, называемых «основными», алевролитов и аргиллитов [2]. Песчаники сосредоточены в верхней и средней части разреза в виде довольно однородных пачек мощностью 5-15 м, с редкими прослоями алевролитов мощностью 1-3 м. В нижней части свиты количество глинисто-алевритовых прослоев увеличивается.

К джьерским отложениям отнесена терригенная толща, представленная чередованием алевролитов, песчаников и аргиллитов и отличающаяся от нижезалегающих дзельских отложений уменьшением электрических сопротивлений, увеличением диаметра скважин и более высокими значениями естественной гамма-активности (рисунок 1). Песчаники мощностью 15-20 м, как видно по каротажу, приурочены к верхней и средней части разреза, в нижней части они достигают толщины до 5 м.

Песчаники четко выделяются по ГИС повышенными значениями КС, большими отрицательными аномалиями ПС, низкими значениями естественной гамма-активности, корками или номинальным диаметром на кавернограмме.

Рисунок 1. Литолого-стратиграфический разрез По керну песчаники светло-серые, серые с коричневатым оттенком, кварцевые, разнозернистые, в основной массе тонко-мелкозернистые, массивные, слоистые и плитчатые, участками глинистые и слюдистые, неравномерно пористые, нефтенасыщенные, неравномерно пиритизированные, местами сильно окремненные, с редкой серией вертикальных, наклонных и субгоризонтальных минерализованных трещин и стилолитов, плотные, крепкие, с углефицированным растительным детритом.

Алевролиты серые, зеленовато-серые, темно-серые, тонкозернистые, неизвестковистые, массивные и неравномерно слоистые, участками слюдистые и глинистые, с углефицированным растительным детритом, неравномерно пиритизированные и трещиноватые, иногда с зеркалами скольжения, средней крепости, плотные.

Аргиллиты серые, темно-серые, зеленовато-серые, алевритистые, неизвестковистые, тонкослоистые, трещиноватые и пиритизированные, с включениями многочисленного обугленного растительного детрита. Аргиллиты прослеживаются редкими, тонкими отдельными прослоями.

Структурно-тектоническое строение среднедевонско-франского интервала разреза на Северо-Югидской и Югидской площадях сильно отличается.

а б Рисунок 2. Карты изопахит нерасчлененных дзельско-джьерских отложений Югидской (а) и Северо-Югидской (б) площадей Югидское поднятие, к которому приурочено одноименное месторождение, является приразломной структурой, осложняющей самую южную часть Лыжско-Кыртаельского вала.

Югидская структура представляет собой асимметричную антиклинальную складку северо западного простирания со срезанным основным взбросо-надвигом юго-западным крылом.

Строение среднедевонско-франского интервала разреза определяется дизъюнктивной тектоникой. Структурные планы по отражающим горизонтам IIIiz, IIIdzr и IIIf осложнены системой многочисленных разноориентированных разрывных тектонических нарушений преимущественно взбросового, реже сбросового характера. Выделенная система разломов является единой для данного комплекса осадков, разбивая Югидскую структуру на отдельные блоки, различающиеся по размерам и гипсометрии. В результате конседиментационного развития нарушений в пределах разных тектонических блоков произошло накопление различных по толщине дзельско-джьерских терригенных осадков, отличающихся по фациальному и литологическому составу. Также можно отметить, что предфранский размыв в условиях значительной расчлененности рельефа также повлиял на полноту разрезов среднего девона в пределах разновысоких тектонических блоков, а соответственно общую толщину дзельско-джьерских отложений (рисунок 2, а).

Северо-Югидская структура представляет собой вытянутую антиклинальную складку северо-восточного простирания, которая осложнена небольшим количеством разломов. По отражающим горизонтам IIIiz и IIIdzr были прослежены малоамплитудные непротяженные нарушения в присводовой и крыльевой частях структуры, которые характеризуются затуханием снизу вверх по разрезу. В результате можно сказать, что накопление терригенных дзельско-джьерских осадков в пределах Северо-Югидской структуры проходило относительно равномерно (рисунок 2, б).

Фильтрационно-емкостные свойства дзельско-джьерских отложений на рассматриваемых площадях практически одинаковые. Средневзвешенная пористость по акустическому каротажу (АК) на Северо-Югидской площади 0,076-0,089 доли ед., на Югидской,066-0,1 доли. ед, средневзвешенная проницаемость по ГИС соответственно 29,8 74,3 10-15 м2 и 21,2-85,9 10-15 м2. Если их сравнивать с нижележащими верхнечикшинско изъельскими отложениями, то можно сделать вывод о том, что дзельско-джьерские отложения имеют лучшие коллекторские свойства. Средневзвешенная пористость по АК в верхнечикшинско-изъельских отложениях составляет 0,081-0,086 доли ед., средневзвешенная проницаемость по ГИС – 38,9-48,7 10-15 м2.

В процессе геолого-геофизических исследований была выполнена детальная корреляция разрезов дзельско-джьерских отложений Северо-Югидского и Югидского месторождений, в результате которой установлен характер изменений мощности отложений, изучены литологические особенности исследуемого интервала на основании анализа керна и промыслово-геофизических данных, которые показали приуроченность основных песчаных пачек к верхней и средней части дзельских и джьерских отложений, проанализированы фильтрационно-емкостные параметры дзельско-джьерских и верхнечикшинско-изъельских отложений и сделан вывод о лучших коллекторских свойствах дзельско-джьерских отложений относительно нижележащих.

Анализ показал разное структурно-тектоническое строение рассматриваемых площадей. Если на Северо-Югидской площади тектонические процессы характеризовались незначительной активностью, то Югидская площадь тектонически активная, что привело к значительной разнице мощностей дзельско-джьерских отложений на разных блоках.

Таким образом, в результате проведенных исследований установлено, что структурно-тектоническое строение рассматриваемых площадей имеет существенные различия, поэтому для проведения дальнейших поисково-разведочных работ и разработки этих месторождений необходимо использовать индивидуальный подход, учитывающий геологические особенности их строения.

Библиографический список 1. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М. Д. Белонин, О. М. Прищепа, Е. Л. Теплов [и др.] – СПб.: Недра, 2004. – С. 57 131.

2. Условия формирования «основной» песчаной толщи (D2) Югидского месторождения / Е. О. Малышева, И. Л. Куплевич, Т. Г. Гринько [и др.] // Геология и минеральные ресурсы европейского северо-востока России: новые результаты и новые перспективы: М-лы XIII Геол. Съезда Республики Коми. Т. 3. – Сыктывкар, 1999. – С. 75-76.

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА УДК 622.276+622. Метод больших шлифов ВНИГРИ для повышения эффективности разработки месторождений нефти и газа Абрамов В. Н., Антоновская Т. В.

Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта Метод больших шлифов ВНИГРИ широко используется в России для уточнения математических моделей природных резервуаров, представленных к разработке. Результаты, полученные данным методом, показывают присутствие в недрах коллекторов трещинного типа, которые могут участвовать во флюидодинамической системе резервуаров, и позволяют включить трещиноватые проницаемые интервалы в процессы разработки залежей нефти и газа.

Ключевые слова: месторождение, коллектор, трещиноватость, большой шлиф, модель резервуара Для разработки и более эффективной эксплуатации месторождения углеводородов важным шагом является выбор варианта математической модели природного резервуара, максимально приближённой к реальному резервуару в недрах, вмещающему залежи нефти и газа. При моделировании распространения пластов-коллекторов необходимо учитывать разную степень их проницаемости в зависимости от типа коллекторов, как в терригенных, так и в карбонатных породах.

Особое внимание следует уделять трещинным коллекторам, коэффициент пористости в которых бывает чрезвычайно низким ввиду незначительного присутствия или полного отсутствия пор. И основными вмещающими ёмкостями, а также путями движения пластовых флюидов являются трещины различного генезиса. Подобного рода коллекторы обычно упускаются из вида при выделении проницаемых интервалов только по данным ГИС.

Следовательно, можно без внимания оставить трещиноватые прослои, насыщенные нефтью и/ или газом, которые по данным ГИС не рекомендованы к опробованию ни в процессе бурения, ни при испытании в колонне. Как следствие, данные интервалы не входят в поле оценки ресурсов и подсчёта запасов углеводородов, и значения ресурсов и запасов в недрах представлены в государственные комиссии по ресурсам и запасам заниженными [1]. Модель резервуара без учёта трещинных коллекторов и их влияния на перемещение флюидов по пластам не соответствует реальности, что влечёт за собой построение неправильной математической модели для разработки и эксплуатации залежей УВ.

