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 |   ...   | 39 | 40 || 42 | 43 |   ...   | 45 |

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

-- [ Страница 41 ] --

э = где – мгновенное значение напряжения сдвига, Па;

– мгновенное значение скорости сдвига, 1/с.

Эффективная вязкость есть некоторая условная характеристика, определяемая как отношение напряжения сдвига к скорости сдвига. Этот динамический параметр широко используется в реологии и позволяет рассматривать неньютоновские нефти как системы с переменной вязкостью, величина которой зависит от скорости (напряжения) сдвига. Такая зависимость вязкости от скорости сдвига носит название аномалии вязкости. Жидкости с переменной вязкостью принято называть аномально вязкими или аномальными [2].

Для исследования тиксотропных свойств чистой нефти пласта ПК-1 и нефти с реагентом (в концентрации 3%) Северо-Комсомольского месторождения были проведены динамические испытания при различных температурах на приборе Rheotest RN 4.1 в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов»

Национального минерально-сырьевого университета «Горный».

Динамические эксперименты по изучению тиксотропных свойств нефтей были проведены по следующей методике.

Скорость сдвига в процессе динамических испытаний плавно увеличивалась до значения 300 1/с в течение 300 секунд (прямой ход на графиках зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига), затем она выдерживалась постоянной при достигнутом значении в течение 300 секунд (ожидание полного разрушения внутренней структуры нефти), а далее скорость сдвига плавно уменьшалась до нуля за 300 секунд (обратный ход на графиках).

В результате таких лабораторных исследований на графиках зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига были получены характерные петли гистерезиса.

Тот факт, что линия прямого хода не повторяет линию обратного хода, свидетельствует о тиксотропной структуре исследуемой нефти.

744 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Площадь петли гистерезиса, заключенная в пределах единого цикла измерений, характеризует величину механической энергии, необходимой для разрушения тиксотропных связей, отнесенной к единице объема нефти.

Поэтому чем больше площадь «петли гистерезиса», тем более склонна данная нефть к структурообразованию при данных температурных условиях. Исследования тяжелых высоковязких нефтей по данной методике неоднократно проводились в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Национального минерально сырьевого университета «Горный» (Рогачев М.К., Петухов А.В., Рощин П.В. и др.).

Геология залежи Нефть пласта ПК-1 тяжелая (930 кг/м3 в пластовых условиях), высоковязкая (151, мПа·с), с содержанием парафина и асфальтенов 2-3%, содержание силикагелевых смол достигает 20%. Для оценки тиксотропных свойств тяжелой высоковязкой нефти Боровского месторождения были проведены исследования на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1 при температуре от 5 до 31 С.

Рассмотрим влияние добавки растворителя в концентрации 3% на тиксотропные свойства нефти. На рисунке представлены зависимости скорости сдвига от напряжения сдвига для чистой нефти и нефти с 3% реагента при пластовой температуре (31 С) и ниже пластовой температуры (10 С).

Как видно из графика, растворитель положительно влияет на тиксотропные свойства нефти.

Уменьшение площади петли гистерезиса при 10 С и при пластовой температуре 31 С свидетельствует о положительном влиянии на тиксотропные свойства нефти в сторону уменьшения их проявления.

Кроме тиксотропных свойств, для данной нефти, также было исследовано изменение динамической вязкости в зависимости от температуры. Для этого был построен график изменения динамической вязкости от температуры. При нагреве нефти Северо-Комсомольского месторождения с 5 С до 31 С происходит стабильное снижение вязкости нефти с 1329,8 мПа до 222,08 мПа·с. Дальнейшее увеличение температуры ведет к плавному уменьшению вязкости более чем в 3 раза, по сравнению с вязкостью в пластовых условиях, что связано с окончательным разрушением пространственной коагуляционной структуры высокомолекулярных соединений в нефти, обусловленных наличием смол, парафинов и асфальтенов.

Рис. Реологические кривые прямого и обратного хода (петли гистерезиса) нефти пласта ПК-1 Северо Комсомольского месторождения при температурах 10 С и 31 С Основным осложнением при добыче нефти на Северо-Комсомольском месторождении является образование АСПО, связанное с высоким содержанием парафинов, асфальтенов и силикагелевых смол. С момента ввода месторождения в эксплуатацию в 2012 году, происходило быстрое налипание АСПО к стенкам НКТ, и постоянные проблемы при транспортировке до пункта налива нефти, вследствие снижения температуры и давления по стволу скважины и дегазации нефти.

Таким образом, полученные результаты свидетельствуют о том, что нефть пласта ПК-1 Северо Комсомольского месторождения представляет собой сложную реологическую систему, обладающую СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ тиксотропными и вязкоупругими свойствами. Выявлено положительное влияние реагента-растворителя на реологические свойства нефти, в частности, отмечается влияние добавки растворителя на динамическую вязкость и напряжение сдвига.

Проведенные исследования показали, что для снижения вязкоупругих свойств нефти добавления растворителя в указанной концентрации недостаточно и необходимо применение комплексного метода по снижению вязкости нефти, например, применение электрокабельного скважинного нагревателя.

Также целесообразно проведение дальнейших специализированных исследований на приборах, исследующих PVT свойства нефти (установка FLASS, Vinci Tech.).

Исследованная реология нефти при различных температурах, напряжения сдвига и тиксотропные свойства помогут в дальнейшем предупредить технические проблемы при добыче.

Литература 1. Attanasi, E. D. and Meyer, R. F. Natural bitumen and extra heavy oil. // Survey of Energy Resources: World Energy Council, – 2010. – p. 123 – 2. Cornelius, C.D. Classification of Natural Bitumen: A Physical and Chemical Approach. // Exploration for heavy crude oil and natural bitumen: AAPG Studies in Geology, 1987. – Vol.25. – pp 165 – 174.

Рогачев М.К., Колонских А.В. Исследование вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти Усинского 3.

месторождения. // Нефтегазовое дело, 2009. – Том 7. – №1. – С. 37 – 42.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ГАЗЛИФТНЫМ СПОСОБОМ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ «БЕЛЫЙ ТИГР» (ВЬЕТНАМ) Лыонг Ван Фо Научный руководитель доцент В.Н. Арбузов Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г.Томск, Россия 1.Актуальность На море Вьетнама находится большое месторождение нефти и газа «Белый Тигр». Применение газлифтного метода эксплуатации скважин позволяет оптимизировать процесс разработки месторождения и обеспечить стабильный уровень добычи нефти.

2. Расположение месторождения «Белый Тигр»

Месторождение Белый Тигр расположено в средней части Центрального поднятия Меконгской впадины.

Белый Тигр – представляет собой горнообразную структуру, протянувшуюся в северо-восточном направлении.

Май 1984 г. – найдена нефть в фундаменте.

Июнь 1986 г. – начало разработки месторождения.

Накопленная добыча нефти с начала разработки – более 190 мл. тонн.

Основные продуктивные пласты приурочены к миоценовым, олигоценовым отложениям и фундаменту (гранитоид). Значительные притоки нефти из фундамента (до 70 %). Одним из наиболее интересных и перспективных регионов в мире с залежами углеводородов в фундаменте является шельф Южного Вьетнама.

Все месторождения находятся на море с глубиной моря от 50 до 120 м. Разработка месторождений ведется с морских стационарных платформ (МСП) и блок-кондукторов (БК). К каждой МСП и БК подключено 12- скважин.

3. Физико-химические свойства нефти месторождения «Белый Тигр»

В составе нефти мало серы (0,03-0,09%) и тяжелых металлов (Ni 1.05- 4.9 ppm, Vd 1 ppm), а также примесей азота (0,05-0,032%).

Содержание парафинов (15-27%).

Нефть хороша для переработки, использования и не влияет на окружающую среду.

Обоснование способа эксплуатации скважин на морских месторождениях Вьетнама Для месторождения «Белый тигр» характерны: большой диапазон дебитов скважин, групповое размещение скважин, большая глубина (до 5000 м), высокий газовый фактор, большое давление насыщения, высокая температура пласта, парафиносолеотложение, преобладание наклонно-направленныхскважин со значительными углами отклонения, достигающими до 50°С, интенсивное обводнение продукции и т.д.

Характеристики месторождений показаны в таблице 1.

Выбор механизированного способа добычи нефти, который должен удовлетворять вышеперечисленным условиям.

Подход к выбору механизированного способа добычи нефти в этих условиях, который должен основываться на:

- обеспечении установленных проектных отборов;

- малооперационности техники и технологии добычи нефти;

- возможности исследования скважин для осуществления контроля за разработкой месторождения;

- в озможности полной автоматизации и телемеханизации процесса добычи нефти и газа;

- высокой надёжности и ремонтности;

746 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР - высоком межремонтном периоде работы оборудования.

В табл. 2 приведены предельные значения параметров, определяющих возможность применения традиционных механизированных способов добычи. Газлифтный способ обладает наиболее широкой областью применения.

