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 |   ...   | 38 | 39 || 41 | 42 |   ...   | 45 |

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

-- [ Страница 40 ] --

Вязкоупругие составы (ВУС) применяются для ограничения и изоляции водопритока в неоднородных по проницаемости пластах с непроницаемыми или слабопроницаемыми пропластками (литологическими перемычками) между продуктивными интервалами с целью ликвидации прорывов и изоляции притока пластовых и закачиваемых вод, выравнивания профиля приемистости, перераспределения фильтрационных потоков, а также используется для ликвидации заколонных перетоков. Применяются на терригенных и карбонатных коллекторах нефтегазовых месторождений с проницаемостью свыше 0,05 мкм 2. Технология ВУС реализуется путем установки в призабойной зоне пласта обводненной добывающей скважины гидроэкрана с объемом ВУС от 25 до 200 м3 (для нагнетательных скважин от 100 до 600 м3) в зависимости от мощности и проницаемости обводненного пласта, наличия открытых трещин и др. В качестве гелеобразующих составов для изоляционных работ используются композиции на основе водорастворимых полиакриламидов (сополимеров акриламида с акриловой кислотой), водных растворов полимера, растворителя технических, пластовых, пресных вод используемых в системах поддержания пластового давления и реагента-сшивателя (соль трехвалентного хрома) [2].

Адаптация вязкоупругих составов (подбор оптимального состава) и исследования их влияния на образцы керна меловых отложений Ноябрьского региона проводились в два этапа на базе лаборатории повышения нефтеотдачи пласта кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Горного университета с использованием следующего оборудования:

- Система для оценки повреждения пласта FDES 645 (Coretest System);

- Ротационный вискозиметр Rheotest RN 4.1;

- Автоматизированный пермеаметр-поризиметр AP-608.

Первый этап включал в себя приготовление композиций, проведение реологических исследований, на основании которых определялся оптимальный состав и концентрация реагентов. На втором этапе осуществлялись фильтрационные исследования, оценивалась технологическая эффективность составов.

Для реологических исследований было приготовлено четыре вязкоупругих состава с различным содержанием полиакриламида с шагом по концентрации 0,2 %. В процессе проведения динамических испытании (рисунок 1), задавалась определенная амплитуда изменения напряжения сдвига 0 и частота колебаний, определялся угол сдвига фаз и максимальная деформация 0. Снижение угла сдвига фаз характеризует переход жидкости из состояния, близкого к ньютоновской жидкости, в состояние, близкое к идеально твердому телу (гелеобразное состояние). Стабилизация значений угла сдвига фаз во времени означает окончание процесса активного структурообразования.

Приложенное напряжение Деформация идеально твердого тела Деформация ньютоновской жидкости Деформация вязкоупругой жидкости 1 0,5 0, Деформация Напряжение 0 -0,5 -0, =90° -1 - Время Рис. 1 Динамические испытания для ряда типичных тел Реологические исследования позволили определить оптимальный состав композиции ВУС. Исходя из реологических и прочностных характеристик составов, для дальнейших фильтрационных исследований выбрана композиция с напряжением сдвига после гелеобразования равным 156 Па [3], временем сшивки 45 минут, что достаточно для закачки в пласт. Кроме того, выбранный состав имеет малую эффективную вязкость при СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ температуре 20°С и скорости сдвига 130 с-1 (22,8 мПас), что способствует снижению гидравлических сопротивлений при прокачивании состава через насосно-компрессорные трубы и продавливании в пласт (Рис. 2).

Высокое значение напряжения сдвига образовавшегося геля обуславливает значительную прочность создаваемого изоляционного экрана и эффективное выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

Эффективность потокоотклоняющих технологий оценивалась на основании лабораторных фильтрационных исследований по влиянию гелеобразующих составов на проницаемость водонасыщенных образцов керна, моделирующих породу-коллектор нагнетательных скважин. Основным определяемым параметром является фактор остаточного сопротивления керна после обработки гелеобразующим составом:

k1, R (1) k где R – фактор остаточного сопротивления, ед.;

k1 – проницаемость образца керна до закачки гелеобразующего состава, мкм2;

k2 – проницаемость образца керна после закачки гелеобразующего состава, мкм 2.

Рис. 2 Реологические кривые состава ВУС с различной концентрацией полиакриламида при 20 °С Исследуемый состав показал хорошие результаты. Проницаемость по воде керна после закачки вязкоупругого состава и выдержки его при термобарических условиях в течение 24 часов снизилась в 38 раз, что позволяет говорить о высокой эффективности используемой композиции. Таким образом, проведенные реологические исследования на установке Rheotest позволили определить оптимальный состав и концентрацию компонентов композиции ВУС, что позволит добиться наибольшего технологического эффекта при наименьших финансовых затратах. На образцах керна, с соблюдением термобарических условий, поставлен ряд фильтрационных экспериментов, подтвердивших высокую прочность геля и его способность снижать проницаемость по воде. В ходе проделанной работы разработана методика по подбору потокоотклоняющих композиций и адаптации их к геологическим условиям месторождения, определен оптимальный состав вязкоупругой композиции. На основании проведенных лабораторных исследований можно сделать вывод о том, что применение предлагаемой композиции положительно скажется на показателях разработки нефтяных месторождений с высокой обводненностью и низким коэффициентом извлечения нефти.

Литература Петров Н.А. Ограничение водопритока в нефтяные скважины. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 65 с.

1.

Петров Н.А. Ограничение притока воды в скважинах / Н.А. Петров, А.В. Кореняко, Ф.Н. Янгиров, А.И. Есипенко.

2.

– М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 65 с.

Шрам Г. Основы практической реологии и реометрии / Г. Шрам. – Пер. с англ. И.А. Лавыгина / Под. ред. В.Д.

3.

Куличихина. – М.: Колос, 2003. – 312 с.

КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЯ ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОГО СОСТАВА ОСАДОЧНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД С УЧЕТОМ КОЭФФИЦИЕНТА ФОРМЫ ЧАСТИЦ Г.А. Еремян, П.С. Дозморов Научный руководитель профессор А.Т. Росляк Национальный исследовательский Томский политехнический университет г. Томск, Россия Гранулометрический состав является основополагающей характеристикой осадочных горных пород, позволяющей провести правильную интерпретацию геофизических исследований, оценить емкостные и гидродинамические свойства коллекторов углеводородов [3]. Также измерения состава используются во многих областях. Практическое значение имеют в решении экологических задач, в фармацевтике, строительстве, бурении и во многих других отраслях. Для существенного совершенствования методик анализа гранулометрического состава осадочных горных пород необходимо создание метода, обеспечивающего анализ размеров частиц во всем диапазоне для данного образца породы. Кроме того, физические принципы анализа должны коррелировать с физическими основами образования осадочных пород.

Этим условиям наиболее полно удовлетворяет сочетание методов микроскопического и седиментационного анализа размеров частиц [2]. В настоящей работе предпринята попытка повышения 726 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР точности и достоверности гранулометрического анализа осадочных горных пород путем комплексирования результатов измерений, включающего измерения одного и того же образца породы методами оптической микроскопии и весовой седиментации. В разрабатываемой методике нами были введены коэффициенты, учитывающие форму частиц. По итогам работы проведено сравнение результатов комплексирования с гранулометрическим составом того же образца, полученным с использованием лазерного дифракционного анализатора размеров частиц Malvern Mastersizer 2000.

Исследования заключались в изучении гранулометрического состава подситовой фракции пробы измельченного электроимпульсным методом керна нефтесодержащей породы параллельно на микроскопе и весовом седиментометре. Для микроскопического анализа использовался современный компьютеризированный микроскоп фирмы «Олимпус» с программным обеспечением, позволяющим сохранять изображения проб и систематизировать частицы по размерам.

Дополнительно к штатному программному обеспечению «Image Scope S» разработана методика обработки результатов микроскопического анализа в среде MS Excel, обеспечивающая представительность и точность анализа. Методика основана на постоянном накоплении количества и размеров анализируемых частиц в пробе и расчете основных параметров, характеризующих гранулометрический состав. При этом рассчитываются среднеквадратичные отклонения указанных параметров и при достижении их постоянства в указанных пределах результаты анализа считаются достоверными [1]. В соответствии с изложенной методикой проведен микроскопический анализ подситовой фракции измельченного керна с оценкой относительных погрешностей определения процентного содержания каждой фракции. Также произведен корреляционный анализ для выявления характера зависимости относительной погрешности от количества измеренных частиц. Эта операция позволяет оптимизировать столь трудоемкий процесс измерения микроскопом. Далее тот же образец керна был проанализирован с помощью седиментометра. На рис. 2 представлены рассчитанные относительные погрешности, которые дают приборы для каждой фракции. Опираясь на эту диаграмму, можно сделать некоторые выводы об истинном конечном распределении частиц.

Увеличение погрешности седиментометра, скорее всего, происходит вследствие увеличения скорости осаждения частиц с ростом их размера и нарушения закона Стокса, так как появляются признаки турбулентности течения. Микроскоп дает меньшие погрешности для всех фракций, кроме первой. Это можно объяснить недостаточным разрешением микроскопа для размеров этой фракции. Также микроскопический анализ очень субъективен при ручном подсчете. Результаты исследований одного и того же образца разными операторами могут сильно отличаться друг от друга. Эту проблему помогут решить комплексы на базе автоматизированного микроскопа и ПО для обработки изображений. В случае анализа достаточного количества частиц можно избежать субъективизма оператора и получить чрезвычайно полезную количественную информацию.

