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 |   ...   | 37 | 38 || 40 | 41 |   ...   | 45 |

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ...»

-- [ Страница 39 ] --

Решая уравнение и строя графики, можно заметить что, температура с течением времени растет в теле ПЭД (рис.1) и достигает постоянной величины 114,10 С через 9,1 час. Если посмотреть на рис. 2. (зависимость распределения температуры от радиуса ПЭД). то график выглядит параболическим – температура в центре выше, чем на краю. Данная задача решена без учета солеотложения на стенках ПЭДа.

Теперь решим уравнение теплопроводности с учетом отложения соли на корпусе электродвигателя, где T(R,0) – температура стенки двигателя;

H – толщина отложения;

Ф(r)-Ф(r-H) – функция, задающая начальное распределение температуры.

Граничные условия:

Ur, t | r 0 T (0, t ) (5) СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, (6) U r r, t |r H Tф UH, t от где – коэффициент теплоотдачи;

от – коэффициент теплопроводности отложения;

Tф – температура набегающего флюида.

Рис. 1 Распределение температуры в теле ПЭД Рис. 2 Распределение температуры в теле ПЭД с с течением времени изменением радиуса В результате решения получается, что распределение температуры в слое отложения (соли) является линейным. Соединяя это уравнение с предыдущим (1), получаем распределение температуры в теле ПЭД с течением времени и с учетом толщины солеотложения (рис. 3).

Рис. 3 Распределение температуры в ПЭД с учетом времени и процесса солеотложения Здесь H=0..3 мм – толщина соляного отложения на ПЭДе в мм;

t1– t6 – время в часах, когда произойдет перегрев ПЭДа Опираясь на полученные результаты решения уравнения (1) (Рис.3.) можно задать температуру перегрева (в данном случае 1300 C) и найти время t1– t6, когда начнется перегрев двигателя. Рис.3, как раз демонстрирует нам, через какое время и до какой температуры он перегреется. Данное моделирование позволяет еще до начала эксплуатации УЭЦН определить примерное время его выхода из строя из-за теплового удара.

Таким образом, чтобы повысить эффективность работы насоса при процессе солеотложения, следует использовать ингибиторы, которые обладают высокой эффективностью предотвращения солевых отложений на всем пути технологического процесса добычи нефти. А также можно использовать устройство ClearWELL, разработанное компанией Weatherford, которое устанавливается на поверхности в устье скважины. С его помощью обеспечивается ингибирование образования большинства видов накипи, включая самые обычные ее формы, такие как карбонат кальция и сульфат бария. Это устройство особенно эффективно в случае использования погружных электронасосов [3].

Литература Гареев А.А. О температурном режиме и явлении теплового удара в электроцентробежном насосе. // Нефтяное 1.

хозяйство, 2011.

Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча 2.

нефти / Под ред. Ш. К. Гиматудинова. – 3-е изд., стер.. – М.: АльянС, 2007. – 454 с.

Механизированная добыча // Нефтегазовые технологии, 2009. – № 8.

3.

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «С»

Д.С. Борисов Научный руководитель доцент Л.В. Шишмина Национальный исследовательский Томский политехнический университет г. Томск, Россия В ближайшее время ОАО «Газпром» планирует ввод в эксплуатацию новых месторождений Республики Саха (Якутия), основными из которых являются Чаяндинское НГКМ и Среднетюнгское ГКМ. При этом особое место занимает вопрос о выборе технологии промысловой подготовки газа, решение которого во многом определит стратегию развития добычи и переработки жидких углеводородов в Восточной Сибири в ближайшие 706 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР 20 – 30 лет [1]. Подготовка газа месторождения «C» в настоящее время осуществляется методом трехступенчатой низкотемпературной сепарации (НТС) с охлаждением газа за счет использования избыточного (по сравнению с газопроводом) давления на входе в установку. Продукцией установки комплексной подготовки газа (УКПГ) является осушенный газ с точной росы по воде и углеводородам в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93, который после низкотемпературного сепаратора отправляется потребителям в газопровод, и конденсат, удовлетворяющий требованиям ОСТ 51.65-80, стабилизированный методом деэтанизации.

Несмотря на относительную простоту в эксплуатации, технология НТС обладает значительным недостатком: она не способна обеспечить повышенную селективность распределения углеводородов, т.е.

выделение из полученной при низкотемпературной сепарации жидкости углеводородной фазы нецелевых компонентов без существенной потери целевых [2].

Целью данной работы является модернизация технологической схемы подготовки газа методом низкотемпературной сепарации на месторождении «С» для увеличения степени извлечения компонентов С 2+ из пластового газа. Наиболее эффективно данная цель может быть достигнута в результате использования метода технологического моделирования с помощью специальных программ.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Моделирование действующей технологии подготовки газа месторождения «С» при помощи программного комплекса Aspen HYSYS [3].

2. Моделирование модифицированной технологической схемы, предназначенной для повышения степени извлечения компонентов С2+ из сырья.

3. Анализ технологической эффективности схем подготовки газа.

В работе [4] проанализированы преимущества и недостатки технологии НТС в связи с поставленной целью увеличения степени извлечения этана из сырого газа. Было показано, что технология НТС характеризуется отсутствием гибкости и неспособностью оказывать эффективное воздействие как на состав газа, поступающего в магистральный газопровод, так и на состав нестабильного конденсата в зависимости от условий транспорта и требований перерабатывающих предприятий. В качестве альтернативной технологии подготовки углеводородного сырья авторы работы [4] предлагают технологию низкотемпературной сепарации и ректификации (НТСР).

На основании данных технологического регламента работы аппаратов, характеристики исходного сырья в программе Aspen HYSYS были смоделированы технологические схемы подготовки газа методом НТС и НТСР (рис.1).

Рис.1 Моделирующая технологическая схема подготовки газа и газоконденсата методом НТСР С1, С2 – сепараторы;

Э1-Э2 – эжектор Результаты сравнительного анализа подготовки газа по технологиям НТС и НТСР представлены в таблицах 1, 2, 3.

Таблица Характеристика сухого газа Технология Компонент* Состав, мольн.д. Расход, кгмоль/час НТС НТСР НТС НТСР Метан 0,924 0,925 295858 Этан 0,0436 0,0435 13954 Пропан 0,0133 0,0131 4262 и-бутан 0,002 0,002 725 н-бутан 0,002 0,002 763 C5+высшие 0,0001 0,0001 47 Свойства * указаны не все Точка росы по воде -30,34 -30, компоненты Точка росы по УВ -28,64 -29, СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Сухой газ, полученный с использованием технологии НТСР, характеризуется более высоким содержанием целевого компонента – метана и, как следствие, меньшим содержанием нецелевых компонентов и более низкими значениями точек росы по воде и углеводородам.

Таблица Характеристика газа из разделителя и из колонны ректификации Технология Компонент* Состав, мольн.д. Расход, кгмоль/час НТС НТСР НТС НТСР Метан 0,868 0,904 4372 Этан 0,081 0,069 407 Пропан 0,029 0,013 145 и-бутан 0,004 0,002 23 н-бутан 0,005 0,002 25 C5+высшие 0,001 0 3 0, Газ из колонны ректификации характеризуется большим содержанием целевого компонента – метана – по сравнению с составом газа из разделителя (по технологии НТС).

Таблица Характеристика нестабильного конденсата Технология Компонент* Состав, мольн.д. Расход, кгмоль/час НТС НТСР НТС НТСР Метан 0,152 0,050 965 Этан 0,067 0,078 430 Пропан 0,077 0,096 489 и-бутан 0,029 0,034 184 н-бутан 0,043 0,050 273 C5+высшие 0,581 0,640 3677 Свойства * указаны не все компоненты ДНП при t=37.8 C, кПа 1035 Нестабильный конденсат, полученный с использованием технологии НТСР, характеризуется значительно более низким давлением насыщенных паров (ДНП) и более высоким содержанием этана.

Материальный баланс процесса подготовки газа по сравниваемым технологиям представлен в таблице 4.

Таблица Материальный баланс Технология Приход, кгмоль/ч Расход, кгмоль/ч НТС НТСР сырой газ сухой газ 326862,6 319998,2 320805, метанол НК 539,9 6331,0 5948, ВМР 1076,1 648, Итого сумма 327402,5 327405,4 327402, Использование технологии НТСР позволяет сократить потери с сухим газом таких компонентов как пропан, изобутан, н-бутан и С5+высшие с 38,73 г/м3 до 38,37 г/м3. При расчете использована методика [5].

Согласно результатам анализа подготовка газа по технологии НТСР позволяет получить нестабильный конденсат, обогащенный этаном, с более низким ДНП, вследствие более четкого и глубокого отделения метана, и большее количество сухого газа, обогащенного метаном, и имеющего более низкие значения точек росы по воде и углеводородам.

Литература 1. http://www.gazprom.ru/ Гриценко А.И., Истомин В.А. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. – М.:

2.

Недра, 1999. – С. 375 – 397.

HYSYS. Руководство пользователя, Aspen Tech, 2006.

3.

Калинкин А.В., Емельянов П.Е. Перспективы использования технологии НТСР на вновь вводимых 4.

месторождениях. Газовая промышленность, 2007. – №3 – С.58-62.

Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1987.

5.

309 с.

708 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ДЛЯ РАСЧЕТА ДЕБИТА ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА И.В. Бородич Научный руководитель доцент В.Н. Арбузов Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г.Томск, Россия Во всем мире прослеживается тенденция бурения горизонтальных скважин.