Метод больших шлифов разработан во ВНИГРИ (г. Санкт-Петербург, Россия) в 1957 г. для изучения трещиноватости горных пород и сложных (трещинных) коллекторов в природных резервуарах, вмещающих залежи нефти и газа [2]. Основоположниками метода являются Е. С. Ромм и Л. П. Гмид, исследовавшие трещиноватость горных пород в естественных обнажениях и по керну скважин. С помощью данного метода, включающего микролитологический и микротектонический анализ больших шлифов со всеми выходящими результатами исследований, определяются параметры трещиноватости пород: плотность трещин (формула 1), трещинная проницаемость (формула 2), трещинная пористость (формула 3) [2].

Т0=1570 L/S, (1) где: 1570 – коэффициент объемной плотности;

L – длина трещины (стилолита), мм;

S – площадь шлифа, мм2;

Т0 – объемная плотность открытых трещин, 1/м3.

Кт= (Аb3L)/S, (2) где A – коэффициент, учитывающий ширину трещин и поправку на их раскрытие при изготовлении шлифов с учётом геометрии системы трещин (из таблицы);

b – ширина (раскрытие) трещины, мкм (10-3 мм);

Кт – трещинная проницаемость, 10-3 мкм2 (мД).

mт = (0,1bL)/S, (3) где 0,1 – коэффициент трещинной пористости в качестве поправки на глубину;

mт – трещинная пористость, %.

В ведущих нефтегазодобывающих компаниях страны на территории Западной и Восточной Сибири, в Приуралье, в настоящее время проводится, как дополнительный метод микроисследования недр, оценка трещиноватости пород и детальные петрографические исследования по большим шлифам ВНИГРИ.

Впервые в Республике Коми данный метод успешно применён на Северо-Югидском месторождении специалистами лаборатории петрофизики филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта Республики Коми. Был уточнён вещественный состав пород и их структурно-текстурные особенности, определены литолого-фациальные условия образования осадков, выявлены вторичные (диагенетические и катагенетические) изменения, которые оказали влияние на формирование коллекторских свойств пород. Определена структура пустотного пространства, включающего поры, каверны и трещины, а также последовательность их образования. Выделены генерации данных пустот. Определены параметры трещиноватости по вышепредставленным формулам. Предложена, модель строения поддоманиковой части Северо-Югидского месторождения, с учётом результатов исследований керна методом больших шлифов ВНИГРИ, отличающаяся от существующей.

Важным достижением метода является выделение типов коллекторов с использованием результатов петрофизических исследований (открытая пористость и газопроницаемость) и полученных данных о пористости и трещиноватости по шлифам [3].

При внесении в математическую модель резервуара распространение разных типов коллекторов по разрезу месторождения с их фильтрационно-емкостными свойствами, достигается большее приближение модели к реальному геологическому объекту, что ведёт к более качественной разработке и эксплуатации залежей нефти и газа [4].

Метод больших шлифов ВНИГРИ нашёл своё применение и в области «тонких»

технологий при разработке новых, доразведке и доразработке старых месторождений [5].

Специалисты по акустическому воздействию на пласт обратились за помощью к данному методу для уточнения микростроения пластов-коллекторов и флюидоупоров (рисунок 1), чтобы понять механизм воздействия искусственных волн на кристаллы и агрегаты кристаллов пород различного литологического состава – кальцита, доломита, кварца, полевых шпатов, и прогнозировать движение волн в межкристаллической среде (в пустотном пространстве).

Рисунок 1. Трещины и межзерновые поры, насыщенные нефтью, в доломитах, непродуктивных по данным ГИС (скв. 228-Вуктыл) при увеличении:

а - в 400 раз, б - в 100 раз Таким образом, при выборе методов разработки залежи УВ сведения о коэффициентах трещиноватости пород, распространении трещиноватых коллекторов с учётом их генезиса, помогают воссоздать модель пустотного пространства в разных типах коллекторов (порово-трещинном и/или трещинно-поровом), и подобрать наиболее экономически выгодные режимы отбора УВ из пластов-коллекторов, в том числе с помощью новых технологий.

Библиографический список 1. Разманова С. В. Влияние петрографических и петрофизических исследований на результаты оценки запасов и промышленную значимость газоконденсатных месторождений / С. В. Разманова, В. Н. Абрамов. Т. В. Антоновская // Теория и практика оценки промышленной значимости запасов и ресурсов нефти и газа в современных условиях.

Сборник материалов науч.-техн. конф. 4-8 июля 2011 г. – СПб: ВНИГРИ, 2011. – С. 221-227.

2. Методика изучения трещиноватости горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа. Труды ВНИГРИ, выпуск 276. под ред. доктора геол.-минер. наук, профессора Е. М. Смехова. – Л.: Недра, 1969. – 129 с.

3. Методическое руководство по литолого-петрографическому и петрохимическому изучению осадочных пород-колекторов Л. П. Гмид, Л. Г. Белоновская, Т. Д. Шибина [и др.].

Под ред. доктора геол.-минер. наук А. М. Жаркова. – СПб, 2009. – 160 с.

4. Кринари Г. А. Образование и миграция природных наночастиц в нефтяных пластах / Г. А. Кринари, М. Г. Храмченко. – Казань: КГУ, 2008. – 285 с.

5. Абрамов В. Н., Антоновская Т. В. Литолого-тектонический анализ – первый шаг перед применением акустических технологий в нефтегазовой промышленности / В. Н. Абрамов, Т. В. Антоновская // Газовая промышленность. – 2012. – № 8. – С. 49-52.

УДК 622.276.31 (779.24) Решение оптимизационных задач при разработке нефтяных залежей на базе «Контрольных карт» Шухарта Багиров Б. А., Абдуллаева Л. А.

«Азербайджанская государственная нефтяная академия», г. Баку Как известно, развитие процессов нефтеизвлечений происходит за весьма длительный период, имея при этом характерные особенности независимо от местонахождения структуры в регионах, условий геологической представленности продуктивных пластов и применяемых систем разработки. В этой связи, для корректного геолого-технического анализа разработки залежей предложено постадийное изучение динамического ряда.

Обобщая проведенные в этой области исследования, в [1,2] обоснованы следующие системы разбиения динамического ряда:

- первая стадия охватывает период от начала освоения объекта до выхода на максимальную добычу. При малой вязкости нефти на этой стадии добывается безводная продукция.

- вторая стадия отвечает периоду сохранения максимального уровня добычи. На этом этапе наблюдается рост обводненности продукции при сохранении почти всего фонда пробуренных скважин.

- третья стадия охватывает период резкого падения добычи нефти, сопровождаемого столь же резким ростом обводненности.

- четвертая стадия, самая продолжительная по времени, отвечает периоду медленно снижающихся уровней добычи нефти при годовом темпе менее 2%. В это время обводненность продукции все более растет.

- пятая стадия, после применения методов, увеличивающих нефтеотдачу пластов, в период развития IV стадии, когда темп разработки нередко превышает 2%.

На фоне отмеченного характерного изменения динамики нефтеизвлечений, в зависимости от проявления комплекса параметров в процессе нефтеизвлечения изменения темпа разработки в различных залежах происходит различно. При такой представленности кривых годовых (квартальных, месячных) отборов нефти всегда возникает вопрос о степени оптимальности этого процесса, решение которого осуществляется на качественном уровне.

Такая постановка не позволила получить адекватный ответ на поставленный вопрос.

Поэтому, для решения этой задачи привлечены возможности динамических моделей «Контрольные карты» Шухарта. [4,5] Методика позволяет достаточно надежно определить оптимальные зоны развития динамики нефтеизвлечения отдельно взятого объекта, в случае перехода годовой добычи ниже или выше границ оптимального регулирования процесса, четко определить время нарушения процесса, выяснить причины этого явления и рекомендовать мероприятия для перевода ее к этой зоне. При этом целесообразно рассмотреть оценки динамического ряда как для всего периода нефтеизвлечения конкретного объекта, так и для отдельных стадий. [4] В [5] справедливо отмечается, что контрольные карты являются хорошим инструментом обнаружения неестественных изменений в динамическом ряду и помогают определить, возможно, ли отнести изучаемый процесс к статистически управляемым системам или наоборот.

Согласно методике, число измерений параметра X (в нашем случае – объемы годовой добычи нефти) равно n, среднее значение определяется по формуле x n X = i (1) i =1 n Отклонения - размах (R) определяется по формуле:

n R R= i (2) i =1 n Тогда оптимальная зона развития процесса разработки или верхняя и нижняя границы регулирования (ВГР и НГР) определяются по формуле:

3R Вгр= X + (3), d 3R Нгр= X (4) d где значение d 2 берётся из специальной таблицы, составленной Шухартом. [4, 5].

Отметим, что установленные границы всегда симметричны относительно центра.

Если годовые объемы добычи нефти выходят за установленные границы регулирования, то это свидетельствует о том, что оптимальность процесса разработки нарушена и необходимо, принять меры, которые позволят вернуть процесс в оптимальное русло.