Таблица Свойства нефти в пластовых условиях Нижний Фунд Верхний олигоцен Нижний олигоцен миоцен амент Продуктивный пласт Севе. Цент Скв. Скв. Скв. Блок Блок Блок свод свод 70 12 9 I II III Давление насыщения нефти 20,42 14,6 15,63 4,34 15,46 20,76 22,18 28,95 34, газом, МПа Газовое содержание, м3/т 141,4 99,9 100,8 29 92,6 74 178,8 277,8 329, Объемный коэффициент 1,399 1,31 1,269 1,204 1,296 1,488 1,5 1,807 1, Вязкость в пластовых 1,074 1,69 1,35 3,39 2,96 0,476 0,425 0,244 0, условиях, мПа*с Плотность в пластовых 710,2 739 753,1 761,2 740,4 658,4 653,7 591,6 614, условиях, кг/м Плотность сепарированной 865,3 864 855,1 879,2 853,7 831,9 831,3 823,9 нефти, кг/м Таблица Условия для применения механизированного способа добычи нефти при различных условиях Оборудование для подъема жидкости из скважин Гидроприводные С погружным электро Условия насосы двигателем Штанговые насосы эксплуатации Газлиф т плунжерны винтовы поршневы струйны центробежны винтовы е е е е е е Море 4 4 4 5 4 4 Пустыня 4 4 4 4 4 - Городская зона 2 - 5 5 4 - Одиночные 5 3 - - 3 3 скважины Группа скважин 3 4 - - 4 4 Большая глубина - 3 - - - - Низкое давление 4 4 - 3 - - Высокая - 2 4 5 2 2 температура Вязкая жидкость 3 5 - 4 - 5 Коррозионная - 3 5 5 - 3 жидкость Наличие песка - - 3 3 - - Солеотложения - - 4 4 3 - Наличие эмульсии 5 4 5 3 - 4 Высокий газовый 3 3 3 2 3 фактор Регулировка дебитов, включая 5 - 4 5 - - период эксплуатации СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Проведение 6 - 4 5 - - гидродинамически 2 2 2 2 - 2 х исследований Наклонно направленные скважины - 3 3 5 3 3 Ремонт с помощью канатной техники - 2 2 - 2 2 4.Элементы оборудования внутри скважин Мандрель Является одним из приборов, устанавливаемых внутри скважин рядом с газлифтным клапаном.

Облегчает поиск и установку газлифтных, регулирующих, циркуляционных клапанов и штамповочных клапанов. Мандрель не влияет на изменение площади поперечного сечения колонны, и позволяет другому специальному оборудованию свободно двигаться до забоя скважины.

Газлифтный клапан Газлифтный клапан устанавливается в мандреле на определенной глубине, чтобы обеспечить ввод газа в жидкость, снизить ее плотность и способствовать подъему скважинной продукции на дневную поверхность.

Схема расположения наземного оборудования Компрессор 2. Газопровод высокого давления 3. Сепаратор 4. Резервуары 5. Скруббер 6.

1.

Конденсационный сепаратор 7. Газовый клапан 8. Регулятор 9. Продуктивный трубопровод 10.Газопровод низкого давления 11. Газлифтная скважина 12. Скважина газовой разработки высокого давления 5. Оборудование простой газлифтной скважины Принцип работы скважины В скважину под высоким давлением закачивается определенный объем газа, чтобы вызвать его смешивание с жидкостью. В результате плотность смеси газа и жидкости становится меньше начальной плотности жидкости, и смесь поднимается вверх под действием перепада давления к устью скважины.

5. Разработка в месторождении «Белый Тигр»

Открытие «Вьетсовпетро» в 1988 году на месторождении Белый Тигр уникальной по запасам высокопродуктивной залежи нефти в гранитном массиве кристаллического фундамента (дебиты скважин более 2000 т/сутки) сделало это месторождение крупнейшим в Ю-В Азии.

Предприятие будет добывать 6 мл.т сырой нефти в год, 1,4 млрд. м3 природного газа и 270 тысяч тонн конденсата в 2012-2015 годах.

748 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР В таблице представлены некоторые основные показатели работы газлифтного фонда скважин месторождений. Несмотря на увеличение обводненности продукции в 2,5 раза и более, удельный расход газа удается удерживать на уровне 186-205 м3/т добываемой жидкости.

Годы Показатели 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Число скважин 24 41 50 59 67 73 78 86 Добыча нефти, т/сут. 1009 1369 1386 1878 2011 1671 2056 2670 Обводненность, % 18,8 23,5 22,3 24,5 31,7 35,0 30,8 31,0 46, Удельный расход газа, м3/т 186 165 185 162 180 210 211 197 Дебит нефти одной 42,0 33,4 27,7 31,8 30,1 22,9 26,4 31,1 32, скважины, т/сут По сравнению с другими механизированными способами газлифт обладает некоторыми преимуществами:

- газлифтный способ эксплуатации наиболее полно удовлетворяет условиям морской нефтедобычи во Вьетнаме;

- эксплуатационные затраты ниже, чем при других (насосные способы);

- большой межремонтный период и низкая стоимость одного ремонта;

- автоматизация и эффективность при групповой эксплуатации скважин на месторождениях, оборудованных морскими стационарными платформами и блок-кондукторами;

- простота оборудования скважин;

- сокращение численности обслуживающего персонала;

- восстановление добычи нефти из остановленных скважин;

- более благоприятные условия для проведения исследований.

7. Заключение Газлифтная эксплуатация скважин является одним из популярных методов добычи нефти и газа на море. С учетом топографических условий и особенностей геологического строения месторождения, применение газлифта в разработке продуктивных пластов месторождения «Белый Тигр» позволяет оптимизировать производительность фонда добывающих скважин и обеспечивает высокую экономическую эффективность.

Литература C s khoan v khai thc du kh- L Phc Ho, Хо Ши Минь, 2011.– 307c.

1.

Кабиров М.М, Нгуен Х.Н. Эффективность применения газлифтного способа эксплуатации скважин на морских 2.

месторождениях Вьетнама – Уфа, 2008 – 14с.

ИССЛЕДОВАНИЯ РАБОТЫ ДВУХСЕКЦИОННОГО ДВИГАТЕЛЯ 2Д-43 ПРИ ПРИМЕНЕНИИ ТЕХНОЛОГИИ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА СЕТЬЮ РАЗВЕТВЛЕННЫХ КАНАЛОВ МАЛОГО ДИАМЕТРА И.А. Лягов Научный руководитель профессор Н.И. Васильев Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург Россия Для обеспечения гидравлического совершенство связи пласт-скважина, сохранности цементного камня, закладывает высокий уровень нефтеотдачи и эксплуатационной надежности на весь период эксплуатации скважины необходимо вторичное вскрытие продуктивных пластов с применением щадящих технологии [1].

Ранее в статьях были описаны исследования упруго-напряженного состояния компоновки нижней секции перфобура: долото – винтовой двигатель в наклонном перфорационном канале [2].

Аналитические расчеты проводились по методике разработанной научной школой кафедры НГПО УГНТУ и опробированной в работах профессоров Б.З. Султанова, Е.И. Ишемгужина, А.В. Лягова и др. В основе методики использовалось дифференциальное уравнение изогнутой оси КНБК [3]:

q x2, d2y P y Q x dx 2 где P – максимально допустимая осевая нагрузка на долото, P =6000Н;

Q отклоняющая сила КНБК;

E·I– изгибная жесткость винтового двигателя Д43;

q1 – поперечная составляющая от собственного веса единицы длины винтового двигателя;

– зенитный угол канала.

В результате решения данной задачи получена графическая зависимость значений изгибающих моментов (Мизг), действующих на винтовой двигатель типа Д-43 в перфорационном канале при максимальной осевой нагрузке P=6000 Н, максимальная величина Мизг=100Нм.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Исследования по изучению работы малогабаритных винтовых забойных двигателей проводились в основном для вертикальных скважин или скважин с небольшой кривизной, а поведение их в сильно искривленных и горизонтальных каналах не проводились, тем более в духсекционной компоновке.

При применении перфобура, рассматривается работа двухсекционного малогабаритного забойного двигателя типа 2Д-43, обобщенная схема сил дейстующая на ротор двигателя представлена на рисунке 1, в настоящей задаче величина радиуса кривизны будет задаваться как желаемая величина из прогнозируемых Rк 5,5 м и 12 м, общей длиной 14м.

профилей каналов полученных по результатам стендовых испытаний, Рис. 1 Обобщенная схема действующих сил Изгиб бурильной колонны по винтовой линии при действии на нее критических нагрузок проанализирован в работах А.Лубинского, А.Н. Динника, М.М. Александров, Б.З. Султанова, А.Ш. Янтурина, Г.М. Саркисова \и др.

Как показали исследования ВНИИБТ, наибольшее влияние на динамику ротора в вертикальном канале оказывают Мкр, Мn, F4 и Fос, при работе в криволинейном канале кроме перечисленных моментов и сил на забойный двигатель будет действовать и изгибающий момент, исследованный в работе [2].

R K расположены На криволинейном участке канала радиусом две короткие секции винтового забойного двигателя длинами l каждая (рисунок 1), передающие крутящий момент M K шарниру шпинделя.

Реакция, действующая на компоновку со стороны канала к поверхности корпуса двигателей нормальны и следовательно момента относительно оси X не создают.

Если на одном конце компоновки, при s=0, приложен момент M1, то уравновешивающий момент M при s= l и потерях на изгиб и перекос будет равен:

Крутящий момент M 1 одной секции M 1 =160 Нм двухсекционный (рисунок 1) M 1 =320 Нм, изгибающий момент M ИЗГ =100 Нм [2] и перекашивающий M n =71,2Нм (4). Подставляя полученные моменты в (6), получаем M 2 180 Нм, что достаточно для его работы в канале при длине одной секции 500мм и шаге t=400 мм для двухсекционного двигателя 2Д43.5/6.36.010.

Далее в программном комплексе Ansys 14 была составлена трехмерная модель компоновки перфобура размещенная в канале песчано-цементного блока, при его испытании на стенде [2]. Рассматриваемая для расчета КНБК имеет общую длину два метра и заданные углы перекоса 3…5 градусов.

Для дальнейшего прочностного исследования был выбран статический прочностной анализ, выполненный, методом конечных элементов, который позволяет численно решать широкий спектр физических проблем, которые математически формулируются в виде системы дифференциальных уравнений или в вариационной постановке. Задав необходимые для расчета параметры и произведя решение в программе получены эквивалентные напряжения возникающие в роторе двигателя при его работе в заданных условиях (рис.