Главное преимущество горизонтальной скважины – большая область контакта с коллектором (по сравнению с вертикальной), что увеличивает коэффициент извлечения нефти из скважины и ее приемистость.

Главный недостаток – одна продуктивная зона для дренирования. Для дренирования нескольких зон применяют два метода: 1) протяженные горизонтальные секции бурятся в более чем одной продуктивной зоне;

2) скважина цементируется, затем возбуждается путем гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Для определения продуктивности горизонтальной скважины с ГРП создано множество математических моделей, которые обладают двумя недостатками: 1) некоторые модели являются довольно сложными и их трудно использовать;

2) большинство моделей могут быть применены для расчета продуктивности горизонтальной скважины с ГРП, но не могут быть использованы для определения продуктивности только горизонтальной скважины.

Рассмотрим математическую модель расчета дебита горизонтальной скважины.

Приток к горизонтальной скважине с ГРП условно состоит из двух частей: 1) приток из трещин к стволу скважины;

2) приток из матрицы резервуара.

(1) где q – общий приток к горизонтальной скважине с ГРП, qm – приток из матрицы резервуара (области без трещин), qf – общий приток из n трещин к стволу горизонтальной скважины.

Для горизонтальной скважины без ГРП (где n=0), приток рассчитывается как q= qm.

Значение qm может быть рассчитано по любой модели, которая подходит и удовлетворяет условиям притока.

, (2) где kc – скорректированная проницаемость, h – толщина пласта, pe – перепад давления от границы дренажного эллипса к стволу скважины, rw – радиус скважины, 0 и 0 – соответственно вязкость и объемный коэффициент нефти, L – длина горизонтального участка скважины, – половина главной оси дренажного эллипса, рассчитывается следующим образом:

(3) re – радиус дренирования резервуара.

Для горизонтальной скважины без ГРП kc – проницаемость пласта km. Применительно к скважине с гидроразрывом, kc – скорректированная проницаемость с учетом влияния трещин, рассчитывается по следующей формуле:

(4) n – общее число трещин, kf и km – проницаемость трещины и матрицы породы соответственно, w – ширина трещины, xf – полудлина трещины.

При условии = 1, приток из матрицы резервуара незначителен и им можно пренебречь (kc=0).

Для расчета притока к трещине сделаны следующие допущения: трещина представлена в виде прямоугольной призмы с длиной 2xf, высотой h и шириной w, проницаемость трещины постоянна, взаимодействие между потоком в стволе и потоком из трещин не учитывается, давление в скважине постоянно и равняется давлению на “пятке”, приток к скважине установившийся и с однофазным флюидом.

Приток к трещине рассчитывается по следующей формуле:

(5) где pf – перепад давления от “вершины” трещины к стволу скважины рассчитывается следующим образом:

, (6) СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ где pf – давление на забое, l – расстояние между трещинами и центром дренажного эллипса вдоль ствола скважины.

Рисунок Горизонтальная скважина с трещинами ГРП Данная модель может быть применена как для расчета дебита только горизонтальной скважины, так и для дебита горизонтальной скважины с применением технологии гидроразрыва пласта.

Модель учитывает поток от матрицы резервуара и приток жидкости от трещин ГРП.

Модель может быть использована при установившемся притоке несжимаемого флюида.

Гидроразрыв пласта на горизонтальных скважинах стоит рассматривать как способ восстановления “полной” проницаемости, либо вовлечение соседних продуктивных пропластков в работу. Трещины ГРП рекомендуется располагать как можно дальше друг от друга и ближе к краям скважины для снижения интерференции между трещинами, и в конечном итоге увеличения продуктивности скважины.

Литература 1. Hong Yuan, SPE, IHS Inc., Desheng Zhou, SPE, Xian Shiyou University, SPE 133610, A New Model for Predicting Inflow Performance of Fractured Horizontal Wells, Copyright 2010, Society of Petroleum Engineers.

Genliang Guo and R.D. Evans, U. of Oklahoma SPE Members, SPE 25501, inflow Performance of a Horizontal 2.

Well Intersecting Natural Fractures, Copyright 1993, Society of Petroleum Engineers АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГИБКИХ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ А.А. Васильев Научный руководитель доцент С.Ф. Санду Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г.Томск, Россия Технологии гидропескоструйного воздействия используются в различных отраслях промышленности уже сравнительно продолжительное время. В нефтегазовой промышленности, несмотря на публикацию теоретических статей по теме как в советской, а затем российской научной среде, в особенности зарубежной специализированной прессе, реальное применение гидропескоструйной технологии началось только в недавнее время. Связано это, прежде всего, с достижениями в металлургии, обеспечивающими разработку достаточно стойких материалов для применения во время проведения работ в нефтегазовых скважинах. Более того, в последние годы, с развитием прикладного программного обеспечения, появились продукты, обеспечивающие построение моделей, оптимизацию применения и предсказание результата проведения такого вида работ.

Разработанная и внедренная "Weatherford International" технология ГПП с помощью гибких насосно компрессорных труб (ГНКТ) основана на непрерывной работе флота ГНКТ, выполняющего помимо основной работы по освоению и нормализации забоя скважины еще и гидропескоструйную перфорацию, и флота ГРП, выполняющего гидравлический разрыв пласта без ограничений по массе проппанта и других осложняющих факторов.[2] В настоящее время для компенсации снижения базовой добычи нефти требуется ввод скважин из бурения в кратчайшие сроки, качественно и с наименьшими затратами на всех этапах, включая прострелочно взрывные работы (ПВР). Гидропескоструйная перфорация нефтегазовых скважин обладает рядом преимуществ по сравнению с традиционными медодами ПВР, что объясняет рост популярности таких работ в последнее время. Связаны они, прежде всего, c необходимостью последующего проведения работ по гидроразрыву пласта для увеличения производительности скважин и увеличением требований к срокам и успешности этих работ.

Абразивные смеси применяются для резки и перфорации НКТ с высокой точностью и эффективностью, в том числе и при вторичном вскрытии продуктивных пластов. Основная задача вторичного вскрытия – создание гидродинамической связи между скважиной и пластом без повреждения коллекторских свойств призабойной зоны и без значительных деформаций обсадной колонны и цементного камня. Решение этой задачи 710 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР обеспечивается выбором метода перфорации, среды, типоразмера перфоратора и плотности перфорации. При гидропескоструйной перфорации образование канала осуществляется за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струи, содержащей абразивный песок. При данном способе вскрытия практически исключается отрицательное воздействие взрывных нагрузок на пласт и на эксплуатационную колонну, а получаемые отверстия значительно больше, чем при использовании кумулятивных зарядов при аналогичных условиях (в первую очередь – типоразмер перфоратора). При последующем проведении работ по ГРП это означает отсутствие преждевременной остановки закачки, а, следовательно, повышение успешности работ.

Касательно необходимого времени на перфорацию и оценки эффективности гидропескоструйной перфорации по сравнению с ПВР на трубах необходимо рассмотреть весь цикл проведения работ. Безусловно, непосредственно на гидропескоструйную перфорацию затрачивается больше времени, чем на ПВР с взрывными или кумулятивными перфорационными системами. Однако применение ГНКТ позволяет сократить время на спуско-подъемные операции, а также на спуск в скважину без предварительного глушения по сравнению со станком КРС. Также отсутствует необходимость в привлечении геофизической партии для ПВР, так как все работы выполняются бригадой ГНКТ. Кроме того, отсутствие взрывоопасных материалов существенно снижает риски, возникающие при нахождении их на площадке и в скважине и, соответственно, повышает безопасность работ.[2] В целом можно указать на тот факт, что срок освоения, включающий подготовку скважины к ГРП, проведение ГРП, промывку скважины, спуск-монтаж ЭЦН при проведении ГРП по обычной технологии для скважин с тремя пластами составляет 30–32 дня, тогда как по технологии компании Weatherford он составляет 8– 12 дней.

Требования к закачке абразивных смесей с высокими расходами через НКТ малого диаметра, в контексте данной статьи – ГНКТ, описаны еще в конце 1960-х, а именно в аспекте тех задач, которые возникают при планировании работ на глубоких скважинах (более 2000 м) и выборе как несущих жидкостей, так и самого абразивного материала для достижения требуемых свойств. При детальном анализе потока на различных участках пути закачки может быть сделан вывод о том, что при прохождении смеси через смесительную емкость, насосный агрегат, линии обвязки, ГНКТ и затрубное пространство скважины параметры смеси должны соответственно различаться [1]. Так, смесь должна проходить через шланги низкого давления, где необходима более высокая вязкость жидкости для поддержания песка во взвешенном состоянии, затем – через ГНКТ, где требуется пониженная вязкость и снижение трения при высоких расходах закачки и ограничениях по циркуляционному давлению. При проведении работ в горизонтальных скважинах, где смесь транспортируется в ГНКТ при низком циркуляционном давлении, удерживающие свойства несущей жидкости становятся еще более критичными. Таким образом, несущая жидкость должна обладать псевдопластичными свойствами, обеспечивающими поддержание песка во взвешенном состоянии при прохождении всех участков на пути закачки, а также снижение трения для контроля циркуляционного давления в ГНКТ на уровне, не превышающем предельные значения (обычно не более 290 атм). При подборе химреагентов для получения несущей жидкости необходимо также учитывать параметры температуры среды как на поверхности, так и на забое скважины.