Разрешающие способности оценки степени оптимальности процессов нефтеизвлечения показаны на конкретных примерах (месторождение Нефт Дашлары, V блок горизонта VIIa - I IV стадии и месторождение Гум-адасы горизонта IХв - IV стадия). [3].

Месторождение Нефт Дашлары, V блок горизонта VIIa – объект введен в разработку в 1968 г. Результаты по составленным «Контрольным картам» Шухарта свидетельствует о том, что для этой залежи область статистического регулирования по годовой добыче нефти, находится в пределах 19-93 тыс.т. (рисунок 1.1). Как видно, резкостные изменения (колебания) этого параметра прослеживаются особенно в начальной стадии разработки.

Кривая добычи с 1971 г. по 1983 г. располагалась за пределами верхней границы регулирования, т. е. значения 93 тыс.т. нефти. Однако, начиная с 1985 г. и до 2006 г. при интенсивном падении добычи нефти, особенно при темпе отбора менее 2% кривая добычи стремительно снижается, хотя при этом она еще находится в области регулирования. После 2006 г. кривая выходит за пределы нижней линии регулирования. С целью изучения причин, характеризующих это явление, составлены аналогичные карты по основным важным показателям разработки: числу эксплуатационных скважин, годовой добыче воды, числу нагнетательных скважин, объемам закачанной воды, а также добыче нефти, приходящейся на одну эксплуатационную скважину (рисунок 1).

Qн, тыс.т.

годы 1.1 Карта годовой добычи нефти 40 Qв, тыс.м 30 20 N года годы 1.2. Карта количества эксплуатационных 1.3. Карта отобранной годовой скважин воды N, кол-во нагнет. скважин Q.нагн. Воды, тыс.м 8 годы 1.4. Карта количества нагнетаемых скважин 1.5. Карта нагнетаемой воды qн, т.

года 1.6. Карта количества годовой добычи приходящейся на одну скважину Рисунок 1. Контрольные карты Шухарта V блока горизонта VIIa месторождения Нефт Дашлары (I-IV стадия) Комплексный анализ «Контрольных карт» Шухарта по этим показателям разработки объекта позволил выявить причины изменения годовой добычи нефти за весь период разработки.

1. На начальном этапе ввода в разработку большого количества эксплуатационных скважин: начиная с 1968 г. по 1988 г. их количество увеличилось до 47 ед., хотя оптимальное число этого показателя варьирует от 12 до 28 ед. (1.2);

2. В период с 1978 г. по 1985 г. проводился форсированный отбор жидкости (рисунок 1.3), за счет которого годовая добыча воды достигла 179 тыс. м3 воды. Расчеты показывают, что при разработке данного объекта оптимальный отбор воды не должен был превышать тыс. м3;

3. При разработке этой залежи процессы заводнения проводились уже в начальный период разработки. Как видно из рисунка 1.4 оптимальная зона регулирования объемов закачки изменяется в довольно больших пределах - от 10 до 230 тыс. м3. Однако, с 1983 г. по 1993 г. с увеличением количества нагнетательных скважин от 9 до 13 ед. (рисунок 1.4), наблюдается увеличение объема нагнетательной воды в залежь до 657 тыс. м3. В этот отрезок времени разработки, объем закаченной воды находился за пределами верхней границы регулирования. После указанного времени наблюдается систематическое уменьшение числа нагнетательных скважин, хотя она практически неизменно находилась в зоне регулирования (рисунок 1.5).

Месторождение Гум-адасы горизонт IXв (IV стадия) – вступило в разработку в 1956г.

Исследуемая стадия этого горизонта, началась с 1984 г. и продолжается по сегодняшний день. Анализируя результаты составленных «Контрольных карт» Шухарта (рисунок 2), можно сделать следующие заключения.

Qн, тыс.т годы 2.1. Карта годовой добычи нефти 25 Qв, тыс.м N годы годы 2.2. Карта количества эксплуатационных 2.3. Карта отобранной годовой воды скважин 0, 0, 0, qн, т.

0, 0, 0, годы 2.4. Карта количества годовой добычи приходящейся на одну скважину Рисунок 2. Контрольные карты Шухарта месторождения Гум-дениз горизонта IХв для IV стадии разработки Область статистического регулирования годовой добычи нефти на IV стадии, находится в пределах от 18 до 202 тыс.т. С 1992 по 2007 гг. в динамике прослеживаются резкостные колебания, но кривая не выходит за пределы верхней границы регулирования.

Начиная с 2009 г. кривая добычи устремилась уже к нижней границе (рисунок 2.1).

По построенным аналогичным «Контрольным картам» Шухарта для числа эксплуатационных скважин, годовой добычи воды, а также добычи нефти, приходящейся на одну скважину, были выявлены причины, характеризующие это явление.

1. Выявлено, что начиная с 2009 г. по сегодняшний день количество эксплуатационных скважин резко уменьшилось до 3 единиц, хотя зона статистического регулирования параметра находится между 5-20 ед., и это привело, прежде всего к резкому падению годовой добычи нефти (рисунок 2.2).

2. В период с 1985 г. по сегодняшний день, здесь форсированный отбор жидкости практически не осуществлялся (рисунок 2.3), что также повлияло на динамику добычи нефти. Статистические границы для этого параметра изменялись в пределах от 9 до тыс.м3., тогда как годовой объем добычи воды составляет всего 2 тыс.м3.

3. Как видно из рисунка 2.4, на динамику добычи нефти, также повлияли низкие значения дебита скважин (количества нефти, приходящиеся на одну скважину).

Комплексный анализ динамики добычи нефти, осуществленный на протяжении IV стадии IX горизонта месторождения Гум-адасы позволяет указать:

- процесс разработки объекта на IV стадии, начатый в 1984 г. в целом можно назвать оптимальным, хотя он протекал не равномерно, а скачкообразно;

- для сохранения динамики годовой добычи нефти в оптимальной зоне регулирования необходимо, прежде всего, увеличить количество добывающих скважин до 10-11 ед. и одновременно осуществлять форсированный отбор жидкости.

Таким образом, как видно при изучении вопросов об оптимальности динамики добычи нефти из залежи с привлечением методики «Контрольных карт» Шухарта, стало возможным получить адекватный ответ на поставленный вопрос. При этом методика оказываются полезными, как для анализа всего динамического ряда, так и для отдельных отрезков (стадий) нефтеизвлечений.

Библиографический список 1. Багиров Б. А. Геологические основы доразработки месторождений нефти и газа / Б. А. Багиров. – Баку: «Элм», 1986 – 162 с.

2. Barov B.. Neft-qaz mdn geologiyas / Bak: ADNA, 2011, 311 s.

3. Багиров Б. А. Определение оптимальных областей развития проводимых процессов нефтеизвлечения /Б. А. Багиров, Л. А. Абулаева // Углеводородный потенциал больших глубин: энергетические ресурсы будущего - реальность и прогноз, 1-ая Международная Конференция, 2012 – С. 111-112.

4. Шиндовский Э. Статистические методы контроля производства / Э. Шиндовский, О Щюрц. – перевод с немецкого. – Москва,1969. – 543 с.

5. Статистические методы контрольные карты Шухарта / под редакцией Р. С. Федоровой Государственный стандарт Российской Федерации. – Москва 1999.

УДК 553.982. О прогнозировании добывных возможностей нефтяных месторождений Багиров Б. А., Магеррамов Ф. Ф, Алекперов Ф. Ф.

«Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия», г. Баку Постановка задачи Одной из важнейших задач нефтяной геологии является определение добывных возможностей разведанного месторождения (залежи). Перед вводом объектов в разработку эта задача решается, в основном, с привлечением методов аналогии, а в процессе нефтеизвлечения - на базе гидродинамических исследований [1,2]. При этом следует учесть, что гидродинамический подход представляет надежную информацию, когда о пластовых системах имеются необходимые данные(геологическая неоднородность пласта, проницаемость пород-коллекторов, физико-химические характеристики флюидов и др.).

Однако эти данные по разрабатываемым залежам накапливаются значительно позже, что практически ограничивает их использование в начальный период нефтеизвлечения. Что касается динамических моделей, созданных на базе моделей Гомперца-Мейкема или логистических [3,4], они дают положительные результаты после выявления тенденции снижения добычи нефти.

Наши исследования показывают, что значения конечного коэффициента нефтеотдачи могут быть определены гораздо раньше – в период времени, когда из залежи получены первые сведения о добываемой продукции, что оказывается полезным при выработке стратегии разработки нефтяных залежей.

Методы решения задачи На шельфе Каспия обнаружен и введен в разработку гипотетический объект Х, который разбурен некоторым числом скважин. При этом сетка скважин еще не заполнена скважинами, предусмотренными проектными документами. Отметим, что такая ситуация при вводе залежей в разработку свойственна практически всем нефтяным месторождениям Каспийского моря. Однако по этим скважинам уже получен достаточный объем информации, характеризующей эту залежь. Требуется получить информацию о конечном коэффициенте нефтеотдачи этого объекта, что необходимо для осуществления ускоренной разработки залежи как морского месторождения.

