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 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 9 |

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

-- [ Страница 5 ] --

В филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта накоплен многолетний опыт решения этой задачи для разрабатываемых месторождений Вуктыльского ГЭР, так как эта проблема актуальна для месторождений ООО «Газпром добыча Краснодар». Раздельный учет добываемой продукции принципиален для Югидского НГКМ, на государственном балансе которого числится нефть и основная добыча нефти списывается по нефтегазоконденсатным скважинам.

С 1988 г. в филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта по разрабатываемым месторождениям Вуктыльского ГЭР ведется раздельный учет добываемой продукции.

Практикуются и используются четыре подхода к определению количества жидких углеводородов (ЖУВ) (нефти, выпавшего конденсата) в продукции скважин:

Первый – это стандартные ГКИ. Поступление ЖУВ высчитывается как разница между текущей ГКХ и содержанием конденсата на текущие термобарические условия по принятой прогнозной зависимости;

Второй – исследования на бомбе рVT. Формула расчета остается та же, только с другими неизвестными (определяется содержание ЖУВ и содержание конденсата пластового газа). При этих исследованиях также можно определить состав и свойства ЖУВ и состав пластового газа.

Третий – конденсатохимический экспресс-способ исследований (КХС). Данный способ был разработан для Вуктыльского НГКМ и позволил оперативно и с минимальными затратами оценивать газоконденсатную характеристику (ГКХ) скважин всего эксплуатационного фонда. Содержание конденсатонефтяных компонентов (КНК) с удовлетворительной для практики точностью стало возможно рассчитать по уравнениям материального баланса с использованием данных о содержании, составе и свойствах конденсата пластового газа, добываемого конденсата и флюида, поступающего в жидкой фазе.

Четвертый – методика по раздельному учету пластового газа, выпавшего в пласте конденсата, пластовой нефти и их компонентов в составе добываемого газа, которая позволяет качественно и количественно оценить пластовые жидкие флюиды, провести раздельный учет добычи углеводородного сырья (УВС). Данная методика основана на использовании данных промысловых, лабораторных, экспериментальных исследований.

Добываемая продукция нефтегазоконденсатных скважин слагается из следующих компонентов: «сухой» пластовый газ;

«сухой» газ, растворенный в выпавшем в пласте конденсате;

«сухой» растворенный нефтяной газ;

конденсат пластового газа;

ретроградный конденсат;

углеводороды С5+ растворенного нефтяного газа и нефть.

В 2009 г. ООО «Газпром ВНИИГАЗ» было выпущено СТО Газпром 2-3.3-304- «Методическое руководство по раздельному учету добычи конденсата газового и нефти при их совместном поступлении в скважину из нефтегазоконденсатных залежей месторождений ОАО «Газпром». Целью разработки стандарта являлось создание метода учета конденсата газового стабильного и нефти при их совместном поступлении в скважины при разработке нефтегазоконденсатных залежей.

Для решения задачи раздельного учета (долевого содержания) конденсата газового стабильного и нефти в составе нефтегазоконденсатной смеси был разработан рефрактометрический метод, который вошел в основу стандарта.

Раздельный учет добычи конденсата газового и нефти при их совместном поступлении в скважину основан на определении массовой доли нефти по градуировочному графику, построенному по результатам измерений показателя преломления чистых конденсата пластового газа, нефти и градуировочных смесей с различной долей нефти в конденсате. Предложенный метод применяется для учета добычи нефти в диапазоне содержания нефти от 0 до 100 %.

Целью данной работы явилась оценка сопоставимости результатов, полученных рефрактометрическим методом (использование рефрактометра RE – 40) по СТО Газпром 2 3.3-304-2009 и расчетным методом по раздельному учету добываемых нефтегазоконденсатных компонентов в продукции нефтегазоконденсатных скважин (на примере Югидского месторождения).

1, 1, Коэффициент рефракции 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Массовая доля нефти в НГКС, % СТО Газпром;

– экспериментальная кривая по Югидскому НГКМ;

– экспериментальная кривая по Западно-Соплесскому НГКМ Рисунок 1. Градуировочные графики по коэффициенту рефракции для определения содержания нефти в нефтегазоконденсатных смесях Для этой цели была разработана программа аналитических работ. Конденсат пластового газа был принят по скв. 70, нефть – продукция скв. 143. Был определен комплекс исследований, который включал в себя определение: коэффициента рефракции, плотности, молярной массы, фракционной разгонки, индивидуального состава бензиновой фракции, фракционный состав (ГЖХ), распределение и состав н-алкановых УВ, спектральные методы (ИК, УФ, ФК) и составлены восемь градуировочных смесей.

По результатам измерения коэффициента рефракции исходных флюидов и смесей был построен градуировочный график. На рисунке 1 также приводятся данные из СТО Газпром 2-3.3-304-2009, данные измерения по смесям Западно-Соплесского НГКМ, которые готовились в 1990 г. и данные измерения по смесям Югидского НГКМ.

Исходные нефти и конденсаты этих двух месторождений по физико-химическим свойствам на момент составления искусственных смесей были примерно одинаковы. Но как видно из графика, при большей нефтяной составляющей значения коэффициентов рефракции смесей разнятся.

С помощью построенных градуировочных графиков по коэффициенту рефракции была проведена оценка массовой доли нефти в нефтегазоконденсатных смесях скв. 60, 62, 64, 129, 140, 141 Югидского НГКМ.

Как видно из рисунка 2, по добываемым флюидам с небольшой примесью жидкостной составляющей (скв. 60) отмечается больший коэффициент рефракции, чем по приготовленным искусственным смесям. Это связано с тем, что в добываемых нефтегазоконденсатных смесях (НГКС) жидкостная составляющая представлена и нефтью и выпавшим конденсатом. На коэффициент рефракции сильное влияние оказывают смолы, асфальтены и парафины, которые в разных пропорциях содержатся как в нефти, так и в выпавшем конденсате. При создании искусственных смесей нарушается пропорциональное соотношение асфальтосмолистых компонентов, что приводит к неоднозначной интерпретации результатов.

1, 1, 1, Коэффициент рефракции 1, 1, 1, 1, 1, 1, 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Массовая доля нефти в НГКС, % – результаты ГКИ;

– раздельный учет;

– экспериментальная кривая по Югидскому НГКМ;

– экспериментальная кривая по Западно-Соплесскому НГКМ Рисунок 2. Содержание нефти в нефтегазоконденсатной смеси скв. 60 Югидского НГКМ по градуировочному графику коэффициента рефракции, результатам исследований, расчетной методике На рисунке 2 приведено также массовое содержание нефти, определенное по результатам ГКИ и по расчетной методике раздельного учета. Расчетные данные содержания нефтяной составляющей и данные ГКИ меньше, чем определенные по калибровочному графику и тяготеют к калибровочному графику, построенному по смесям Западно Соплесского НГКМ.

Для скважин с большой долей нефти (рисунок 3) в добываемой смеси разброс значений менее значительный. Расчетные данные содержания нефтяной составляющей и данные ГКИ почти равны определенным значениям по калибровочному графику и тяготеют к калибровочному графику, построенному по смесям Югидского НГКМ (скв. 129).

1, 1, 1, Коэффициент рефракции 1, 1, 1, 1, 1, 1, 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Массовая доля нефти в НГКС, % – результаты ГКИ;

– раздельный учет;

– экспериментальная кривая по Югидскому НГКМ;

– экспериментальная кривая по Западно-Соплесскому НГКМ Рисунок 3. Содержание нефти в нефтегазоконденсатной смеси скв. 129 Югидского НГКМ по градуировочному графику коэффициента рефракции, результатам исследований, расчетной методике Оценка массовой доли нефти в НГКС скважин Югидского НГКМ также была проведена по плотности, молярной массе, фракционному составу бензиновой фракции (н. к 200 оС), выходу бензиновой фракции (н. к.-150 оС), по групповому составу бензиновой фракции (н. к.-150 оС), данным распределения и состава нормальных и изопреноидных алкановых УВ, были рассмотрены результаты спектральных исследований и их спектральные коэффициенты. По всем из перечисленных показателей были настроены калибровочные графики. Надо отметить, что при большей массовой доле нефти в составе НГКС отмечена большая сходимость результатов.

По результатам проведенной работы можно сделать следующие выводы:

– лучшая сходимость расчетных и экспериментальных данных по коэффициенту рефракции согласно СТО Газпром 2-3.3-304-2009 наблюдается для НГКС с большой примесью нефтяной составляющей;

– однозначных результатов по массовому содержанию нефти в НГКС не выявлено ни по одному из рассматриваемых показателей физико-химических свойств флюидов;

– показатель преломления очень чувствителен к изменению состава стабильного конденсата при снижении пластового давления и изменению параметров сепарации. Поэтому использование данных калибровочного графика неправомерно, а следовательно, такой подход не приемлем к решению поставленной задачи;

– «Методическое руководство по раздельному учету добычи конденсата газового и нефти при их совместном поступлении в скважину из нефтегазоконденсатных залежей месторождений ОАО «Газпром»" нельзя рекомендовать к практическому использованию для месторождений Вуктыльского ГЭР;

– опыт практического использования методики раздельного учета в филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта свидетельствует о хорошей точности и высокой степени достоверности определения в составе продукции скважин «сухого» пластового газа, растворенного нефтяного газа, пластового и ретроградного конденсатов и нефти.