2) или напряжения Мизеса.

В заключении можно сделать вывод, что в результате аналитических исследований работы перфобура качественно и количественно доказана возможность бурения сверхдлинных перфорационных каналов малого диаметра и радиуса кривизны компоновками с серийными и специальными винтовыми двигателями по прогнозируемой траектории. Аналитически установлено, что для обеспечения работоспособности разработанных компоновок необходимо, чтобы крутящий момент винтового забойного двигателя типа Д-43 был больше момента сопротивления, равного сумме изгибающего момента, действующего в КНБК и перекашивающего момента, действующего на ротор двигателя при бурении долотами истерающе-режущего типа диаметром Dд=56…58 мм в режиме максимальном КПД двигателя, в каналах с минимальными радиусами кривизны Rc =5,6…12 м, при этом в двух секционной компоновке двигателя шаг винтовой линии ротора каждой секции должен составлять не более 400 мм.

750 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рис. 2. Эквивалентные напряжения ротора ВЗД Литература Лягов А.В., Маликов Е.Л., Кузнецова Н.Ю., Шамов Н.А., Лягова М.А., Симонов А.С. Совершенствование 1.

технологии вторичного вскрытия и освоения скважин // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2011. – №6. – С. 160 – 173. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Lyagov/Lyagov_3.pdf.

Шамов Н.А., Лягов А.В., Пантелеев Д.В., Васильев А.В., Лягова М.А., Лягов И.А., Назаров С.В., Асеев Е.Г.

2.

Техника и технология создания сверхглубоких перфорационных каналов // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2012. – №2. – С. 131 – 174. URL:http://www.ogbus.ru/authors/Shamov/Shamov_1.pdf.

Лягов А.В. Динамические компонвки для бурения забойными двигателями/ А.В. Лягов// Автореферат для 3.

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. – Уфа, 2005.

ИЗУЧЕНИЕ ПЕРИОДИЧНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ УПРУГО-ВОЛНОВОГО ФИЗИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ А.В. Максютин, Р.Р. Хусаинов, Д.В. Мардашов Научный руководитель профессор А.А. Молчанов Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург Россия Ежегодно доля запасов месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти увеличивается. В настоящее время более 60 % извлекаемых запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами. В условиях истощения активных запасов нефти внимание к трудноизвлекаемым запасам нефти значительно возрастает. Все большее внимание уделяют месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами (месторождения битумов, высоковязкой и высокопарафинистой нефти, залежи с низкопоровыми и слабопроницаемыми коллекторами). Особую актуальность представляют высокоэффективные технологии повышения эффективности эксплуатации скважин, методы и технологии повышения нефтеотдачи и обеспечения экономически рентабельной эксплуатации месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Оптимистический прогноз добычи нефти, близкий к показателям «Долгосрочной государственной программы изучения недр и воспроизводства минеральной сырьевой базы на 2005-2010 гг. и на перспективу до 2020 г. приведен в таблице, Для прогнозирования емкости рынка на последующие 10 лет использовалась эмпирическая зависимость, выявленная по результатам анализа за 2005-2007 гг. Очевидно, что наибольший интерес для сервисных компаний в ближайшие 10 лет будут представлять Западная Сибирь, Тимано- Печерская провинция, Восточная Сибирь и шельф России [6].

Таблица Приросты запасов нефти по территориям и акваториям за счет геологоразведочных работ, необходимые для реализации программ добычи нефти в России Прирост запасов, млн. т Регион и акватория 2005-2010 гг. Коэф. 2011-2020 гг.

Западная Сибирь 1350,00 1,70 2295, Волго-Урал (с российским Прикаспием) 120,00 2,08 250, Тимано-Печорская провинция 170,00 1,94 330, Восточная Сибирь (в т. ч. Республика Саха) 400,00 1,50 600, Предкавказье 15,00 1,67 25, Калининградская обл. 2,00 0,50 1, Сахалинская обл. 4,00 1,75 7, Моря России 270,00 1,94 525, Всего по России 2331,00 1,73 4033, СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Достижение и превышение данных прогнозов возможно за счет рационального и комплексного использование месторождений полезных ископаемых, что является одной из важнейших проблем предприятий минерально-сырьевого комплекса. В настоящее время месторождения полезных ископаемых используются недостаточно комплексно, не извлекаются многие попутные компоненты, не перерабатываются отходы производства, нарушаются земли, загрязняются водный и воздушный бассейны.

Решение данной проблемы можно достичь за счет применения инновационных технологий для комплексного использования минерального сырья, что в свою очередь позволит повысить эффективность производства, сократить потери полезных ископаемых, осуществить прирост минерально – сырьевой базы, увеличить отчисления в федеральный бюджет и во внебюджетные фонды, а так же снизить уровень безработицы в регионе.

Достаточно мало изученным, но перспективным направлением в этой области являются применение виброволновых методов воздействия на продуктивный пласт. Настоящая статья посвящена результатам исследований влияния плазменно-импульсного воздействия (ПИВ) для интенсификации притока на месторождениях ТЗН [5].

Отметим, что изучение особенностей и механизмов действия исследуемой технологии на пластовую систему в целом проводятся в Горном университете с 2006 года по настоящее время в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов».

В этой связи, задачи исследований по изучению влияния ПИВ на реологические свойства высоковязкой нефти и фильтрационные характеристики продуктивного пласта с целью последующей разработки и обоснования новых эффективных комплексных технологий интенсификации добычи нефти на месторождениях ТЗН являются актуальными в нефтегазовой отрасли. В работе представлены результаты экспериментальных исследований по изучению влияния технологии ПИВ на реологические свойства высоковязкой нефти.

Выполнено изучение реологических свойств жидкости, которое проводилось при задаваемом и контролируемом значении скорости сдвига, при этом определялись величины параметров напряжения сдвига.

Сущность работы состояла в изучении реологических свойств высоковязких нефтей (эффективная вязкость, предельное напряжение сдвига, энергия тиксотропии и вязкоупругие свойства) до и после воздействия упругими импульсами аппаратурой плазменно-импульсного воздействия (ПИВ) на ротационном вискозиметре «Rheotest» Rn 4.1 компании Messgerate Medingen GmbH (Германия). Первые исследования были проведены в январе 2009 года. В марте 2010 года данные исследования были проведены повторно (Рис. 1). На рис. представлен общий вид петли гистерезиса, получаемой в процессе исследования до и после воздействия технологии плазменно-импульсного воздействия.

Рис. 1 Реологические кривые прямого и обратного хода высоковязкой нефти Усинского месторождения (петля гистерезиса) при Т=10 0С, 12.03. Отчетливо видно снижение площади петли гистерезиса и значений напряжения сдвига нефти Усинского месторождения после обработки ПИВ. При сравнительном анализе результатов первичных и вторичных исследований можно сделать вывод о длительном характере данного воздействия на реологические свойства высоковязкой нефти. Данные исследование продолжались в период 2009-2012 гг.

Результаты реологических исследований с исследуемой высоковязкой нефтью, выполненные в начале 2012 года представлены на рисунке 2. Отметим, что максимальные напряжение сдвига после обработки нефти плазменно-импульсным воздействием превышают характеристики исходной нефти примерно на 75 Па.

Кроме того, при изучении рисунков 1-2, отчетливо видно постепенно увеличении площади петли нефти после воздействия во временном интервале с 2010 по 2012 годы. Данные результаты могут свидетельствовать о продолжительности эффекта от обработки технологией ПИВ на месторождениях высоковязких нефтей и выбирать оптимальную периодичность воздействия. Так, для нефти Усинского месторождения продолжительность эффекта составила почти 1200 дней, примерно 3 года.

752 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рис. 2 Реологические кривые прямого и обратного хода высоковязкой нефти Усинского месторождения (петля гистерезиса) при Т=10 0С, 21.01. Исследования выполнены при поддержке Совета по грантам Президента Российской Федерации для государственной поддержки молодых ученых – кандидатов наук (договор № 16.120.11.690-МК).

Литература Абызбаев И.И. Комплексное многоуровневое планирование применения третичных методов увеличения 1.

нефтеотдачи при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти: Автореф. дис. д-ра техн. наук: 25.00.17. – Уфа, 2008. – 50 с.

Антониади Г.Д. Трудноизвлекаемые запасы нефти – структура и тенденции/ Г.Д. Антониади, О.В. Савенок// 2.

Инженер-нефтяник, 2012. – № 3. – С.5 – 9.

Ибатуллин Р.Р. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы.

3.

Практика/ Р.Р. Ибатуллин, Н.Г.Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. – 292с.

Мищенко И.Т. Выбор способа эксплуатации скважин с трудноизвлекаемыми запасами/ И.Т.Мищенко, Т.Б.

4.

Бравичева, А.И. Ермолаев. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. – 448 с.

Пат. 2248591 РФ, G01V 1/157. Скважинный источник упругих колебаний/ Е.П. Большаков, Д.Н. Дмитриев, Б.А.

5.

Иванов, А.А. Молчанов, О.П. Печерский, В.В. Сидора, Б.П. Яценко;

ООО «Импортно-экспортная торгово промышленная фирма «Рост»». – 2003100022/28;

Заявлено 04.01.2003;

Опубликовано 20.03.2005, Бюл. – № 8.

Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория и практика. – СПб.: «Недра», 2010. – 6.

с.