В качестве абразивного песка рассматривалось множество вариантов как проппанта различного типоразмера, так и обычного кварцевого песка. В конечном итоге выбор был остановлен именно на кварцевом песке с типоразмером 35 – 40 как обладающем лучшими абразивными свойствами в контексте его применения для целей гидропескоструйной перфорации с ГНКТ и имеющимся в наличии перфоратором.

Гидропескоструйный перфоратор является одним из основных элементов технологии ISOJET. В настоящее время компанией Weatherford International разработан и используется инструмент типоразмером мм. Гидропескоструйный перфоратор представляет собой корпус из стального сплава с тремя форсунками из твердых сплавов с фазировкой 120 град. Форсунки также отстоят по оси друг от друга на расстоянии 15 см. При прокачке через форсунки с расходом 260 л/мин скорость струи достигает 190 м/с при расчетном давлении атм. Допустимый режим закачки во время работы предусматривает расход по жидкости в интервале 230– л/мин. Рекомендуемое время на одну резку составляет 12 – 15 мин для хвостовика 108 мм, в колонне 146 мм – около 20 мин. В целом компоновка низа ГНКТ представляет собой следующее: переходник ГНКТ, двойные лепестковые обратные клапаны, механический разъединитель, гидравлический центратор, гидропескоструйный перфоратор, циркуляционную насадку. Максимальный размер компоновки 54,5 мм. На сегодняшний день проведено более 80 операций ГПП по технологии компании Weatherford на более чем 30 скважинах месторождения "А" Западной Сибири. В среднем на каждой скважине проведено по 3 ГПП. Порядок выполнения типичной операции представлен следующим алгоритмом. Перед проведением ГПП на скважине из-под бурения бригадой КРС производится спуск и посадка пакера (с проходным отверстием не менее 61 мм) над верхним пластом. При проведении работ в 146 колонне потребуется пакер с проходным сечением 62 мм. После спуска пакера и колонны ГРП бригада КРС демонтируется со скважины и освобождает территорию для размещения на кусте флотов ГНКТ и ГРП.

Оба комплекса подбиваются к скважине, и производится монтаж оборудования на устье. Для последовательного проведения перфорации и ГРП требуется на колонную головку установить арматуру ГРП и оборудование ГНКТ. Для того чтобы во время ГРП не извлекать перфоратор на гибкой трубе полностью из скважины, предусматривается монтаж лубрикатора длиной около 2 м между блоком ПВО и инжектором. После чего следует спуск в скважину гибкой трубы (оборудованной гидропескоструйным перфоратором), отбивка и привязка к забою, размещение перфоратора в интервале перфорации. Перфорация проводится с помощью гидропескоструйного перфоратора, закрепленного на гибкой трубе диаметром 44 мм.

Далее производят точечную резку колонны в интервале пласта. Время образования одного канала составляет около 20 мин, расход рабочей жидкости – 9 – 10 м3, песка – 800 – 900 кг. Загрузка гелеобразующего СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ реагента проводится в концентрации 7 л на 1 м3 жидкости. В состав раствора входит также стабилизатор глин. В интервале проводится 8 – 9 резок. За перфорацией, после извлечения перфоратора из скважины, следует проведение гидроразрыва на этом пласте. Если в скважине более одного пласта, то при проведении ГРП производят отсыпку методом недопродавки до необходимой глубины и повторяют вышеперечисленные операции на следующий пласт. По окончании проведения всех ГРП на скважине флотом ГНКТ производится промывка и освоение.

Данная технология была опробована также на горизонтальных скважинах. Горизонтальная скважина X была пробурена в баженовской залежи с максимальным углом отхода от вертикали 82 град. В скважину была спущена и обсажена эксплуатационная колонна диаметром 146 мм. В качестве метода вторичного вскрытия и освоения было решено провести трехстадийный ГРП. Комплекс ГНКТ был задействован на стадиях подготовки скважины под ГРП, вскрытия продуктивного пласта и подготовки следующей зоны, а также нормализации и освоения после ГРП. Стадия подготовки скважины включала шаблонирование ствола скважины, привязку ГНКТ по глубине забоя и корреляцию интервалов вскрытия. Стадия проведения гидропескоструйной перфорации состояла из спуска ГНКТ с перфоратором до заданной глубины, проведения перфорации, очистки интервала перфорации от излишков песка, проведения теста на приемистость и поднятия ГНКТ на поверхность для проведения ГРП, спуска ГНКТ для определения текущего забоя и нормализации по необходимости, гидропескоструйной перфорации следующего интервала. Стадия нормализации и освоения после ГРП включала финальную нормализацию всего горизонтального ствола скважины до глубины искусственного забоя, освоение скважины закачкой азота, вывод скважины на режим фонтанирования после выхода незакрепленного проппанта и жидкостей ГРП из призабойной зоны.

Стадия подготовки скважины включала шаблонирование скважины и привязку по глубине забоя для вскрытия пласта. Глубина забоя скважины была определена методами ГИС во время проведения работ КРС и установлена в качестве референсной для корреляции интервала спуска ГНКТ. После шаблонирования ствола скважины и спуска ГНКТ до заданной глубины электронный и механический датчики глубины ГНКТ были выставлены на заданное значение. Затем был произведен подъем ГНКТ до глубины первого интервала вскрытия, и на трубе была поставлена первая цветная метка. Исходя из того, что ГНКТ имеет остаточный изгиб и при каждом движении трубы метка на поверхности может не совпадать с определенной глубиной, спуско-подъемные операции во время корреляции и привязки интервала, а затем и во время размещения гидропескоструйного инструмента строго ограничены и проводятся только в направлении от максимальной глубины к устью. Схожим методом была произведена корреляция и привязка всех трех интервалов.

Стадия вторичного вскрытия методом гидропескоструйной перфорации была проведена в следующем порядке. Перфоратор был размещен на заданной глубине 2960 м согласно метке на ГНКТ. Установлена закачка гелированной жидкости с расходом 150 л/мин для замещения объема ГНКТ. Затем расход по жидкости был увеличен до 230 л/мин, и была произведена закачка абразивной смеси с загрузкой песка типоразмером 35 – 40 в концентрации 120 кг на 1 м3 несущей жидкости в течение 20 мин. Во время закачки циркуляционное давление находилось на уровне 270 – 290 атм при варьирующемся расходе 230 – 340 л/мин. После этого произведено приподнятие ГНКТ на 15 см и была произведена вторая серия перфорационных отверстий, а затем третья серия в таком же порядке. Таким образом, произведено 9 перфорационных отверстий на интервал с фазировкой 120 град.

в интервале 45 см. После проведения перфорации интервал был нормализован от абразивного песка, и ГНКТ была поднята на поверхность для перехода к стадии ГРП [1].

После завершения ГРП на этапе продавки часть проппанта была оставлена в стволе скважины в целях изоляции интервала для проведения следующей стадии работ. Непосредственно перед проведением гидропескоструйной перфорации следующего интервала произведена закачка дополнительной порции песка для усиления изоляции интервала. Стадия вторичного вскрытия на втором и третьем интервалах была произведена аналогично описанному выше процессу. Ствол скважены был нормализован, и проведено освоение азотом до определенных техническим заданием параметров. Скважина выведена в режим фонтанирования.

Данная технология позволяет проводить непрерывный цикл подготовки скважины: вскрытие пласта – ГРП – освоение комплексами ГРП и ГНКТ и избегать задержки при вводе скважины в эксплуатацию.

Достоинствами технологии являются:

• отсутствие манипуляций с пакером, т.к. его посадка осуществляется один раз выше самого верхнего пласта;

• процесс перфорации занимает незначительное время;

• все основные работы выполняются одной компанией – "Weatherford International";

• нет ограничений по массе ГРП и фракциям проппанта.

Проведение работ возможно практически в любых скважинах: большая кривизна скважины, наличие хвостовика (114 или 102 мм) или отсутствие усиленной эксплуатационной колонны (группа прочности Е) не являются препятствием для использования технологии ГПП.

Применение технологии компании Weatherford показало свою эффективность в скважинах, где необходимо вскрытие нескольких пластов (особенно при наличии множества пропластков), которые нужно подвергнуть ГРП по отдельности, а также где несколько последовательных операций ГРП позволят обойтись меньшей массой проппанта, так как он не тратится на расклинивание глинистых перемычек, а размещается только в интересующих зонах.

712 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Литература Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: ФГУП Изд-во “Нефть и газ”, РГУ Нефти и газа им.Губкина, 1.

2003. – 816 с.

Грейвз Рэнделл, Скиннер Стив, Ричард Рассел, Эд Смоли. Эксплуатация колтюбинговых установок//Журнал 2.

“Время колтюбинга”. – Москва.: 2009. – № 3. – С. 25 – 28.

К ОЦЕНКЕ ВРЕМЕНИ НАЧАЛА РАДИАЛЬНОГО ПРИТОКА ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ КРИВОЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ К.C. Гаврилов Научный руководитель профессор В.Л. Сергеев Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Рассматривается проблема определения времени начала радиального притока при обработке данных гидродинамических исследований скважины (ГДИС) по кривой восстановления давления (КВД), и предлагается метод решения, основанный на технологии адаптивной интерпретации. Приводятся примеры интерпретации КВД однородно - пористых нефтяных пластов с диагностикой радиального притока.

Введение. В настоящее время для определения оценки времени начала радиального притока при интерпретации нестационарных гидродинамических исследований скважины на неустановившихся режимах фильтрации методом касательной используются качественные и количественных критерии.