УДК 624. Повышение качества первичного вскрытия пласта за счет снижения эффекта сальникообразования Дуркин В. В.1, Ионов И. В. 1-Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта 2- Филиал ООО «Ухта бурение» ООО «Газпром бурение», г. Ухта При бурении верхних интервалов скважин достаточно часто встречается проблема сальникообразования. Эта проблема приурочена в основном к глинистым отложениям.

Образование сальников на породоразрушающем инструменте и компоновке нижней части бурильной колонны (КНБК) приводит к уменьшению механической и рейсовой скорости, прихватам бурильного инструмента и обсадных колонн, увеличению времени промежуточных промывок, залипанию сеток вибросит и ситоконвейера, значительным потерям бурового раствора, затратам времени на очистку циркуляционной системы глинистой очистки (ЦСГО), обвалам стенок скважины, гидроразрывам пластов и газонефтеводопроявлениям в результате колебаний давления и поршневания.

Данные подтверждены показаниями станции ГТИ (на примере скважины Бованенковского НГКМ) и отражены в «Отчёте по строительству эксплуатационной наклонно-направленной газовой скважины Бованенковского НГКМ». Выписка из отчёта приведена ниже:

- проектная продолжительность календарного времени бурения и крепления скважины 31,9 сут, фактические затраты времени 53,3 сут.

- коммерческая скорость: проектная 1650 м/ст.мес., фактическая 988 м/ст.мес.

Причины отставания от графика при строительстве интервала под кондуктор диаметром 324 мм:

- Бурение интервала под кондуктор диаметром 324 мм – 3,5 сут.

- Сверхнормативное время работ:

1) по ремонту оборудования – 7,2 ч/0,3 сут;

2) увеличение времени бурения в интервале 120 – 450 м, связанное с ограничением механической скорости до значений, обеспечивающих стабильную работу системы очистки бурового раствора, – 19,2 ч /0,8 сут.

3) увеличение времени при проработке скважины перед спуском кондуктора диаметром 324 мм, связанное с отсутствием проходки, проведением СПО для смены долота, КНБК, установки и снятия КЛС диаметром 392 мм – 22,5 ч/0,9 сут.

4) увеличение времени для разбуривания разделительных пробок ПРП-Ц – Н 324 – 1шт. и ПРП-Ц-В 324 – 1шт. Отсутствие проходки, проведение СПО для ревизии долота – 17,7 ч/0,7 сут.

5) Переподготовка ствола скважины для проведения ГИС – 20,4 ч/ 0,9 сут.

Основными признаками сальникообразования являются: снижение механической скорости проходки при неизменности параметров режима бурения, рост (скачки) давления на стояке, рост момента на долоте, затяжки при подъеме (наращивании) бурильного инструмента, посадки при спуске бурильного инструмента.

Причина возникновения сальников – в обильном и интенсивном смачивании выбуриваемой глины буровым раствором, слабая промывка и, как следствие, длительное взаимодействие с дисперсионной средой бурового раствора. Во многом предупредить сальники позволяет определение катионнообменной емкости глин целью установления их вида.

Методами предупреждения сальникообразования являются: технологические, связанные со спецификой технологии промывки, КНБК, породоразрушающим инструментом, режимами бурения, химические (выбор соответствующей технологии бурового раствора).

При первичном вскрытии также встречается проблема сальникообразования и, как следствие, явление поршневания с угнетением продуктивного пласта.

Такая ситуация сложилась например у одного из авторов при сопровождении бурового раствора во время зарезки бокового ствола на Возейском месторождении.

Ниже представлена краткая информация по скважине.

- Направление диаметром 324 мм спущено на глубину 30 м;

- Кондуктор диаметром 245 мм спущен на глубину 426 м;

- Промежуточная колонна 146 мм спущена на глубину 1738,31 м;

- Зарезка бокового ствола с глубины 1394 м;

- Эксплуатационный «хвостовик» диаметром 102 мм, «голова» «хвостовика»-1324 м до глубины 1946 м с перфорированной частью в интервале 1887-1946 м.

Отход от вертикали 507 м, зенитный угол – 890.

Литологический состав пород следующий:

- 1394-1410 м – глина серая (P2uf+P1kg);

- 1410-1460 м – песчаник (P2uf+P1kg);

- 1460-1530 м – алевролит (P2uf+P1kg);

- 1530-1580 м – глина (P2uf+P1kg);

- 1580-1650 м – песчаник (P2uf+P1kg);

- 1650-1710 м – алевролит (P2uf+P1kg);

- 1710-1750 м – глина серая (P2uf+P1kg);

- 1750-1820 м – песчаник (P2uf+P1kg);

- 1820-1882 м – алевролит (P2uf+P1kg);

- 1882-1946 м – известняк (P1as).

Тип бурового раствора – полимерглинистый с низкой минерализацией.

Параметры на протяжении бурения большей части интервала (все API): плотность 1140 кг/м3, условная вязкость-85 с, пластическая вязкость – 25 мПа•с, динамическое напряжение сдвига – 25 фунт/100 фт2, СНС10/10=5/10 фунт/100 фт2, корка-0,5 мм, песок-0,3 0,5 %, твердая фаза-11 %, рН-9, MBT-44 кг/м3.

Бурение бокового ствола начато 7.10.07, предварительно было произведено замещение воды, находящейся в обсадной колонне диаметром 146 мм на буровой раствор, вырезка «окна» в колонне. При бурении происходила интенсивная наработка глины, несмотря на минерализацию раствора. Возможности блока приготовления раствора, периодичность подвоза воды и обеспечение буровой крановой техникой не позволяли достаточно быстро готовить буровой раствор на разбавление, в результате чего, при наличии необвязанной центрифуги, имеющийся буровой раствор значительно загустел (условная вязкость по воронке Марша-105 с). Также немаловажную роль в этом процессе сыграло отсутствие илоотделителя.

При глубине 1760 м произошел слом шарошки, а также обломились вершины у двух других шарошек. Была спущена компоновка с магнитным фрезом. В связи с потерей диаметра аварийного долота, при глубине 1600 м началась проработка ствола.

По окончании рейса с магнитным фрезом была извлечена шарошка и одна вершинка и предпринят еще один рейс с магнитным фрезом. При спуске наблюдались посадки с глубины 1590 м до 8-12 т, при подъеме с глубины 1760 до 1640 м-затяжки до 9-10 т. Образование затяжек возможно по следующим причинам:

- после получения посадки, не промывшись и не проработав интервал посадки, продолжали спускать инструмент;

- максимальная продолжительность промывки во время работы магнитного фреза составляла 10 минут;

- перед подъемом не выполнялись рекомендации о промывке в течение 2-3 часов;

- большой зенитный угол-610.

- отсутствие обработки раствора в течение 2 суток из-за малого времени циркуляции;

- боковые промывочные отверстия фреза способствовали разрушению глинистой корки и переходу ее в раствор;

- сальникообразование;

- малая производительность буровых насосов-7 л/с при работе с магнитным фрезом;

В последующем все спуски сопровождались посадками, начиная с глубины 1600 м.

Большая часть из них связана скорее всего с недостаточной производительностью бурового насоса при бурении, проработках и промывках перед подъемом, а также с сокращенным временем промывок перед подъемом, сдиранием глинистой корки и формированием сальника.

При глубине 1862,58 м выяснилось, что на забое остался конус шарошки. После этого приступили к аварийным работам со спуском магнитного фреза. Затянувшиеся СПО и отсутствие циркуляции, а также возможно поступление пластовой воды (косвенно на это указывает рост содержания кальция в растворе и увеличение показателя фильтрации, а также информация по отчету о бурении скв. 508 Возейской для этого диапазона глубин) в должном объеме привели к началу биодеструкции бурового раствора, которая сопровождалась ростом водоотдачи и снижением реологических и структурно-механических параметров бурового раствора, что требовало дополнительных расходов понизителей водоотдачи бурового раствора. Также для борьбы с биодеструкцией раствор обрабатывался бактерицидом M-I Cide.

После аварийных работ предпринят рейс с целью проработки и расширки ствола для последующего спуска «хвостовика» после добуривания интервала до проектной отметки.

Буровой раствор в это время разбавлялся свежими порциями с повышенными концентрациями реагентов-структурообразователей и понизителей фильтрации, повышенной минерализацией с целью снизить показатель катионно-обменной емкости и опасность образования сальников.

Бурение до проектной отметки прошло без осложнений.

Перед спуском колонны ствол был проработан, проведен спуск шаблона, закачана вязкая пачка с «головой» в 100 м от забоя.

Спуск колонны и цементирование прошли без осложнений.