Все расчеты выполнялись на основе модели о шарообразной форме частиц. Для того чтобы сформулировать конечный результат комплексного анализа необходимо ввести коэффициент, учитывающий отклонение формы частиц образца от шарообразной. Для последующих расчетов мы перешли от модели шарообразной частицы к модели сфероидальной формы частицы. Коэффициент сферичности мы рассчитали исходя из измеренного на седиментометре времени осаждения определенной фракции размеров частиц и среднего размера частиц той же фракции, измеренного на микроскопе. Приравнивая объем шара, эквивалентного по скорости осаждения объему сфероида, определенному при помощи микроскопа был произведен подбор второго измерения сфероида по формуле:

4 ш 3 a 2c, ш 23 a 2 c, 3 ш где - радиус шара, a – радиус полуоси сфероида, равной второй его полуоси, с – радиус третьей полуоси сфероида.

Результаты обоих анализов, а также сформулированный нами конечный результат комплексного анализа с учетом коэффициента сферичности представлены на рис.3.

Рис. 2 Относительная погрешность по фракциям Рис.3 Относительное массовое распределение частиц СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Как видно из представленных результатов исследований, данные микроскопического и седиментационного анализов одной пробы материала существенно различаются. Результаты гранулометрического анализа после введения коэффициента сферичности дают основание полагать, что седиментометр нуждается в дальнейшем усовершенствовании как в аппаратной части, так и в программном обеспечении. На рис.3 приведена линия тренда, описывающая конечное полученное по нашей методике распределение.

Сравнивая его с результатами, полученным с использованием лазерного дифракционного анализатора размеров частиц Malvern Mastersizer 2000, можно заметить значительные сходства в относительном массовом распределении частиц в исследуемом нами диапазоне размеров частиц (Рис. 4).

Рис.4 Относительное массовое распределение части, полученное с использованием лазерного дифракционного анализатора размеров частиц Malvern Mastersizer Таким образом, с помощью введения модели сфероидальной формы частицы, а также компенсации погрешностей одного прибора другим, нам удалось повысить достоверность гранулометрического анализа. В дальнейшем планируется увеличить точность анализа путем использования эллипсоидальной модели формы частицы. Глобальной целью наших исследований является разработка высокоточного программно-аппаратного комплекса анализа гранулометрического состава горных пород на основе корреляции микроскопических и седиментационных исследований размеров частиц. Также планируется усовершенствовать разрабатываемую методику с помощью подключения метода лазерной дифракции.

Литература Еремян Г. А. Методика анализа гранулометрического состава осадочных горных пород// Проблемы геологии 1.

и освоения недр: Труды XIV Международного научного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых. – Томск, 2010. – Т.2. – С. 74 – 76.

Квеско Н.Г., Росляк А.Т., Дергунов А.С. Анализ гранулометрического состава горных пород и буровых 2.

растворов на основе слоевой седиментации //Фундаментальные и прикладные проблемы современной механики: VI Всероссийская научная конференция. – Томск: ТГУ, 2008. – С. 379 – 380.

Недоливко Н.М. Исследование керна нефтегазовых скважин// Томск: Изд. ТПУ, 2008. – 156 с.

3.

МЕТОД ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО И ЭЛЕКТРОТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ Н.А. Заворохин Научный руководитель доцент В.А. Иванов Филиал Тюменского государственного нефтегазового университета, г. Нефтеюганск, Россия Разработка месторождений высоковязкой нефти обычными методами с применением в качестве вытесняющих агентов холодной воды, газа и воздуха не дает положительного экономического эффекта.

Природные естественные изотермические условия не обеспечивают необходимой подвижности нефти при фильтрации по пласту и притоке ее к добывающим скважинам [1]. Вследствие высоких вязкостных соотношений нефти и вытесняющего агента происходит быстрый прорыв вытесняющих агентов по высокопроницаемым зонам пласта, что приводит к частичному охвату заводнением разрабатываемых пластов. Технологически наиболее эффективным, доступным и быстро окупаемым методом, при котором достигается коэффициент нефтеотдачи 30 35 %, является циклический метод паротепловых обработок скважин [2]. Основными недостатками этого метода являются цикличность добычи нефти и невозможность применения горизонтальных скважин из-за неравномерности распределения температуры и соответственно теплоносителя по горизонтальному участку ствола скважины.

Техническим результатом работы является уменьшение материальных затрат на бурение скважин и их эксплуатацию при одновременном увеличении коэффициента нефтеотдачи месторождений высоковязкой нефти.

728 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Проведенные в Татарстане исследования и опытно-промышленные работы по изысканию скважинных методов извлечения высоковязких нефтей показали, что наиболее эффективными оказались методы, сочетающие горизонтальные скважины с парогравитацией [3]. Все известные методы парогравитационного воздействия на пласт предполагают близкое расположение (3 – 5 м) горизонтальных стволов нагнетательных скважин от горизонтальных стволов добывающих скважин. Эти методы не устраняют основной недостаток «ограниченность и неравномерность прогрева пласта».

Участок залежи высоковязкой нефти с зонально-неоднородным по проницаемости коллектором разбуривается редкой сеткой добывающих скважин с двумя горизонтально-разветвленными стволами и нагнетательных скважин, горизонтальные участки стволов которых располагаются выше горизонтально разветвленных стволов добывающих скважин. На ответвлениях боковых стволов добывающих скважин установлены клапаны, которые позволяют при непрерывной эксплуатации добывающих скважин осуществлять циклическую поинтервальную выработку продуктивного пласта.

Равномерность распределения температуры, а соответственно теплового поля по всей длине горизонтальных участков стволов добывающих и нагнетательных скважин обеспечивается за счет дополнительного электрического нагрева. В качестве электронагревателя используется непосредственно хвостовик, представляющий соединенные между собой резьбовым уплотнением перфорированные насосно компрессорные трубы, через который пропускают электрический ток промышленной частоты. При пропускании электрического тока через хвостовик, который выполняет роль активного сопротивления, в нем выделяется тепловая энергия, которая равномерно распределена по всей длине хвостовика.

Это позволяет: во-первых, вокруг хвостовика-электронагревателя по всей его длине создать равномерное тепловое поле;

во-вторых, дополнительно равномерно по всей длине хвостовика электронагревателя подогревать пар до необходимой температуры перед нагнетанием его в пласт;

в-третьих, отбор нефти только из одного горизонтального ствола добывающей скважины позволяет осуществить циклическую поинтервальную выработку продуктивного пласта;

в-четвертых, значительно увеличить расстояние между горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин.

Принципиальная схема расположения горизонтального участка ствола (хвостовика электронагревателя) нагнетательной скважины и горизонтальных участков стволов (хвостовиков электронагревателей) добывающей скважины приведена на рис. 1. Конструкция добывающей скважины 2 имеет два горизонтально-разветвлённых ствола 3 и 4, представляющих собой перфорированные хвостовики электронагреватели. На ответвлениях боковых стволов добывающей скважины установлены клапаны 5, которые позволяют поочередно осуществлять добычу нефти из одного ствола скважины. Конструкция нагнетательной Рис. 1 Расположение горизонтального скважины 6 отличается от обычной горизонтальной участка ствола нагнетательной скважины и скважины тем, что ее горизонтальный участок 7, горизонтальных участков стволов расположенный в области продуктивного пласта 1, добывающей скважины в продуктивном представляет собой хвостовик-электронагреватель.

пласте На рис. 2 показано распределение тепловых полей в продуктивном пласте вокруг горизонтального ствола нагнетательной скважины и двух горизонтальных стволов добывающей скважины. Обозначения, приведенные на рис. 2: 1 – продуктивный пласт;

3 – первый перфорированный хвостовик-электронагреватель;

4 – второй перфорированный хвостовик-электронагреватель;

– хвостовик-электронагреватель нагнетательной скважины;

8 – кровля продуктивного пласта;

9 – подошва продуктивного пласта;

2 – расстояние между хвостовиками-электронагревателями добывающей скважины;

L – расстояние между хвостовиком-электронагревателем нагнетательной скважины и хвостовиком-электронагревателем 1 добывающей скважины;

штриховой линией показаны области пласта, подверженные тепловому воздействию.

Температура хвостовиков-электронагревателей поддерживается постоянной и составляет 150 оС. При нагнетании пара в пласт вводится большое количество энергии 4 L L благодаря скрытой теплоте парообразования. Поэтому область продуктивного пласта, подверженная тепловому воздействию за счет нагнетания пара через нагнетательную скважину, значительно превышает области продуктивного пласта, подверженные тепловому воздействию вокруг хвостовиков электронагревателей добывающей скважины. Так как кровля пласта плохо проводит тепловую энергию, то происходит боковое расширение области теплового воздействия вдоль Рис. 2 Распределение тепловых полей в кровли пласта за счет нагнетания пара. За счет взаимодействия продуктивном пласте вокруг тепловых полей вокруг нагнетательной и добывающей нагнетательного ствола и двух стволов скважин температура области пласта между горизонтальным добывающей скважины СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ участком нагнетательной и горизонтальными участками добывающей скважин значительно превышает температуру пласта, не подверженного тепловому воздействию.