Качественный критерий заключается в анализе диагностического графика в двойных логарифмических координатах, приведенных для примера на рис. 1,2 для кривой восстановления давления скважины № 335, месторождения Тюменской области однородно – пористого нефтяного пласта. На рис. 1 достаточно четко виден прямолинейный участок и время начала радиального притока t р, что позволяет корректно использовать метод касательных для определения фильтрационных параметров нефтяного пласта. На рис. 2 наблюдается иная картина, показывающая, что четко выделить начало радиального притока и прямолинейный участок КВД не представляется возможным, и возникает необходимость использования количественных критериев.

Рис. 1 Кривая восстановления давления и ее Рис. 2 Кривая восстановления давления и ее производная скв. 335 производная скв. Наиболее известными количественными критериями определения времени начала радиального притока являются зависимость P.N. Home [1] t p C /(2 hk ) (60 3,5S ) (1) и эмпирического приближения, предложенные в [ 2 ] для бесконечного радиального пласта 9973( S 10), S 0, t p C /(hk ) F (S ) (2) 26497( S 4,3), S 0, где k, h - проницаемость и эффективная толщина нефтяного пласта,, S, C - вязкость нефти, скин фактор и коэффициент влияния ствола скважины,соответственно. Известны и другие модификации критериев (1),(2) в условиях системы разработки, когда пространство вокруг скважины может быть ограничено другими добывающими и нагнетательными скважинами [3]. Проблемным моментом использования количественных критериев (1),(2) оценки времени начала радиального притока является присутствие там фильтрационных параметров пласта (пьезопроводность, проницаемость, скин- фактор и коэффициент влияния ствола скважины), которые нам изначально неизвестны и подлежат определению. Образуется некоторый замкнутый круг, для использования метода касательных и определения фильтрационных параметров пласта нужно знать время начала радиального притока, а оценка этого времени содержит также неизвестные нам параметры пласта.

Для решения указанных выше качественных и количественных проблем определения времени начала радиального притока в работе предлагается и исследуется метод, основанный на адаптивной интерпретации КВД, позволяющий проводить диагностику радиального притока в процессе проведения гидродинамических исследований с одновременной оценкой фильтрационных параметров пласта.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Метод определения времени начала радиального притока.

Основу рассматриваемого метода диагностики радиального притока представляет критерий вида t * arg min Ф( Pt*з Pз (* ), t [t ] [t0, tn ]) (3) р t, t где запись arg min f ( x ) означает точку минимума x функции f ( x ) ( f ( x* ) min f ( x) );

Ф( ) * * t x x показатель качества, заданный в виде известной функции Ф (либо функционала) от фактических значений забойного Pt *з и значений забойного давления, вычисленных на основе модели Pз (* ). Здесь * оценки t t, параметров модели забойного давления, полученные в момент времени начала радиального притока t * t * на основе адаптивного метода интерпретации на определенном участке КВД t [t ] [t0, tn ] p p длительностью ;

t0, tn - моменты времени начала и завершения гидродинамических исследований[4]. При использовании в качестве модели КВД зависимости kp Pз (t ) 1 2 ln(t ), 1,2 (4) 4 критерий (3) можно представить в виде 1t * * 0, 2t 0, при t t * [t * ] (5) р p t t Тогда в качестве оценки времени начала радиального притока принимается то значение t *, при р котором левые и правые части уравнений (5) совпадают, что означает стабилизацию оценок параметров модели КВД * на интервале обработки [t * ] 0, а следовательно, и стабилизацию оценок гидропроводности t* и t p комплексного параметра kp,t *, kp,t 1t / 2t.

t* * * * (6) 4 2t * Возможны и другие формы представления критерия (3)[5].

Результаты диагностики радиального притока при интерпретации КВД. Результаты определения времени начало радиального притока и интерпретации КВД скважин 362 и 335 приведены на рис.3,4 и таблице.

На рис. 3,4 приведены оценки гидропроводности, пьезопроводности t*, kp,t (6), полученные методом * адаптивной интерпретации [4] для модели КВД (4).

Рис. 3 Оценки гидропроводности и Рис. 4 Оценки гидропроводности и пьезопроводности скв. 362 пьезопроводности скв. В таблице приведены результаты сравнительного анализа, полученные при интерпретации скважин и 362 с использованием зарубежных программных комплексов PanSystem, метода касательной (МК), на максимуме производной и на участке радиального притока, метода наилучшего совмещения (МНС), метода адаптивной интерпретации (МАИ) и оценок времени начала радиального притока (1),(2) (5).

Из рис. 3,4 и таблицы видно, чтo оценки гидропроводности и пъезопроводности, полученные по методу адаптивной интерпретации практически совпадают с оценками параметров с использованием программного комплекса PanSystem на участке радиального притока. Однако оценки времени начала радиального притока, полученные методов адаптивной интерпретации, значительно меньше приближений, полученных по формулам (1),(2), что показывает преимущество метода адаптивной интерпретации по диагностике радиального притока с одновременной оценкой фильтрационных параметров пласта при интерпретации гидродинамических исследований скважин по кривой восстановления давления.

714 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Таблица Результаты интерпретации скважин 335 и Скважины Методы Оценки Оценки Оценки Оценки Оценки времени гидропрово- пьезопро- времени времени начала водности пласта, подности начала начала радиального м3/Мпа*с,10-6 пласта, радиального радиального притока по м2/с,10-3 притока по притока по МАИ (5),ч (1),ч (2),ч – 335 PanSystem 0,31 14,5 37,48 29, МК на – – – 0,091 3. максимуме производной МК на участке – – – 0,27 11, РП МНС – – – 0,24 10, МАИ 0,22 9,6 10, – 362 PanSystem 18,5 11,5 9,07 9, МК на – – – 8,7 46, максимуме производной МК на участке – 27,5 153, РП МНС – – – 23,01 128, МАИ – – 22,8 112.6 5, Литература Home R.N. ModernWell Test Analisis AComputer-Aidid Approach, 2002. – 257 p.

1.

Лойцянский Л. Г. Механика жидкости и газа.– М.:Наука,1987. – 840 с.

2.

Санников В.А., Курочкин В.И., Метт А.А. Анализ корректности применения метода касательной при 3.

интерпретации кривой восстановления давления//Нефтяное хозяйство, 2010. – 4. – C.82 – 85.

Гаврилов К. С., Сергеев В.Л. Адаптивная интерпретация нестационарных гидродинамических исследований 4.

скважин в системе «пласт-скважина» методом интегрированных моделей // Известия Томского политехнического университета, 2012. – Т. 321. – № 5. С.72 – 75.

Сергеев В.Л., Аниканов А.С. Метод адаптивной идентификации гидродинамических исследований скважин с 5.

учетом априорной информации// Известия ТПУ, 2010. – Т. 317. – № 5. – С. 50 – 52.

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА РЕЗЕРВУАРОВ С ТРЕЩИНОПОДОБНЫМИ ДЕФЕКТАМИ С УЧЕТОМ ДВУХОСНОГО НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ А.А. Герасименко Научный руководитель доцент Г.Х.Самигуллин Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург, Россия Известно, что период безаварийной работы резервуаров длиться в среднем 15 – 20 лет, после чего количество аварийных ситуаций резко возрастает вследствие накопления повреждений, возникших при эксплуатации. К наиболее частым причинам возникновения отказов резервуаров можно отнести: трещины в нижнем уторном узле в сварных соединениях и основном металле;

трещины в стенке в сварных соединениях и основном металле;

трещины в зонах врезок приемо-раздаточных патрубков. Согласно нормативно – технической документации эксплуатация резервуаров с трещиноподобными дефектами недопустима. В тоже время существуют многочисленные примеры достаточно продолжительной эксплуатации резервуаров с трещинами, которые не проявляют стремления к заметному росту. Это связанно с тем, что в зависимости от условий эксплуатации, зародившаяся трещина может расти довольно долго, до тех пор, пока не достигнет критического размера, после чего произойдет разрушение.

Индивидуальные решения, принимаемые по дальнейшей эксплуатации резервуаров с дефектами, основаны на интегрировании зависимости скорости роста трещины dl от изменения коэффициента dN интенсивности напряжений K I (уравнение Пэриса dl CK n, где C, n – механические характеристики I dN материала;

l – глубина трещины;

N – число циклов нагружения).

Следует отметить, что большинство исследователей используют характеристики циклической трещиностойкости материалов, полученные при одноосном нагружении, хотя в реальных условиях трещины и СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ пр другие трещиноподобные дефекты находятся в условиях двухосного нагружения в поле продольных и кц кольцевых напряжений. Исходя из вышеизложенного, основной целью настоящей работы является создание методики прогнозирования остаточного ресурса резервуара с трещиноподобными дефектами в условиях двухосного нагружения. Для оценки степени опасности дефекта следует установить функциональную зависимость между скоростью роста трещины и видом напряженного состояния. Предполагается, что при одноосном растяжении скорость роста трещиноподбоного дефекта в стенке резервуара будет меньше, чем при двухосном растяжении – сжатии, но больше чем при двухоосоном растяжении. Исходя из этого предположения в формулу Пэриса предлагается ввести коэффициент (k), учитывающий восприимчивость материала к двухосному нагружению dl f (K ;

k ). Это даст возможность в расчетах использовать константы С и n, I dN определенные для одноосного напряженного состояния.