На основании вышеизложенного можно сформулировать заключительные рекомендации по уменьшению наработки сальников при строительстве как верхних интервалов скважин (с целью увеличения скорости бурения и снижения аварийности при спуске кондукторов и промежуточных колонн), так и нижних продуктивных интервалов, представляющих собой переслаивание глинистых и карбонатных отложений (с целью повышения потенциальных дебитов):

- при бурении необходимо учитывать опыт бурения на соседних площадях, выделяя зоны наиболее опасные с точки зрения сальникообразования;

- сокращать время нахождения интервала, представленного глинистыми отложениями в необсаженном состоянии;

- обеспечивать в интервалах, склонных к образованию сальников, оптимальные скорости восходящего потока, позволяющие выносить выбуренный глинистый шлам в максимально ненарушенном состоянии;

- использовать при бурении долота с комбинированной промывкой, поверхность которых обработана составами, снижающими адгезию;

- использовать элементы КНБК, также обработанные составами, снижающими адгезию;

- перед спуском в скважину обрабатывать боковую поверхность КНБК реагентами детергентами;

- добавлять при каждом наращивании внутрь бурильного инструмента в объеме 8-10 л реагенты-детергенты, смазочные добавки, контролируя при этом вспенивание бурового раствора на выходе из скважины при возобновлении циркуляции;

- не допускать длительных промывок с пониженной производительностью буровых насосов;

- по возможности применять «гладкие» КНБК и технологию бурения на обсадных трубах;

- использовать роторные КНБК и роторно-управляемые системы с обеспечением максимально возможных скоростей вращения бурильного инструмента;

- выполнять контрольные СПО на длину 1-2 свечи при бурении свыше 3 ч;

- прорабатывать ствол на длину ведущей трубы перед каждым наращиванием не менее двух раз;

- использовать 4-ступенчатую систему очистки бурового раствора и блок флокуляционно-коагуляционной установки;

- использование первой ступени очистки, включающей достаточное количество вибросит для поддержания необходимого режима промывки;

- ограничение механической скорости на уровне 8-12 м/ч и нагрузки при прохождении интервалов пластичных глин;

- оценивать степень увлажнения, липкости глин и глинистых сланцев на образцах, полученных с интервалов соседних площадей, характеризующихся интенсивным сальникообразованием, используя стандартные методики (метод капиллярной пропитки, оценка коэффициента трения и липкости бурового раствора на приборах ПТ-2, Lubrisity Tester);

- использовать при бурении ингибирующие одно-двухвалентными солями буровые растворы, содержащие не более 20 кг/м3 коллоидной составляющей, обработанные акриловыми полимерами (в первую очередь частично гидролизованным полиакриламидом), смазочными добавками, реагентами-детергентами и реагентами-гидрофобизаторами;

- поддерживать уровень рН буровых растворов на уровне 8-9;

- поддерживать уровень поверхностной водоотдачи не более 8 см3/30 мин (в продуктивных отложениях 4-6 см3/30 мин);

- не допускать рост показателя MBT бурового раствора более 25-35 кг/м3;

- для повышения степени очистки периодически прокачивать (через каждые 2- свечи) пачки, включающие в себя реагенты на основе синтетического волокна типа Super Sweep, Barolift, «Микрофибра».

УДК 622.276/.279 : 532. Влияние закона фильтрации на результаты гидродинамических исследований скважины Дуркин С. М.

«Ухтинский государственный технический университет», г. Ухта Проектирование и контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений, создание и эксплуатация подземных хранилищ газа связаны с определением коллекторских свойств пластов и изучением их фильтрационных характеристик (однородность пласта по толщине и площади, наличие литологических и тектонических экранов и их расположение и т. д.).

В литературе имеется большое количество работ, посвященных этой важной проблеме. Методы определения параметров пласта весьма разнообразны и зависят от тех конкретных задач, которые ставят перед собой исследователи.

Гидродинамические методы исследования пластов и скважин, связанные с замерами пластовых и забойных давлений в возмущающих и реагирующих скважинах, называют пьезометрическими методами. Различают две группы пьезометрических методов – при установившихся и неустановившихся режимах.

Трещиноватые коллекторы нефти и газа широко распространены. Удельный вес месторождений, приуроченных к трещиноватым коллекторам, в общем объеме добычи нефти и газа неуклонно растет. Данные промысловых и лабораторных исследований, анализа разработки месторождений показали, что трещиноватые породы имеют более сложную систему строения порового пространства, а движение жидкости и газа в них отличается некоторыми особенностями по сравнению с движением в пористой среде. Этим то и определяется актуальность вопросов исследования параметров пласта. Успешное решение их будет зависеть от дальнейшего развития гидродинамических методов исследования и, несомненно, поможет более рациональной разработке месторождений.

К методам изучения коллекторов относятся:

1) геологические методы (изучение коллекторов в условиях естественных обнажений и искусственных выработок);

2) лабораторные исследования (изучение кернов – определение проницаемости, коэффициента нефтеотдачи и т. п.;

исследование шлифов – определение густоты, раскрытости, ориентации трещин;

изучение на моделях физических основ закономерностей движения жидкостей и газов в трещиноватой среде);

3) геофизические исследования (изучение особенностей строения трещиноватых коллекторов нефти и газа методами разведочной и промысловой геофизики, в частности изучение разрезов скважин методами нефтепромысловой геофизики, комплексное исследование зависимостей геофизических параметров трещиноватой породы от ее литологического состава);

4) гидродинамические методы исследования пластов и скважин (промысловые исследования и теоретические исследования, необходимые для их обработки, а также выяснения физических закономерностей происходящих в пласте процессов).

Каждый из перечисленных методов имеет свои достоинства и недостатки. Например, вынос керна при проходке трещиноватых коллекторов обычно мал из-за технических трудностей его отбора. Поэтому возможность получения достаточно полной информации о коллекторских свойствах пласта по исследованию керна резко снижается. Методы нефтепромысловой геофизики позволяют послойно изучать разрез скважины. При проектировании и анализе разработки залежей нефти и газа, приуроченных к трещиноватым породам, наиболее важны и необходимы по характеру получаемых данных гидродинамические методы исследования пластов и скважин.

Трещиновато-пористые коллекторы можно отнести к «неравномерной» по структуре строения среде, они состоят из пористых блоков, связанных между собой системой трещин.

Объем пустот пористых блоков намного превышает объем трещин, поэтому флюид, в основном, находится в блоках.

Рисунок 1 Принципиальная схема «Пласт-скважина-шлейф»

Разработка газовых залежей с карбонатными коллекторами характеризуется рядом специфических особенностей, связанных с течением флюида в среде с двойной пористостью.

Целью работы является разработка и реализация радиальной модели пласта, также учитывающей фильтрацию флюида по трещинам. Учет трещин в численной модели приведет к выявлению новых зависимостей и позволит адекватно оценить проницаемость призабойной зоны пласта и коллектора (рисунок 1).

В связи с вовлечением в разработку запасов, сосредоточенных в трещиновато пористых коллекторах, возрастает значение всестороннего изучения фильтрации в рассматриваемых средах.

В данной работе были рассмотрены следующие законы фильтрации:

- линейный закон фильтрации А. Дарси:

k (grad ( p )), v= µ (5) где p – давление;

µ – вязкость газа;

k – абсолютная проницаемость;

- закон фильтрации с предельным градиентом сдвига:

k (grad ( p ) G ( p, k ) ), v= µ (6) где G(p,k) – начальный градиент сдвига.

Данная математическая модель с различными законами фильтрации была реализована с помощью языка программирования с использованием следующих численных методик:

- полученная общая система алгебраических уравнений на каждом временном шаге решается методом Ньютона;

- на каждой ньютоновской итерации система линейных уравнений – методом неполного гауссова исключения с применением красно-черного разбиения и процедуры ORTHOMIN.

С помощью разработанного программного комплекса смоделирован радиальный элемент пласта. Объектом моделирования является неоднородный по площади круговой пласт, пронизанный вертикальными трещинами с расположенной в центре скважиной.

Принципиальная схема радиального элемента пласта приведена на рисунке 2.

Рисунок 2. Принципиальная схема элемента пласта На модели рассмотрен численный эксперимент, для которого выбраны следующие параметры:

Таблица 1.

Исходные данные В данной работе исследования проводились на стационарном режиме. Одной из главных задач исследований при стационарных режимах фильтрации – определение коэффициентов фильтрационных сопротивлений. Для определения данных коэффициентов было смоделировано восемь режимов с возрастанием. Смоделировав различные законы фильтрации, были получены следующие результаты (рисунок 3).

Рисунок 3. Индикаторные линии в координатах P = P(Qат ) Из рисунка 3 видно, что различные законы дают иные представления о фильтрационных параметрах, способствующих в дальнейшем с наибольшей вероятностью точности решать обратные задачи подземной гидромеханики.

Таблица Результат расчета По закону А. Дарси a, МПа сут/тыс. м3 0. b, МПа По закону фильтрации с предельным градиентом сдвига a, МПа сут/тыс. м3 0. 0. b, МПа Как можно видеть, начальный градиент сдвига накладывает дополнительное фильтрационное сопротивление. Учет данного закона фильтрации в виде дополнительной опции позволит выявить специфические особенности при движении флюида в сложных коллекторах.

Большинство численных моделей пластов не предназначены непосредственно для интерпретации результатов исследования скважин. Описание околоскважинных эффектов в них принесено в жертву возможности прогнозировать общее поведение пласта при разумных затратах вычислительного времени. Как правило, в нефтяной и газовой промышленности численные модели пластов используются для анализа показателей всего пласта, а не скважины. Такие модели обычно должны включать радиальную геометрию и учитывать влияние ствола скважины и другие специфические эффекты. Свойственная гибкость скважинных численных моделей позволит инженеру преодолеть сложные реальные ситуации.

Библиографический список 1. Зотов Г. А. Газогидродинамические методы исследований газовых скважин. / Г. А. Зотов, С. М. Тверковкин. - М.: Недра, 1970. – 192 с.

2. Эрлагер Р. Гидродинамические методы исследования скважин / Р. Эрлагер. – Москва Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 512 с.

3. Пятибрат В. П., Основы подземной гидромеханики [Текст]: учеб. пособие / В. П. Пятибрат.