Отбор жидкости добывающей скважиной осуществляется непрерывно, но из одного горизонтального ствола скважины. При подключении ствола 3 за счет гидродинамической связи области пласта, подверженной тепловому воздействию нагнетательной скважины, и области пласта, подверженной тепловому воздействию горизонтальным участком ствола 3 добывающей скважины, происходит вытеснение нефти в ствол добывающей скважины.

Если в процессе эксплуатации скважины дебит жидкости уменьшается, т.е. нагнетательная скважина не обеспечивает восстановление давления в области пласта, дренируемой стволом 3, или происходит резкое увеличение обводненности добываемой продукции, т.е. нагнетаемый пар достиг ствола 3 добывающей скважины, то отбор жидкости из ствола 3 прекращают. Подключают ствол 4 и производят отбор жидкости из этого ствола. За время отбора жидкости из ствола 4 в области дренирования пласта стволом 3 протекают процессы восстановления пластового давления и противоточной капиллярной пропитки малопроницаемых зон и вытеснения из них нефти в хорошо проницаемые зоны пласта.

Последовательная поинтервальная выработка части продуктивного пласта с многократным повторением циклов позволяет повысить охват заводнением малопродуктивных зонально-неоднородных по проницаемости пластов и увеличить равномерность выработки подвижных запасов нефти из них. Применение хвостовика-электронагревателя в горизонтальных скважинах при разработке нефтяных месторождений высоковязкой нефти позволяет существенно увеличить эффект паротеплового воздействия на пласт. Повышение производительности горизонтальных скважин, уменьшение затрат на бурение скважин и их эксплуатацию столь существенны, что экономическая эффективность значительно превышает материальные затраты на дополнительный нагрев призабойной зоны пласта с помощью хвостовиков-электронагревателей.

Литература Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1988.– 1.

с.

Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1990. – 427 с.

2.

Муслимов Р.Х. Стратегия развития нефтебитумного комплекса Татарстана в направлении воспроизводства 3.

ресурсной базы углеводородов /Муслимов Р.Х., Романов Г.В., Каюкова Г.П. и др. //Нефть. Газ. Новации, 2012.

– № 2. – С. 21 – 29.

РАСЧЕТ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ И.С. Зверева, А.C. Должиков Научный руководитель доцент А.В.Тютяев Самарский государственный технический университет, г. Самара, Россия Для обеспечения расчетов тепловых процессов в нефтегазовом деле требуются знания не только отдельных составляющих пластовых систем, но пластовой жидкости, скважинной продукции и горных пород, насыщенных различными флюидами. Пластовая жидкость или скважинная продукция может быть представлена как смесь из отдельных составляющих: разгазированной нефти, природного (нефтяного) газа и минерализованной воды.

Основной составляющей пластовой жидкости для нефтяных месторождений является разгазированная нефть (НР), которая является сложной смесью химических, в том числе высокомолекулярных, соединений.

Таблица Состав выделившегося газа Выделившийся газ в массовых Выделившийся газ в Название углеводорода долях мольных долях Сероводород 0,03154 0, Углекислый газ 0,06621 0, Азот 0,26068 0, Гелий 0,00006 0, Метан 0,05459 0, Этан 0,14503 0, Пропан 0,20526 0, Изобутан 0,04554 0, Н-бутан 0,1079 0, Изопентан 0,04301 0, Н-пентан 0,02458 0, Гексаны 0,01566 0, Гептаны 0 730 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Теплофизические свойства разгазированной нефти определяются экспериментально и аналитически с примерно одинаковой погрешностью. С достаточной точностью значение удельной изобарной теплоемкости разгазированной нефти при стандартных условиях можно определить в зависимости только от данных типового исследования скважин: плотности и содержания парафина в нефти n. Для определения указанных величин рекомендуется использовать следующие расчетные соотношения [1]:

c p нр 3364 1,707 4,089 n, Природный и нефтяной газ представляют собой многокомпонентную смесь. Как показано в исследованиях отечественных и зарубежных ученых, теплофизические свойства смеси газов определяются аналитически с приемлемой погрешностью.

Данных типового исследования нефти (плотность газа при стандартных условиях и молярные доли компонентов растворенного газа) достаточно для прогноза теплофизических свойств.

Для расчёта теплофизических свойств газа обычно используется методика, предложенная в работе [2], представляющая правило аддитивности для расчёта теплоёмкости. В табл. 3 и 4 представлены результаты расчёта теплоёмкости газовой смеси в соответствии с исследованиями конкретной скважинной продукции (табл.1) и пластовой жидкости с заданными параметрами (табл.2).

Таблица Величины, необходимые для расчёта теплоёмкости пластовых флюидов Масса растворённых солей в воде: г/л Gc= 0, Содержание парафина в нефти: доли n= 0, Плотность дегазированной нефти: кг/м3 нд= Содержание нефти: доли = 0, Содержание газа: доли = 0, Содержание воды: доли = 0, Таблица Теплоёмкость смесигазов [Дж/моль*К] [Дж/(кг*С)] При T=298K При T=400K При T=298K При T=400K 51,75 62,04 1473,33 1765, Таблица Расчёт теплоёмкости пластовых флюидов Пластовая вода: Сpв= [Дж/(Кг*С)] 4177, Дегазированная нефть: Сp нд= [Дж/(Кг*С)] Пластовая нефть с газом: Сp н+г= [Дж/(Кг*С)] 2838, Пластовая жидкость (Н+В): Cp пв= [Дж/(Кг*С)] 2972, Литература Купцов С.М. Теплофизические свойства пластовых жидкостей и горных пород нефтяных месторождений. – М.:

1.

ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. – 205 с.

Р.Рид, Дж. Праусниц, Т. Шервуд. Свойства газов и жидкостей. 3-е издание, переработанное и дополненное. – 2.

Л.: Химия, 1982.

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИХ АСПЕКТОВ ОЦЕНКИ И ВЫБОРА МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Е.Н. Иванов Научный руководитель профессор А.Т. Росляк Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г.Томск, Россия Планирование применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) является сложной задачей, требующей комплексного подхода при ее решении. Однако решение задач проектирования связано с рядом вопросов, которые нуждаются в исследовании и ответах. В данной работе обсуждаются вопросы оценки эффекта СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ проведенных мероприятий и выбора современных МУН. По первому вопросу оценки эффекта МУН предложены методические рекомендации для получения достоверных и воспроизводимых результатов. По вопросу выбора оптимальных технологий для конкретных геолого-физических условий пласта разработан новый программный комплекс «Матрица применимости МУН». Рассмотрим данные темы более детально.

Вопрос оценки эффекта методов увеличения нефтеотдачи В специализированном ПО оценка эффекта МУН часто реализуется в виде модуля, в котором задается базовый интервал, подбирается приемлемое уравнение аппроксимации и рассчитывается дополнительная добыча. Однако, данная методика является предметом активных споров в связи с двумя аспектами: подход к выбору объекта анализа и проблема выбора уравнения для экстраполяции (Казаков А.А., 2003). Оценка эффекта МУН может быть проведена для группы скважин в целом, либо для каждой скважины в отдельности.

Существующий стандарт [1] предписывает проводить групповой анализ, который требует меньше временных затрат, позволяет учесть интерференцию и уменьшить влияние погрешности измерений. На основании проведенного исследования предложено использовать поскважинный анализ, который имеет ряд преимуществ перед групповым. Данный анализ позволяет значительно уменьшить погрешность при подборе уравнения аппроксимации, поскольку для каждой скважины уравнение подбирается индивидуально в зависимости от характера ее работы, тогда как в групповом анализе нужно подобрать одно уравнение для описания всей группы скважин в совокупности. Расхождение в оценке за счет неопределенности при выборе уравнения аппроксимации при поскважинном анализе значительно меньше, чем при групповом. Также существенным является подбор кривых аппроксимации в соответствии с текущей обводненностью продукции скважины. При обводненности менее 50% предпочтительнее использовать дифференциальные формы уравнений, в интервале от 50 до 80% лучше показывают себя интегральные формы уравнений. В остальных случаях могут быть использованы уравнения аппроксимации любой формы. Данная рекомендация не соблюдается при групповом анализе скважин с разной обводненностью. Для процедуры подбора уравнения автором рекомендовано учитывать наличие флуктуаций дебита или обводненности. Также показано, что возможно добиться лучшей аппроксимации путем увеличения базового периода до 3-4 лет (в существующей методике указано 2 года), что позволяет снизить влияние эффекта от предшествующих МУН на результат проведения последней обработки. Для подтверждения корректности предложенного поскважинного подхода нами проведено сравнение результатов оценки эффекта закачки модифицированных сшитых полимерных систем методом кривых падения и по секторной модели для участка месторождения «X» Томской области. Модель, садаптированная на момент проведения МУН (10.06. г.) была запущена на прогноз до момента оценки эффекта (01.05.2010г.). Результаты оценки показали большее схождение результатов поскважинного анализа (эффект от МУН – 10935т.) и моделирования (12165т.) и различие результатов группового анализа (17498т.).