Анализ информации о динамике нефтеизвлечения показывает, что годовые отборы нефти уже достигли своего максимума с последующей тенденцией их стабилизации. При таком обстоятельстве для прогнозирования дальнейшего хода развития добычи нефти оказался необходимым поиск аналогичного по геологическим признакам объекта, находящегося в завершающей стадии разработки, что решается классификационным методом: кластер-анализом по многомерным данным. Таким образом, выявляются наиболее близкие по комплексу геологические данные залежи, разработка которой находится в поздней стадии, т. е. имеющей фактические данные о конечной нефтеотдаче.

Сравнение данных о геологических параметрах и годовых отборах нефти в начальных этапах разработки гипотетического месторождения с таковыми уже выработанного объекта с привлечением параметрических критериев позволило установить степень их близости.

Такой подход позволил получить прогнозные данные о конечном коэффициенте нефтеотдачи гипотетического объекта с высокой степенью достоверности.

Настоящая работа выполнена по материалам месторождений, разрабатываемых на шельфе Каспийского моря.

Библиографический список 1. Иванова М. М. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа / М. М. Иванова, Л. Ф. Дементьев, И. П. Чоловский. – М.:

Недра, 1985.

2. Справочник по нефтегазопромысловой геологии / М. И. Максимова, А. Я. Фурсова;

под ред. Н. Е. Быкова. - М.: Недра, 1981.

3. Багиров Б. А. Методика определения извлекаемых запасов нефти на основе динамических моделей / Б. А. Багиров, Т. М. Мамедов, А. М. Салманов, Э. Т. Ахундов / Материалы международного симпозиума. – Баку, 1995. – С. 59-69.

4. Багиров Б. А. Нефтегазопромысловая геология: учебник / Б. А. Багиров. – Баку, 2011.

УДК 622.276. Определение относительных фазовых проницаемостей с использованием автоматизированной рентгеновской установки Вокуев В. С., Остроухов Н. С., Попов А. А.

Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта Фазовые проницаемости являются одной из важнейших характеристик процесса течения пластовых флюидов в породах-коллекторах нефти и газа. Функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в зависимости от насыщенности порового объема нефтью и водой используются при обосновании кондиционных пределов петрофизических свойств пород-коллекторов, при промышленной оценке переходных нефтегазовых зон пластов, в гидродинамических расчетах технологических показателей разработки, при выборе методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи, при анализе и контроле над разработкой залежей.

Наиболее точным среди методов определения ОФП на образцах горных пород считается метод стационарной фильтрации, который подробно прописан в ОСТ 39-235-89.

Этот стандарт устанавливает метод оценки фильтрационных сопротивлений продуктивных пластов многофазной фильтрации в пластовых условиях путем определения фазовых проницаемостей при стационарной фильтрации. Он регламентирует основные параметры эксперимента при определении фазовых проницаемостей при совместной фильтрации флюидов в условиях, максимально приближенных к пластовым, с использованием пластовых или модельных жидкостей. Метод стационарной фильтрации позволяет получать ОФП во всем диапазоне изменения насыщенности образца, изучать влияние различных факторов на фильтрационные характеристики пород.

Автоматизированный программно-измерительный комплекс ПИК-2003/АЭИ (рисунок 1), установленный в лаборатории экспериментальных исследований пластовых флюидов филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, позволяет проводить эксперименты по определению ОФП методом стационарной фильтрации. Комплекс представляет собой автоматизированную систему обеспечения проведения исследований при различных режимах фильтрации в условиях, приближенных к пластовым. Он предназначен для моделирования многофазного потока через несколько составленных вместе образцов керна в условиях повышенных давления и температуры. Образцы керна, составленные таким образом, могут быть исследованы при поровом давлении до 40,0 МПа и давлении всестороннего обжима до 80,0 МПа. Кернодержатель установки позволяет компоновать составной образец длиной до 100 см. Практически вся работа комплекса ПИК-2003/АЭИ контролируется и управляется с компьютера.

1 3 1 – стол сканера;

2 – шкаф;

3 – блок горного давления;

4 – блок вакуумирования;

5 – блок подачи жидкостей.

Рисунок 1. Автоматизированный программно-измерительный комплекс ПИК-2003/АЭИ Установка состоит из следующих основных узлов (см. рисунок 1): 1 – стол сканера, на котором установлен ренгенопрозрачный кернодержатель, рентгеновский аппарат и детектор рентгеновского излучения;

2 – шкаф, в котором смонтированы разделительные емкости, блок измерения давления (манометры, дифференциальные манометры), блок противодавления, а также подводящие линии и краны для перекрытия потоков;

3 – блок подачи горного давления;

4 – блок вакуумирования;

5 – блок подачи жидкостей.

Блок рентгеновского сканирования (рисунок 2), входящий в состав установки, включает в себя рентгеновский аппарат и детектор рентгеновского излучения, установленные на подвижную платформу. Рентгеновский сканер позволяет определять насыщенность в каждой точке керна, ведя наблюдение за процессом фильтрации флюидов и фиксируя текущее значение насыщенности.

1 – рентгеновский аппарат;

2 – детектор рентгеновского излучения;

3 – защитный кожух;

4 – кернодержатель.

Рисунок 2. Блок рентгеновского сканирования Рассмотрим работу установки ПИК-2003/АЭИ на конкретном примере.

Экспериментальные исследования проводились согласно ОСТ 39-235-89 «Нефть.

Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации».

Для проведения эксперимента в качестве модели нефти использовалось трансформаторное масло. Для создания модели пластовой воды в дистиллированную воду добавлялась соль KI из расчета 100 г/л. Определялись плотность и вязкость полученных моделей пластовых флюидов при комнатной и рабочей температурах (таблица 1).

Таблица Характеристики рабочих жидкостей Плотность, г/см Флюид Вязкость, мПа·с 20 С 80 С 20 С 80 С Модель воды 0,850 0,184 1,07 1, Модель нефти 38,69 7,803 0,868 0, Для определения ОФП при совместном течении нефти и воды применялся составной образец породы (колонка), смонтированный из двух цилиндрических образцов терригенных горных пород Югидского месторождения.

В соответствии с утвержденными методиками подготовки горных пород к исследованиям образцы подвергались горячей экстракции и высушивались до достижения постоянной массы в сушильном шкафу при температуре 105 °С. Затем определялись коэффициенты открытой пористости и абсолютной газопроницаемости образцов.

Для создания остаточной водонасыщенности образцы насыщались в вакууме 10 %-м водным раствором йодистого калия, далее методом центрифугирования в каждом из них создавалась остаточная водонасыщенность.

Основные характеристики отдельных образцов и колонки в сборе приведены в таблице 2.

Таблица Характеристики единичных и составного образцов Абсолютная Остаточная Номер Диаметр, Длина, Открытая проницаемость, водонасыщенность, образца см см пористость, % 1·10-3 мкм2 % 7/70(1) 2,97 2,93 178,9 10,74 7, 7/125(1) 2,97 2,90 177,0 10,65 9, Составной 2,97 5,83 177,9 10,7 8, образец Эксперимент по определению ОФП для нефти и воды проводился при давлении 12,0 МПа и температуре 80 °C путем прокачки (фильтрации) жидкостей при постоянном суммарном их расходе и поддержании постоянного давления. Определение фазовых проницаемостей проводилось на нескольких режимах с различными заданными соотношениями нефти и воды в фильтровальном потоке. Каждый режим фильтрации продолжался до достижения стационарного (установившегося) состояния. Режим течения считался установившимся в том случае, когда относительное изменение разности давлений не превышало 5 % за 1 ч, и в двух последующих сканированиях разность сигналов с детектора составляла не более 2 %.

После достижения установившегося режима проводилось три сканирования рентгеновским излучением, записывался сигнал с детектора рентгеновского излучения – Ii и перепад давления p, фиксируемый датчиком разности давлений. Затем переходили на следующий режим фильтрации.

После проведения сканирования и записи данных с датчиков давления и расхода на последнем режиме прекращали подачу жидкости, отключали нагрев температуры, снижали поровое давление до атмосферного, охлаждали до комнатной температуры и разбирали кернодержатель. Извлекали образцы из манжеты и методом выпаривания воды из образцов в аппаратах Закса определяли конечную водонасыщенность Sвк.

Измерение коэффициента насыщенности порового пространства водой и нефтью во время эксперимента производилось с помощью рентгеновского излучения постоянного потенциала. Коэффициент водонасыщенности Sв определялся на основе закона Ламберта, в котором используется линейная зависимость логарифма интенсивности рентгеновского излучения, прошедшего через образец, от насыщенности образца меченой жидкостью – водой с добавлением йодида калия (KI).