– Ухта: УГТУ, 2012. – 123 с.

УДК 621.279 : 532.58 : 519. Математическая модель скважины, дренирующей трещиновато-пористый коллектор Дуркин С. М.

«Ухтинский государственный технический университет», г. Ухта Исследования газовых пластов и скважин включают в себя комплекс взаимосвязных методов, отличающихся теоретической основой, технологией и техникой исполнения. По данным этих исследований определяют множество параметров.

Гидродинамические исследования скважин очень важны, поскольку являются единственным более или менее надежным источником информации о проницаемости пласта по разрезу и в целом.

Ощущение относительного благополучия и некоторой завершенности, достигнутой в направлении данных исследований нефтегазовой наукой, несколько обманчиво. Часто решения задач определения фильтрационных характеристик пласта оказываются неустойчивыми относительно даже малых ошибок, неизбежно содержащихся в замерах.

В свою очередь, гидродинамические исследования скважин подразделяются на исследования при стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

В процессе испытания скважины на стационарных режимах измеряются дебиты и давление на головке фонтанных труб и на забое скважины. При этом давление и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента пуска скважины до их стабилизации на каждом режиме работы. Величины их используются для обработки результатов испытания с целью построения индикаторной линии.

Существующие подходы к интерпретации материалов промысловых исследований главным образом основаны на графоаналитических методах. Они не позволяют корректно оценить одновременное влияние множества факторов на полученные результаты, поскольку аналитические расчетные формулы выведены для условий плоскорадиальной фильтрации однофазного флюида в однородном изотропном пористом пласте постоянной толщины.

Кроме того, не учитывается совместное дренирование одной скважиной нескольких пластов, насыщенных разнородными флюидами, находящихся в разных фазовых состояниях, фильтрация которых подчиняется различным законам.

По этой причине рассматриваемая работа представляется актуальной, поскольку посвящена созданию математической модели скважины, дренирующей трещиновато пористый коллектор, адекватно описывающей эксплуатацию скважины и ее исследования, а значит, позволяющей решить данную проблему.

Трещиноватые коллекторы нефти и газа широко распространены. Удельный вес месторождений, приуроченных к трещиноватым коллекторам, в общем объеме добычи нефти и газа неуклонно растет. Данные промысловых и лабораторных исследований, анализа разработки месторождений показали, что трещиноватые породы имеют более сложную систему строения порового пространства, а движение жидкости и газа в них отличается некоторыми особенностями по сравнению с движением в пористой среде. Этим то и определяется актуальность вопросов исследования параметров пласта. Успешное решение их будет зависеть от дальнейшего развития гидродинамических методов исследования и, несомненно, поможет более рациональной разработке месторождений.

Трещиновато-пористые коллекторы можно отнести к «неравномерной» по структуре строения среде, они состоят из пористых блоков, связанных между собой системой трещин.

Объем пустот пористых блоков намного превышает объем трещин, поэтому флюид, в основном, находится в блоках.

Разработка газовых залежей с карбонатными коллекторами характеризуется рядом специфических особенностей, связанных с течением флюида в среде с двойной пористостью.

Целью работы является разработка и реализация радиальной модели пласта, также учитывающей фильтрацию флюида по трещинам. Учет трещин в численной модели приведет к выявлению новых зависимостей и позволит адекватно оценить проницаемость призабойной зоны пласта и коллектора.

Так как радиальные модели предназначены в основном для изучения притока флюида к скважине, представим в виде схем скважинный узел и связанные с ним ячейки в случае однородного и трещиноватого коллектора (рисунки 1 – 2).

Рисунок 1. Прискважинная область однородного пласта t M ri, 1 + M ri, 2 + M ri, 3 + M ri, 4 = M c + Q, (2) M ri,j - переток массы из матричных блоков в скважину.

Рисунок 2. Прискважинная область пласта, пронизанная вертикальными трещинами 0 0 0 0 1 1 1 1 t M ri, 1 + M ri, 2 + M ri, 3 + M ri, 4 + M ri, 1 + M ri, 2 + M ri, 3 + M ri, 4 = M c + Q, где M ri,j - переток массы из матричного блока в скважину, M ri,j - переток массы из трещины в скважину.

Отличительной особенностью приведенных схем является учет притока из трещин, что в свою очередь позволяет выделить линейный участок течения при исследовании скважин на нестационарных режимах фильтрации, непосредственно при интерпретации кривой восстановления давления. В связи с вовлечением в разработку запасов, сосредоточенных в трещиновато-пористых коллекторах, возрастает значение всестороннего изучения фильтрации в рассматриваемых средах.

В качестве закона движения был выбран двучленный закон фильтрации реального газа Е. М. Минского, записываемый в виде µ дp = v + v v, k дr l (3) где p – давление;

µ – вязкость газа;

k – абсолютная проницаемость;

l – коэффициент "макрошероховатости". Отсюда после преобразований и с учетом знака µ µ дp + k k l дr k дp 2, v= = дp µ дr (4) 4k дp 2 sgn F 1+ 1+ дr l l дr где F =. При неограниченном увеличении l закон движения стремится к µ линейному.

Данная математическая модель была реализована с помощью языка программирования с использованием следующих численных методик:

- полученная общая система алгебраических уравнений на каждом временном шаге решается методом Ньютона;

- на каждой ньютоновской итерации система линейных уравнений – методом неполного гауссова исключения с применением красно-черного разбиения и процедуры ORTHOMIN.

В гидродинамических моделях пласта, дренируемого скважиной, задание дебита осуществляется в виде отбора флюида из узловой точки на забое или устье скважины. Такой подход вполне оправдан при моделировании длительного времени разработки. Однако в случае, когда рассматривается период, в течение которого дебит меняется несколько раз, важно учесть не только изменение забойного давления, но и самого дебита. Подобная ситуация складывается при запуске скважины или при исследованиях скважины на стационарных режимах.

Корректировка дебита газовой скважины, как правило, осуществляется на поверхности. Продукция скважины по трубам направляется на сборный пункт, а величина дебита регулируется дросселирующим устройством, расположенным, как правило, на устье скважины.

В настоящей модели предложена методика, позволяющая регулировать дебит способом, аналогичным промысловому. С этой целью к разностной сетке, определяющей ствол скважины, добавлен узел – сборный пункт. В этой точке поддерживается постоянное давление. Теперь закрытие или пуск скважины, смена дебита может быть осуществлена корректировкой условной проницаемости между скважиной и сборным пунктом.

Такой подход позволяет моделировать установление необходимого дебита с одновременным учетом зависимости его от давления в пласте, что и отражает реальную связь пласт-поверхность (рисунок 3).

Рисунок 3. Схема «пласт – скважина – шлейф»

Это означает, что дебит не обязан оставаться строго постоянным даже в течение одного режима.

Смоделирован радиальный элемент пласта. На модели рассмотрен численный эксперимент, для которого выбраны следующие параметры:

Таблица 1.

Исходные данные Параметр Единицы измерения Значение Радиус контура, Rk м Высота пласта, h м мкм Проницаемость матричных блоков, k 0. Пористость матричных блоков, m % мкм Проницаемость трещин, k Пористость трещинных блоков, m % Раскрытость трещин, м 0. 10- Коэффициент макрошероховатости пласта, l м Глубина залегания пласта, L м Количество трещин, n_fr Количество ячеек по радиусу, n_r Количество ячеек по углу, n_ Радиус скважины, r м 0. Длина шлейфа, Lш м Диаметр шлейфа, dш м 0. Давление в шлейфе, Рш МПа Объектом моделирования является неоднородный по площади круговой пласт, пронизанный вертикальными трещинами с расположенной в центре скважиной.

Принципиальная схема радиального элемента пласта приведена на рисунке 6.

Рисунок 6. Принципиальная схема элемента пласта В данной работе исследования проводились на стационарном режиме. Одной из главных задач исследований при стационарных режимах фильтрации – определение коэффициентов фильтрационных сопротивлений. Для определения данных коэффициентов было смоделировано пять режимов с возрастанием (рисунок 7).

2 Рисунок 7. Индикаторная линия в координатах P = P (Qат ) Из рисунка 7 видно, что происходит отклонение от линейного закона движения, что объясняется учетом в модели нелинейного закона фильтрации Е М. Минского. При нарушении закона Дарси, зависимость между разностью квадратов давлений и дебитом представляет собой параболу (рис. 3):

(5) 2 2 pk pc = a Q ат + b Qат, Так как для обработки результатов удобнее всего использовать линейные зависимости, преобразуем последнее уравнение к новым координатам таким образом, чтобы в новых координатах зависимость была линейной. Это можно сделать различными способами, но наиболее простой заключается в делении полученного уравнения на Q ат.

Тогда в новых координатах:

2 pk pc x = Qат, y= (6) ;

Qат Теоретическая зависимость преобразуется в прямую линию:

y = a + b x;

(7) Данная зависимость (11) представлена на рисунке 8.

Рисунок 8. Обработка результатов исследования скважины при нарушении закона Дарси На основе данных расчетов были получены следующие коэффициенты фильтрационных сопротивлений (таблица 2).

Таблица 2.