В результате проведенной работы были выявлены слабые стороны существующей методики оценки.

Для получения более точных результатов оценки эффекта МУН предложена методика поскважинного анализа, которая включает дополнительные критерии выбора реагирующих скважин и подтверждается результатами секторного моделирования.

Вопрос выбора методов увеличения нефтеотдачи По второму вопросу можно отметить, что большинство специальных программ для выбора МУН успешно развивается и применяется за рубежом: SWORD, EORgui, SelectEOR (В. Альварадо, Э. Манрик, 2011).

Но использование зарубежных программ затруднено для месторождений Западной Сибири по причинам:отсутствия во многих компаниях внутренних БД проектов применения МУН в мире и в России;

ориентированность технологий на применение в условиях малых участков залежей;

немногочисленности методов, которые включают в себя в основном физико-химические воздействия.

Это обуславливает необходимость в развитии методологии выбора и аналитического моделирования МУН в регионах.

Одной из программ, развиваемой для скрининговых исследований месторождений Западной Сибири (Томской области), является «Матрица применимости МУН» [2]. Программа разработана по типу экспертной системы на языке программирования С# в MS Visual Studio 2010 и включает:

– Базу знаний, которая содержит геолого-физические свойства и краткие результаты использования МУН на зарубежных и российских месторождениях, более чем по 500 проектам в период с 1994г по 2010г, критерии применимости, структурированную информацию о МУН) [3];

– Решатель, модуль программы, выполняющий логический вывод из базы знаний;

– Визуализатор для отображения графической и текстовой информации.

Отличительной особенностью данного аналитического инструмента является возможность обновления базы знаний данными по проектам МУН, а также внесения дополнительных технологий увеличения нефтеотдачи. За счет данных преимуществ, можно ввести понятие постоянно-действующей аналитической модели, схема которой представлена на рисунке (рис.1). Основная суть в том, что база данных может быть дополнена информацией в зависимости от НИОКР следующими составляющими:

1. Целевые технологии, позволяющие учитывать новые технологические разработки;

2. Новые проекты МУН, обеспечивающие актуализацию фактических данных из практики крупных и малых нефтегазовых компаний;

3. Новые знания для систематизации информации по методам увеличения нефтеотдачи.

Таким образом, модель может быть обновлена перед каждым новым проектом разработки.

В создание модели входит обычный и детальный скрининг (отбор) для многочисленных вторичных и третичных МУН. Обычный скрининг осуществляется по схеме: ввод входных данных о резервуаре;

732 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР сопоставление данных с критериями для каждого метода;

расчет критериальных параметров по нечеткой логике в пределах от –1 до 1;

расчет общего коэффициента применимости технологии. Коэффициент применимости может варьироваться в фиксированном интервале, а его границы могут быть изменены за счет настроек программы. По умолчанию интервал закреплен границами от –2 до 2 и в свою очередь может быть разбит на субинтервалы по степени применимости.

Рис.1 Разработанная схема постоянно-действующей аналитической модели После вычисления общих коэффициентов применимости, в итоге, можно проранжировать методы по степени их применимости к конкретным условиям коллекторов. Рассчитанные коэффициенты выносятся на график «методы – коэффициенты». Дальнейшая процедура перехода к детальному скринингу может включать в себя построение различных аналитических графиков и использование модуля интеграции знаний по МУН с возможностью просмотра критериев применимости, краткого описания методов и их ограничений. Детальный скрининг в программе осуществляется путем поиска и сравнительного анализа месторождений-аналогов по применяемым методам, и использования опыта предшествующей разработки. Нужно отметить, что для данного этапа выработана специальная опциональная методика для поиска аналогов. Поиск производится по критическим параметрам: глубина, температура, проницаемость, пористость, вязкость, плотность. В программе также реализуются: внесение дополнительных методов для учета новых разработок;

актуализация БД по проектам МУН;

расширение базы знаний для систематизации информации МУН. Рассмотрены вопросы проектирования современных методов увеличения нефтеотдачи. Предложенные модификация методики оценки эффекта МУН, а также программный комплекс для выбора технологий дают возможность усовершенствования этапов проектирования МУН на месторождениях Западной Сибири.

Литература Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения 1.

нефтеотдачи пластов. – М.: РМНТК «Нефтеотдача». 1993. – 44 с.

Иванов Е.Н., Росляк А.Т. Выбор и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи для 2.

месторождений Западной Сибири // Георесурсы. 2012. – №6. – С.19 – 22.

Иванов Е.Н., Кононов Ю.М., Росляк А.Т., Сивов Ю.А. База данных «Мировые и отечественные проекты МУН»:

3.

Свид-во о гос. регистрации № 2012620655, 2012.

Иванов Е.Н., Кононов Ю.М., Сивов Ю.А., Росляк А.Т. Программа для ЭВМ «Матрица применимости МУН»:

4.

Свид-во о гос. регистрации №2012660944, 2012.

РАЗРАБОТКА МАЛОПРОДУКТИВНОГО МНОГОСЛОЙНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА СИСТЕМОЙ ВЕЕРНЫХ СКВАЖИН Д.Р. Исламов Научный руководитель доцент В.А. Иванов Филиал Тюменского государственного нефтегазового университета, г. Нефтеюганск, Россия Нефтяные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, характеризующиеся высокой послойной неоднородностью и обладающие низкой продуктивностью, не вводят в промышленную разработку по причине экономической неэффективности их извлечения по применяемой стандартной технологии. Для ввода низкопродуктивных нефтяных месторождений в экономически рентабельную промышленную разработку нужны коренные изменения в конструкции скважин, в технике и технологии их эксплуатации [1].

В работе [2] предложена конструкция многозабойной скважины для веерной поинтервальной выработки нефтяных пластов с зонально-неоднородным по проницаемости коллектором. Такая конструкция многозабойной СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ скважины позволяет осуществлять циклическую веерную поинтервальную выработку зонально-неоднородных по проницаемости пластов. Это позволяет увеличить коэффициент нефтеоотдачи малопродуктивных зонально неоднородных пластов в 2 – 3 раза. В случае слоисто-неоднородных пластов, расчленённых непроницаемыми прослоями, характерных для многих залежей Западной Сибири, целесообразно пересекать продуктивный пласт пологонаправленными стволами [3]. В условиях хаотической зональной неоднородности и неизвестности локальных особенностей геометрического строения пласта расположение боковых горизонтальных стволов должно обеспечивать равномерную выработку участка пласта, дренируемого скважиной. Это достигается при равномерно-симметричном расположении забоев боковых горизонтальных стволов скважины. Кроме этого необходимо предусмотреть поинтервальную выработку участка пласта, дренируемого каждым стволом скважины. Это возможно при последовательно-раздельной эксплуатации каждого ствола скважины.

Слоисто-неоднородный пласт, расчленённый непроницаемыми прослоями, разбуривается редкой сеткой скважин с симметричным веерным расположением боковых горизонтальных стволов. На рис. 1 показан профиль многозабойной веерной скважины, состоящей из основного вертикального ствола 1, который заканчивается выше кровли продуктивного пласта и от которого забуривают боковые стволы 3 и 4. Боковые стволы входят в продуктивный пласт при зенитном угле, близким к нулю, и пересекают продуктивный пласт по всей его толщине до подошвы продуктивного пласта. Далее следует пологонаправленный восходящий участок ствола, который заканчивается у кровли пласта. На ответвлениях боковых стволов установлены клапаны 2. На рис. 2 приведён план многозабойной веерной скважины, на котором показаны проекции пологонаправленных боковых стволов 3 8 на горизонтальную плоскость. Штриховой линией показаны контуры дренирования интервалов продуктивного пласта боковыми стволами.

Рис. 1 Профиль многозабойной веерной скважины с Рис. 2 План многозабойной веерной скважины с пологонаправленными восходящими участками пологонаправленными восходящими участками боковых стволов боковых стволов Рассматривается реальная нефтяная залежь, расположенная в Западной Сибири. Залежь представляет собой нефтяной пласт, состоящий из 5 проницаемых и 4 разделяющий непроницаемых слоёв. Общая толщина пласта hоб = 40 м, а его эффективная толщина, состоящая из 5 проницаемых нефтенасыщенных слоёв, составляет h = 12 м. Эффективная толщина одного проницаемого нефтенасыщенного слоя hсл = 2,4 м. Средний дебит вертикальных скважин, определённый по 7 пробуренным разведочным скважинам, составляет 2,2 м 3/сут.

Разработка нефтяного пласта вертикальными скважинами экономически нерентабельна. Предлагается вместо вертикальных скважин, размещённых по равномерной квадратной сетке 2 = 400 м, применить вертикально наклонные скважины с длиной горизонтальной части lг = 400 м, заменяя каждым вертикально-наклонным стволом две вертикальные скважины.

В работе проведено сопоставление: дебитов вертикальной, горизонтальной и вертикально-наклонной скважин, которые определялись по формулам Ю.П. Борисова;

результирующего показателя неравномерности вытеснения нефти агентом V2 и коэффициента использования подвижных запасов нефти К3, которые определялись по методике В.Д. Лысенко [1].