РАЗРАБОТКА ГИДРОФОБНО-ЭМУЛЬСИОННОГО СОСТАВА ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ И СТИМУЛЯЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПРИ ПОДЗЕМНОМ РЕМОНТЕ Д.В. Мардашов, А.В.Максютин Научный руководитель профессор М.К. Рогачев Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург, Россия Многочисленные исследования состояния призабойной зоны пласта (ПЗП) после проведения операций по глушению нефтегазовых скважин свидетельствуют о снижении дебитов по нефти, росте обводненности, увеличении сроков вывода скважин на режим. Процесс глушения является важным технологическим этапом, предшествующим проведению подземного ремонта скважины (ПРС), одной из задач которого является сохранение и восстановление естественных фильтрационных характеристик ПЗП. Согласно опыту разработки нефтяных месторождений, ухудшение коллекторских свойств ПЗП происходит вследствие отрицательного влияния технологических жидкостей, используемых в процессах вскрытия продуктивного пласта, подземного ремонта и эксплуатации нефтяных скважин.

Применение традиционно используемых составов на водной основе в качестве жидкостей глушения скважин (ЖГС) приводит к значительному снижению проницаемости по углеводородной фазе и, как следствие, снижению темпов добычи нефти [2,3]. Сегодня внимание исследователей и практиков уделено химическим методам сохранения и улучшения фильтрационных свойств ПЗП, а именно, составам ЖГС на углеводородной основе и гидрофобизирующим водным растворам. За рубежом использование подобных составов превышает 21%, в России составляет лишь 1 %.

Перспектива использования гидрофобизирующих систем обусловлена наличием ряда преимуществ по сравнению с традиционно применяемыми составами на водной основе. В связи с этим исследования, связанные с разработкой новых гидрофобизирующих составов ЖГС и технологий их применения для сохранения, СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ восстановления и улучшения фильтрационных характеристик ПЗП при подземном ремонте, считаются актуальными в нефтегазовой отрасли.

В качестве исходных химических реагентов при разработке новых составов технологических жидкостей использовали неионогенные синтезированные поверхностно-активные вещества (ПАВ), предоставленные ООО «Синтез-ТНП» (г. Уфа, Республика Башкортостан):

- продукт реакции полиэтиленполиамина (ПЭПА) с легкой фракцией таллового масла (ЛТМ);

- продукт реакции триэтаноламина (ТЭА) с жирными кислотами таллового масла (ЖКТМ).

Лабораторные исследования, проводимые совместно с компанией ООО «ОТО» (г. Самара), были направлены на разработку обратно-эмульсионных и гидрофобизирующих составов на основе данных ПАВ, а именно:

- блокирующего состава обратной водонефтяной эмульсии (ОВНЭ), стабилизированного продуктом реакции ПЭПА и ЛТМ (с целью сохранения фильтрационных характеристик терригенных пород-коллекторов);

- интенсифицирующего состава обратной кислотонефтяной эмульсии (ОКНЭ), стабилизированного продуктом реакции ПЭПА и ЛТМ (с целью улучшения фильтрационных характеристик карбонатных пород коллекторов);

- гидрофобизирующего состава в виде водной дисперсии продукта реакции ТЭА и ЖКТМ (с целью восстановления фильтрационных характеристик терригенных пород-коллекторов) [1].

Первоочередной задачей при разработке рецептур новых составов технологических жидкостей являлось определение оптимальной концентрации ПАВ. Cоставы обратных эмульсий, стабилизированные реагентом эмульгатором на основе ПЭПА и ЛТМ, обладают высокой термостабильностью, т.е. 100 %-ой агрегативной устойчивостью при 80 С, что позволяет рекомендовать данный тип ПАВ для использования в условиях повышенных пластовых температур, в частности, на месторождениях Западной Сибири.

Исследование влияния концентрации реагента-эмульгатора на агрегативную устойчивость ОВНЭ показало, что оптимальное его содержание в объеме эмульсии составляет 3 %. ОВНЭ при этом сохраняет 100 % ую агрегативную устойчивость более 5 суток, что соответствует средней продолжительности проведения ПРС.

Повышенная термостабильность обратных эмульсий (с содержанием реагента-эмульгатора на основе ПЭПА и ЛТМ) объясняется высокой поверхностной активностью этого реагента, что подтверждается результатами измерений его межфазного натяжения.

Одним из основных преимуществ разработанных эмульсионных составов перед традиционно используемыми технологическими жидкостями на водной основе является возможность регулирования их технологических свойств за счет изменения количества и типа их дисперсной (водной) фазы. Так плотность ОВНЭ является регулируемой величиной и может изменяться в достаточно широких пределах (0,950-1, г/см3).

Составы ОВНЭ и ОКНЭ представляют собой жидкости с неньютоновским характером течения.

Динамическая вязкость в таких системах зависит от напряжения сдвига и является функцией скорости сдвига.

При изменении содержания дисперсной фазы в составах от 50 до 70 % об. вязкость эмульсий варьируется в широком диапазоне (200-3000 мПас при скоростях сдвига 14,6-73,2 с-1), что позволяет регулировать степень их проникновения в пласт в зависимости от целей обработки.

Для исследования влияния состава ОВНЭ, стабилизированного реагентом-эмульгатором (на основе ПЭПА и ЛТМ), на фильтрационные характеристики пород-коллекторов были проведены лабораторные испытания с моделированием процесса «глушения-освоения» скважины в термобарических условиях с использованием естественного керна терригенных отложений. Экспериментальные исследования подтвердили отрицательное влияние водного раствора СаСl2 на фильтрационные характеристики ПЗП, что выразилось в снижении проницаемости образца керна по углеводородной фазе (коэффициент восстановления проницаемости (КВП) после обработки составил 20 – 40 %).

Согласно результатам экспериментальных исследований состав ОВНЭ, стабилизированный реагентом эмульгатором (на основе ПЭПА и ЛТМ), при попадании в пористую среду породы-коллектора проявил гидрофобизирующие свойства, что выразилось в сохранении проницаемости по углеводородной фазе (коэффициент восстановления проницаемости (КВП) составил 80-100 %) и увеличении фильтрационных сопротивлений по отношению к водной фазе (КВП при этом составил в среднем 50 %).

Логично предположить, что использование данного эмульсионного состава в качестве ЖГС перед подземным ремонтом обеспечит сохранение дебитов скважин по нефти и снижение обводненности добываемой продукции. Влияние состава ОКНЭ, стабилизированного реагентом-эмульгатором на основе ПЭПА и ЛТМ, на пористую среду породы-коллектора оценивалось по результатам фильтрационных исследований при его взаимодействии c насыпной моделью карбонатной породы.

Результаты исследований показали, что разработанный состав в сравнении с традиционно используемым водным раствором HCl способствует замедлению скоростей взаимодействия его дисперсной фазы (водный раствор HCl) с углеводородо- и водонасыщенными образцами пород-коллекторов в 2-3 раза.

Таким образом, применение ОКНЭ в качестве интенсифицирующей технологической жидкости позволит увеличить глубину обработки ПЗП активной кислотой, обеспечивая равномерное проникновение эмульсионного состава в продуктивный коллектор.

Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, с высокой обводненностью скважинной продукции применение гидрофобно-эмульсионных составов нецелесообразно, так как в данном случае необходимо снизить обводненность и улучшить условия притока нефти к забою скважины, т.е.

произвести восстановление фильтрационных характеристик ПЗП.

754 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Для решения данной задачи были проведены исследования по разработке гидрофобизирующего состава на водной основе (ВГС), представляющего собой водную дисперсию ПАВ (продукта реакции ТЭА с ЖКТМ).

Лабораторные испытания показали, что оптимальная концентрация ПАВ в данном составе – 1% об.

Исследование механизма влияния разработанного состава на пористую среду породы-коллектора производили путем измерения капиллярного давления в порах естественного керна терригенных отложений.

Согласно результатам исследований капиллярное давление водонасыщенного образца керна после обработки составом возросло в 1,5-2,0 раза, что свидетельствует об увеличении фильтрационного сопротивления по отношению к водной фазе.

Полученный эффект объясняется процессом гидрофобизации коллектора, в частности, изменением характера смачиваемости пористой среды керна под действием реагента.

Применение данного гидрофобизирующего состава в качестве ЖГС перед подземным ремонтом позволит снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебиты скважин по нефти.Таким образом, с целью повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин рекомендованы новые составы технологических жидкостей для направленного регулирования фильтрационных характеристик ПЗП при подземном ремонте. Разработанные составы обладают гидрофобизирующими свойствами, что выгодно отличает их от традиционно используемых систем на водной основе (табл.).

Реализация технологий направленного регулирования фильтрационных характеристик ПЗП за счет применения разработанных гидрофобизирующих составов жидкостей глушения и стимуляции скважин путем их использования перед подземным ремонтом позволит повысить эффективность эксплуатации скважин, что в итоге обеспечит наиболее полное извлечение нефти из недр.

Таблица Технологии применения разработанных гидрофобно-эмульсионных составов Разработанный состав Показатели ОВНЭ ВГС ОКНЭ Обратная водонефтяная Водный гидрофобизирующий Обратная кислотонефтяная Характеристика эмульсия – блокирующий состав (1% ая водная дисперсия эмульсии–интенсифицирующий состава гидрофобный состав реагента-гидрофобизатора) гидрофобный состав Область Низкопроницаемые коллектора Средне- и высокопроницаемые Средне- и высокопроницаемые эффективного с малой и средней коллектора с высокой коллектора применения обводненностью (до 60%) обводненностью (более 60%) Тип коллектора Терригенный Терригенный Карбонатный Перекрытие интервала Продавливание в ПЗП из расчета Продавливание в ПЗП из расчета Технология перфорации без продавливания 1,5-2,0 м3 на 1 м эффективной 1,0-1,5 м3 на 1м эффективной применения в ПЗП толщины продуктивного пласта толщины продуктивного пласта Литература Мардашов Д.В. Обоснование технологий регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны 1.