Результат расчета a, МПа сут/тыс. м 4. b, МПа2 сут2/(тыс. м3)2 0. Большинство численных моделей пластов не предназначены непосредственно для интерпретации результатов исследования скважин. Описание околоскважинных эффектов в них принесено в жертву возможности прогнозировать общее поведение пласта при разумных затратах вычислительного времени. Как правило, в нефтяной и газовой промышленности численные модели пластов используются для анализа показателей всего пласта, а не скважины. Такие модели обычно должны включать радиальную геометрию и учитывать влияние ствола скважины и другие специфические эффекты. Свойственная гибкость скважинных численных моделей позволит инженеру преодолеть сложные реальные ситуации.

Библиографический список 1. Зотов Г. А., Газогидродинамические методы исследований газовых скважин. /Г. А. Зотов, С. М. Тверковкин - М.: Недра, 1970. – 192 с.

2. Шагиев Р. Г. Исследование скважин по КВД / Р. Г. Шагиев – М.: Наука, 1998. – 304 с.

3. Эрлагер Р., Гидродинамические методы исследования скважин / Р. Эрлагер. – Москва Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 512 с.

4. Пятибрат В. П., Основы подземной гидромеханики учеб. пособие / В. П. Пятибрат. – Ухта: УГТУ, 2012. – 123 с.

УДК 622.279.3 : 543. Технология промысловых газоконденсатных исследований скважин газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с крайне низким содержанием конденсата в пластовом газе с применением глубинных пробоотборников Исаков А. А., Долгушин Н. В., Постельная Н. А., Исакова А. А.

ОАО «Газпром промгаз» в г. Ухта Технологию промысловых газоконденсатных исследований скважин с использованием глубинных пробоотборников применяют на газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождениях с крайне низким содержанием конденсата в пластовом газе, когда не представляется возможным провести исследования по технологии, основанной на методах промышленного отбора и сепарации всей продукции скважины [1] на замерных сепарационных установках Наиболее полные и достоверные данные о свойствах пластового газа и содержания в нем конденсата получаются в результате лабораторных исследований глубинных проб, отбираемых из скважины, при условиях, соответствующих пластовым. Для отбора глубинных проб пластового газа используют глубинные пробоотборники, позволяющие отбирать и извлекать на поверхность пробу в герметичной камере. При этом в пробе сохраняются все компоненты, содержащиеся в пластовых газах. В зависимости от принципа действия глубинные пробоотборники можно разделить на два типа: пробоотборники с проточной (открытой) камерой и пробоотборники с непроточной (закрытой) камерой.

Принципиальная схема глубинного пробоотборника с проточной камерой приведена на рисунке 1. Принцип действия пробоотборника заключается в следующем: во время спуска глубинного пробоотборника в скважину верхний клапан 1 и нижний клапан 2 открыты, при этом через приемную камеру 3 проходит встречный поток пластового флюида. На заданной глубине пробоотборник останавливают на время, достаточное для заполнения приемной камеры пластовым флюидом, после чего срабатывает управляющее устройство 4 и клапаны закрываются. Таким образом, проба, отобранная при пластовом давлении и температуре, отсекается от внешней среды. Во время подъема пробоотборника давление в приемной камере пробоотборника вследствие уменьшения температуры несколько падает, но это падение происходит менее интенсивно, чем уменьшение внешнего давления. Поэтому разность давлении, действующих на клапаны, все время увеличивается, что способствует более надежной герметизации отобранной пробы.

В настоящее время имеется много различных конструкций глубинных пробоотборников проточного типа, отличающихся в основном принципом действия управляющего устройства. В некоторых конструкциях закрытие клапанов осуществляют ударом груза, сбрасываемого в скважину по проволоке (пробоотборник ПРИЗ-1), в других – при поднятии пробоотборника за счет поворота рычагов о стыки муфт подъемных труб (пробоотборник Кондратьева). Однако в наиболее распространенной конструкции пробоотборника ПД-ЗМ управляющее устройство выполняют на базе часового привода.

Рисунок 2. Принципиальная схема глубинного пробоотборника с непроточной Рисунок 1. Принципиальная схема камерой: 1 – балластная камера;

глубинного пробоотборника с проточной 2 – переходник с клапаном;

камерой: 1 – верхний клапан;

2 – нижний 3 – пробоотборная камера;

клапан;

3 – приемная камера;

4 – разделительный поршень;

5 – клапан;

4 – управляющее устройство 6 – пружина;

7 – форклапан;

8 – хвостовик;

9 – поршень пьезопривода;

10 – камера пьезопривода;

11 – капилляр;

12 – камера Принципиальная схема глубинного пробоотборника с непроточной камерой приведена на рисунке 2.

Принцип действия пробоотборника заключается в следующем: во время спуска пробоотборника в скважину приемная камера закрыта. Отбор пробы на заданной глубине проводят путем последовательного открытия и закрытия клапана. Конструкции пробоотборников этого типа различают по принципу управления клапаном и способам заполнения приемной камеры.

Глубинный пробоотборник состоит из пьезопривода с реле времени, клапанов, камеры для отобранной пробы и балластной камеры, в которую перетекает масло из основной камеры.

Балластная камера 1 и пробоотборная камера 3 разделены переходником с клапаном 2. Пробоотборная камера 3 и камера пьезопривода 10 перед спуском пробоотборника в скважину заполняются маслом. В основной камере монтируют разделительный поршень 4, а ниже его – клапан 5. Полость под клапаном 5 изолируют от внешней среды уплотнительными кольцами форклапана 7, который представляет собой полый цилиндр. Торец форклапана 7 связан с пружиной 6, а внутри его находится хвостовик 8 поршня пьезопривода 9. При спуске пробоотборника в скважину давление окружающей среды воздействует на поршень пьезопривода 9. Под действием этого давления, поршень с хвостовиком перемешается вниз, вытесняя масло из камеры 10 в камеру 12. Скорость движения поршня определяется гидравлическим сопротивлением капилляра 11. После спуска пробоотборника на заданную глубину выступающая часть хвостовика соприкасается с торцом форклапана 7 и перемещает его вниз. После того как уплотнительные кольца форклапана выйдут из посадочного места в переходнике, пластовый флюид через отверстия начнет заполнять приемную камеру, вытесняя поршнем 4 масло в балластную камеру.

В конце хода поршня, когда камера 3 заполнится отобранной пробой, необходимо закрыть клапан 5. Эту функцию выполняет пружина 6, скользящая по штанге клапана 5. В конце хода пружина начинает тянуть вниз буртик клапана 5 и закрывает его, отсекая отобранную пробу от окружающей среды. Во время подъема пробоотборника под действием перепада давлений клапан 5, прижимаясь к седлу, обеспечивает надежную герметизацию отобранной пробы.

Отбор глубинных проб в скважинах с помощью пробоотборников проводят с применением специального оборудования и устройств. Схема обвязки оборудования устья скважины и применяемого оборудования для отбора глубинных проб приведена на рисунке 3.

Для спуска пробоотборника 1 в скважину на фонтанную арматуру устанавливают лубрикатор 2, который представляет собой полый цилиндр, имеющий в верхнем торце лубрикаторную головку с сальником 3, манометр 4, а также кран для сообщения полости лубрикатора с атмосферным давлением. Перед спуском пробоотборника в скважину к корпусу крепят направляющий и оттяжной ролики 5 для прохода проволоки. Для уменьшения опрокидывающего усилия, действующего на фонтанную арматуру при спуске пробоотборника на большие глубины, оттяжной ролик устанавливают у основания лубрикатора.

Устье скважины оборудуют специальными мостками, предназначенными для выполнения операций, связанных со спуском и подъемом пробоотборника. Верхнюю площадку мостков устанавливают на 40-60 см ниже сальника лубрикатора, а нижнюю – немного ниже буферной задвижки. Автомашину с лебедкой 6 располагают примерно в 25 40 м от устья. Автомашину ставят таким образом, чтобы вал лебедки был перпендикулярен направлению движения проволоки от скважины до середины барабана лебедки.

Для подготовки глубинного пробоотборника к спуску конец проволоки от лебедки пропускают через головку и сальник лубрикатора, вывернув его предварительно из корпуса.

Закрепив конец проволоки в съемной части пробоотборника, прикручивают его к пробоотборнику, а затем помещают пробоотборник в корпус лубрикатора и прикручивают к нему лубрикаторную головку с сальником. Лубрикаторную головку с сальником затягивают настолько, чтобы надежно уплотнить проволоку, но при этом должна быть обеспечена возможность движения ее через сальник.

Рисунок 3. Схема оборудования фонтанной скважины для проведения глубинных измерений:

1 – глубинный пробоотборник;

2 – лубрикатор;

3 – лубрикаторная головка с сальником, 4 – манометр;

5 – направляющий и оттяжной ролики;

6 – лебедка Перед установкой лубрикатора на фонтанную арматуру закрывают буферную задвижку, при этом открывают вентиль, установленный на буферном колпаке, и сбрасывают давление из него до атмосферного. После этого снимают буферный колпак и устанавливают на фланец лубрикатор без лубрикаторной головки с сальником. Закрепляют направляющий и оттяжной ролики на лубрикаторе. Медленно вручную, раскручивая проволоку с лебедки, пропускают ее через ролики и через сальник лубрикаторной головки. К концу проволоки прикручивают глубинный пробоотборник. В дальнейшем, глубинный пробоотборник опускают в лубрикатор и прикручивают к лубрикатору лубрикаторную головку. Затем вручную, прокручивая барабан лебедки, подтягивают глубинный пробоотборник до упора в лубрикаторную головку с сальником. После этого устанавливают на нуль показания счетчика глубинной лебедки. Затем лубрикатор «продувают», для чего ненамного открывают буферную задвижку при открытом спускном кране лубрикатора. В дальнейшем, закрывают кран, полностью открывают буферную задвижку, поднимая давление в лубрикаторе до значения устьевого давления. Убедившись в герметичности лубрикатора и надежности уплотнения проволоки в сальнике и записав показания устьевого манометра, начинают производить спуск пробоотборника в скважину обычно со скоростью 0,7-0,8 м/с, для чего отпускают рукоятку тормоза лебедки. Постоянство скорости спуска обеспечивают торможением лебедки при помощи рукоятки управления тормозом. При подходе пробоотборника к заданной глубине скорость спуска уменьшают, плавно, останавливают тормозом барабан лебедки. На заданной глубине, определяемой по счетчику мерительного механизма лебедки, отбирают глубинную пробу.