Результаты проведённого анализа приведены в таблице 1. Приведённые результаты показывают, что при значительной доли неэффективной толщины в общей толщине и высокой расчленённости нефтяных пластов дебит нефти можно увеличить почти в 3 раза применяя вертикально-наклонные скважины вместо вертикальных скважин, но при этом снижается конечная нефтеотдача пластов.

Если производить отбор жидкости одновременно из двух боковых стволов, расположенных симметрично относительно основного ствола скважины, то продуктивность скважины увеличивается в 2 раза и составит 12 м3/сут. При определении коэффициента использования подвижных запасов нефти К3 не учитывалась циклическая веерная поинтервальная выработка нефтяных пластов.

Таблица Скважины q, м3/сут К V Вертикальные 2,2 0,975 0, Горизонтальные 4,4 2,036 0, Вертикально-наклонные 6,0 3,140 0, 734 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР На рис. 3 приведена пятиточечная схема размещения веерных добывающих 1 и вертикальных нагнетательных 2 скважин на участке залежи. Расстояние между соседними добывающими и нагнетательными скважинами 2 = 1000 м. Проекции участков боковых стволов на горизонтальную плоскость lг = 400 м.

При пятиточечной схеме заводнения в центре lг квадрата располагается добывающая скважина, а в четырёх углах квадрата расположены нагнетательные скважины. Каждая нагнетательная скважина при этом обслуживает четыре добывающие скважины. К каждой добывающей скважине фронт вытесняющей воды подходит симметрично с четырёх разных сторон.

Обоснование эффективности предлагаемой системы разработки проводилось по методике, разработанной В.Д. Лысенко [1]. Полноту извлечения нефти из пласта характеризует коэффициент нефтеотдачи Кно, который можно представить в виде произведения трёх коэффициентов [1] Рис. 3 Схема размещения веерных К но К с К в К з.

добывающих и вертикальных нагнетательных скважин Первый коэффициент Кс = 0,87 называется коэффициентом сетки, который учитывает влияние проектной сетки скважин, охват разработкой балансовых запасов нефти при запроектированной системе скважин и приходящуюся на одну скважину площадь пластов.

Второй коэффициент Кв = 0,59 называется коэффициентом вытеснения нефти закачиваемой водой. Первые два коэффициента Кс и Кв из балансовых геологических запасов выделяют подвижные запасы. Коэффициент Кз учитывает долю извлечения подвижных запасов нефти, неравномерность вытеснения нефти, связанную с технологическими особенностями разработки залежи. Коэффициент Кз определялся по всем возможным вариантам расположения боковых стволов веерных скважин. Для рассматриваемой залежи без учёта циклической поинтервальной выработки пластов Кз = 0,551. В этом случае коэффициент нефтеотдачи пласта равен:

К но Кс Кв К з. 0.78 0,59 0,51 0, Коэффициент использования подвижных запасов нефти Кз зависит от слоистой и зональной неоднородности проницаемости нефтяного пласта, характеризуется различной скоростью фильтрации и соответственно скоростью вытеснения нефти из различных слоёв и интервалов участка пласта, дренируемого скважиной. Предлагаемая технология циклической веерной поинтервальной выработки малопродуктивных многослойных пластов учитывает динамику процесса неодновременного обводнения отдельных слоёв и зон коллектора с различной хаотической проницаемостью. Если при этом учесть изоляцию выработанных слоёв с относительно хорошей проницаемостью в процессе эксплуатации скважин, то это позволит снизить текущую обводнённость добываемой продукции. Предлагаемая технология позволяет вовлечь в процесс фильтрации зоны пласта с низкой проницаемостью, т.е. охватить заводнением все подвижные запасы нефти. При этом коэффициент использования подвижных запасов нефти Кз 1. Коэффициент нефтеотдачи пласта в этом случае составит:

К но К с К в К з 0,78 0,59 1 0, т.е. увеличивается в 1,8 раза.

Литература Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.– 1.

516 с.

Иванов В.А., Исламов Д.Р. Веерная нефтяная скважина //Оборудование и технологии для нефтегазового 2.

комплекса: Науч.-техн. журн.– М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2012. – № 3. – С. 30 – 34.

Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник /Под ред. А.Г. Калинина. – М.: Недра, 1997. – 3.

с.

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗА В АКВАТОРИИ БАРЕНЦЕВА МОРЯ. ШТОКМАНОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ И.С. Канаев Научный руководитель старший преподаватель Н.Э. Пулькина Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г.Томск, Россия По данным управления по информации в области энергетики природный газ считается самым экологически чистым ископаемым топливом. При сжигании газа образуется значительно меньше продуктов сгорания. По сравнению с каменным углем и нефтью, он содержит меньше углерода, который, вступая во взаимодействие с кислородом во время горения, приводит к образованию углекислого газа (CO2). Больше газа означает меньше каменного угля и нефти, и соответственно – меньше выбросов в атмосферу. До тех пор пока возобновляемые источники энергии не придут на смену ископаемым видам топлива, природный газ будет оставаться самым экологически чистым видом топлива в мире.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис. 1 Диаграмма количества продуктов горения на один миллиард британских тепловых единиц в фунтах (эта единица равна количеству теплоты, необходимому для нагревания 1фунта воды на 1F) Именно по причине того, что природный газ самый экологически чистый вид ископаемого топлива России, как и всему миру выгодно вкладывать деньги в проекты по добыче природного газа. Особенную роль отводят месторождениям газа в Баренцевом море. Среди которых по запасам газа есть: уникальные и крупнейшие. Штокмановское месторождение может похвастаться выявленными 3,9 трлн м газа и 56 тоннами газового конденсата, что позволяет отнести его к крупнейшим месторождениям в мире.

Штокмановская структура (вероятность существования месторождения) была выявлена в 1981 году в результате комплексных морских геофизических исследований, проведенных специалистами треста «Севморнефтегеофизика» с научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получила свое название. Тогда же было начато изучение ее геологического строения. В 1985 году структура была подготовлена к оценке бурением. В 1988 году было начато строительство первой поисковой скважины проектной глубиной 4500 метров, которое было завершено 27 июля 1988 г. на глубине 3153 метров.

В результате ее испытания были открыты две залежи свободного газа с газовым конденсатом, и на Государственный баланс запасов по состоянию на 1 января 1989 г. впервые поставлены более 2,4 трлн м свободного газа промышленных категорий. Месторождение расположено в центральной части шельфовой зоны российского сектора Баренцева моря.

Программа разработки Штокмановского месторождения предусматривает полный цикл освоения месторождения, от исследований до переработки и транспортировки, и рассчитана на три фазы. Первая фаза освоения месторождения предусматривает добычу 23,7 млрд м3 природного газа в год.

Характеристики месторождения:

1) Открыто в 1988 г.

2) Расположено в 550 км от берега 3) Начальные геологические запасы оцениваются в 3,9 трлн м3газа и 56 млн т газового конденсата 4) Глубина моря – 340 м 5) Высота волн – до 27 м 6) Годовой диапазон температур: от 50 до +33 °C 7) Наличие айсбергов весом до 4 млн. тонн.

Из-за тяжелых условий разработки и эксплуатации месторождений и отсутствия опыта у российских компаний. Штокмановский проект является международным. Его основоположниками являются российская компания «Газпром», французская компания «Shell» и норвежская компания «StatoilHydro». Однако в августе 2012 года проект был отложен на неопределенный срок из-за экономических трудностей. Норвежская компания сдала свои акции проекта компании «Газпром». Но в декабре 2012 года было объявлено о продолжении проекта.

Если говорить о международной кооперации, то нельзя и не упомянуть Южную Корею, которая будет строить специальные танкеры для сжиженного газа.

В действительности для получения выгодны от этого проекта необходимо вложить колоссальные усилия и средства. Ведь нужно обеспечить не только стабильную работу оборудования в таких тяжелых климатических условиях, но и безопасность персонала и сохранить экологическую обстановку региона неизменной. Важность Штокмановского проекта определяется несколькими факторами. Проект создаст основу для дальнейшей разработки арктического шельфа. Штокман на длительный срок укрепит энергетическую безопасность на региональном, европейском и глобальном рынках, поставляя газ, необходимый для удовлетворения растущего спроса на энергоресурсы. Диверсификация экспортных продуктов (трубный газ и СПГ), а также маршрутов их вывода на глобальный рынок сбыта сделает поставки газа более гибкими и потому – надежными.

736 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Запасы углеводородов в Арктическом бассейне, по некоторым оценкам, достигают 200 млрд. баррелей в нефтяном эквиваленте. Это означает, что Арктика может содержать более четверти еще не разведанных мировых запасов углеводородного сырья. Штокмановский проект открывает собой эпоху промышленного освоения Арктики. Газ, добытый в рамках Штокмановского проекта, определен в качестве ресурсной базы для поставок газа по трубопроводу «Северный поток» в страны Западной Европы, а также для производства российского СПГ, который впоследствии будет реализован на международных рынках. Проект разработки Штокманоского месторождения принесет огромный доход государству: привлечет в регион разработок средства для охраны окружающей среды, внесет в бюджет региона денежные средства, даст опыт российским компаниям, укрепит партнерские отношения в сфере энергетики с другими странами. Столь хорошие перспективы сулит проект.