скважин при подземном ремонте: Автореферат. Дис. канд. тех. наук. – СПб, 2008. – 20 с.

Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Рогачев М.К., Зейгман Ю.В. Регулирование фильтрационных характеристик 2.

пород призабойной зоны на поздней стадии разработки месторождения // Нефтяное хозяйство. – М.: 2002. – №2. – С. 44 – 45.

Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. – М.: Недра, 2006. – 295 с.

3.

ОСОБЕННОСТИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ КУЗБАССА А.Н. Масловский Научный руководитель доцент В.М. Галкин Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Россия обладает гигантскими прогнозными ресурсами угольного газа — около 84 трлн. м3 [1], что сопоставимо с третью прогнозных ресурсов природного газа в стране. Наиболее подходящим для организации промышленной добычи в настоящее время является район Кузбасса, в котором прогнозные ресурсы метана составляют более 13 трлн. м3 [2]. По предварительным оценкам, в долгосрочной перспективе прогнозные годовые объемы добычи газа в Кузбасском бассейне [3] могут составить около 20 млрд. м3. В Кузбассе метан является скорее помехой при добыче угля [4], чем материальной ценностью. Однако во всем мире добыча метана из угля и сланцев стремительно возрастает [5]. Поэтому извлечение и промышленное использование угольного метана является актуальной задачей [6]. В настоящее время в Кузбассе в основном реализовано схемы извлечения метана из угольных пластов.

1). На юге Кузбасса, в феврале 2010 г. на Талдинском месторождении Газпром заложил опытные скважины для промышленного извлечения угольного метана. В течение года в режиме пробной эксплуатации на Талдинском месторождении было добыто 4,9 млн. м3 газа. Одновременно было организовано пробное использование угольного метана для выработки электроэнергии и в качестве моторного топлива для автомобилей [7].

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Для извлечения большого количества внутрипластовой воды используются погружные штанговые винтовые насосы марки BMW PC Pump 32–1200 с наземным приводом MG. Поскольку в пластовой воде может содержаться до 10% механических примесей (проппанта, цемента, горной породы, частиц угля и др.) то ресурс насосов значительно уменьшается и уменьшается время работы скважин.

2). Для дегазации угольных пластов на шахтах г. Новокузнецка используется схема предварительной пластовой дегазации выемочных столбов [8] сеткой горизонтальных скважин длиной 215 м и шагом 12 м, как показано на рис.1. Скважины бурятся из штреков. Выделяющийся метан отсасывается вакуум насосом и сжигается в котельной.

Рис.1 Схема дегазации разрабатываемого пласта 3). Для дегазации угольных пластов на шахтах в г. Белово используется комбинируемый способ дегазаций. При этом проводят предварительную пластовую дегазацию и дегазацию выработанного пространства скважинами, пробуренными с поверхности [9], как показано на рис.2.

С течением времени дебит метана возрастает из-за нарушения сплошности угольного пласта и купола обрушения выработанного пространства.

Рис.2. Схема дегазации выработанного пространства скважинами, пробуренными с поверхности в купол обрушения. 1 – разрабатываемый пласт;

2 – сближенные пласты;

3 – скважина;

4 – очистной забой;

5 – выработанное пространство;

6 – обсадная колонна Выводы. Для извлечения угольного метана необходимо решить следующие проблемы:

1). Для скважин, расположенных на Талдинского месторождении, для откачки внутрипластовой воды необходимо применение износостойких насосов с повышенным ресурсом. Это увеличит время работы скважин.

2). При дегазации угольных платов в г. Новокузнецке необходимо интенсифицировать процесс выделения метана, возможно, с использованием гидроразрыва пласта.

3). При дегазации угольных платов в г. Белово, для интенсификации выделения метана необходимо бурение наклонных горизонтальных скважин по пласту простирания с обсадкой скважин, так как угольные пласты имеют низкую прочность и в процессе горизонтального бурения начинают обваливаться.

Литература Трубецкой К.Н., Гурьянов В.В. Повышение эффективности подземной разработки высокогазоносных угольных 1.

месторождений на основе организации совместной добычи угля и метана // Уголь, 2003, – № 9, – С. 3 – 6.

Рубан А.Д., Забурдяев B.C., Забурдяев Г.С., Матвиенко Н.Г. Метан в угольных шахтах и рудниках России:

2.

прогноз, извлечение и использование. – М.: ИПКОН РАН, 2006. – 312с.

Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. – М.: Недра, 1979 – 271с.

3.

Сергеев И.В., Забурдяев B.C. и др.. Управление газовыделением в угольных шахтах при ведении очистных 4.

работ. – М.: Недра, 1992. – 256с.

Сластунов С.В. Заблаговременная дегазация и добыча метана из угольных месторождений. – М.: Изд. МГГУ.

5.

1996. – 441 с.

756 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Проблемы разработки метаноносных пластов в Кузнецком угольном бассейне / Ю.Н.Малышев., Ю.Л. Удин, 6.

М.П. Васильчук и др. – М.: Изд. Академии горных наук, 1997. – 463с.

Пучков Л.А., Сластунов С.В., Презент Г.М. Перспективы промышленного извлечения угольного метана.

7.

Горный информационно–аналитический бюллетень. – М.: Изд. МГГУ, 2002, – №6. – С. 6 – 10.

Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коликов К.С. Проблемы реализации концепции метанобезопасности на угольных 8.

шахтах России. // Уголь, 2009. – №1. – С. 28 – 30.

Сикора П., Смыслов Д., Плегнер О. Особенности заблаговременной дегазации угольных пластов методом 9.

бурения скважин с поверхности. Глюкауф, 2008. №1. – С. 39 – 45.

УТИЛИЗАЦИЯ МЕТАНА А.Н. Масловский Научный руководитель доцент В.М. Галкин Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия При подземной добыче угля в зависимости от геологических условий выделяется определенное количество метана, который может образовывать с воздухом горючие или взрывоопасные смеси [1]. По этой причине отвод и надежная дегазация данного газа являются важной составной частью горных работ угольных шахт.

Способ дегазации зависит от системы и технологии добычи. Наряду с центральными системами дегазации, применяются также децентрализованные подземные и поверхностные дегазационные системы.

Данные системы служат для того, чтобы обеспечить сбор метаносодержащего газа (далее просто газа), как можно ближе к отрабатываемому [2] участку и обеспечить его безопасный отвод на поверхность. Выделяемая в атмосферу метановоздушная смесь имеет различное содержание метана. Диапазон концентрации колеблется от % до 100 %. С точки зрения негативного воздействия, шахтный метан рассматривается в двух направлениях:

метановая опасность и антропогенные выбросы. Негативное воздействие шахтного метана на окружающую среду устраняется за счет его утилизации, т. е. использования в качестве альтернативного топлива для производства тепла, пара и электроэнергии в газовых генераторах, когенерационных и оксидационных установках или сжигания в факельных установках [3]. Во всех дискуссиях об изменении климата упоминают метан. Коэффициент глобального потепления от метана в 21 раз выше, чем от CO2. В связи с этим необходимо предотвратить выбросы метана в атмосферу. Можно выделить три способа утилизаций метана: 1. Сжигание. 2.

Очистка. 3. Переработка.

Первый способ подходит для газа с теплотворной способностью 11-17 ГДж/1000м3 и содержанием метан 25-50%. В этом случае применяют сжигание на факельных установках, использование в газопоршневых устройствах и в котельных сооружениях. Ко второму способу относится газ с теплотворной способностью 17- ГДж/1000м3 и содержанием метана 50-80%. Здесь используется очистка метана для потребительских нужд, подача метана в газопровод, бытовой газ, газ для двигателей внутреннего сгорания и т.д.

Третий способ применяется к газу с теплотворной способностью 32-36 ГДж/1000м3 содержанием метана 80-100%. Может использоваться переработка метана в метанол для производства топлива.

В отличие от использования в газопроводе, производство электричества из шахтного газа не требует высоких концентраций. Так как концентрация метана при дегазации шахт Кузбасса не стабильна, то можно применять первый и второй способ утилизации метана. По замерам концентраций метана на дегазации шахты Чертинской-коксовой (г. Белово) утилизация метана может проходить по первой группе. На рис. 1 представлена годовая зависимость концентрация метана [4] на шахте Чертинская-коксовая. Если производить утилизацию метана на шахте через газопоршневые установки, то получится экономический эффект за счет когенерационного эффекта.

Снижение затрат на шахтах будет от двух направлений - потребление произведенной из газа электроэнергии и экономия угля в котельных. Газовые двигателя зарубежных производителей используют низшую теплоту сгорания от 10.9 МДж/нм3 с минимальным содержанием метана 25% и минимальным давлением газа 5 кПа. На рис. 1 видно, что концентрация метана не опускается ниже 25%. То есть состав газа, предъявляемый к газовым двигателям, подходит к нашим условиям.

Рис. 1 Годовая зависимость концентрации метана СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис. 2 Раздельное производство электроэнергии и тепла Важным фактором является и то, что при когенерации топливо используется почти в два раза эффективнее. При раздельном производстве электроэнергии с помощью электростанций, а тепла с помощью котельных, общий КПД меньше 60%. В то время как когенерационная установка дает КПД 90%, а иногда и 95% (в зависимости от типа силового агрегата, конструкции системы и способа прокладки сетей), как видно на рис. 2.

Таким образом, для шахты Чертинская-коксовая наиболее выгодно проводить утилизацию метана с использованием когенерационных установок.

Литература Трубецкой К.Н., Гурьянов В.В. Повышение эффективности подземной разработки высокогазоносных угольных 1.