Для прогнозирования остаточного ресурса необходимо:

С помощью методов неразрушающего контроля определить местоположение, размеры трещиноподобного дефекта;

Рассчитать напряженно-деформированного состояния объекта с трещиной. При этом можно использовать два подхода: аналитический, когда дефект находится в таком месте, где расчет напряжений не вызывает трудностей (стенка резервуара), и, метод конечных элементов, в частности программный комплекс ANSYS, например для зоны уторного узла.

Экспериментально определить константы C, n по результатам одноосных испытаний, k - двухосных испытаний для заданного материала;

пр по заданному напряженному состоянию;

Вычислить степень двухосности напряжений кц Найти N* число циклов до разрушения путем интегрирования дифференциального уравнения l по размеру трещины, в предположении, что рост трещины продолжается до dl (N * ) f ( K, C, n, k, ) l критического значения коэффициента интенсивности напряжений, либо до того момента, когда глубина поверхностной трещины станет равной толщине стенки резервуара.

ВЛИЯНИЕ ЭФФЕКТА «ТЕПЛОВОЙ ЛИНЗЫ» НА ДОСТОВЕРНОСТЬ РЕЗУЛЬТАТОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАЗМЕРОВ АГРЕГАТОВ АСФАЛЬТЕНОВ В МОДЕЛЬНОЙ СИСТЕМЕ А.М. Горшков Научный руководители профессор А.Т. Росляк, доцент Л.В. Шишмина Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Нефтяные асфальтены, самый высокомолекулярный и полярный компонент нефти, является предметом многочисленных исследований. Причина этого – постоянно увеличивающаяся доля тяжелой нефти и битумов в мировых запасах углеводородов [1]. В настоящее время асфальтены характеризуются как фракция нефти, которая является нерастворимой в н-алканах и растворимой в толуоле или бензоле. Хотя химическое строение асфальтенов проясняется очень медленно, их средний состав как группы соединений известен достаточно хорошо. Типичная молекула асфальтенов состоит из 3-10 конденсированных ароматических колец и коротких алкильных цепей (около 3-5 углеродов). Полициклическое ядро содержит небольшое количество гетероатомов (N, O, S) и металлов (Va, Ni, Fe) [3]. Из-за сложного состава асфальтенов, они проявляют интересные физические свойства. Одно из таких свойств асфальтенов – сильная склонность к самоассоциации и формированию надмолекулярных структур даже в сильно разбавленных органических растворителях. Одним из основных параметров, характеризующим надмолекулярное состояние асфальтенов является размер агрегатов. В процессе агрегирования размер частиц асфальтенов изменяется от 2 – 10 нм для состояния стабильных наноколлоидов до нескольких микрометров для флоккул асфальтенов [8].

На сегодняшний день наиболее эффективными методами определения размера частиц асфальтенов являются оптические методы, которые позволяют изучать объекты, практически не внося изменений в их природные свойства. К числу наиболее перспективных из них относится метод фотонной корреляционной спектроскопии (ФКС).

Данный метод позволяет вести мониторинг процесса агрегации асфальтенов и проводить измерения размера в режиме реального времени в процессе их роста, является бесконтактным, не вносящим возмущение в исследуемую среду и отличается высоким быстродействием и точностью [7]. Метод ФКС состоит в определении коэффициента диффузии коллоидных частиц путем измерения спектрального состава (или корреляционной функции) рассеянного света.

Аппроксимируя измеренную автокорреляционную функцию флуктуации интенсивности рассеянного света теоретической экспоненциальной функцией можно найти коэффициент диффузии. Если форму частиц принять сферической, их радиус может быть рассчитан по формуле Стокса-Эйнштейна [6]. Несмотря на все преимущества метода ФКС, при исследовании непрозрачных и разбавленных систем асфальтенов из-за сильного поглощения света существует одна основная проблема – возникновение эффекта «тепловой линзы».

716 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Сущность явления заключается в том, что за счет местного перегрева образца возникает градиент температуры. Под действием данного градиента происходит направленное движение жидкости, отличающееся от теплового броуновского движения, на котором основан метод ФКС. В итоге измеренная автокорреляционная функция не является экспоненциальной, что приводит к некорректному определению размера частиц асфальтенов. Чтобы избежать этого эффекта, мощность лазерного излучения должна быть ослаблена нейтральными стеклянными фильтрами [4].

Цель данной работы – оценить влияние эффекта «тепловой линзы» на размер агрегатов асфальтенов и процесс агрегации в целом методом фотонной корреляционной спектроскопии. Объектом исследования являлись асфальтены, выделенные из высоковязкой нефти. Их характеристика представлена в табл.

Таблица Элементный состав и молекулярная масса асфальтенов Содержание, % Молекулярная масса, H/C а.е.м.

С Н N S O 85,3 7,8 1,1 4,1 1,7 1,10 Агрегация асфальтенов была исследована на модельной системе асфальтены–толуол–гептан. В качестве растворителя использовался толуол. Концентрация асфальтенов в толуоле составляла 0,0001 моль/л. В исходной системе не было зафиксировано корреляционных фуцкций, свидетельствующих о наличии оптических неоднородносткей с размером от 1 нм до нескольких микрон, следовательно, данный раствор асфальтенов в толуоле является молекулярным.

Инициирование агрегации асфальтенов осуществлялось добавлением определенного объема осадителя – н-гептана. Пороговая объемная концентрация н-гептана, при которой начинался процесс роста частиц для этой концентрации, составил около 59 %.

Эксперименты были проведены с тремя соотношениями осадитель/растворитель. Количество н-гептана изменялось от 59 % до 67 % об. смеси толуол–гептан. Для измерений размера ассоциатов асфальтенов и изучения процесса агрегирования использована система PhotoCor Complex [2]. Все эксперименты проводились при температуре 27 С и атмосферном давлении. Рассеяние света наблюдалось под углом 90. Одной из основных задач, решаемых для достижения цели данной работы, было выбрать оптимальные нейтральные фильтры для каждой концентрации н-гептана в смеси. С одной стороны, чем сильнее мы уменьшаем мощность лазера, т.е.

ставим фильтр с большим коэффициентом ослабления, тем больше вероятность того, что мы избавимся от эффекта «тепловой линзы». С другой стороны, чем сильнее мы ослабляем интенсивность лазера, тем меньше интенсивность рассеянного света на частицах асфальтенов, следовательно, меньше соотношение полезный сигнал/шум, что в итоге приводит к многократному увеличению погрешности определения размера частиц.

Одним из основных методов выявления эффекта «тепловой линзы» при исследовании растворов асфальтенов является сравнение экспериментальных данных с теоретическими (экспоненциальными) автокорреляционными функциями в конце агрегации, когда время воздействия лазера является максимальным (рис. 1).

Рис. 1 Пример обработки автокорреляционной функции в программе DynaLS двумя теоретическими кривыми (Distribution analysis – синяя, Discrete Components analysis – зеленая) для соотношения н гептан/толуол 67 % об.: а – при использовании нейтрального фильтра k-5, б – без фильтра Из рис. 1а видно, что отклонение экспериментальных данных от теоретических функций в зависимости от номера канала коррелятора имеет хаотическую зависимость, что соответствует правильному определению размера частиц. В отличие от рис. 1.а, на рис. 1б видна четкая синусоидальная зависимость отклонения от номера канала коррелятора, которая свидетельствует о проявлении эффекта «тепловой линзы».

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Таким образом, опытным путем были определены оптимальные нейтральные фильтры для каждой концентрации н-гептана: для порогового соотношения н-гептан/толуол (59% об.) процесс агрегации асфальтенов можно исследовать без нейтрального фильтра, для соотношения 61% об. – стеклянный фильтр с ослаблением в раза (k-3) и для соотношения 67% об. – стеклянный фильтр с ослаблением в 5 раз (k-5).

На рис. 2 представлены результаты исследования процесса агрегации асфальтенов в модельной системе при использовании разных нейтральных фильтров. Сплошные линии соответствуют теоретической модели режима диффузионно-лимитированной агрегации (ДЛА) в соответствии с решением уравнения Смолуховского [5].

R = 216.74t0. R = 105,41t0, б а) K = 0. K= 0, R = 154.41t0. Средний радиус частиц, нм K = 0. Средний радиус частиц, нм 600 R = 96,84t0, K= 0, R = 70,17t0, K = 0,97 300 R = 168.75t0. K= 0. 61% н-гептана, без фильтра 67% н-гептана, без фильтра 61% н-гептана, фильтр k-3 (эксперимент 1) 67% н-гептана, фильтр k- 61% н-гептана, фильтр k- (эксперимент 2) 67% н-гептана, фильтр k- 0 50 100 150 200 Время, мин 0 50 100 150 Время, мин Рис. 2 Процесс агрегации асфальтенов в модельной системе при использовании разных нейтральных фильтров: а – 61% об. н-гептана в смеси, б – 67% об. н-гептана в смеси Необходимо отметить, что перед тем, как выявить влияние «тепловой линзы» на размеры агрегатов асфальтенов и процесс агрегации в целом, было проведено два последовательных эксперимента для 61% об. н гептана в смеси, используя фильтр k-3, для определения повторяемости параметров, описывающих кривые агрегации.

Из рис. 2а видно, что процесс агрегации в первом и втором экспериментах практически совпадает как по времени агрегации около 245 мин, так и по параметрам степенной функции, описывающей процесс агрегации.