Сейчас проект движется медленно, но он все же движется. И очень хотелось бы увидеть завершение его реализации, а возможно даже принять в этом участие.

Литература Богоявленский В.И. Изученность и перспективы нефтегазоносности российской и норвежской акваторий 1.


Баренцева моря // Арктика: экология и экономика. – М.: РАН, 2011. – №2. – С. 64 – 75.

Григоренко Ю.Н., Мирчинк И.М., Савченко В.И., Сенин Б.В., Супруненко О.И. Углеводородный потенциал 2.

континентального шельфа России: состояние и проблемы освоения. Минеральные ресурсы российского шельфа. / Минеральные ресурсы России;

экономика и управление (спецвыпуск). – М.: 2006. – С. 14 – 71.

Лаверов Н.П., Дмитриевский А.Н., Богоявленский В.И. Фундаментальные аспекты освоения нефтегазовых 3.

ресурсов Арктического шельфа России // Арктика: экология, экономика. – М.: РАН, 2011. – №1. – С. 26 – 37.

Официальный сайт Штокмановского проекта [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.shtokman.ru/, 4.

свободный.

ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В РЕГУЛЯРНЫХ СИСТЕМАХ РАЗМЕЩЕНИЯ И.А. Ковалев Научный руководитель ассистент И.А. Синцов Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, Россия С началом использования горизонтальных скважин (ГС) возникла необходимость проектирования систем размещения с учетом производительности таких скважин, что привело как к модификации существующих систем размещения, так и к созданию новых. Однако на сегодняшний день не существует регламентированных систем размещения, учитывающих особенности горизонтальных скважин. В большинстве случаев горизонтальные скважины вписывают в известные системы размещения, заменяя одной такой скважиной две вертикальные, но далеко не во всех работах имеется научное обоснование данного подхода.

В работе Бердина Т.Г. [1] были обобщены системы размещения горизонтальных скважин, учитывающие характер фильтрационных потоков. Были выделены следующие системы разработки (рис.1):

а) линейные (однорядные и многорядные), когда ряды добывающих и нагнетательных скважин располагаются параллельно, между рядами выдерживается определенное расстояние;

б) блочно-линейные, использующие принцип параллельно-линейной системы с образованием блоков разработки;

в) лучевые (веерные, радиальные);

г) комбинированные.

а) в) б) - добывающая горизонтальная скважина - нагнетательная горизонтальная скважина - нагнетательная вертикальная скважина Рис. 1 Системы размещения горизонтальных скважин: а – линейная;

б – блочно-линейная;

в – лучевая Новые принципы разработки месторождений нефти и газа были сформированы в работе [2]. Приведем некоторые моменты, касающиеся формирования сеток с использованием горизонтальных скважин. В одной из СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ глав авторы представили новый взгляд на площадные системы, опираясь на данные трехмерного гидродинамического моделирования. Выяснилось, что добывные возможности площадных систем практически не реагируют на уплотнение сетки. Исходя из этого, были сделаны соответствующие выводы:

1. Каждый элемент площадной системы обладает близким к нулю запасом упругой энергии. Таким образом, суммарный дебит добывающих скважин всегда равняется объему закачиваемой воды через нагнетательную скважину.

2. Рост суммарного дебита нефти (жидкости) из элемента разработки может иметь место лишь при адекватном усилении системы заводнения.

Усиливать систему заводнения в рассмотренной работе предлагается за счет бурения горизонтальных нагнетательных скважин с возможным проведением в них гидроразрыва пласта (ГРП), что может быть гораздо эффективнее, чем бурение только добывающих горизонтальных скважин. Проблемы разработки низкопродуктивных пластов с использованием горизонтальных скважин в регулярных системах размещения были затронуты Лысенко В.Д. и Грайфером В.И. в книге [3]. Для расчета основных показателей разработки различных систем был использован метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова. Для случая однородного коллектора по результатам расчетов был сделан вывод, что переход от трехрядной системы вертикальных скважин к пятирядной практически не увеличивает общий дебит. При переходе от трехрядной системы к однорядной - уменьшается общий дебит в 1,33 раза.

При наличии горизонтальных скважин также учитывалось количество нефтенасыщенных прослоев. При однорядном размещении возможно добиться увеличения дебита по сравнению с аналогичной системой размещения вертикальных скважин в 1,539 (8 слоев) – 3,167 раза (2 слоя). Далее был рассмотрен вариант обращенной пятиточечной обращенной площадной системы. По сравнению с предыдущим случаем отмечается уменьшение общего дебита в 1,137 (8 слоев) – 1,152 раза (2 слоя), несмотря на увеличение соотношения горизонтальных и вертикальных скважин. Остальные системы размещения с точки зрения влияния на общий дебит не рассматривались.Стоит отметить некоторые существенные недостатки данного подхода для оценки эффективности тех или иных систем. Во-первых, данные аналитические решения основаны на постоянстве всех используемых величин, поскольку подразумевается некое стационарное состояние. Это приводит к тому, что неучтенными остаются даже относительные фазовые проницаемости. Соответственно, невозможно построить динамику основных показателей разработки, а также оценить конечный коэффициент извлечения нефти.

В статье [4] рассмотрено четыре варианта однорядных систем размещения с использованием как вертикальных, так и горизонтальных скважин (рис.2).

Рис. 2 Однорядные системы размещения скважин В качестве базового принят вариант 1. Анализ показал, что для однородных пластов по вариантам 2 и превышение дебита горизонтальной скважины по сравнению с дебитом вертикальной скважины базового варианта составляет 1,3 – 1,6 раза в зависимости от длины ствола. Для варианта 4 аналогичные расчеты показали увеличение дебитов в 2,0 – 4,2 раза.

При расчетах для зонально-неоднородного пласта длины горизонтального ствола не варьировались, но изменялось отношение проницаемостей различных зон, что позволило сделать вывод о необходимости размещения горизонтальных скважин в зонах с более низкой проницаемостью.

В данной статье расчеты также основываются на методе эквивалентных фильтрационных сопротивлений, о недостатках которого было сказано выше. При этом в статье присутствует информация об эффективности рассмотренных систем при различных отношениях вязкости и воды, но не говорится, как были получены данные расчеты. Однако сделанный вывод о необходимости применения горизонтальных скважин в качестве нагнетательных для залежей маловязкой нефти совпадает с мнением других исследователей данной проблемы.

738 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Мукминовым И.Р. [5] были выведены формулы дебитов для однородно-анизотропного пласта при шахматном и лобовом однорядном размещении скважин. Сравнение рассмотренных систем показало, что система размещения с лобовым расположением более производительна, чем шахматная. Однако если длина горизонтальных скважин больше или равна расстоянию между рядами, то дебиты становятся практически идентичными. Таким образом, системы размещения с использованием горизонтальных скважин весьма разнообразны, однако далеко не всегда вписываются в понятие «регулярные системы размещения». Это говорит о необходимости работ по изучению влияния различного размещения на динамику показателей разработки и конечный коэффициент извлечения нефти с применением гидродинамического моделирования.

Литература Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. – 1.

М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 199 с.

Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии 2.

разработки месторождений нефти и газа. – М.: 2004. – 520 с.

Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождения. – М.: ООО «Недра 3.

Бизнесцентр», 2001. – 562 с.

Маганов Р.У., Маслянцев Ю.В., Праведников Н.К., Ювченко Н.В. Некоторые особенности применения 4.

горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело, 2001. – №3. – С. 2 – 6.

Мукминов И.Р. Производительность однорядных схем разработки пласта системами горизонтальных скважин 5.

// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1999. – №3. – С. 30 – 32.

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО СТВОЛУ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ Г.Ю. Коробов Научный руководитель профессор В.А. Мордвинов Пермский национальный исследовательский политехнический университет, г. Пермь, Россия Одна из основных проблем нефтедобычи, на сегодняшний день, является проблема отложения парафина на стенках скважины. Для успешного применения оборудования и технологий предупреждения образования и удаления парафина необходимо определять глубину начала их образования в скважинах, что является возможным при достоверной информации о распределении температуры по стволу добывающей скважины.

В ходе работы использовалась зависимость, позволяющая получить распределение температуры по высотескважины в стволе НКТ:

KDx acж Q (1 e cжQ ) t f t f 0 ax (1) KD где – коэффициент теплопередачи;

tf – температура жидкости в НКТ;

D – внутренний диаметр НКТ;

с – теплоемкость жидкости;

– плотность жидкости;

w – средняя скорость течения жидкости;

Af – площадь поперечного сечения;

a - геотермальный градиент;

K – коэффициент теплопередачи, равный:

K (2) R где – коэффициент теплоотдачи, расчитывающийся по известным в теплотехнике эмпирическим зависимостям;

R – полное термическое сопротивление между внутренней полостью НКТ и породой окружающей скважину.

Рис. 1 Составляющие термического сопротивления в разрезе скважины СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Трудность использования зависимости (1) заключается в том, что невозможно аналитически оценить полное термическое сопротивление R, включающее в себя термическое сопротивление тела НКТ, сопротивление среды, заполняющей межтрубное пространство, сопротивление эксплуатационной колонны, сопротивление цементного кольца, а так же сопротивления пород, окружающих скважину.