месторождений на основе организации совместной добычи угля и метана // Уголь, 2003 – № 9. – C. 3 – 6.

Пучков Л.А., Сластунов С.В., Презент Г.М. Перспективы промышленного извлечения угольного метана. // 2.

Горный информационно-аналитический бюллетень. – М.: Изд-во МГГУ, 2002 – №6. – C. 6 – 10.

Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коликов К.С. Проблемы реализации концепции метанобезопасности на угольных 3.

шахтах России. // Уголь, 2009. – №1. – C. 28 – 30.

Журнал по дегазационным установкам ш. Чертинской-коксовой. – Белово, 2012. – 354 с.

4.

СРАВНИТЕЛЬНАЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРЯМОГОННОЙ БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА МЫЛЬДЖИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЕЁ ПРЕВРАЩЕНИЕ В ВЫСОКООКТАНОВЫЙ БЕНЗИН Д.С. Мигачёва, М.С.Агамирзоев Научный руководитель заведующая лабабораторией Л.В.Чеканцева Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г.Томск, Россия Увеличение глубины переработки нефти – основная задача нефтеперерабатывающей промышленности.

Основным направлением данной промышленности считается повышение эффективности использования нефтяного сырья, что означает снижение его удельного расхода для получения требуемого ассортимента товарной продукции без изменения количественных и качественных показателей производства [1].

Эффективность переработки напрямую зависит от углубленного исследования состава фракция нефти.

В данной работе были проведены исследования прямогонной бензиновой фракции (ПБ) газового конденсата Мыльджинского месторождения и продукт его конверсии в высокооктановый бензин (ВБ) на цеолитных катализаторах. Результаты анализа газообразных и жидких продуктов превращения прямогонного газового конденсата газохроматографическим методом приведены в работе [3].

В зависимости от каталитической активности используемых катализаторах в ходе превращения происходит значительное изменение состава. По составу фракция ПБ состоит из 35 % н-алканов, 40% изоалканов, 20 %- нафтенов и 4 % аренов. Октановое число ПБ фракции составляет 65 пунктов по ИМ. Продукты превращения прямогонного бензина по групповому углеводородному составу содержат (8,90 - 15,60) % парафинов, (31,44 - 42,85) % изопарафинов, (18,82 - 23,61) % нафтенов, (21,75 - 33,87) % ароматических углеводородов. Октановое число конверсированного ПБ составляет (92,30 -98,88) пунктов по ИМ [3]. В ходе работ были выполнены определения фракционного состава исследуемых объектов по ГОСТ 2177- «Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава» на автоматическом анализаторе модели РАС OptiDist при атмосферном давлении. По полученным данным были построены кривые разгонки (рис).

По полученным результатам мы видим, что температура начала кипения прямогонного бензина незначительно выше, чем температура начала кипения высокооктанового бензина, но после 5 % отгона температуры практически сравниваются, и в дальнейшем наблюдается утяжеление состава высокооктанового бензина. Температура конца кипения прямогонного бензина 176,3 0С, температура конца кипения высокооктанового бензина 219,0 0С. Значения плотностей исходных объектов и в продуктах их дистилляции были определены на измерителе плотности жидкостей вибрационном «ВИП-2М» при температуре 20 0С.

Средние значения плотностей было рассчитаны по пяти значениям. Данные приведены в таблице.

Для данного метода были рассчитаны характеристики погрешности измерений. Оценку значений приписанной характеристики погрешности, показателя точности методики анализа, проводили по 758 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР установленным значениям характеристик ее случайной и систематической составляющих с применением алгоритмов, рекомендуемых в [2]. В качестве образца для оценивания показателей повторяемости и воспроизводимости методики измерений были использованы ГСО 7582-99 плотности жидкостей (683,0 – 697,2) кг/м3;

ГСО 7586-99 плотности жидкостей (998 – 999) кг/м3;

ГСО 7587-99 плотности жидкостей (881 – 899) кг/м3.

С каждым ГСО было выполнено по двадцать единичных анализов. В исследуемых объектах были измерены значения межфазного натяжения сталагмометрическим методом с использованием прибора СТ-2, который основан на определении объема капель, выдавливаемых из капилляра на границе раздела фаз бензин – дистиллированная вода. Величина межфазного поверхностного натяжения рассчитывается по формуле:

K V в н, мН/м (1) где – среднее значение межфазного поверхностного натяжения, мН/м;

К – постоянная капилляра, (мН/м)/(кг/м3);

V – среднеарифметическая величина объема выдавливаемой капли в делениях шкалы микрометра прибора;

в – плотность дистиллированной воды, кг/м3;

н – плотность бензина, кг/м3 [4].

Температура, Температур Объем С а, 0С отгона, % ПБ ВБ ТНК 42,3 38, 5,00 55,1 57, 10,00 62,9 75, 15,00 67,2 86,0 20,00 70,2 92, 30,00 77,8 102, 40,00 86,5 111, 50,00 95,0 117,2 60,00 103,8 124, 80 прямогонный 70,00 111,9 132, бензин 80,00 123,5 141, 85,00 130,3 147,3 высокооктановы 90,00 139,2 156, 95,00 151,4 167,3 й бензин ТКК 176,3 219, Общ. 0 10 20 30 40 50 60 70 80 востанов. 96,80 96,80 Объем отгона, % объем Потери 3,10 3, Рис. Данные результатов перегонки и график зависимости в координатах температура – объем отгона Величину постоянной капилляра определяют по формуле:

28.5 28.5 (2) K 0.01, ( мH / м) /( кг / м 3 ) V в о 25.04(998.2 869.0) где 28,5 – поверхностное натяжение на границе толуол – дистиллированная вода;

25,04 - объем всплывшей капли толуола;

в – плотность воды, ее значение 998,2 кг/м3;

о – плотность толуола, 869,0 кг/м3.

Объем выдавливаемой капли определялся по двенадцати замерам, и рассчитывалось среднее значение объема капли. Рассчитанные значения приведены в таблице Таблица Результаты исследования ПБ и ВБ Прямогонный Высокооктановый Прямогонный Высокооктановый Показатели бензин после бензин после бензин бензин перегонки перегонки Плотность, г/см 0,738 0,739 0,756 0, Объем капли в делениях шкалы 29,4 27,7 38,6 33, микрометра прибора Поверхностное 61,54 57,39 74,91 63, натяжение, мН/м Из полученных результатов выполненных экспериментов можно сделать выводы о том, что после конверсии значительно меняются свойства прямогонного бензина. Неблагоприятное влияние парафинов на октановое число снижается путем их превращения в изопарафины и арены. Часть нафтенов также превращаются в арены, увеличение содержания которых приводит к повышению октанового числа. Эти данные СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ подтверждаются результатами разгонки, на графиках наблюдается увеличение температур отгона по объемам, происходит увеличение плотности и поверхностного натяжения высокооктанового бензина.

Литература Ерофеев В.И. Современное состояние нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности 1.

России// Проблемы геологии и освоения недр: Труды XVI Международного симпозиума имени академика М.А.Усова. – Томск, 2012. – Т.2. – С. 160 – 161.

РМГ 61 — 2003 "Показатели точности, правильности, прецизионности методик количественного химического 2.

анализа. Методы оценки” Хомяков И.С., Матвеева Е.Ю. Процесс конверсии прямогонной бензиновой фракции газового конденсата 3.

Мыльджинского месторождения в высокооктановые бензины на цеолитных катализаторах, модифицированных бинарными системами оксидов SN(III) и BI(III);

SN(III) и V(V) // Проблемы геологии и освоения недр: Труды XVI Международного симпозиума имени академика М.А.Усова. – Томск, 2012. – Т.2. – С.

204 – 206.

Шишмина Л.В., Носова О.В. Изучение физико-химических свойств нефти и газа: Лабораторный практикум. – 4.

Томск: ТПУ, 2011. – 196 с.

ПРИМЕНЕНИЕ АКТИВАТОРА ВЯЗКОПЛАСТИЧНЫХ СРЕД ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ НЕФТИ С.А. Молокитин Научный руководитель преподаватель А.Н. Анушенков Сибирский федеральный университет, г. Красноярск, Россия Одной из важнейших задач в нефтедобывающей промышленности является совершенствование процесса транспортирования нефти в условиях низких температур. Это связано с тем что большая часть нефтяных месторождений в России расположены в географических зонах с преобладающим холодным климатом. Как известно нефтепроводы в таком климате работают в температурном режиме при котором возникают проблемы связанные с тем что при перекачке парафинистых нефтей по нефтепроводам на внутренней поверхности труб происходит накопление асфальтосмолопарафиновых отложений.

Это ведет к закупорке трубопровода и невозможности дальнейшей его эксплуатации. Если рассмотреть процесс парафинизации, то его можно разделить его на стадию формирования кристаллов парафина, стадию укрупнения уже выпавших кристаллов, и стадию образования парафиноотложений. На первой стадии важными факторами влияющими на формирование кристаллов являются температура, давление и общая концентрация асфальтосмолопарафинов.

На интенсивность формирования отложений влияет скорость потока и материал стенок трубопровода, но стоить заметить что влияние материала присутствует только на начальном этапе формирования отложений.

В настоящее время существует множество решений как по предотвращению этого явления так и нейтрализации последствий. Следует выделить малоэнергетические технологии (акустические, вибрационные, магнитные и др.), с помощью которых можно без заметных внешних энергетических затрат или с использованием внутренних резервов вещества перестраивать его структуру, они являются наиболее перспективными в виду их экономичности, эффективности и доступности. В последнее десятилетии выросло количество научных публикаций посвященным перечисленным методам интенсификации технологических процессов, в том числе в нефтяной отрасли.