S вк S вн S вн ln I вк S вк ln I вн S вi = ln I ln I ln I i + ;

ln I вк ln I вн вн вк S нi = 1 S вi, где Sвi – коэффициент водонасыщенности при i-том соотношении воды и нефти в потоке, доли ед.;

Sнi – коэффициент нефтенасыщенности при i-том соотношении воды и нефти в потоке, доли ед.;

Sвк – конечная водонасыщенность образца, определенная методом выпаривания воды, доли ед., Sвн – начальная водонасыщенность заданная при подготовке образца к фильтрационному эксперименту, доли ед.;

Iвк – сигнал детектора при сканировании образца с конечной водонасыщенностью, В;

Iвн – сигнал детектора при сканировании образца с начальной водонасыщенностью, В;

Ii – сигналы детектора при сканировании образца на i-том соотношении.

Коэффициент относительной фазовой проницаемости представляет собой отношение фазовой проницаемости для каждого флюида к некоторой базовой проницаемости. В данном эксперименте в качестве базовой проницаемости принята проницаемость по нефти в условиях насыщенности образца остаточной водой.

Фазовые проницаемости для каждого флюида рассчитывались по закону Дарси:

Q L µн Q L µв K нi = нi ;

K вi = вi, pi F p i F где Кнi, Квi – фазовые проницаемости для нефти и воды для i-го соотношения, 1·10-3 мкм2;

Qнi, Qвi – расход нефти и воды в условиях эксперимента, см3/с;

µн, µв – вязкости нефти и воды, мПа·с;

L – длина образца (колонки керна), см;

F – площадь поперечного сечения образца, см2;

pi – перепад давления при i-том соотношении нефти и воды, 1·105 Па.

Значения коэффициентов относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды вычислялись по формулам:

K нi K вi K нi = ;

K вi = отн отн, K K отн отн где K нi, Kвi – коэффициенты относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды при i-м соотношении, доли ед.;

Кнi, Квi – фазовые проницаемости для нефти и воды для i-го соотношения, 1·10-3 мкм2;

К – фазовая проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности, 1·10-3 мкм2.

1 0, проницаемость для нефти, доли ед.

проницаемость для воды, доли ед.

0,9 0, Относительная фазовая 0,8 0, Относительная фазовая 0,7 0, 0,6 0, 0,5 0, 0,4 0, 0,3 0, 0,2 0, 0,1 0, 0 0, 0 0,2 0,4 0,6 0,8 Водонасыщенность, доли ед.

нефть вода Рисунок 3. Диаграмма относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды при двухфазной фильтрации По рассчитанным значениям коэффициентов относительных фазовых проницаемостей и коэффициентов водонасыщенности строились зависимости коэффициентов относительной фазовой проницаемости от водонасыщенности.

Результаты определения фазовых проницаемостей для нефти и воды при двухфазной фильтрации представлены в таблице 3 и на рисунке Таблица Результаты определения коэффициентов относительных фазовых проницаемостей Доля Относительная Водонас Фазовая Номер Расход, Перепад воды фазовая ыщеннос проницаемость, 1·10-3 см3/с режим давления в проницаемость, 1·10-3 мкм ть, доли 1·105 Па 1·10-3 мкм а пото ед.

ке, % нефти воды нефти воды нефти воды 1 0 0,085 1,67 0 2,1 5,21 0 1,000 2 5 0,353 1,58 0,08 6,4 1,62 0,0020 0,312 0, 3 25 0,609 1,25 0,42 15,4 0,53 0,0042 0,102 0, 4 50 0,697 0,83 0,83 22,3 0,25 0,0058 0,047 0, 5 75 0,756 0,42 1,25 23,7 0,12 0,0082 0,022 0, 6 100 0,800 0 1,67 12,8 0,00 0,0202 0 0, УДК 622.276.55 (470.13) Перспективы разработки участка «Титановый 1» Ярегского нефтяного месторождения Герасимов И. В, Перевощиков В. Г., Корепанова В. С., Ершова О. В.

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть» в г. Ухте Ярегское месторождение содержит запасы тяжелой нефти и титановой руды, которые сосредоточены в одном мощном пологозалегающем (1 – 3°) пласте кварцевых песчаников.

По своим масштабам Ярегское месторождение является самым крупным и наиболее богатым месторождением титана. В нем сосредоточено 40 % промышленных категорий от суммарных балансовых запасов титана в России.

Титановая залежь расположена в нижней части 3-го пласта и пересекается плоскостью условного водонефтяного контакта. Часть залежи, находящуюся ниже ВНК, относят к сорту руды с низким содержанием нефти – водоносный сорт руды. Руда, расположенная выше ВНК, с содержанием нефти более 5 % называется нефтетитановой рудой. Нефтенасыщенная титановая руда Ярегского месторождения содержит 9 – 12 % двуокиси титана и 6 - 9 % нефти. Титаноносным минеральным компонентом песчаников является рутил-анатаз-кварцевый лейкоксен, основным минералом пустой породы – кварц (рисунок 1).

Рисунок 1. Разрез продуктивного Ярегского пласт в западной части нефтешахты № Первая партия диоксида титана была получена в декабре 1965 г. на опытно промышленной установке, построенной в 1964 г. для отработки технологии получения пигментного диоксида титана хлорным способом из титановой руды Ярегского месторождения. С 1995 по 2004 г. производство продукции было приостановлено.

В 2004 году были проведены ремонтно-восстановительные работы в цехе флотации, выжига и пигментной установки, приобретено и изготовлено оборудование, что позволило провести опытно-промышленные работы. В ходе этих работ получены пробные партии диоксида титана и титанового коагулянта (16 тонн).

Предварительные расчеты эффективности, проведённые специалистами ЗАО «СИТТЕК», свидетельствовали о существенно более высокой эффективности производства титанового коагулянта в сравнении с производством диоксида (по причине более высокого выхода продукции из руды при сопоставимых затратах).


Проведение опытно-промышленных работ по добыче титаносодержащей руды, на планируемом к приобретению лицензионном участке «Титановый-1», необходимо для обеспечения сырьем производственных мощностей ЗАО «СИТТЕК» с целью получения титанового коагулянта.

Участок «Титановый-1» расположен в западной части нефтешахты №3 Ярегского нефтяного месторождения, п. Нижний Доманик Республика Коми (рисунок 2). Участок «Титановый-1» приурочен к нефтенасыщенным рудам. Площадь участка «Титановый -1» 497 тыс.м2. Непосредственный участок для проведения опытно-промышленных работ (ОПР) (блок 2Т-2) расположен внутри участка «Титановый-1», имеет площадь 40 тыс. м2.

Рисунок 2. Лицензионный участок «Титановый – 1»

На 01.01.2012 г на Государственном балансе Российской Федерации по Ярегскому нефтетитановому месторождению числятся остаточные запасы нефти по категории А+В+С в количестве: геологические 154692 тыс.т;

извлекаемые – 51269 тыс.т.

На 01.01.2012 г на Государственном балансе Российской Федерации по Ярегскому нефтетитановому месторождению числятся запасы руды (лейкоксен-кварцевые нефтеносные песчаники, диоксида титана по категории А+В+С1 в количестве: руды - 602635 тыс.т.;

диоксида титана – 63271 тыс.т.

Площадь проекции испрашиваемого лицензионного участка, ограниченного угловыми точками 1-9 (рисунок 2) на горизонтальную плоскость равна 0,497 кв.км (497 000 м2).

Начальные геологические запасы Афонинского горизонта(D2ef) в границах испрашиваемого лицензионного участка B: сырой руды – 7 663 тыс.т;

TiO2 - 715 тыс.т Расчет запасов титановой руды и TiO2 в пределах участка «Титановый-1» приведен в таблице 1.

Таблица Расчет запасов титановой руды и TiO2 в пределах участка «Титановый-1»

Средняя Вес Вес Категория Площадь, Содержание Запасы Пласт III мощность, сырой сухой запасов м TiO2, % TiO2, т м руды, т руды, т В (3В) 211000 8,56 3874213,2 3566448,6 10,67 380540, Испрашиваемый В (2В) 286000 6,19 3788527,6 3487569,8 9,59 334457, участок В 497000 7662740,8 7054018,4 10,7 714998, Проведение опытно-промышленных работ по добыче нефтетитановой руды на участке «Титановый-1» планируется на существующем технологическом комплексе Нефтешахты №3 НШУ «Яреганефть» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». То есть добычу титановой руды будет осуществлять ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Переработку руды до получения конечного продукта - титанового коагулянта будет осуществлять ЗАО «СИТТЕК».

Основные объекты комплекса для добычи нефтетитановой руды представлены на рисунке 3.

Отработка залежи при разработке проектируемого опытного участка «Титановый-1»

Ярегского месторождения будет производиться очистными заходками с применением горнопроходческих комбайнов (рисунок 4).