Для двух экспериментов начальный фиксируемый радиус составил R0=101,12±6,06 и показатель степенной функции a=0,365±0,015, что в относительных единицах составляет менее 6 % и свидетельствует о высокой повторяемости для систем, имеющих размеры порядка нескольких сотен нанометров.

Из рис. 2а следует, что эффект «тепловой линзы» не изменяет время агрегации асфальтенов, однако уменьшает начальный фиксируемый размер (до 70 нм) и показатель степенной функции, что приводит к получению заниженных значений радиусов частиц в процессе агрегации и приводит к уменьшению радиуса практически в два раза в конце агрегации асфальтенов. Из рис. 2б видно, что для концентрации н-гептана 67% об. смеси наблюдается такая же тенденция, только влияние «тепловой линзы» увеличивается в несколько раз.

Во-первых, «тепловая линза» приводит к уменьшению времени агрегации асфальтенов без фильтра до 84 мин, в отличие от 184 мин для агрегации асфальтенов с фильтром k-5. Конечный радиус частиц за время агрегации под действием «тепловой линзы» уменьшается в 3 раза до 470 нм.

Использование фильтра k-3 позволяет частично избавиться от перегрева образца асфальтенов, в результате чего увеличивается время агрегации до 150 мин, однако для полного избавления от влияния эффекта необходимо ставить фильтр k-5. По результатам исследования влияния «тепловой линзы» на достоверность определения размеров агрегатов асфальтенов и процесс агрегации в целом можно сделать следующие выводы:

- Влияние «тепловой линзы» усиливается при увеличении концентрации н-гептана в модельной системе.

- Для каждой концентрации н-гептана необходимо индивидуально подбирать нейтральные фильтры с разными коэффициентами ослабления.

718 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Основной эффект «тепловой линзы» заключается в уменьшении фиксируемого радиуса частиц асфальтенов, из-за их ускоренного движения под действием градиента температур, приводящего к некорректному определению коэффициента диффузии.

Литература Mullins O. C., Zuo J.Y., Freed D. E., Elshahawi H, Cribbs M. E. Оценка параметров пласта: применение 1.

скважинного анализа флюидов в сочетании с новой теорией асфальтенов // Нефтегазовые технологии, 2012. – № 5. – С. 22 – 30.

PhotoСor [сайт производителя], URL;

http://www.photocor.ru//.

2.

Sheu Eric Y. Physics of asphaltene micelle and microemulsions – theory and experiment // Journal of Physics:

3.

Condensed matter. 1996, – N 8. – P. 125 – 141.

4. Yudin I. K., Anisimov M. A. Dynamic light scattering monitoring of asphaltene aggregation in crude oils and hydrocarbon solutions // Asphaltenes, heavy oils, petroleomics, 2007. – P. 439 – 468.

5. Yudin I. K., Nikolaenko G. L., Gorodetskii E. E., Markhashov E. L., Frot D., Briolant Y., Agayan V. A., Anisimov M. A.

Universal behavior of asphaltene aggregation in hydrocarbon solution // Petroleum Science and Technology, 1998. – N 3. – P. 395 – 414.

Анисимов М. А., Дмитриева И. А., Крупина А. А., Курляндский А. С., Юдин И. К. Ассоциация и 6.

фазообразование в растворах асфальтенов // Химия и технология топлив и масел. – Москва, 1988. – № 8. – С.

34 – 36.

Буря Е. Г. Исследование процессов агрегации асфальтенов в углеводородных системах:

На правах рукописи

.

7.

Дис. на соискание ученой степени канд. тех.наук. – Москва, 2001г. – 109 с.

Ганеева Ю. М., Юсупова Т. Н., Романов Г. В. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, 8.

влияние на свойства нефтяных систем // Успехи химии, 2011. – Т.80. – № 10. – С. 1034 – 1050.

ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНЫЙ КОМПЛЕКСНЫЙ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЙ И МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЙ МЕТОД УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Ю.З. Гусева Научный руководитель доцент Л.И. Сваровская Институт химии нефти СО РАН, г. Томск, Россия Технологии добычи трудноизвлекаемых вязких нефтей основаны на термическом воздействии на пласт, что является технически сложным и дорогостоящим процессом. Затраты энергии с применением тепловых технологий эквивалентны трети энергии извлекаемой продукции [1]. Доля трудно извлекаемых запасов вязких нефтей в России постоянно растет.

В связи с чем, решение проблемы энергосбережения при повышении эффективности и рентабельности процессов добычи вязких нефтей является основополагающей. Для повышения нефтеотдачи пластов широкое применение находят нефтевытесняющие композиции.

Для этих целей применяются нефтевытесняющие композиции, компонентами которых являются поверхностно-активные вещества (ПАВ) и азотистые соединения, в том числе карбамид [2, 3]. В условиях нефтяного пласта гидролиз карбамида протекает при температуре выше 80 С при этом выделяется углекислый газ (СО2) и аммиак. Аммиак, при растворении в пластовой воде, образует щелочную буферную систему, максимальная емкость которой определяется в интервале рН 9 – 10, что повышает моющие свойства нефтевытесняющей композиции и стимулирует десорбцию нефти с пористой породы пласта.

Выделившийся в процессе гидролиза СО2, преимущественно растворяется в нефти, снижает ее вязкость, что также способствует вытеснению нефти из пласта и увеличению нефтеотдачи. При низких температурах гидролиз карбамида катализирует фермент уреаза, что позволяет использовать ее при создании биотехнологии увеличения нефтеотдачи для низкотемпературных залежей. Уреаза (ЕС 3.5.1.5.) или амидогидролаза, широко распространена в природных источниках растительного и бактериального происхождения: соя, бобовые культуры, свекла и кизяки животных [4]. Микроорганизмы, способные к синтезу уреазы, объединены в группу уробактерий, в состав которой входят представители родов: Proteus, Azotobacter, Bacillus, Micrococcus, Pseudomonas и др.

В условиях нефтяного пласта с низкой температурой (20-40С) гидролиз карбамида возможен при одновременном введении в пласт раствора нефтевытесняющей композиции, содержащей карбамид, и уреазы или взвеси уробактерий, катализирующих гидролиз с выделением аммиака и СО2.

Объекты и методы исследования.

Объектами исследования являются нефть месторождения Цагаан – Элс с вязкостью 544 мПА*с, 10 % ный раствор нефтевытесняющей композиции НИНКА® и пробы природных источников уреазы растительного и бактериального происхождения: соя, свекла и кизяки домашних животных, гидролизующих карбамид с выделением СО2 и аммиака, при температуре 40 С.

Ферментативный гидролиз карбамида контролировали по изменению рН за определенный промежуток времени и снижению концентрации карбамида по методике [5]. Значения pH раствора измеряли на рН-метре милливольтметре марки 673 М. Численность уробактерий определяли методом посева на селективную среду Лениса, общее число гетеротрофов – на мясо-пептонный агар (МПА) с применением метода предельных разведений [6].

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Вытеснение высоковязкой нефти месторождения Цагаан-Элс (Монголия) проводили комплексным методом из насыпной модели, состоящей из колонок высотой 90 см, диаметром 2 см, заполненных силикагелем марки АСКГ. Результаты и обсуждение. Активность гидролиза карбамида в растворе композиции ПАВ с добавлением природных источников уреазы оценивали по изменению pH, концентрации карбамида, накоплению CO2 и аммиака. Из растительных объектов исследовали уреазную активность соевой муки, содержащей уреазу и кожуры свеклы, содержащей уреазу и группу уробактерий, численность которых достигает 3.2·109 клет/г. Для проведения гидролиза карбамида применяли 5 и 10 %-ные растворы композиции, содержащие карбамид в концентрации 32 и 64 г/дм3 соответственно. Максимальное значение pH 9.4 ед. получено при соотношении кожуры свеклы:карбамид 1:64 (0.5:32) в течение 48 часов и соевой муки:карбамид – 0.1:32, при котором за 2 ч значение рН составило 9.3.

Изменение параметров гидролиза карбамида соевой мукой исследовали в течение 30 сут. При этом содержание карбамида понизилось от 64 до 3.4 г/л, концентрация ионов аммония увеличилась от 9.9 до 25 мг/л, величина рН – от 6.5 до 9.4;

накопление СО2 на 30 сут составило 20 л/л. Влияние СО2 на изменение вязкости нефти месторождения исследовали ротационным методом при разных скоростях сдвига после ее термостатирования в присутствии 10 % – ного раствора композиции НИНКА®, содержащего карбамид, и гидролизующего его фермента растительного и бактериального происхождения (соевая мука, свекла и кизяки).

Вязкость исходной нефти месторождения Цагаан-Элс (Монголия) составляет 544 мПас при 40 °С. После термостатирования при 35°С в течение 45 суток в контейнерах вязкость нефти снижается в 1.3-1.5 раз.

Хроматографический анализ газообразных продуктов метаболизма подтвердил накопление СО 2 в процессе ферментативного гидролиза карбамида и показал, что при гидролизе свекольной массой концентрация СО2 в 2 раза выше, чем при гидролизе кизяками в одинаковых условиях эксперимента. Следовательно, уробактерии в составе природных источников обладают активной ферментативной системой, гидролизующей карбамид с повышением рН, выделением СО2 и аммиака.

Для исследования фильтрационных характеристик и нефтевытесняющей способности композиции НИНКА с добавлением уреазы или уробактерий, согласно ГОСТа 39-195-86 применяли изовязкостную модель нефти, для чего к нативной нефти добавляли 30 % керосина. Физико-химические свойства нефти представлены в таблице.