В работе выдвинута гипотеза о том, что в рамках одного объекта разработки полное термическое сопротивление R имеет постоянное значение для всех скважин этого объкта, так как скважины, принадлежащие одному объекту, имеют схожее строение, окружены одними и теми же горными породами и добывают продукцию со схожими физическими свойствами. Так же стоит заметить, что термическое сопротивление R даже в одной скважине не будет иметь не постоянного значения, так как на разных интервалах скважины термическое сопротивление будет складываться из разных составляющих (рис.2). Целесообразно при нахождении термического сопротивления разделять скважину на три интервала: I – от устья до динамичского уровня, II – от динамического уровня до башмака НКТ, III – от башмака НКТ до забоя скважины.

Рис. 2 Интервалы скважины Искомое термическое сопроивление было получено при анализе фактических термограмм, снятых со скважин Сибирского месторождения (около 10 % сакважин Сибирского месторождения имеют снятые с них фактические термограммы). Полученное термическое сопротивление R возможно использовать и для скважин, которые не имеют снятую фактическую термограмму, чтобы получить достаточно точно распределение температуры в стволе скважины, используя зависимость (1). На рис. 3 видно, что теоретическа термограмма достаточно точно корелируется с фактическим распределением температуры в скважине.

Рис. 3 Сравнение расчетной термограммы с фактической Таким образом, При анализе термограмм, снятых со скважин Сибирского месторождения, получена зависимость для определения температуры потока жидкости по стволу скважины, с помощью которой с достаточной для практики точностью можно оценить температуру в любом горизонтальном сечении скважины и использовать для определения точки начала интенсивного парафинообразования в стволе скважины.

740 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР АНАЛИЗ РЕАЛИЗАЦИИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ИЗВЕСТИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Е.И. Краснова, Е.С. Лапутина Научный руководитель профессор С.И. Грачев Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, Россия Эффективность разработки газоконденсатных месторождений Крайнего Севера во многом определяется качественной и бесперебойной работой эксплуатационных скважин. Основными причинами изменения фильтрационно-емкостных свойств в призабойной зоне скважин являются загрязнение коллектора, изменение термобарических условий и физико-химических характеристик флюидов в результате первичного и вторичного вскрытия пласта. В связи с этим важное значение приобретают геолого-технические мероприятия (ГТМ), позволяющие оперативно восстановить фильтрационные характеристики коллектора в призабойной зоне и устранить положительный скин-фактор. Известинское месторождение находится в разработке около двадцати лет. Для восстановления и повышения продуктивности скважин добывающего фонда на месторождении на практике применяются различные виды мероприятий, из них основными являются:

- физические методы;

- перфорационные методы;

- кислотные методы;

- ремонтные работы КРС, ПРС - химические методы;

- изоляционные работы РИР;

- гидродинамические методы;

- технические мероприятия.

Выше приведенные мероприятия проводятся как на работающих, так и на вновь вводимых в разработку скважинах. Выполненный анализ результатов технологической эффективности основных геолого-технических мероприятий за период с 2006 года по 2012 год на Известинском месторождении показал, что наиболее эффективным является гидравлический разрыв пласта. На основании данных, полученных от недропользователя ООО «Янгпур», коэффициент успешности по ГРП составил 46 %. За данный период проведено 13 ГРП на скважинах, 7 из них являются нерентабельными (54%). Дополнительная добыча нефти от проведенных скважино-операций по гидроразрыву пласта составила 271,862 тыс.тонн, или 27,3% от отбора нефти с начала разработки. Накопленная добыча, приходящая на 1 операцию составляет 20,9 тыс.тонн. Минимальная длительность эффекта составляет 25 месяцев (скв.616 – 10,4 тонн проппанта). Кратность увеличения дебита по нефти после ГРП изменяется от 1,5 до 4,5, в среднем составляет 3,1.

Динамика годовой, дополнительной добычи нефти от проведенных ГРП на Известинском месторождении показана на рис.

120,0 100, Годовая добыча,тыс т.

80, 3 Количество ГРП, шт.

60, 40, 20, 0,0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 ГРП 2005 г 13,4 12,2 15,1 15,5 15,9 23, ГРП 2001 г 0,193 0,161 0, ГРП 1999 г 20,51 32,21 13,01 9,92 4,99 4,22 0, ГРП 1998 г 12,2 30,0 21,4 15,2 8,8 2, Добыча без ГРП 25,7 27,3 33,2 44,3 59,3 68,5 56,2 59,1 38,4 29,9 26,7 23,1 36,2 36,4 39,4 34,4 43,4 43, Кол-во ГРП 4 3 2 1 Рис. Динамика годовой, дополнительной добычи нефти от проведенных ГРП на пласт Ю Таким образом, какой-либо однозначной зависимости между объемом закачиваемого проппанта, длительностью эффекта и дебитом не обнаружено. Так по скважине 611 произведена закачка 1,5 тонн проппанта, но дополнительная добыча составила 20 тыс. тонн. По другой скважине 624 (при повторном ГРП) закачано тонн проппанта и длительность эффекта продолжается до настоящего времени.

Следует отметить, что все ГРП основывались на различных типах перфорации, но в основном диаметр перфорационных отверстий составлял 6-10 мм. Диаметр перфорационных отверстий имеет превалирующее значение в получении эффекта, глубина проникновения перфорации имеет подчиненное значение. По различным исследованиям эффективность повторных ГРП ниже первоначальных. При современном подходе для проведения эффективных ГРП необходим диаметр отверстий от 14 мм и больше, что позволит провести ГРП с объемом проппанта до 50 тонн с увеличением продуктивности по жидкости и по нефти при условии сохранения пластовой энергии и наличием хорошего цемента и сцепления. Средний прирост дебита нефти за период по мероприятию варьирует от 2,2 т/сут до 18,8 т/сут и составляет в среднем на одну скважино-операцию 8,5 т/сут, что СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ свидетельствует об эффективности ГРП. Не успешность по проведению ГРП в ряде случаев связана в основном с техническими причинами, дизайном.

МЕТОДЫ ПРОВЕДЕНИЯ СПЕЦИАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН А.В. Лапа Научный руководитель доцент С.Ф.Санду Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г.Томск, Россия Специальные исследования на месторождении проводятся с целью исследования факторов осложняющих разработку. В случае применения ГРП основным параметрами являются напряженное состояние пласта, механические свойства пород и особенности структуры коллектора. Определение и уточнение этих параметров – это задача специальных исследований.

Данные о направлении максимального напряжения использованы для создания оптимальной системы разработки. Ориентация нагнетательных скважин вдоль направления максимального напряжения, позволяет достичь большего коэффициента извлечения нефти.

Данные стресс-теста MDT (направление распространения трещин, давление разрыва) используются при моделировании ГРП, а также в расчетах оптимального забойного давления в нагнетательных скважинах.

Исследования решают задачу об определении основного направления распространения трещин (стресс) и об определении механических свойств пород. Рекомендуется проводить подобные исследования на вновь пробуренных скважинах для уточнения направления стресса на локальных участках месторождения.

Соник-сканер. Зондирование по монопольному источнику позволяет количественно определить осредненную по азимуту глубину измененной (поврежденной) зоны пласта в случае уменьшения скоростных характеристик в призабойной зоне.

По данным прибора возможно определить азимут анизотропии поперечной волны и, следовательно, выделить направление анизотропии пласта, которое, как правило, совпадает с направлением максимального напряжения.

По результатам 3Д зондирования по дипольным источникам можно судить об изменении призабойной зоны, пластической деформации горных пород, и в целом об их пластичности. Возможна оценка механических свойств разреза и минимального горизонтального напряжения при использовании калибровочных данных полученных в процессе проведения работ прибором MDT.

FMI-микросканер. Электрические и акустические микросканеры, разработанные компанией Schlumberger, применяются, в основном для изучения тонкослойных разрезов. При использовании этих приборов возможно получение непрерывной картины поверхности пород стенки скважины. Электрический сканер FMI охватывает практически весь периметр скважины и даёт развёртку поверхности ствола, аналогичную развёртки поверхности керна. При этом возможно выделение отдельных деталей разреза, размером от 0.5 см и более.

Картина, получаемая микросканером, состоит из более чем 100 кривых;

запись наклонометра, состоит из 4 - 8 кривых в зависимости от модификации прибора. Для разделения на пропластки используется лишь одна кривая или рассчитывается новая кривая из комбинации исходных. Разбивка на пласты базируется на относительных различиях между смежными пластами по двум возможным алгоритмам – мин/макс значений или точки перегиба (равенства нулю второй производной).

Значения удельного сопротивления, зарегистрированного электродами прибора, нормируются по показаниям микробокового каротажа. Границы пропластков определяются на основе кривой нормализованного удельного сопротивления, зарегистрированного прижимным башмаком микросканера.

Для уменьшения числа выделяемых пластов входные данные микросканера сглаживаются для удаления высокочастотного шума (3см).