Подъем пробоотборника из скважины проводят при работающем двигателе автомашины путем плавного включения фрикциона после выключения тормоза.

Пробоотборник поднимают на второй скорости до тех пор, пока до устья скважины не останется 30-50 м. Затем переходят на первую скорость, и за 5-7 м от устья скважины выключают двигатель и поднимают пробоотборник вручную. По окончании подъема по натяжению проволоки убеждаются в том, что пробоотборник находится в лубрикаторе и упирается в корпус лубрикаторной головки с сальником. После этого закрывают буферную задвижку и, открыв спускной кран лубрикатора, сбрасывают из него давление до атмосферного. Затем, отвинтив сальник, извлекают пробоотборник из лубрикатора и отсоединяют проволоку от подвески пробоотборника.

Чтобы отобранная проба была представительной, необходимо соблюдать следующие основные условия:

- отбор пробы должен происходить строго на заданной глубине с замером термобарических условий;

- объем пробы должен быть достаточен для последующего ее анализа;

- отбор пробы следует проводить в работающей скважине на глубине 10-15 м выше верхнего работающего интервала;

- отбор проб проводят проточными пробоотборниками в количестве не менее трех проб, допускается отбирать пробы пластового газа другими типами пробоотборников в случае отсутствия проточных пробоотборников;

- если невозможно отобрать глубинные пробы пластового газа в работающей скважине, допускается проводить отбор глубинных проб в статических условиях непосредственно после остановки скважины;

- пробоотборник должен обладать надежной герметичностью, а также обеспечивать возможность качественного перевода пробы в контейнер или в исследовательскую аппаратуру.

Процедура отбора глубинных проб пластового газа состоит из следующих операций:

проверка пробоотборников, спуск пробоотборника в скважину, отбор глубинной пробы, подъем пробоотборника из скважины, перевод глубинных проб из пробоотборника в контейнеры, контроль качества отобранных проб, транспортировка к месту хранения проб для их последующего анализа. Подготовку глубинных пробоотборников для отбора проб пластового газа проводят в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя. После спуска пробоотборника на заданную глубину отбирают глубинную пробу пластового газа. В дальнейшем, пробоотборник, с отобранной пробой, через лубрикатор поднимают на поверхность. Для транспортировки и длительного хранения глубинных проб пластового газа их «переводят» из пробоотборников в контейнеры. «Перевод» проб из пробоотборников в контейнеры проводят непосредственно на устье скважины после их извлечения на поверхность. Перед переводом проб пробоотборники термостатируют на 5-10 оС выше температуры отбора глубинных проб в скважине. «Перевод» проб из пробоотборников в контейнеры проводят согласно схемы, приведенной на рисунке 4. Глубинный пробоотборник 1 устанавливают вертикально и надежно закрепляют его с помощью винта 2 в зажиме качалки 3, предназначенной для перемешивания пробы в приемной камере пробоотборника.

На верхний конец корпуса приемной камеры пробоотборника навинчивают переводник 4 и соединяют его с помощью трубки 5 с контейнером 6, а также с помощью трубки 7 с образцовым манометром 8, при этом соединительные трубки должны быть, как можно более короткими. Контейнер 6 соединяют с манифольдом 9, а сам манифольд - с вакуум-насосом 10 и с вакууметром 11. При открытых вентилях 12, 13, 14, 15, 16 и закрытом вентиле вакуумируют контейнер и соединительные трубки 5 и 7. После этого закрывают вентили 16, 15, 14, 12, оставив открытым вентиль 13, открывают вентиль 19.

Перед началом «перевода» пробы из пробоотборника 1 в контейнер 6 толкателем открывают клапан 18 пробоотборника 1 и по образцовому манометру 8 замеряют давление вскрытия пробоотборника. В дальнейшем, для «перевода» пробы из пробоотборника в контейнер открывают вентили 12 и 14. Заполняют контейнер пластовым газом с низкой скоростью до выравнивания давления в контейнере до давления в пробоотборнике. Низкая скорость заполнения контейнера необходима для того, чтобы пластовый газ, поступая в контейнер, не охлаждался за счет перепада давления на вентиле контейнера, и не происходило выпадения конденсата. После заполнения контейнера пластовым газом закрывают вентили 14 и 12, отсоединяют контейнер от соединительной трубки 5 и от манифольда 9, проверяют на герметичность, прикручивают заглушки и привязывают этикетку. Для контроля величины вакуума в контейнере и соединительных трубках при переводе пробы из глубинного пробоотборника в контейнер необходимо наличие вакууметра. Представительность отобранных глубинных проб пластового газа определяют, сравнивая результаты измерения давления вскрытия глубинного пробоотборника с замеренным давлением в скважине на глубине отбора проб. В случае, когда не представляется возможным «перевод» глубинных проб пластового газа из пробоотборников в контейнеры на устье скважины, допускается транспортировать глубинные пробы в пробоотборниках для их последующего анализа в лабораторных условиях.

Состав пластового газа определяют с помощью хроматографов в соответствии с положениями ГОСТ 31371.1-2008 [2], ГОСТ 31371.2-2008 [3], ГОСТ 31371.3-2008[4], ГОСТ 31371.4-2008 [5], ГОСТ 31371.5-2008 [6], ГОСТ 31371.6-2008 [7], ГОСТ 31371.7- [8]. Оборудование, используемое для отбора глубинных проб, должно регулярно проверяться и проходить переосвидетельствование в соответствии с эксплуатационной документацией.

Глубинные пробоотборники, контейнеры и оборудование для отбора проб периодически осматривают с целью выявления повреждений и проверяют на герметичность. Контейнеры или глубинные пробоотборники с пробами, находящиеся под давлением, транспортируют согласно ПБ 08-624-03 [9]. Контейнеры и глубинные пробоотборники защищают от повреждения во время транспортировки и хранения, для этого используют транспортировочные ящики, специально изготовленные для конкретного типа контейнеров и глубинных пробоотборников. Также глубинные пробоотборники защищают от воздействия температуры окружающей среды.

Рисунок 4. Схема обвязки проточного глубинного пробоотборника для перевода глубинной пробы пластового газа в контейнер: 1 – глубинный пробоотборник;

2 – винт;

3 – зажим качалки;

4 – переводник;

5,7 – соединительные трубки;

6 – контейнер;

8 – манометр;

9 – манифольд;

10 – вакуум-насос;

11 – вакууметр;

12, 13, 14, 15, 16, 19 – вентили;

17 – толкатель;

18 – клапан пробоотборника Библиографический список 1. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. – М., 2011.

2. ГОСТ 31371.1-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 1. Руководство по проведению анализа 3. ГОСТ 31371.2-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 2. Характеристики измерительной системы и статистические оценки данных 4. ГОСТ 31371.3-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до С8 с использованием двух насадочных колонок 5. ГОСТ 31371.4-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С1-С5 и С6+ в лаборатории и и с помощью встроенной измерительной системы с использованием двух колонок 6. ГОСТ 31371.5-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С1-С5 и С6+ в лаборатории и при непрерывном контроле с использованием трех колонок 7. ГОСТ 31371.6-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до С1-С8 с использованием трех капилярных колонок 8. ГОСТ 31371.7-2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов 9. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности УДК 622.276.6 (479.24) Вытеснение нефти из пласта с водой насыщенным газом СО Исмаилов Р. Д.

«Азербайджанская Государственная Нефтяная академия», г. Баку Высокий темп роста потребности в нефти обуславливает интенсивное развитие нефтедобывающей промышленности. Нефть и газ является основным сырем для химической, нефтеперерабатывающей, легкой и др. промышленностей.

В связи с этом последовательно проводится увеличение добычи нефти и газа с возрастающим их использование как сырья для химической промышленности, а также как топливо. Добыча нефти и газа должна полностью обеспечить все потребности рыночной экономики.

Нефть и газ в условиях развития рыночный экономики приобретает возрастающие значение в топливном балансе Азербайджанского государства. Эти задачи не могут быть решены без широкого применения достижений нефтяной науки, все отрасли которой в нашей стране развивается в соответствии с ростом науки и техники.

При постоянном прогрессе техники и технологии разработки нефтяных месторождений актуальность проблема добычи нефти, связанная с увеличением нефтеизвлечения из пластов не только не уменьшается, а скорее возрастает в свете рыночной потребности.

Сложности решения этой задачи имеет в основном два направления. Первым является вовлечение в эксплуатацию новых месторождений. Этот путь развитие имеет возрастающие сложности, связанные в первую очередь вовлечением в разработку более глубоких горизонтов или же расположением этих месторождений в труднодоступных условиях (климатически тяжелых и морские глубины). Указанные сложности опережают темпы развития геологический и газонефтяной науки и техники. Об этом свидетельствует постоянное уменьшение соотношения разведенных запасов к текущей добыче в ведущих нефтедобывающих странах мира.