Часть из них прошли полупромышленные испытания и внедрены на ряде производств малой и большой мощности. Примерами служат кавитационный способ при разгонке высоковязких нефтей или остаточных фракций [4], магнитное поле при добыче нефтей, в частности, для устранения налипания асфальтосмо лопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах [3], электрическое поле в процессах подготовки нефти [2] и др.


В данной статье для повышения эффективности транспортрования нефти предлагается устройство комплексной активации [1] (Рисунок 1) позволяющее совместить в себе несколько способов воздействия.

Несмотря на большое количество работ в научной литературе [5] нет однозначных выводов которые позволяют судить об эффективности комплексного воздействия данного устройства на нефть для улучшения показателей ее транспортирования в условиях низких температур.

Предполагается что результатом воздействия станет снижение относительной скорости парафинизации нефти, смещение температуры начала кристаллизации парафинов в область более низких температур, а так же снижение вязкости нефти. Кроме того активатор обладает нагнетательным эффектом эффективность которого планируется определить в процессе исследований.

Активатор вязкопластичных сред состоит из прямоугольной проточной камеры 1 со щелевидным каналом 2, консолей 3, пластин-резонаторов 4, источников переменного магнитного поля 5. Прямоугольная проточная камера присоединяется, например, с помощью фланцевых соединений 6 к основному ставу трубопровода 7.

Камера 1 изготавливаться из магнитопроницаемого материала (парамагнетика или ферромагнетика).

Материалами для изготовления камеры 1 могут служить электротехнические стали, металлы и т.п. Источник переменного магнитного поля 5 размещен с внешней стороны камеры, представляет собой обмотку со стержнем, в котором генерируется переменное магнитное поле.

760 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Синхронность работы источников достигается за счет импульсного блока управления. Консоли выполнены из рессорной стали, способны выдержать большое количество колебаний.

Пластины-резонаторы 4 изготавливаются из магнитного материала и закреплены в консолях 3. Размеры устройства зависят от диаметра трубопровода, в котором оно устанавливается. При транспортировке по трубопроводу жидких сред и смесей, оснащенным устройством, приводят в колебательное движение за счет резонанса пластины резонаторы путем включения источника переменного магнитного поля.

При колебании пластин происходит турбулизация потока смеси, ее интенсивная обработка за счет кавитационного эффекта. Таким образом, идет интенсивная активация смеси, при которой возникают частые интенсивные соударения частиц смеси, их разрушение и измельчение с перемешиванием.

Подбирая режим обработки за счет амплитуды и частоты резонирования пластин, можно управлять процессом активации смесей. Данное устройство позволит обеспечить транспортировку нефти без закупорки нефтепроводов и на более удаленное расстояние, вместе с этим увеличит диапазон температуры транспортирования, а так же создаст нагнетательный эффект для поддержания давления транспортирования.

Рис. 1 - Активатор вязкопластичных сред 1 – корпус 2 – канал 3 – консоли 4 – пластины резонаторы 5 – источники переменного магнитного поля – фланцевое соединение Литература Анушенков А.Н., Штеле В.И., Устройство обработки жидких сред. № 1.

Ахметов, С.А. Физико-химическая технология глубокой переработки нефти и газа / С.А. Ахметов. – 2.

Уфа:УГНТУ, 1997. – 279 с.

Карпов, Б.В. Использование физических полей для предупреждения отложений парафина при добыче нефти / 3.

Б.В.Карпов [и др.] // Нефтяное хозяйство, 1997. – №7. – С. 46 – 47.

Козлов, В.А. Механические процессы глубокой переработки тяжелого углеводородного сырья / В.А.Козлов [и 4.

др.] // Матер. межд. конф. Химия нефти и газа. – Томск: Изд-во института оптики и атмосферы СО РАН, 2003.

– С. 473 – 475.

Тихонов А.И., Мягков В.Я. Способ предотвращения отложений парафина на стенках труб фонтанных скважин, 5.

А.с. № 134263 от 25.12. СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОЦЕНКА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НА ОСНОВЕ ИНТЕГРИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ ФЕНОМЕНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НАКОПЛЕННОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ А.Г. Наймушин Научный руководитель профессор В.Л. Сергеев Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Рассматривается задача оценки извлекаемых запасов нефтяных месторождений с использованием интегрированной системы феноменологических моделей и дополнительной априорной информации. Приводятся результаты исследований точности оценок с использованием промысловых данных добычи нефти и экспертных оценок извлекаемых запасов.

В настоящее время в связи с возрастающей ролью системного подхода при проектировании и управлении в условиях неопределенности актуальным является решение задач идентификации и прогноза эволюционных процессов жизненного цикла сложных технических и социально – экономических систем. Для прогнозирования жизненного цикла большое внимание уделяется феноменологическим моделям эволюционных процессов вида [1-2] t yt* yt t y (t0 ) f (, y, ) d t, t 1, n, (1) t отражающих их целостные системные свойства. Здесь yt*, yt, t 1, n – фактические и вычисленные на основе модели значения процесса в различные моменты времени t ;

f (t, y, ) – известные с точностью до вектора параметров ( j, j 1, m) функции;

t, t 1, n – различного рода случайные факторы, представляющие погрешности расчета траектории процесса, ошибки измерения yt, неточности при выборе модели процесса.

Примерами эволюционных моделей (1) являются текущая емкость рынка инновационного товара, накопленная добыча нефти и газа в процессе разработки месторождений углеводородов, забойные давления при гидродинамических исследованиях скважин на неустановившихся режимах фильтрации [3-4]. Однако при решении задачи параметрической идентификации, связанной с определением параметров феноменологической модели жизненного цикла (1), возникают проблемы обеспечения устойчивости, повышения точности оценок, учета дополнительной априорной информации, особенно на начальной стадии развития процесса, когда объем исходных данных n мал.

Модели и алгоритмы оценки извлекаемых запасов.

Основой задачи идентификации эволюционных процессов жизненного цикла является интегрированная система феноменологических моделей вида yt* f 0 (t, y,) t, t 1, n, (2) x j f аj ( yt,) j, j 1, d, где первая система из n уравнений - стохастическая модель исследуемого эволюционного процесса жизненного цикла (2), а вторая система из d уравнений представляет модели объектов аналогов, позволяющих учитывать t.

дополнительную априорную информацию x j, известную к моменту времени В качестве априорной x j j, j 1, m, информации могут быть использованы данные о параметрах эволюционного процесса известные к моменту времени t с погрешностью j, будущие значения траектории эволюционного процесса x( n j ) y n j, j 1,l, в том числе и его предельные значения (аттракторы x y ). Модели объектов аналогов f аj ( yt,) могут представлять функции, функционалы, а в общем виде операторы f аj от переменных yt в классах линейных, нелинейных параметрических либо непараметрических моделей [4];

t, j – случайные неконтролируемые факторы.

С позиции системного подхода процесс параметрической идентификации эволюционных моделей (2) можно представить как решение оптимизационных задач вида [4] * () arg min Ф(, ), (3) n arg min J 0 ( ()), * * (4) n n x* f ( x) ( f ( x* ) min f ( x) );

где запись означает точку минимума функции arg min f ( x) x x Ф(, ) Ф( J 0 (), J k ( n ), k 1, l ) – комбинированный показатель качества системы моделей (3), k представляющий заданную функцию (функционал) Ф от частного показателя качества J 0 ( n ) модели КВД и 762 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР взвешенных весами n частных показателей качества J k ( n ) моделей дополнительных априорных данных и экспертных оценок.

На рисунке и таблице приведены результаты решения актуальной задачи анализа и контроля разработки лицензионных участков нефтяных месторождений, прогноза накопленной добычи нефти и оценки извлекаемых запасов.

Для решения задачи интеграции геологической и технологической информации и идентификации эволюционного процесса использовалась интегрированная система моделей накопленной добычи нефти вида * t yt f (t,) t y (t0 ) 1 exp( 2 )3 d t, t 1, n, (5) t z к Q f (,), yt*,t 1, n – фактические значения добычи нефти объектов разработки за период времени t ;

y (t0 ) – z накопленная к начальному моменту времени t0 добыча нефти;

– априорная информация об извлекаемых запасах;

Q – геологическая оценка балансовых запасов;

к – экспертная оценка коэффициента извлечения.

Фактические значения накопленной добычи нефти пласта Ю2 нефтяного месторождения Томской области за 23 года разработки приведены на рисунке линией 1. Линии 2-5 представляют оценки прогнозной добычи нефти y (tn ), начиная со второго года разработки y(tn ) f (tn,* (* )), tn n, n 1,5, 1,23 n, (6) n n где ( ) – оценки параметров модели (5), полученные на основе (3) при использовании метода оптимизации * * n n и при оптимальном значении управляющего параметра * (4), полученного с Гаусса-Ньютона [4] n использованием метода золотого сечения. Точные значения извлекаемых запасов за все время разработки нефтяного пласта Ю2 составили z = 7,4 106 тонн. Априорная информация об извлекаемых запасах выбиралась равной z = 5 106 тонн с ошибкой порядка 30 %.

z Корректировка априорной информации в модели (5) проводилась по схеме z,n f (T, ( )), n 2,3,...

* * (7) n n где T – соответствует времени завершения разработки нефтяного пласта ( T 43 ).

В таблице приведены значения относительных ошибок оценок извлекаемых запасов за первые 7 лет разработки нефтяного пласта n abs(( f (T,* ( * )) z )/ z ), n 2,7, (8) n n полученные на основе (3) – (5) с учетом априорной информации и условно названные методом интегрированных моделей (МИМ), а также методом Гаусса – Ньютона (МГН) и методом Левенберга – Марквардта (МЛМ) без использования априорной информации на основе модели [5] t yt* f (t,) t y (t0 ) 1 exp( 2 )3 d t, t 1, n (9) t Из таблицы видно, что метод интегрированных моделей позволил улучшить экспертную оценку извлекаемых запасов с 30 % до 5 % ошибки, что отражено и на графике рисунка (см. линии 2-4), демонстрирующих достаточно быструю сходимость прогнозных значений накопленной добычи нефти (6) к их фактическим значениям.