Таблица Физико-химические свойства нативной и изовязкостной модели нефти месторождения Цагаан-Элс Нефть месторождения Цагаан-Элс Исследуемые параметры нативная изовязкостная Плотность, г/м3при 40 С 0,921 0, Вязкость, мПа·с при 40 С 544 8, Вытеснение проводили из насыпной модели, состоящей из 4 колонок высотой 90 см, диаметром 2 см.


Колонки заполняли силикагелем марки АСКГ с проницаемостью от 8,1 мкм2 до 10,1 мкм2. Удельная поверхность силикагеля 160 – 500 м2/г.

В качестве нефтевытесняющего агента в контрольной модели применяли 10 %-ный раствор композиции НИНКА, в состав которой входит карбамид – 64,0 г/л, аммиачная селитра – 32,0 г/л, неонол АФ9-12 – 4,0, рН 6.5.

Вытеснение проводили при температуре 40С, близкой к пластовой. Для довытеснения остаточной нефти контрольную колонку обрабатывали 10 %-ным раствором композиции НИНКИ® (колонка 1), опытные – раствором композиции с добавлением соевой муки 0,1 г/л (колонка 2), кизяков (колонка 3) и свеклы (колонка 4) по 0.2 г/л. Колонки перекрывали и термостатировали в течение 14 суток при 40 С для размножения микрофлоры и накопления продуктов метаболизма. После термостатирования вытеснение остаточной нефти продолжали водой до полной обводненности на выходе.

Применение раствора композиции с экстрактом кизяков, содержащих уробактерии, гидролизующих карбамид, увеличило абсолютный коэффициент нефтевытеснения от 50,6 (контроль) до 53,0 и 59,5 % в опытных вариантах. Значимо изменился относительный прирост коэффициента нефтевытеснения от 14,6 до 19,0 и 23,6 %, что связано с размножением во время термостатирования уробактерий, продуцирующих уреазу.

Термостатирование с использованием соевой муки увеличило прирост коэффициента нефтевытеснения до 15,9 %, а в контрольной колонке прирост коэффициент нефтевытеснения составил 8,3 %. Абсолютный коэффициент нефтевытеснения с применением соевой муки, содержащей уреазу, составил 42,2 %, для контрольной колонки – 37,0 %.

Хроматографический анализ углеводородов довытесненной остаточной нефти с применением раствора композиции и экстракта кизяков не подтвердил каких-либо изменений в составе углеводородов. Отношение Pr/C17 и Ph/C18 идентичны для контрольного и опытного вариантов. Следовательно, биодеструктивные процессы отсутствуют, довытеснение нефти протекает за счет газообразных продуктов гидролиза карбамида, снижающих вязкость и увеличивающих моющие свойства композиции.

Таким образом, уреаза природных источников растительного и бактериального происхождения (соевая мука, свекла, кизяки домашних животных) проявляет высокую активность в процессах гидролиза карбамида в составе нефтевытесняющей композиции НИНКА® с выделением СО2, снижающего вязкость нефти, и NН3, повышающего рН и моющие свойства композиции, что способствует вытеснению вязкой нефти из пласта.

720 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Полученные данные являются научной основой для разработки комплексного физико-химического и микробиологического метода увеличения нефтеотдачи вязкой нефти низкотемпературных залежей.

Работа выполнена при финансовой поддержке Соглашения № 8360 Федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009 – 2013 годы и гранта РФФИ № 11 03- 92203- Монг_а.

Литература Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в 1.

карбонатных коллекторах. – М.: Ижевск, 2011. – 317 с.

Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. – Новосибирск: Наука, 2.

1995. – 196 с.

The Enzymes / Edited by Paul D. Boyer, third ed. – New York and London, 1971. – Vol. IV. – p. 1 – 21.

3.

Горелова Ю.С. Ускоренный метод определения карбамида в водных, спиртоводных и углеводородных 4.

растворах / Ю.С. Горелова, Р.М. Абзалов, П.Л. Ольков, Е.Ю. Горелова, Ф.С. Бактермиров // Заводская лаборатория, 1992. – № 11. – С. 14 – 16.

Большой практикум по микробиологии / под ред. Г.Л. Селибера. – М.: Высшая школа, 1962. – 491 с.

5.

МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ ДАННЫХ КОСВЕННЫХ ИЗМЕРЕНИЙ ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОГО СОСТАВА ОСАДОЧНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД П.С. Дозморов Научный руководитель профессор А.Т. Росляк Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Эффективность целого ряда процессов порошковой технологии в различных отраслях промышленности, а также качество конечной продукции в значительной степени зависят от точности определения размеров частиц твердых компонентов, что вызывает необходимость совершенствования методов и устройств для определения гранулометрического состава [1]. Для определения гранулометрического состава дисперсных материалов используются множество методов, причем обработка результатов измерений проводится с помощью ряда аппроксимационных зависимостей [2]. В настоящей работе используется один из подходов применения метода Розина – Раммлера – Беннета путем преобразования получаемой информации в аппаратной части с целью создания алгоритма для машинной обработки данных о гранулометрическом составе. Рассмотрим эту задачу на примере метода слоевой седиментации частиц.

Способ седиментации частиц из стартового слоя [1] обеспечивает осаждение с одной высоты всех частиц анализируемой пробы порошка. В результате фиксируются все, даже самые крупные частицы, которые при обычных методах седиментационного анализа успевают достигнуть дна кюветы до начала измерений. Для реализации данного метода используется прибор «Весовой седиментометр ВС-4».

В идеальном случае с каждой осевшей частицей показания прибора должны увеличиваться, однако, как видно из рисунка 2, данная функция не является монотонно возрастающей, что объясняется искажением входной информации различными шумами. Поэтому первым этапом преобразования полученных данных является интерполяция.

Следующим шагом является построение функции распределения частиц по размерам P( ). Данную функцию можно получить разными методами [2]. Для нашего исследования наиболее применимым является метод Розина – Раммлера – Беннета [3]. По этому методу кривые распределения размера частиц могут быть получены уравнением:

a (1) e R( ) e Для нахождения параметра a уравнение (1) дважды логарифмируем:

1 ( ln ln a ln ln b R (2) Обозначим:

1 ( y ln ln ;

x ln ;

b ln b R (3) Тогда уравнение (4) примет вид y ax b – линейное уравнение. В этом уравнении известны пары ( xi, yi ), i 1, n, n a b воспользуемся – количество экспериментальных данных. Для нахождения и методом наименьших квадратов.

Функция двух переменных принимает наименьшее значение ( n F (a, b) ( yi (axi b)) 2 min (4) i СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ При данных a и b сумма квадратов отклонений экспериментальных данных от найденной прямой будет наименьшей [3].

Чтобы найти коэффициенты, находим частные производные функции по переменным a и b и приравниваем эти производные к нулю. Полученная система решается методом Краммера и получаем формулы для нахождения коэффициентов по методу наименьших квадратов n n n n xi yi xi yi n n yi a xi a i 1 i 1 i 1 ( b i 1 i и (5) n n n xi 2 xi n i i Как видно из уравнений (3), для нахождения ( xi, yi ) необходимо знать размер частиц.

Воспользуемся уравнением в условиях динамического равновесия для движущейся частицы [1]:

w2 ( dw g 1 f (6) тв 2m d Уравнение (6) характеризует взаимодействие сил, в поле которых находится твердая частица или тело.

Если частица имеет шарообразную форму с диаметром и осаждается в поле силы тяжести, то для определения скорости осаждения необходимо ввести условия:

- среда, в которой происходит осаждение, неограниченна;

- осаждению частицы не мешают другие частицы;

- скорость осаждения постоянна.

В соответствии с последним условием dw/d=0. При введении массы шарообразной частицы c m 3 / 6 тв и площади поперечного сечения частицы f 2 4 в уравнение (6) получим:

4 тв g ( wос (7) тв В приведенных выше уравнениях – диаметр осаждающейся частицы, м;

и – плотности частицы и среды соответственно, кг/м.

Таким образом, уравнение (7) показывает зависимости скорости осаждения от коэффициента сопротивления среды, который зависит от числа Рейнольдса Re w /, где – кинематическая вязкость среды осаждения.

Рассматриваемые нами режимы осаждения частиц являются или ламинарным, или переходным. Отсюда изменяется коэффициент сопротивления среды.

В случае ламинарного режима осаждения (Re 2 ) 24 / Re.

Промежуточный режим обтекания в пределах изменения 2 Re 500 характеризуется меньшей зависимостью сопротивления от критерия Рейнольдса: 18.5 / Re0.6.

Применим данную теорию для нахождения размера частиц. Нам известно w H / t, где H – высота t осаждения частиц, – время осаждения частиц одного размера.

t Подставим данное равенство в (7) и выразим время. Получим ( 3H t (8) 4 g ( тв ) Подбирая размер частицы (с учетом коэффициента сопротивления среды), найдем такое время осаждения, которое совпадало бы со временем, полученным экспериментально.

Следуя данному методу, получим максимальный размер частиц в данном эксперименте. Поскольку показания прибора содержат скорость осаждения частиц, воспользуемся нормировкой униполярного показателя, выражающего только степень наличия некоторого качества (скорости), которое зависит от максимального и минимального показаний прибора.

Далее находим размер частиц для каждого значения показания прибора и времени его получения с учетом нормировки показания прибора. Каждое нормированное показание прибора дважды логарифмируем. По xi вышеописанному методу находим размер частицы, логарифмируем, получаем из формулы (3).

xi yi, подставим их в формулы (3) для нахождения a b.