Рисунок 3. Основные объекты комплекса для добычи нефтетитановой руды 1) Подземный опытный участок по добыче руды;

2) Закладочный комплекс;

3) Рудоподъемный ствол предназначен для выдачи на поверхность нефтетитановой руды и подачи дополнительного количества воздуха в объеме до 110м3/сек.

Рисунок 4. Принципиальная схема слоевой очистной выемки титановых руд с применением горнопроходческих комбайнов Опытно-промышленные работы по разработке участка будут производиться очистными заходками с применением комбайна, креплением очистного пространства в процессе очистной выемки и последующей закладкой выработанного пространства. Залежь, вертикальная мощность которой колеблется от 8 до 10 м, отрабатывается в два слоя по 4 4,5м по вертикали. В первую очередь отрабатывается верхний, а затем нижний слой.

Технологические участки отрабатываются очистными заходками шириной 4-6м, высотой равной высоте отрабатываемого слоя и длиной равной длине технологического участка [4].

Нефтетитановая руда с рудника доставляется на площадку опытно-промышленной обогатительной фабрики, разгружается в приемный бункер рудоприемного отделения фабрики и системой транспортеров доставляется в существующее дробильное отделение.

Технология извлечения нефти из нефтенасыщенных песчаников – это комплексная технология переработки нефтетитанового песчаника [1, 2]. Комплексная технология переработки ярегских нефтетитановых песчаников начинается с их обогащения флотацией.

Подготовка к флотации базируется на идее сохранения присутствующей в песчанике нефти и последующего использования ее в качестве основного флотационного агента. Выполняя функцию собирателя лейкоксена, нефть сама концентрируется в пенном продукте флотации – коллективном нефтетитановом концентрате, который представляет собой аэрированную суспензию – эмульсию минеральной фазы и нефти в воде. Флотоконцентрат после его обезвоживания содержит 25 – 35 % нефти и соответственно 75 – 65 % минеральной фазы, представляющей собой в основном лейкоксен и не полностью удаленный с хвостами кварц, а также глинистые шламы с несущественными количествами таких примесных минералов, как сидерит, пирит, слюдистые, циркон. Содержание двуокиси титана в минеральной фазе флотационного концентрата в зависимости от качества исходного песчаника и конкретной технологии флотации может колебаться в значительных пределах и достигать 60 %, однако оптимальным считается 50 – 52 %.

Технология переработки нефтетитановых руд состоит из следующих основных операций (рисунок 5) [3]:

Рисунок 5. Принципиальная схема технологических циклов по переработке нефтетитановых руд - дробление нефтетитановой руды (в дробильном отделении происходит двухстадийное дробление руды. На первой стадии руда с использованием колосникового грохота и щековой дробилки измельчается до 115 мм и очищается с помощью электромагнитов от случайных металлических предметов.

- измельчение нефтетитановой руды (посредством шаровой мельницы нефтетитановая руда додрабливается до 0,3 мм и отправляется на флотацию);

- обогащение руды методом флотации, получение нефти и флотационного нефтетитанового концентрата (в основу процесса флотации руды положена технология с использованием присутствующей в руде нефти в качестве основного флотационного агента.

Выполняя функцию собирателя лейкоксена, нефть сама концентрируется в пенном продукте флотации – коллективном нефтетитановом концентрате, который представляет собой аэрированную суспензию – эмульсию минеральной фазы и нефти в воде.

Технологическая схема флотации имеет двухстадиальную структуру. В цикле основной флотации с тремя перечистками обрабатывается материал, измельченный до номинальной крупности 0.3 мм. В этом цикле выделяется основная часть полезного компонента - концентрат без его переизмельчения. Для улучшения флотации труднообогатимых зерен лейкоксена камерный продукт основной флотации передают на контрольную флотацию после доизмельчения до номинальной крупности 0.15 мм. После перечисток во флотационной машине, концентрат насосом подается в сгуститель. Из сгустителя, нефть, находящаяся поверх концентрата, собирается в сборник для нефти, а сгущенный флотационный концентрат насосом подается на стадию извлечения нефти и далее на прокалку. Крупная часть хвостов после флотации направляется в закладочный комплекс, а мелкая часть сбрасывается в хвостохранилище).

- прокалка титанового концентрата. Прокаленный флотационный концентрат подается на хлорирование);

- брикетирование титанового концентрата;

- хлорирование титанового концентрата, получение тетрахлорида титана (Технологический процесс хлорирования титанового концентрата до технического тетрахлорида состоит из следующих операций: а) измельчение компонентов шихты (прокаленный флотационный концентрат, пековый кокс);

б) смешивание их в присутствии связующей добавки;

в) брикетирование;

г) коксование;

д) хлорирование.

- синтез титанового коагулянта (Синтез титанового коагулянта состоит из следующих технологических операций: а) растворение тетрахлорида титана;

б) синтез титанового коагулянта;

в) сушка и фасовка титанового коагулянта.

Готовый жидкий титановый коагулянт поступает на сушку в распылительную сушилку непрерывного действия. Отходящие газы сушки коагулянта вентилятором направляются на газоочистку. Готовый высушенный титановый коагулянт транспортируется на затаривание в мягкие контейнеры типа "биг-бег" и затем - на склад готовой продукции.

Синтез титанового коагулянта защищен патентами.

Титановый коагулянт - инновационный продукт, не имеющий мировых аналогов, применяется для очистки питьевой воды, природных и сточных вод, для подготовки воды котлового качества. Продукт является отечественной разработкой и защищен патентом.

Титановый коагулянт является заменителем алюминиевого коагулянта, применяемого для очистки воды в настоящее время.

Оценить экономическую эффективность инвестирования в крупномасштабное освоение нефтетитановых ресурсов объектов 3-го пласта Ярегского нефтетитанового месторождения при постоянно растущих потребностях рынка в нефти и продуктах титанового производства невозможно без наличия апробированных в реальных условиях технологий добычи и переработки нефтетитанового сырья.

К общим перспективам разработки данного участка следует отнести:

- возможность разработки технологии совместной добычи двух полезных ископаемых (титановой руды и нефти);

- повышение общей эффективности в результате совмещения производства титанового коагулянта и добычи нефти;

- возможность вовлечения в разработку запасов высоковязкой нефти Афонинского горизонта III пласта Ярегского месторождения.

Библиографический список 1. Тюнькин Б. А. Опыт подземной разработки нефтяных месторождений и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти / Б. А. Тюнькин, Ю. П. Коноплев. – Ухта: ПечорНИПИнефть. – 160 с.

2. Коноплёв Ю. П. Термошахтная разработка нефтяных месторождений / Ю. П. Коноплев, В.


Ф. Буслаев, З. Х. Ягубов, Н. Д. Цхадая;

под ред. Н. Д. Цхадая. – М.:ООО «Недра – Бизнесцентр», 2006. – 288 с.

3. Единые правила безопасности при разработке рудных, нерудных и россыпных месторождений полезных ископаемых подземным способом ПБ03-553-03 2004г.

4. Правила безопасности при разработке нефтяных месторождений шахтным способом.

Москва 1986.

УДК 552.578.1:543. Особенности расчета компонентного состава газа Карманова О. М., Кривцова О. Н.

Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта Известно, что сведения о составе и физико-химических характеристиках отобранных образцов газа сепарации и насыщенного конденсата составляют исходную информацию о концентрации и свойствах компонентов в пластовом газе. Достоверные сведения о составе пластовой смеси во многом определяют эффективность последующих мероприятий, таких как подсчет запасов, проектирование разработки и дальнейшей эксплуатации месторождений.

Высокий уровень требований к выполняемым промыслово-исследовательским работам, подразумевающий как уменьшение материальных трудозатрат, так и повышение точности результатов, предполагает решение актуальной задачи о необходимости разработки и внедрения единой рациональной методической системы контроля состава пластового газа.

Одной из важнейших составляющих данной системы, необходимой для получения достоверной информации о составе пластового газа является разработка методологии о качественном проведении исследований компонентного состава природного газа, заключающаяся в решении следующих вопросов:

- выбор метода расчета компонентного состава природного газа;

- подбор количества градуировочных смесей.

Определение компонентного состава природного газа выполняется посредством газовой хроматографии.