Таблица Относительная ошибка оценок извлекаемых запасов, % Методы Время разработки (номер года) 2 3 4 5 6 МИМ 0,461 0,244 0,173 0,086 0, 059 0, МГН – 8,405 6,537 0,369 0,469 0, МЛМ 3,483 0,363 0,312 0,343 0,349 0, СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис. Фактические (линия 1) и прогнозные значения добычи нефти (линии 2 – 5) с учетом априорной информации о запасах Литература Анфилатов В. С., Системный анализ в управлении/ Емельянов А.А., Кукушкин А.А. – М.: «Финансы и 1.

статистика», 2002. – 368 с.

Семенычев В.К. Методы идентификации логистической динамики и жизненного цикла продукта моделью 2.

Верхулста/ Кожухова В.Н., Семенычев Е.В. // Экономика и математические методы, 2012 – Том 48 – C.108 – 115.

Хасанов М.М. Оценка извлекаемых запасов на основе феноменологических моделей/ Карачурин Н.А., Тяжев 3.

Е.А.// Вестник инженерного центра ЮКОС, 2001. – №2. – C. 3 – 7.

Сергеев В.Л. Интегрированные системы идентификации. Томский политехнический университет. – Томск: Изд 4.

во Томского политехнического университета, 2011. – 198 с.

Демиденко Е.З. Линейная и нелинейная регрессии. – М.: Финансы и статистика, 1981. – 300 c.

5.

ОЦЕНКА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ТОЛОН - МАСТАХСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МОДИФИЦИРОВАННЫМ МЕТОДОМ ПАДЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ М.М. Николаева Научный руководитель профессор В.Л. Сергеев Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия В настоящее время актуальной проблемой в области рационального использования природных ресурсов является задача мониторинга и контроля извлекаемых запасов месторождений углеводородов на ранних этапах их разработки, когда объем промысловых данных мал. Традиционным методом определения извлекаемых запасов газовых и газоконденсатных месторождений является метод падения пластового давления основанный на уравнении материального баланса [1].

В работе рассматривается задача прогноза добычи и оценки извлекаемых запасов газовых и газоконденсатных месторождений на ранних этапах их разработки модифицированным методом падения давления с учетом дополнительной априорной информации. Приводятся результаты исследований точности оценок с использованием промысловых данных годовой добычи газа и пластового давления горизонта J1-I Толон - Мастахского газоконденсатного месторождения.

Основу модифицированного метода падения давления составляет интегрированная система моделей (ИСМ) материального баланса, представленная в виде двух взаимодействующих нелинейных дискретных стохастических систем уравнений [2] Vг* Vг f г ( P, ), (1) Z Z fa ( P, ).

Первая система моделей отражает зависимость накопленных отборов газа от пластового давления.

Вторая система представляет дополнительные априорные данные и экспертные оценки.

Vг*, n, P (vг,i, pi, i 1, n) – векторы фактических значений накопленных отборов газа и приведенного * пластового давления в текущий момент времени t n ;

z n ( z1, z 2,..., z р ) – векторы дополнительных априорных данных;

Vг, Z – векторы накопленных отборов газа и дополнительных априорных данных вычисленные на n (1, 2,..., m ) ;

основе моделей fг, fa, заданных с точностью до параметров n (1, 2,..., n ), n (1, 2,..., n ) – векторы случайных величин, представляющих погрешности измерений накопленных отборов газа, приведенного пластового давления и ошибки дополнительных данных и экспертных оценок.

764 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Оценки извлекаемых запасов находим по прямолинейному участку зависимости Vг от P пл. В данном случае ИСМ материального баланса (1) состоит из двух систем линейных уравнений вида Vг* Fг, (2) Z Fa, ) сводится к решению и задача ее параметрической идентификации (определение неизвестных параметров следующей системы уравнений[2] ( FгT Fг FaT W Fa ) n () ( FгTVг* FaTW Z ), (3) 1, 1,..., 1 T 1,, Fа – матрицы размерности ( 2 n ) и (23);

Z (V и, p н / V и ) – вектор где FгT 0, p1, p 2,..., p n экспертных оценок извлекаемых запасов V и и начального пластового давления p н ;

W diag( 1, )– диагональная матрица управляющих параметров ( 1, 2 ), определяющих значимость (вес) дополнительных данных Z ;

T - символ транспонирования.

Оценку извлекаемых запасов определяем по формуле Vи*,n (* ) 1,n (* ) * (4) n n где параметр 1,n находим из решения системы уравнений (3), а оценку вектор управляющих параметров * * путем решения оптимизационной задачи * arg min Vг* Fг * (), (5) n n n где запись X означает норму вектора X ;

n – объем данных отборов газа и пластового давления. Алгоритм определения извлекаемых запасов по модифицированному методу падания давления с учетом дополнительной априорной информации заключается в формировании и решении системы линейных уравнений (3), решении оптимизационной задачи (5) и вычислении оценок извлекаемых запасов по формуле (4).

Приведем примеры оценок извлекаемых запасов следующих из модифицированного метода падения давления при соответствующем выборе управляющих параметров и экспертных оценок Z.

0.

* * 1. Метод падения давления (МПД) [1]. Следует из (3) - (5) при 1 V (0) (0).

* * (6) и,n 1, n и V и 0, p н / V и * * * 2. Метод падения давления с регуляризацией. Следует из (3) - (5) при 1 ) ( * * * * V( ). (7) и,n n 1, n n Результаты исследования точности оценок извлекаемых запасов по промысловым данным отражены на рис. 1,2. На рис. 1 приведены годовые значения накопленных отборов газа и приведенного забойного давления горизонта J1-I Толон-Мастахского газоконденсатного месторождения за 22 года разработки [3].

Рис.1 Промысловые данные годовых показателей Рис.2 Оценки извлекаемых запасов разработки горизонта J1-I Толон-Мастахского газоконденсатного месторождения На рис. 2 изображены прогнозные оценки извлекаемых запасов полученные традиционным методом падения давления - МПД, регуляризированным методом падения давления – РМПД и модифицированным методом падения давления - ММПД. В качестве дополнительных априорных данных использовалась информация об извлекаемых запасов, полученная на основе объемного метода V и 15, 47 х10 м. Реально извлекаемые запасы горизонта J1-I Толон - Мастахского газоконденсатного месторождения за все годы разработки составили 6, 911 х 10 м [3].

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Из рис. 2 видно, что оценки извлекаемых запасов полученные модифицированным методом падения давления более точные и устойчивые по сравнению с традиционным методом падения давления и регуляризированным методом падения давления.

Литература Мирзаджанадзе А. Х., Кузнецов ОЛ, Басниев К.С.Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. – М.: ОАО 1.

«Издательство «Недра», 2003. – 880 с.

Сергеев В.Л. Интегрированные системы идентификации: Учебное пособие. Томский политехнический 2.

университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. – 198 с.

Сивцев А. И. Причины низкой эффективности разработки Толон-Мастахского ГКМ [Электронный ресурс] / А.

3.

И. Сивцев//Нефтегазовое дело: эл. науч. Журн., 2008. – Режим доступа: http:// www.ogbus.ru/authors/Sivtzev/ 4.

Sivtzev_1.pdf, свободный. – Загл. с экрана (дата обращения 28.01.2013).

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ АБСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА РАЗНЫМИ ОСУШИТЕЛЯМИ Д.А. Овчаренко Научный руководитель доцент Л.В. Шишмина Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Основной объем добычи газа в России обеспечивается за счет эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений северных территорий страны, в том числе и севера Западной Сибири. Большая отдаленность газодобывающих промыслов, сложные геолого-промысловые и суровые климатические условия обусловили повышенные требования к качеству товарного газа, которые отражены в отраслевом стандарте как точки росы по воде и по углеводородам. Требуемая степень осушки газа может быть достигнута в результате применения разных технологий его подготовки: низкотемпературных, абсорбционной и адсорбционной. В настоящее время на крупных северных газовых месторождениях, находящихся на компрессорной стадии разработки, отдано предпочтение абсорбционному способу осушки газа.

Цель работы заключается в сравнительном анализе эффективности использования диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ) как осушителей. В этом случае целесообразно использовать программу Hysys (Aspen Tech, США), позволяющую создавать моделирующую схему технологических процессов подготовки газа, проводить расчеты и оптимизацию. Для достижения поставленной цели необходимы следующие исследования:

- зависимость точки росы по влаге от расхода осушителей;

- тзависимость точки росы по влаге от концентрации осушителей;

- зависимость концентрации регенерированного осушителя от условий регенерации;

- зависимость вязкости осушителей от температуры.

Кроме того, важными показателями технологической эффективности реагентов-осушителей являются величина уноса и стоимость.

Разработанная моделирующая схема абсорбционной осушки природного газа одного из северных месторождений России соответствовала типовой технологии и включала стадии абсорбции газа и регенерации реагента-осушителя [1].

Анализ зависимости точек росы газа по влаге от расхода ДЭГа и ТЭГа показал, что для достижения требуемых точек росы необходима подача осушителей в абсорбер в количестве 0,296 и 0,275 кмоль/час в летний период и 0,410 и 0,378 кмоль/час в зимний, соответственно, при концентрации растворов 99% масс. (рис. 1).



Pages:     | 1 |   ...   | 39 | 40 || 42 | 43 |   ...   | 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.