Найдя, таким образом, все пары и 722 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Таким образом, мы нашли коэффициенты для уравнения Розина-Раммлера-Беннета. Зная коэффициенты уравнения Розина-Раммлера-Беннета, можно найти следующие величины: медиану полученного распределения;

удельную поверхность частиц;

дифференциальное распределение частиц по размерам;

интегральную функцию распределения частиц по размерам;

массовую долю частиц по фракциям в процентном соотношении;

количество частиц в процентном соотношении.

Представленный метод анализа гранулометрического состава с позиции преобразования получаемой информации с аппаратной части прибора является, на наш взгляд, наиболее применимым в качестве метода для алгоритмизации процедуры и аппаратной обработки данных измерений.

Литература Квеско Н.Г., Росляк А.Т. Весовой седиментометр для автоматизированного измерения гранулометрического 1.

состава порошков. // Заводская лаборатория. Диагностика материалов, 2000. – № 7 – С. 37 – 40.

Коузов П.А. Основы анализа дисперсного состава промышленных пылей и измельченных материалов. – 3е 2.

изд. Перераб. – Л.: Химия, 1987 – 264 с.

Линник Ю.В. Метод наименьших квадратов и основы математико-статистической теории обработки 3.

наблюдений, – Л.: Физматгиз, 1962. – 352 с.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПАРОТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ А.C. Должиков, М.Н. Афанасьев, И.С. Зверева Научный руководитель доцент А.В. Тютяев Самарский государственный технический университет, г. Самара, Россия В добывающей отрасли Российской Федерации уже ряд десятилетий идет постоянное падение среднего проектного коэффициента извлечения нефти (КИН), который с 51% в 1960 г. уменьшился до 35 % в 2000 г., а значение КИН за три последних пятилетних периода опустилось до 27 – 28%. Только за счет низкого КИН потенциальные извлекаемые запасы нефти в РФ уменьшились на 15 млрд. тонн. Более 70% нефти на разрабатываемых отечественных месторождениях остается в недрах. В Энергетической стратегии России заложен целевой ориентир повышения КИН с текущих 30% до 35 – 37% к 2030 году. Правительство РФ предлагает поддержать нефтяные компании в применении дорогих технологий для повышения нефтеотдачи.

Господдержка становится особенно актуальной в связи с тем, что на повестке дня стоит разработка мелких месторождений и месторождений вязкой нефти, рентабельность которых ниже действующих проектов. Только 35% запасов российской нефти можно добывать с использованием имеющихся традиционных технологий, остальное сырье относится к трудно извлекаемым запасам и требует применения особых способов добычи.

Мировой опыт разработки залежей нефти высокой вязкости показал, что по соотношению стоимость – получаемый эффект, термическим методам альтернативы на данный момент не существует.

При нагнетании в пласт теплоносителя наблюдается увеличение нефтеотдачи пласта благодаря действию, в основном, следующих трех факторов:

- улучшения отношения подвижности нефти и воды;

- улучшения проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте;

- тепловым расширением пластовых систем.

Дополнительным фактором, действующим в зоне пара, является дистилляция нефти. Относительно легкие фракции, оставшиеся после прохождения зон холодной и горячей воды, дистиллируются, часть из них уходит в более холодную зону и конденсируется. За счет дистилляции можно извлечь до 20% от запасов нефти.

Кроме того, дополнительным фактором повышения нефтеотдачи при применении теплоносителей, является растворимость воды в нефти, повышаемая с ростом температуры и давления. Наиболее применяемым термическим методом добычи высоковязких нефтей в России является метод циклической закачки пара.

Циклическую закачку пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей их эксплуатацией. Цель этой технологии заключается в увеличении притока нефти к скважинам за счет снижения вязкость нефти, повышения забойного давления, облегчения условий фильтрации. Известно, что месторождение можно разработать только один раз, поэтому любая ошибка в этом процессе неисправима.

Однако, применяя метод моделирования, можно выполнить эту процедуру несколько раз и изучить различные варианты. Разработка пластов рассматриваемого месторождения ведется при значениях забойных давлений выше давлений насыщения нефти газом. Таким образом, моделируется процесс фильтрации слабосжимаемых жидкостей в слабосжимаемой пористой среде. Поэтому был использован стандартный набор констант: коэффициентов сжимаемости нефти, воды и породы, газового фактора, объемного коэффициента, вязкости нефти и воды в пластовых и плотности их в поверхностных условиях для каждого пласта. Начальное распределение нефтенасыщенности рассчитывалось по данным цифровой геологической модели, которые в свою очередь были получены в результате обработки каротажных диаграмм. Начальное распределение давления строилось как функция глубины и насыщенности согласно действию гравитационно-капиллярных сил по известному начальному пластовому давлению на абсолютной глубине ВНК объекта разработки.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Границы расчетных областей задавались непроницаемыми, т.к. залежи нефти включались в модель полностью вместе с частью законтурной области. При этом моделирование водонапорных систем пластов осуществлялось различными методами:

- увеличением порового объема приграничной водонасыщенной части пласта;

- заданием «точечных аквиферов» – водонасыщенных ячеек с увеличенными поровыми объемами в необходимых областях моделей, что особенно актуально при адаптации моделей c небольшим масштабом осреднения по вертикали и для моделей пластов, характеризующихся высокой расчлененностью по вертикали и прерывистостью в плоскости.

Для моделирования работы скважин вводились следующие исходные данные:

1. Номер скважины, ее координаты на разностной сетке, принадлежность к группе по критериям управления или по поднятиям.

2. Радиус скважины.

3. Режим работы скважин – для добывающих скважин задавался дебит жидкости и минимально допустимое забойное давление. Дебиты вводились помесячно.

4. Работающие прослои модели определялись согласно конкретным датам проведения перфорации, дострела и изоляции пластовых интервалов.

Первым шагом моделирования после создания гидродинамической модели с заданными параметрами сетки и заполнения ее соответствующими физическими свойствами флюидов и фильтрационно-емкостными параметрами коллекторов, содержащих эти флюиды, является адаптация параметров на основе существующей истории разработки. При адаптации работа скважин воспроизводилась в режиме заданных отборов жидкости.

В качестве входных данных были заданы среднемесячные дебиты жидкости, учитывался нижний допустимый предел забойных давлений для добывающих скважин. По данным истории разработки в гидродинамических расчетах при воспроизведении истории разработки модифицировались относительные фазовые проницаемости, полученные при лабораторных исследованиях.

Адаптация параметров модели проводилась за весь период разработки моделируемого объекта. С использованием построенной гидродинамической модели были проведены расчеты технологических показателей вариантов разработки пласта 1 месторождения. При проведении прогнозных расчетов для добывающих скважин задавался дебит жидкости и минимально допустимое забойное давление. Были рассчитаны варианты разработки пласта с закачкой горячей воды в нагнетательные скважины и пароциклического прогрева призабойной зоны добывающих скважин. Тепловые воздействия на высоковязкие нефти данного пласта приводят к уменьшению вязкости и повышению проводимости пластов.

Пароциклическое воздействие на призабойную зону (ПТОС) повышает продуктивность эксплуатационных скважин и дебиты жидкости. Температура на поверхности забоя скважин достигает 120°С.

Последующая полугодовая эксплуатация скважин опять снижает температуру забоя. Последующая новая обработка забоя паром в течение недели снова очищает забой.

Все повторяется до предельной обводненности скважины, когда пароциклическая обработка становится неэффективной. Результаты применения ПТОС с различными параметрами приведены в таблице.

Таблица Результаты применения ПТОС с различными параметрами Показатель 1 цикл 2 цикл Эффективная толщина пласта, м 24 Продолжительность цикла, сут 188 Закачено пара, тонн 567 Удельная закачка пара, тонн/м толщины 23 Время закачки, сут 31,5 Приемистость, т/сутки 18,0 39, Продолжительность пропитки, сут 6 5, Продолжительность отработки скважины, сут 151 Дебит после обработки, т/сутки 2,6 4, Накопленная добыча, м3 397 Добыча за цикл, м3 397 Дополнительная добыча нефти, тонн -137 ПНФ (тонн пара/мЗ доп.добычи нефти),тонн/мЗ -4,1 26, Накопленная базовая добыча, тонн 534 Дебит до обработки, т/сутки 2,8 2, 724 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР РЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЯЗКОУПРУГИХ СОСТАВОВ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ В УСЛОВИЯХ МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ В.Н. Дурягин Научный руководитель профессор К.В. Стрижнев Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург, Россия При активном использовании систем поддержания пластового давления (ППД) в продуктивном пласте могут оставаться обширные зоны, нетронутые заводнением. Для предотвращения этого используют технологии выравнивания профиля приемистости. Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин направлено на перераспределение фильтрационных потоков с целью изоляции высокопроницаемых, а также подключение в разработку низкопроницаемых интервалов пласта. Достаточно широкий спектр потокоотклоняющих композиций обусловлен тем, что все месторождения различны по своим геологическим, термобарическим и фильтрационно-емкостным свойствам, а значит, нельзя подобрать какой-то один универсальный состав [1]. В связи с этим встает вопрос адаптации потокоотклоняющих составов к конкретным условиям месторождения и подбора оптимальной концентрации реагентов.



Pages:     | 1 |   ...   | 37 | 38 || 40 | 41 |   ...   | 45 |
 





 
© 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.