В количественной газовой хроматографии применяют следующие методы расчета компонентного состава [1]:

1) метод абсолютной калибровки (основной). Суть метода заключается в том, что компонентный состав испытуемого природного газа, в процентах, вычисляют сравнительным анализом испытуемого газа и градуировочной газовой смеси с известным составом, записываемых при одинаковых условиях испытания. Описывается формулой:

Х град А ан j j Хj = ан, (1) град Аj ан где Х j – молярная доля j-го компонента в анализируемой газовой смеси, %;

А ан – значение сигнала детектора j-го компонента в анализируемой газовой смеси j (площадь), нА·с (мВ·с);

Х град – молярная доля доля j-го компонента в градуировочной газовой смеси, %;

j град Аj – значение сигнала детектора j-го компонента в градуировочной газовой смеси (площадь), нА·с (мВ·с);

2) метод внутренней нормализации, который основан на приведении суммы всех определяемых компонентов в испытуемом газе к 100 %:

k j A ан j = 100 %, ан X (2) (k j A ан ) j j где k j – поправочный коэффициент (задается из справочников или определяется экспериментальным путем). Коэффициент чувствительности вводится, так как чувствительность детектора к разным соединениям неодинакова и определяется относительно стандартного соединения с выбранным стандартным веществом, где множитель для стандартного соединения принимается равным единице.

Существующие в настоящее время нормативные документы, которые регламентируют методы определения компонентного состава природного газа, в большинстве случаев устанавливают узкие диапазоны концентраций исследуемых компонентов, а также относительно высокие погрешности определения каждого компонента.

Введенная с 2010 года в действие серия межгосударственных стандартов ГОСТ 31371.131371.7 «Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности», модифицированная по отношению к серии международных стандартов ИСО 6974, прописывает относительно широкие диапазоны концентраций исследуемых компонентов, а также устанавливает четкие требования к градуировочным (поверочным) смесям, используемым для проведения градуировки оборудования с приписанной неопределенностью измерений. Это в свою очередь повышает качество и достоверность получаемых результатов.

Принцип исследований компонентного состава природного газа заключается в том, что все значимые компоненты или группы компонентов, подлежащие определению в газовой пробе, физически разделяются методом газовой хроматографии, и их молярная доля измеряется посредством сличения с данными градуировки, полученными при тех же условиях. В данном случае стало достаточно сложно провести четкую грань между методами расчета абсолютной градуировки и нормирования.

При проведении аналитических исследований проб природного газа соблюдается следующая последовательность выполняемых основных операций:

1) определяются оптимальные градуировочные характеристики измерительной системы методом абсолютной градуировки с использованием государственных стандартных образцов. При обработке хроматограмм градуировочной смеси проводится расчет град градуировочных коэффициентов ( K j ) для каждого компонента:

Х град j K град = град, (3) j Aj град где К j значение градуировочного коэффициента j-го компонента.

2) вычисляются значения молярной доли каждого компонента в пробе по следующей формуле:

X ан = К град A ан. (4) j j j При этом в зависимости от требований к анализу компонентного состава используют один из следующих вариантов окончательного расчета:

а) вариант А доля метана вычисляется как разность между 100 % и суммой молярных долей компонентов природного газа (%) (измеренных и не анализируемых, принятых как условно- постоянными):

X СН 4 = 100 X ан, (5) j X CH где молярная доля метана в анализируемой газовой смеси, %.

б) вариант Б доля метана определяется прямым методом путем сравнения с молярной долей метана в градуировочной газовой смеси как ненормализованное значение с последующей нормализацией полученных при измерениях значений молярной доли всех компонентов пробы:

Х CH 4 АCH град ан Х CH 4 = ан, (6) град АCH ан где X CH 4 молярная доля метана в анализируемой газовой смеси, %;

ан А CH 4 – значение сигнала детектора метана в анализируемой газовой смеси (площадь), нА·с (мВ·с);

град Х СН 4 – молярная доля метана в градуировочной газовой смеси, %;

град А СН 4 значение сигнала детектора метана в градуировочной газовой смеси (площадь), нА·с (мВ·с).

Нормализация результатов допускается в случае, если сумма ненормализованных значений молярной доли компонентов находится в пределах от 98 до 102 %. В случае если данное требование не соблюдается, следует провести расширенный анализ исследуемого газа для уточнения значения молярной доли компонентов, которые принимаются как компоненты с условно постоянным значением молярной доли. Возможно, необходимо будет проверить и правильность определения поправочных коэффициентов.

При правильной градуировке прибора, верном выборе градуировочной смеси для проведения испытания и оценив значения расширенной абсолютной неопределенности результатов измерений молярной доли компонентов, согласно ГОСТ 31371.7, можно подтвердить, что эти два метода дают сопоставимые результаты (таблица 1).

Отличительной чертой расчета по варианту А является то, что даже при наличии неопределяемых (нерегистрируемых) компонентов содержание фиксируемых компонентов в исследуемой смеси рассчитывается относительно компонентов градуировочной смеси, а нерегистрируемые компоненты входят в долю метана. При определении неучтенных компонентов или принятых как условно-постоянными, их концентрацию вычитают из концентрации метана.

В случае же расчета по варианту Б, возникающая ошибка в определении одного компонента, обусловленная нелинейностью детектора, неправильным определением поправочного коэффициента либо неточным измерением пика, вызывает искажение результатов всего анализа, поскольку доля неучтенного компонента разбрасывается пропорционально по всем обнаруженным компонентам (таблица 2).

Таблица Сравнение результатов компонентного состава газа, рассчитанных разными методами при полном элюировании компонентов и верном выборе градуировочной смеси для проведения испытаний Приписанная расширенная неопределенность Отклонение Отклонение Состав по Абсолютная Метод ГРАД ГРАД результата измерений молярной доли по Компонент паспорту, градуировка,, нормирования, Хj - Хj Хj - Хj, мол. % мол. % мол. % ГРАД % % ГОСТ 31371.7 (табл.2 для Хj ) Uj, % Метан 97,033 0,06548 97,0272 0,006 97,0089 0, Этан 0,984 0,03962 0,9884 0,004 0,9911 0, Пропан 0,489 0,02958 0,492 0,003 0,495 0, изо-Бутан 0,488 0,02952 0,484 0,004 0,488 0, н-Бутан 0,498 0,03012 0,501 0,003 0,506 0, нео-Пентан 0,0064 0,00062 0,0062 0,000 0,0062 0, изо-Пентан 0,0483 0,00314 0,0492 0,001 0,0503 0, н-Пентан 0,0485 0,00315 0,0492 0,001 0,0505 0, сумма Гексан+в 0,0881 0,00553 0,0912 0,003 0,0911 0, Гелий 0,052 0,00336 0,051 0,001 0,051 0, Водород 0,0533 0,00344 0,0505 0,003 0,0505 0, Углекислый газ 0,098 0,00708 0,097 0,001 0,098 0, Азот 0,1019 0,00538 0,1019 0,000 0,1023 0, Кислород 0,0115 0,00189 0,0116 0,000 0,0117 0, Сумма 100,000 100,000 100, Таблица Сравнение результатов компонентного состава газа, рассчитанных разными методами в случае нерегистрируемых компонентов Состав по А бсолютная Абсолютная Метод Метод Компонент паспорту, градуировка, градуировка, нормирования, нормирования, мол. % мол. % м ол. % мол. % мол. % Метан 96,543 97,0272 96,5 372 97,0730 9 6, Этан 0,98 4 0,9884 0,9884 1,0 100 1,00 Пропан 0,48 9 0,492 0,4 92 0,4 980 0,49 изо-Бутан 0,48 8 0,484 0,4 84 0,3 930 0,39 н-Бутан 0,49 8 0,501 0,5 01 0,4 860 0,48 нео-Пентан 0,0 064 0,0062 0,0062 0,0 060 0,00 изо-Пентан 0,0 483 0,0492 0,0492 0,0 460 0,04 н-Пентан 0,0 485 0,0492 0,0492 0,0 480 0,04 сумма Гексан+в 0,0 881 0,0912 0,0912 0,1 010 0,10 Гелий 0,05 2 0,051 0,0 51 0,0 520 0,05 Водород 0,0 533 0,0505 0,0505 0,0 540 0,05 Метанол 0,49 - 0,49 - 0,48 Углекислый газ 0,09 8 0,097 0,0 97 0,0 940 0,09 А зот 0,1 019 0,1019 0,1019 0,1 260 0,12 Кислород 0,0 115 0,0116 0,0116 0,0 130 0,01 Сумма 100,0 00 100,000 10 0,000 100,000 1 00, Другой, немаловажной особенностью проводимых исследований по определению компонентного состава природного газа является выбор количества градуировочных смесей, необходимых для определения оптимальных градуировочных характеристик измерительной системы. Для этого необходимо выполнить следующие обязательные процедуры:

1) оценить весь диапазон значений молярной доли каждого компонента в реальных исследуемых ранее пробах природного газа. Газовые смеси следует выбирать так, чтобы значения молярной доли компонентов были равномерно распределены по всему заданному диапазону измерений каждого компонента и охватывали бы более широкий диапазон, чем ожидаемый.

2) просчитать и оценить значения относительных отклонений значений молярной доли компонента в градуировочном газе и пробе, по схеме, прописанной во второй части серии межгосударственных стандартов ГОСТ 31371.2 (таблица 3).