Микрометоды – микрозонды, микробоковой, пластовый инклинометр, а также акустический и электрический микросканеры, обеспечивают выделение тонких пропластков, однако из-за малой глубинности не позволяют оценить геофизические параметры коллекторов в незатронутой проникновением части пласта.

Для оценки петрофизических параметров прослоев коллекторов тонкослоистых разрезов компанией Schlumberger разработана методика SHARP, в основу которой положен принцип последовательных итерационных конволюций геофизических параметров геологической модели разреза. Методика SHARP позволяет проводить анализ тонкослоистого разреза с вертикальным разрешением самого высокоразрешающего метода ГИС из комплекса, имеющегося в наличии зонда. В трещинных коллекторах при помощи микросканера не только можно увидеть трещины на стенке скважины, но и количественно оценить некоторые параметры трещиноватости. Существующая методика количественной обработки комплекса ГИС и данных микросканера позволяет оценить долевое участие каверновой и поровой составляющей в общем объеме пустот коллектора.

Количественная интерпретация данных микросканера также включает в себя определение углов падения, азимутов простирания, оценку плотности и кажущейся раскрытости трещин.

Оценка кажущейся раскрытости трещин и их плотности приводится с помощью программы Borview в автоматическом режиме. Перед запуском программы проводится калибровка изображений с помощью кривых бокового каротажа средней глубинности LLS или микросферического MSFL метода. В интерактивном режиме интерпретатором проводится трассировка трещин, интерпретация их по характеру раскрытости: открытые – электропроводящие (тёмные на изображениях) и залеченные (закрытые) – электронепроводящие (светлые);

задаются и контролируются величины сопротивлений.

742 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Затем программа проводит полную количественную интерпретацию подготовленного изображения по заданным параметрам и в результате оценивает следующие характеристики разреза:

Пространственные характеристики положений трещин.

Кажущуюся раскрытость трещин непрерывно по разрезу.

Среднюю плотность трещин.

Средний объём трещин – «Трещинную ёмкость».

Высокие разрешающие возможности микроэлектрических сканеров позволяют проводить визуальный контроль техногенных трещин, которые обычно (в отличие от естественных трещин) регистрируются только на двух башмаках сканера и не секут оси скважин.

MDT-Модульный испытатель пластов на кабеле. Методика проведения стресс-тестов заключалась в следующем: в однородных проницаемых интервалах проводился гидравлический стресс-тест:

Изоляция интервала надувными пакерами и гидравлический разрыв (инициирование микротрещины) в распакерованном интервале, путем закачки бурового раствора в пласт из скважины.

Распространение трещины, путем продолжения закачки после гидроразрыва (инициирования микротрещины).

Закрытие трещины путем естественного стравливания трещины.

Повторное открытие, распространение и стравливание трещины несколькими циклами на разных подачах глубинного насоса. В непроницаемых интервалах (песчано-глинистом подстилающем прослое и перекрывающей глине) проводился механический стресс-тест:

Инициирование трещины непосредственно пакером (механическое воздействие на горную породу), путем создания нагрузки пакером на стенку скважины.

Обхват инициированной пакером трещины, путем перемещения пакеров вверх и изоляции трещины.

Гидравлическое распространение трещины путем закачки жидкости из скважины.

Искусственное стравливание, путем откачки жидкости из трещины.

Использование MDT предусматривает несколько способов определения свойств пласта. Параметры околоскважинной зоны получены из анализа кривых падения и восстановления давления, регистрируемых в ходе замеров пластового давления.

Существует три метода оценки фильтрационных свойств породы по замерам давления в ходе пластовых исследований. В случае если в конце периода отбора КПД выходит на асимптоту, применяется аналитическая формула точечного стока. По аппроксимации прямолинейного участка КВД на графике зависимости давления от «радиальной» или «сферической» временной функции.

По наилучшему совпадению диагностического графика КВД с типовой кривой соответствующей аналитической модели. При этом должно выполнятся условие совпадения истории давления в ходе всего исследования (КПД и КВД) с расчетной, полученной в рамках модели.

Первый метод позволяет оценить подвижность пластового флюида на всех глубинах, где проводится замер пластового давления. Подвижность пластового флюида может быть использована для оценки проницаемости в призабойной зоне пласта. Обладая точной информацией о вязкости отбираемой жидкости в пластовых условиях, можно оценить проницаемость. При проведении стандартных MDT замеров давления в течение периода, соответствующего отбору небольшого объема жидкости, порядка 20 см 3, отбираемой жидкостью является фильтрат бурового раствора.

Однако, при анализе более продолжительных исследований с использованием модуля откачки – глубинного насоса, интерпретатор не располагает достоверной информацией о вязкости пластового флюида (особенно в случае, когда речь идет о разведочной скважине) и потому может оценить только подвижность ( = k/) или гидропроводность, но не проницаемость. Таким образом, проницаемость можно оценить через комплексные параметры подвижности пластового флюида или гидропроводности [1].

Второй и третий методы представляют собой стандартные методы интерпретации КВД.

Комплекс ГИС в открытом стволе. ЯМР-каротаж. Ядерно-магнитный резонанс связан с физическим принципом, заключающимся в реакции ядер на магнитное поле. Многие из ядер обладают магнитным моментом, т. е. они ведут себя как вращающиеся стержневые магниты. Эти вращающиеся магнитные ядра могут взаимодействовать с внешними по отношению к ним магнитными полями и генерировать поддающиеся измерению сигналы.

Для большинства элементов обнаруживаемые сигналы слабы, однако, водород обладает сравнительно большим магнитным моментом и присутствует в изобилии и в воде, и углеводородах порового пространства горных пород. Настроив используемый при ЯМК каротажный зонд на частоту магнитного резонанса водорода, можно максимально усилить и измерить данный сигнал.

Измерение направлено на определение величины амплитуды сигнала и его затухания. Величина амплитуды сигнала при ЯМР пропорциональна числу ядер водорода и калибруется таким образом, чтобы определить значения пористости независимо от литологии и без использования радиоактивных источников.

Однако наибольший интерес у петрофизиков вызывает величина затухания сигнала ЯМР в течение каждого цикла измерений, называемая временем релаксации.

Время релаксации зависит от размера пор. Небольшие поры снижают время релаксации, причем самые малые величины времени релаксации соответствуют связанной воде в глинах и капиллярах. Крупные поры отождествляются с большими временами релаксации и содержат в себе наиболее легко извлекаемые флюиды.

Таким образом, распределение времен релаксации является мерой распределения размеров пор – нового петрофизического параметра.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В результате интерпретации времен релаксации и их распределений можно получить такие петрофизические параметры как проницаемость, динамическая (эффективная) пористость и остаточная водонасыщенность. Другие возможные приложения включают в себя построение кривых капиллярного давления, определение типа углеводородов и дополнительную информацию при проведении фациального анализа[2].

В процессе проведения опытных исследований ядерного магнитного резонанса можно измерить два времени релаксации и их распределения. С помощью лабораторного инструмента обычно измеряется продольное время релаксации Т1 и распределение Т2, в то время как с помощью каротажных зондов производятся замеры поперечного времени релаксации Т2 и распределения Т2 при большей скорости.

Литература:

Латышова Мария Геннадьевна. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов 1.

исследования нефтяных и газовых скважин / М.: Г. Латышова;

Под ред. Д. И. Дьяконова. – М.: Недра, 1966. – с.: ил. – Библиогр. – С. 169 – 170.

Резванов Рашит Ахмаевич. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин: учебник / 2.

Р. А. Резванов. – М.: Недра, 1982. – 368 с.: ил. – Библиогр. – С. 364 – 365.

3.

ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ РЕАГЕНТА-РАСТВОРИТЕЛЯ "А" НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ТЯЖЕЛОЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ СЕВЕРО-КОМСОМОЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В.Т. Литвин, П.В. Рощин, Л.К. Васкес Карденас, Ю.К. Мизякин Научный руководитель профессор А.В. Петухов Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург, Россия В данной статье представлены результаты экспериментов по определению особенностей влияния реагента-растворителя «А» на реологические свойства высоковязкой смолистой нефти Северо-Комсомольского месторождения Изучением реологических свойств высоковязких нефтей в различных регионах России занимались И.М.

Аметов, В.В. Девликамов, А.Х. Мирзаджанзаде, Л.М. Рузин, З.А. Хабибуллин и многие другие известные ученые. Однако, в силу ряда причин, проведение этих перспективных исследований было приостановлено в середине 90-х годов. В связи с этим возникло некоторое отставание в области исследования высоковязких нефтей. Наименее изученными на сегодняшний день являются нефти, обладающие тиксотропными свойствами [3].

Перед тем, как переходить к изложению основных результатов исследований, необходимо определиться с термином «тиксотропная жидкость» и кратко описать методику проведения лабораторных экспериментов.

Жидкости, поведение которых не подчиняется закону вязкого трения Ньютона, называются неньютоновскими [1].

Для описания свойств неньютоновских нефтей обычно используют понятие эффективной или кажущейся вязкости э. Величина эффективной вязкости нефти при различных скоростях и напряжениях сдвига определяется расчетным путем с использованием следующей известной формулы:



Pages:     | 1 |   ...   | 38 | 39 || 41 | 42 |   ...   | 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.