Второй путь увеличения объемов добычи нефти и газа, соответствующие потребностям рыночный экономики, является увеличение нефтеотдачи разрабатываемых месторождений.

Многолетними опытами разработки нефтяных месторождений установлено, что в среднем около половины абсолютных запасов нефти, а иногда значительно больше, остаются в пласте не извлеченными в виде остаточной нефти. Несмотря на значительный прогрессе, достигнутый во всем мире в области технологий нефтедобычи, остаточная нефтонасыщенность пласта в зависимости от режима заводнения составляет от 30 до 50%, а в отдельных случаях она может быть несколько больше.

Поэтому перед нефтедобывающей промышленностью стоит задача увеличения нефтеотдачи пластов до максимума. Особенно проблема усугубилась в месторождениях, где продуктивные горизонты насыщенны неньютоновскими нефтями. Принципиально новые задачи в области нефтеотдачи пластов возникли с открытием месторождений, где в основном пласты насыщенны большим содержанием парафино-асфальтеновых компонентов [1].

Поставленные задачи частично можно решать с применением современных методов подземной гидродинамики, геохимии и геофизики. Особое значение имеет геохимия грунтов, которая проявляет свои особенности при взаимодействие вытесняющий жидкости с породой продуктивного пласта.

Многие данные [2,3,4] показывают, что существующими первичными методами добычи извлекаемый запас нефти небольшой. Возможно дополнительно получать значительное количество нефти за счет внедрения современных методов воздействия на продуктивные пласты и увеличить коэффициент нефтеотдачи.

В последние годы уделяется большое влияние вопросам полноты извлечения и интенсификации нефтедобычи. В научно-исследовательских институтах и на производстве систематически изучается влияние различных факторов на процесс нефтеизвлечения.

Вопросы полноты вытеснения являлись и остаются главным предметом обсуждения специальных конференций и симпозиумов по интенсификации и увеличению нефтеотдачи нефтяных месторождений бывшей СССР.

Повышение нефтеотдачи дает возможность увеличить добычу нефти при значительном уменьшении геологоразведочных работ и благоустройства новых нефтяных месторождений, что сопровождается улучшением технико-экономических показателей добычи нефти в нашей стране.

Особое значение проблема нефтеотдачи имеет при разработке газоконденсатных месторождений с нефтяной оторочкой и нефтяных месторождений режимом растворенного газа.

В настоящее время разработка нефтяных месторождений во всем мире, как правило, ведется с введением в нефтяной пласт энергии с поверхности, которая, в некоторых случаях, может довести энергию пласта до уровня, соответствующего первоначальному. Проблема ввода энергии в нефтенасышенный пласт всегда сводится к выбору агента носителя энергии, определению оптимальных количеств нагнетаемого агента, а также времени начала и интенсивности ввода.

В всех этих случаях не учитываются взаимодействия нагнетаемого вытесняющего агента с пористой средой. которые могут влиять на конечный результат, т. е. на коэффициент нефтеотдачи пласта.

Степень эффективности заводнения продуктивных пластов определяется величиной объема закачки на тонну добываемый нефти. Необходимо отметить, что закачка воды является мало эффективным по сравнению с другими способами вытеснения. Следует отметить, что с целью увеличения вымывающей способности предлагается нагнетания в продуктивный пласт воды, обробатанные ПАВ-ом. Однако проведенные промышленные исследовании показали, что вода, обработанная ПАВ-ом, не всегда дает положительный эффект [5].

Выбор агента, закачиваемого в пласт для вытеснения нефти определяется совокупностью множества факторов, в том числе взаимодействием с породой пласта.

При подборе агента для нагнетания в нефтяной пласт также необходимо уделять особое внимание литологическому составу породы, составляющему пласт. Состояние поверхности породы также может изменятся по мере истощения пласта во время разработки нефтяной оторочки газоконденсатных месторождений.

В работе [6] представлен результат промышленного внедрения агента- воды, насыщенной углекислым газом. Однако механизм увеличения нефтеотдачи не представлен.

Наверно, полученный результат надо воспринимать как средство привлечения особого внимания специалистов -разработчиков месторождений к механизму взаимодействия нагнетаемого агента с породой.

При контакте воды, насышенной углекислым газом с пористой средой пласта происходит следующая химическая реакция:

с известняком:

СаСО3+СО2+Н2ОСа(НСО3) с доломитом:

СаСО3МgСО3+2СО2+2Н2ОСа(НСО3)2+Мg(НСО3) Из этих уравнений видно, что полученные продукты Са(НСО3)2 и Мg(НСО3)2 хорошо растворяется в воде. При этом, вытеснения происходящие водой насыщенной СО2, отличаются от вытеснений обычной водой. Отметим что, при фильтрации воды через карбонатные породы вследствие растворения карбонатов СаСО3 и МgСО3 произойдет увеличение проницаемости.

Библиографический список:

1. Ф. И. Самедова. Азербайджанские нефти и их компонентный состав / Ф. И. Самедова. – Баку: ЭЛМ, 2002.

2. Ч. Р. Симит. Технология вторичных методов добычи нефти, / Ч. Р. Симит. – М.:«Недра», 3. Р. Д. Исмаилов. Диссертация представленная на соискание ученной степени к. т. п.

Азербайджанский институт нефти и химии, Баку, 1972.

4. Ф. Ф. Крейг. Разработка нефтяных месторожденгий при заводнений / Ф. Ф. Крейг. – М:

Недра, 1974.

5. Бен Слоат. Выбор месторождений для заводнения с применением полимеров / Слоат Бен // Инженер-нефтянник. – 1971. – № 5.

6. G. NEMETH, J.PAPAI and A.SZITTAR. Experiens with CO2 for process in Hungaru. Revue de l IFP, nо 6, 1986.

УДК 622.276.58:544.023. Исследование гранулометрического состава водонефтяных эмульсий месторождений Республики коми методом оптической цифровой микроскопии.

Костерин К. С., Некучаев В. О., Калинин С. А.

«Ухтинский государственный технический университет», г. Ухта Печальный опыт обводнения нефтяных месторождений начал копиться практически вместе с началом нефтедобычи в царской России и продолжался в годы Советской власти [1].

Подавляющее большинство нефтяных месторождений страны разрабатывается в настоящее время методом искусственного поддержания пластового давления с целью интенсификации выработки запасов нефти и достижения высокой нефтеотдачи пластов. В подавляющем большинстве случаев в качестве агента закачки применяется вода.

Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вносит значительные осложнения в технологию механизированной добычи, сбора и подготовки товарной нефти.

Эти осложнения связаны с образованием в стволе скважин водонефтяных эмульсий обратного типа, обладающих высокими значениями вязкости и стойкости к разрушению.

Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период работы скважин из-за обрывов штанг в установках СШН, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок ПЭД. В целом МРП скважин может снизиться в 2 раза и более. Наряду с этим снижается суточная производительность установок из-за неполного заполнения СШН и больших растягивающих нагрузок на штанги, а также повышенных гидравлических сопротивлений в рабочих органах УЭЦН. В гидропоршневых насосных агрегатах (ГПНА) формирование стойких эмульсий является причиной повышения давлении нагнетания рабочей жидкости в скважинах и усиленного износа трущихся пар забойных насосов из-за снижения качества подготовки рабочей жидкости, вызванного ухудшением процесса отделения механических примесей в высоковязкой эмульгированной среде.

Рост давления нагнетания жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предварительный сброс воды на дожимных насосных станциях (ДНС). Наибольший рост энерго- и металлоемкости в связи с необходимостью разрушения стойких эмульсий имеет место в системах подготовки нефти.

Повышенный расход тепла, электроэнергии и реагентов-деэмульгаторов, наибольший удельный вес в стоимости деэмульсационных установок в совокупности с отмеченными выше осложнениями являются причиной больших издержек производства и существенного увеличения себестоимости нефти.

Совместный подъем пластовых жидкостей в скважинах происходит с одновременным их смешением и диспергированием в насосном оборудовании. Интенсивное перемешивание пластовых жидкостей в рабочих органах насосных установок и последующая адсорбция природных стабилизаторов на межфазной поверхности в подъемнике приводят к тому, что на устье обводненных скважин уже находятся вполне устойчивые высокодисперсные эмульсии обратного типа. Эмульсии прямого типа обладают уже низкими значениями вязкости и устойчивости к разрушению [2].

Эмульсии представляют собой один из типов дисперсных систем, особые свойства которых традиционно изучает такая отрасль науки как коллоидная химия.

Эмульсия – это устойчивая дисперсная система с жидкой дисперсионной средой и жидкой дисперсной фазой. Эмульсии по типу делят на прямые и обратные. Эмульсия прямого типа – это такая эмульсия, где дисперсной фазой является менее полярная жидкость («масло в воде»). Обратной называется эмульсия, дисперсная фаза которой является более полярная жидкость («вода в масле»). Большинство нефтяных эмульсий являются эмульсиями обратного типа.

Целью доклада является освоение метода гранулометрического анализа.

Гранулометрический анализ эмульсий проводят с целью получения распределения капель по размерам (РКР) – характеристики, оказывающей существенное влияние на многие важные свойства эмульсии, например на вязкость и на стабильность.