Таблица Допускаемое относительное отклонение значений молярной доли компонента в градуировочном газе и пробе по ГОСТ 31371.2- Относительное отклонение Значение молярной доли значений молярной доли компонента компонента в градуировочном в пробе, % газе и пробе От 0,001 до 0,1 включ. ± Св. 0,1 1 ± 1 10 ± 10 50 ± 50 100 ± Практический опыт авторов данной статьи в мониторинге состава природного газа, а также оценка диапазона значений молярной доли компонентов в реальных исследуемых пробах газа показал, что ограничиваться одной градуировочной смесью для определения компонентного состава природного газа не всегда представляется возможным (таблица 4). В большинстве случаев, когда проводятся исследования компонентного состава природного газа на новых, еще не изученных объектах и, соответственно, где заранее не известен порядок градуировочной характеристики, рекомендуется использовать не менее семи градуировочных газовых смесей с различными значениями молярной доли компонентов, хотя в некоторых случаях может быть достаточно и меньшее их количество.

Следовательно, для достижения качественного выполнения исследований и сокращения времени проведения исследований целесообразно применять многоуровневое калибрование.

Таблица Границы изменения объемной доли компонентов в газах и оценка приемлемости по ГОСТ 31371.2 состава градуировочной смеси для анализов Компонент Компонентный состав, объем. % Допустимое Фактическое отн.откл., % max min среднее отн.откл., % max min СН4 97,745 92,744 95,245 ±3 2,6 -2, С2Н6 4,869 0,632 2,751 ±10 77,0 -77, С3Н8 1,310 0,026 0,668 ±50 96,1 -96, i-С4Н10 0,213 0,007 0,110 ±100 93,6 -93, n-С4Н10 0,401 0,010 0,206 ±100 95,1 -95, i-С5Н12 0,094 0,001 0,048 ±100 97,9 -97, n-С5Н12 0,083 0,001 0,042 ±100 97,6 -97, С6Н14+высшие 0,054 0,001 0,028 ±100 96,4 -96, С5Н12+высшие 0,228 0,003 0,116 ±100 97,4 -97, N2 5,099 0,866 2,983 ±10 71,0 -71, СО2 0,230 0,030 0,130 ±100 76,9 -76, Таким образом, можно сделать следующие выводы:

1) градуировку газохроматографической системы по одной точке и дальнейшие расчеты компонентного состава исследуемого газа по предложенным методам в серии ГОСТ 31371.131371.7 (абсолютная градуировка и нормирование) целесообразно применять в случае, когда есть уверенность в стабильности состава исследуемого природного газа;

2) применять многоуровневое калибрование с расчетом доли метана по разности между 100 % и суммой молярных долей компонентов природного газа (%) в случае исследования новых, мало изученных объектов.

Библиографический список:

1. Столяров Б. В. Руководство к практическим работам по газовой хроматографии / Б. В. Столяров, Н. М. Савинов, А. Г. Виттенберг. – Л.: Химия, 1988. 336 с.

УДК 622.279.5 (470.13) Определение эффективности вторичного вскрытия газоотдающих интервалов при применении методов повышения конденсатоотдачи Волков А. Н., Юнусова Л. В., Галкина М. В.

Филиал ООО “Газпром ВНИИГАЗ” в г. Ухта В силу сложившейся в РФ практики разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений на режиме естественного истощения перед отечественной газодобывающей отраслью остро встает проблема повышения углеводородоотдачи. На Вуктыльском месторождении на протяжении 20 лет ведутся работы по воздействию на пласт “сухим” газом. К настоящему времени воздействием охвачена большая площадь месторождения, закачка осуществляется на УКПГ-1, 2, 4, 8.

В ходе реализации существующего проекта разработки возникают взаимосвязанные задачи по определению распространения “сухого” газа по продуктивным отложениям для регулирования охвата пласта воздействием закачиваемого газа путем переформирования пространственной геометрии его потоков, а также вовлечения в процесс фильтрации дополнительных интервалов. С этой точки зрения наиболее изученным является район УКПГ-1, где прослежены пути поступления “сухого” газа от нагнетательных скважин к добывающим. Это обусловило выбор для вторичного вскрытия с целью вовлечения в разработку новых интервалов добывающей скв. 66. Скважиной вскрыт продуктивный разрез от алексинских отложений визейского яруса нижнего карбона до подошвы терригенно сульфатных пород кунгурского яруса нижней перми. В районе данной скважины основные объемы нагнетания “сухого” газа осуществляются в интервалы московского яруса, а извлечение преимущественно происходит из отложений нижнего карбона (рисунок 1). По оценкам в районе находится около 1 млрд м3 “сухого” газа в отложениях московского яруса, не участвующего в фильтрации к добывающим скважинам.

На рисунках 2, 3 представлено распределение давления и температуры по стволу работающей и остановленной скважины.

Так в статических условиях отмечается температурная аномалия, характеризующая работу московских отложений. В сравнении с результатами предыдущих исследований наблюдается рост продуктивности скважины, дебит газа вырос на 6,4 %.

По данным геофизических исследований из 36 м московских отложений, вскрытых перфорацией работает 4,5 м, что составляет 12,5 %, из 200 м отложений серпуховско башкирской толщи, вскрытых перфорацией работает 26 м (13 %). Таким образом, работающие толщины рассматриваемых отложений относительно вскрытых перфорацией примерно одинаковы и свидетельствуют о высокой степени неоднородности коллекторских свойств по разрезу.

Следующим этапом стало проведение промысловых газоконденсатных исследований скважины с контролем дебита газа сепарации и компонентного состава добываемого газа, который, благодаря автоматизированной системе контроля, установленной на УКПГ-1, отслеживался в режиме реального времени. Полученные результаты позволили отследить изменение составов и свойств добываемой продукции до и после проведения капитального ремонта (таблица 1).

Рисунок 1.

По окончании исследований были проведены расчеты газоконденсатной характеристики и сравнение полученных данных, которые свидетельствуют о снижении содержания азота в составе продукции.

- НКТ;

- интервалы перфорации;

- работающие интервалы Рисунок 2. Распределение давления Рисунок 3. Распределение температуры скв. 66 Вуктыльского НГКМ скв. 66 Вуктыльского НГКМ Таблица Результаты определения состава продукции скв. 66 Вуктыльского НГКМ Рисунок 4. Динамика содержания азота в продукции скв. 66 Вуктыльского НГКМ Совместно с газоконденсатными исследованиями был проведен комплекс работ по отбору глубинных проб. При совместной работе нескольких продуктивных интервалов происходит изменение состава продукции скважины по стволу, следовательно, глубинная проба может характеризовать состав флюида отдельного интервала. Отбор производился при эксплуатации скважины на технологическом режиме работы в проточный пробооотборник “RUSKA”. Работы по отбору заключались в следующем: отбор проб на глубине 3162 м – середине ранее выделенных работающих интервалов в отложениях нижнего карбона и на глубине 2968 м – середине работающих интервалов в отложениях московского яруса. Одной из целей отбора глубинных проб – определение содержания азота в отложениях нижнего карбона и московского яруса для расчета доли “сухого” газа.

Рисунок 5. Динамика доли “сухого” газа в продукции скв. 66 Вуктыльского НГКМ На рисунках 4-5 приведена динамика содержания азота и доли “сухого” газа в продукции скважины до и после капремонта. По результатам исследований в отложения московского яруса содержание азота меньше, чем в отложениях нижнего карбона, а доля “сухого” газа больше.

Таким образом, необходимо отметить, что проведенный комплекс исследовательских работ подтвердил эффективность вторичного вскрытия газоотдающих интервалов скв. 66. На основании полученных результатов газодинамических и геофизических исследований установлена эффективность дополнительного вскрытия московских отложений и выделен работающий интервал 4,5 м. Результаты текущих газоконденсатных исследований позволили определить состав добываемого газа дополнительно вскрытых отложений, а апробированная технология отбора глубинных проб подтвердила результаты газоконденсатных исследований по доле “сухого” газа в продукции и ее распределение по газоотдающим интервалам.

УДК 622.276+622. Аналитические исследования и оценка сопоставимости методов раздельного учета добываемой продукции нефтегазоконденсатных скважин (на примере Югидского НГКМ) Кривцова О. Н., Миненко М. Р., Рыжко В. П.

Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта Вопрос раздельного учета добываемой продукции поступающей из нефтегазоконденсатных скважин является предметом многочисленных исследований и дискуссий. В ОАО «Газпром» на настоящий момент не существует универсальных научно обоснованных методов, позволяющих разделить продукцию скважин, характеризующихся поступлением газоконденсатонефтяной смеси сложного состава, на основные составляющие (пластовый газ, конденсат, нефть, попутный нефтяной газ), по которым проводится учет и списание запасов УВ, стоящих на балансе предприятия.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 9 |
 





 
© 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.