Существует большое разнообразие методов измерения РКР в дисперсных системах, причем в последнее время широкое распространение получили методы, основанные на использовании рассеяния и дифракции света. По ряду причин, методы рассеяния и дифракции плохо подходят для изучения промысловых водонефтяных эмульсий. Главная причина – высокая поглощающая способность (непрозрачность) большинства нефтей. Еще один недостаток связан с тем, что при наличии флокуляции в эмульсии, методы рассеяния и дифракции не способны отличить отдельные капли от кластеров капель. В связи с отмеченными недостатками современных наукоемких методов, основным способом получения РКР в промысловых водонефтяных эмульсиях остается традиционная оптическая микроскопия, в последнее время дополняемая цифровой регистрацией изображений. [3] Процесс обработки фотографии невозможно автоматизировать, поэтому метод является трудоемким и занимает много времени.

Основная цель – изучение влияния физических полей на свойства промысловых водонефтяных эмульсий.

Со временем, авторы пришли к выводу, что построенные РКР одинаковых эмульсий могут отличаться в зависимости от того, кто обрабатывал фотографию, от увеличения микроскопа и от времени, затраченного на получение фотографии.

Распределение числа капель по размерам, экспериментально определяемое методом микроскопии, представляет собой функцию:

, где – измеренное количество капель с диаметрами в интервале шириной вблизи среднего значения d;

N – полное количество измеренных капель.

Рассчитанная подобным образом величина f имеет смысл плотности вероятности – полная площадь под кривой f(d) равна единице.

Эксперименты проводили с реальными промысловыми эмульсиями и эмульсиями, приготовленными в лаборатории. Эмульсии приготавливались с использованием нефтей с трех разных месторождений – Ярегского, Западно-Тэбукского и пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Эмульсии приготавливались путем механического перемешивания пластовой воды и нефти в определенных соотношениях в течении 10 мин до полного диспергирования воды. Готовые эмульсии являлись гомогенными и устойчивыми, на протяжении нескольких суток вода не выделялась. Эмульсии приготавливались непосредственно перед проведением эксперимента.

В экспериментах использовали следующее оборудование:

- Ультразвуковой аппарат «Волна». Создающий механические колебания 22кГц.

- Цифровая камера DMC - Бинокулярный микроскоп «Микромед ПОЛАР 2».

- Термометр ТН-8.

- Колбонагреватель.

Рисунок 1. Лабораторная установка. Справа ультразвуковой аппарат «Волна».

Процедура получения фотоснимков образцов эмульсий заключалась в помещении тонкого слоя эмульсии под объектив микроскопа. Использовали освещение на просвет.

Образец эмульсии не накрывали покровным стеклом для предупреждения деформации глобул воды.

Было замечено, что при длительном нахождении образца на предметном стекле происходит постепенное испарение фаз эмульсии. Чтобы не учитывать фактор испарения, время получения фотоснимков одного образца эмульсии было ограничено до 1–2 мин после нанесения эмульсии на предметное стекло.

Рисунок 2. Распределения капель по размерам эмульсии смеси нефтей Ярегского и Западно Тэбукского месторождения.

Как было сказано выше, при измерении РКР возникают определенные трудности. Для получения объективных данных был проведен опыт с изменением увеличения микроскопа.

На рисунке 2 изображены РКР эмульсии смеси нефтей Ярегского и Западно-Тэбукского месторождения Видно, что при увеличении 100х РКР сильно отличается от РКР при увеличениях 200х и 400х. Это можно объяснить особенностью оптического метода. Существует предел измерения, ниже которого капли остаются незарегистрированными. Проще говоря, капли не видны.

Так же был проведен начальный эксперимент по изучению влияния ультразвука на ВНЭ. Ультразвуковую обработку эмульсии проводили путем погружения излучателя в мерный стакан с эмульсией объемом 100 мл, озвучка производилась в течение четырех минут с контролем температуры для учета влияния теплового воздействия ультразвука. В ходе опытов получали микрофотографии эмульсий (см. рисунок 4), чтобы качественно оценить их дисперсный состав. Мощность и интенсивность излучения соответственно составляют P=80Вт;

I=3 Вт/см2.

Эксперименты проводились с эмульсиями четырех различных концентраций воды (10, 20, 30 и 40%).

В ходе эксперимента было замечено резкое выпадение большого объема воды (порядка 50-60% от общего объема воды в эмульсии (см. рисунок 3)). При дальнейшей обработке, доля выпавшей воды увеличивалась до определенного значения, а затем выпадение прекращалось.

Как видно на рисунке 3, время начала выделения воды различных эмульсий отличалось. На микрофотографиях проб эмульсий заметны отличия между размерами капель до обработки и после. Видно, что размер капель воды до обработки больше, чем после.

В ходе проведения экспериментов с УЗ было замечено повышение температуры эмульсии до 65°С. Чтобы учесть влияние нагревания при обработке, были проведены параллельные опыты с нагреванием эмульсий того же состава в колбонагревателе до тех же температур. Простой нагрев не привел к выпадению воды. Можно быть уверенными в том, что выпадение воды в эмульсии, это эффект действия УЗ.

По результатам исследования можно сделать следующие выводы:

Гранулометрический анализ водонефтяных эмульсий достаточно трудоемкий вид анализа, где требуется тщательность проведения эксперимента для получения объективных результатов.

Рисунок 3. Кривые, характеризующие скорость выпадения воды в эмульсиях различной концентрации водной фазы.

Функция распределения капель по размерам - это чувствительный параметр, с помощью которого можно определять и объяснять поведение структурно-механических свойств.

Рисунок 4. Микрофотографии эмульсий. Слева-до УЗ обработки, справа-после.

В ходе проведения начальных экспериментов по влиянию УЗ на водонефтяные эмульсии Ярегского месторождения, показано, что в лабораторных условиях при воздействии УЗ с I=3 Вт/см2 в течение пяти минут отделяется большая часть воды (85-90 %).

Нагревание эмульсии до таких же температур не выявило аналогичных эффектов, вызванных УЗ, поэтому можно утверждать, что отделение воды и уменьшение размеров капель вызвано действием УЗ.

Библиографический список:

1. Григулецкий В. Г. «Обводнение месторождений – коренной вопрос современности российской нефтегазовой отрасли» / В. Г. Григулецкий // Технологии ТЭК. – № 2. – С. 35-40.

2. Уразаков К. Р. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин / К. Р. Уразаков;

под ред. М. Д. Валеева. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 303 с.

3. Евдокимов И. Н. Структурные характеристики промысловых водонефтяных эмульсий:

Учебное пособие для вузов. – М.: РГУ нефти и газа И. М. Губкина,. 2012. - 477 с.

УДК 622.272.652 : 532.525. Расчет совместного течения нагнетаемой и пластовой воды в нефтяной залежи Маракасов Б. В.1, Назаров А В. 1 – филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть», г. Ухта 2 - филиал ООО “Газпром ВНИИГАЗ”, г. Ухта Разработка нефтяных месторождений вследствие незначительного упругого запаса нефти требует естественного и (или) искусственного поддержания пластового давления. В качестве рабочего агента ППД, как правило, используется вода (пресная, слабоминерализованная, подтоварная), которая по составу растворенных солей отличается от пластовой. Соотношение пластовой и нагнетаемой воды в продукции добывающих скважин является ценной информацией, способствующей лучшему пониманию процессов, протекающих в продуктивной толще. Вследствие этого гидрохимический мониторинг играет все более важную роль среди мероприятий по контролю за разработкой.

Полностью реализовать возможности, открываемые в результате изучения динамики гидрохимической обстановки залежи, очевидным образом следует с привлечением аппарата гидродинамического моделирования. Адаптация геолого-технологической модели не только по традиционным параметрам (давление, обводненность продукции), но и по соотношению нагнетаемой и пластовой воды, способна существенно повысить точность геолого промысловой информации, а вместе с ней – эффективность управления процессом разработки.

В широко используемых в настоящее время гидродинамических симуляторах, как правило, встроена опция, позволяющая отслеживать течение «различных» вод, что позволяет решить задачу, необходимость которой сформулирована выше. Это достигается введением дополнительного уравнения течения «меченой» воды и дополнительной искомой функции пространства-времени – концентрации указанной воды. Очевидно, что это приводит к росту требуемых ресурсов ЭВМ – расчетного времени и оперативной памяти. В представляемой работе рассматривается принципиально иной подход, позволяющий получить искомое решение, оставаясь в рамках классической модели типа «black oil». Данная модель по сути является решением обобщенных уравнений фильтрации трехфазной трехкомпонентной смеси, которые имеют вид д div ( l ) + (m l s ) + q k = 0, k k (1) дt =вода, нефть, газ;

k=Н2О, С5+в, С1- - плотность фазы “”;

- скорость фазы “”;

l - массовая доля компонента k где “k” в фазе “”;

m - пористость;

s - насыщенность порового пространства фазой “”;

q k массовая плотность источника (стока) по компоненту “k”. Система (1) дополняется замыкающими соотношениями, а также начальными и граничными условиями, что обеспечивает, вообще говоря, единственность ее решения.

Задача существенно упрощается при допущении об инертности воды, в этом случае (1) преобразуется д div( в vв ) + (m в sв ) + q в = 0 дt, (2) д div( l v ) + (m (1 sв ) l ) + q k = k k дt = нефть, газ;

k= С5+в, С1- где - приведенная насыщенность углеводородной фазой “”, sн н = = г =1.

;



Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 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.