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 |   ...   | 40 | 41 || 43 | 44 |   ...   | 45 |

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

-- [ Страница 42 ] --

Рис.1 Зависимость точки росы по влаге от расхода абсорбента По ряду причин (износ оборудования, отсутствие эффективной системы очистки раствора гликоля от примесей, недостаточная степень вакуумирования и т.д.) в условиях производства такая степень регенерации раствора практически трудно достижима. В то же время при осушке газа ТЭГом достаточно 98,6 %-ной концентрации. Требуемый уровень остаточного давления в системе должен быть не ниже 400 мм рт.ст. [2].

766 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Проведя расчет концентраций ДЭГа и ТЭГа после колонны регенерации, установили, что концентрация ДЭГа составила 84% масс., ТЭГа – 93% масс. при давлении 700 мм рт.ст. Низкие степени регенерации осушителей обусловлены величиной давления, поскольку температуры в десорбере были максимальны: 205 °С для ТЭГа и 164 °С для ДЭГа. Известно, что для глубокой регенерации ДЭГа необходимо создание вакуума в десорбере на уровне 40 мм рт. ст. [1, 2].

Таким 84%-ным раствором ДЭГа при температуре контакта 30 °С, в условиях равновесия, газ не возможно осушить до необходимой точки росы, в то же время 93%-ного раствора ТЭГа достаточно, что отражает преимущество ТЭГа перед ДЭГом.

Зависимость вязкости гликолей от температуры показывает, что вязкость ТЭГа немного, но превышает вязкость ДЭГа (рис. 2). Но эта разница не требует дополнительной теплоты на подогрев гликоля и, соответственно, не дает большого преимущества ДЭГу.

Рис. 2 Зависимость вязкости гликоля от температуры Показатель капельного уноса реагента с осушенным газом определяется на основании опыта промышленной эксплуатации абсорбционных установок осушки газа. В литературе [2] описан опыт применения ТЭГа на полупромышленной установке производительностью 3,8…4,0 тыс. м3/час. Испытания производились на одной из установок Ставропольского края. Эксперименты велись при давлении 4,7…5,3 МПа, температуре контакта 26…34 °С. Суммарные потери ТЭГа составляли не более 5 г/1000 м3. Эта цифра в 3…4 раза меньше, чем на лучших промышленных установках осушки газа раствором ДЭГа.

ТЭГ является более дорогим абсорбентом, он дороже ДЭГа в четыре раза. Расчеты, опирающиеся на тот факт, что потери последнего с сухим газом также в четыре раза выше по сравнению с ТЭГом, подтверждают выгодность использование ТЭГа. При осушке газа ДЭГом необходимо тратить дополнительную энергию для создания вакуума в десорбере, что приводит к дополнительному повышению затрат на использование ДЭГа.

При регенерации ДЭГа разница между температурой разложения и рабочей температурой системы составляет не более 4 °С, что вызывает его частичную деструкцию и, соответственно, снижение качества осушки газа. Для нейтрализации элементов разложившегося ДЭГа необходимо добавлять специальные присадки, что влечет дополнительные затраты не только на приобретение, но и хранение реагента.

Таким образом, анализ показал, что с технологической точки зрения ТЭГ имеет ряд значительных преимуществ по сравнению с ДЭГом, но имеет большую цену. Однако совокупность таких факторов как более низкий расход, более низкая допустимая концентрация регенерированного раствора, более низкие потери с осушенным газом обеспечивают благоприятные условия для использования ТЭГа в абсорбционной технологии осушки природного газа.

Литература Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы 1.

расчета оборудования. – М.: Недра, 2000. – 274 с.

Технология переработки природного газа и конденсата: Справочник: в 2 ч. – М.: Недра, 2002. – Ч.1.– 517 с.

2.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСТОЧНИКА ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ С ПОМОЩЬЮ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ ГРАФИКОВ Д.А. Остапчук Научный руководитель ассистент И.А.Синцов Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, Россия Обводнение скважин является, безусловно, одной из главнейших проблем, с которыми приходится сталкиваться при разработке месторождений. Причин поступления воды существует достаточно много, и для того, чтобы успешно бороться с увеличением водонефтяного фактора (ВНФ), очень важно правильно определить, какая из причин имеет место в каждом конкретном случае. На сегодняшний день методов определения причины поступления воды существует не так уж и мало: это и промыслово-геофизические исследования, и термометрия, и измерение значения ВНФ при различных ограничениях дебита скважины.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Однако каждый из этих методов требует определенных финансовых затрат, а это значит, что использовать их без предварительного обоснования их целесообразности не представляется рациональным. Другое дело, когда выявить причины обводнения (хотя бы приблизительные) можно, всего лишь проанализировав уже имеющиеся данные по скважине. Таким преимуществом перед другими методами обладает метод построения графиков зависимости ВНФ от времени в двойных логарифмических координатах [1, 2]. В зависимости от вида графика (рис. 1) можно говорить о той или иной причине обводнения. Исследования показали, что более чем в 60% случаев имеется хотя бы частичное соответствие между выявленной и реальной причинами.

Рис. 1 Примеры видов графиков: а) обводнение законтурными водами или водами от нагнетательных скважин;

б) заколонные перетоки, негерметичность оборудования;

в) конусообразование Тенденция изменения ВНФ и ВНФ’ для одинаковых причин обводнения идентична в случаях с горизонтальной и вертикальной скважиной. Однако есть и отличия [2]. Так, для горизонтальных скважин довольно характерным является ступенчатый вид графиков (рис. 2). Это обусловлено тем, что зачастую горизонтальные участки скважины вскрывают пропластки, проницаемость у которых существенно различается.

Метод был апробирован на скважинах нескольких месторождений Западной Сибири и показал хорошие результаты. Использование данного метода позволяет повысить информативность промысловых данных, а также в некоторых случаях более корректно сформулировать необходимость и цели проведения промыслово геофизических исследований. Особенно ценен данный подход для исследования горизонтальных скважин, где проведение ПГИ в большинстве случаев не является возможным. В данной работе также представлены примеры использования предложенного подхода для анализа обводненности добывающих горизонтальных скважин.

Однако стоит отметить, что в подавляющем большинстве данный метод использовался на вертикальных скважинах.

Рис. 2 Пример графика для горизонтальной скважины (случай конусообразования) Литература 1. Chan K.S. Water Control Diagnostic Plots // Paper SPE 30775, 1995.

2. Majid A. Al Hasani. Diagnosis of Excessive Water Production in Horizontal Wells Using WOR Plots. // Paper SPE 11958-MS, 2008.

Денисов C.Б. Применение диагностических диаграмм для оценки причин высокой обводненности скважин // 3.

Нефтяное хозяйство, 2012. – № 3. – С. 64 – 66.

768 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ЗА СЧЕТ ПЛАЗМЕННО-ИМПУЛЬСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ Н.М. Паклинов, А.А. Барышников Научный руководитель профессор А.В.Стрекалов Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, Россия Плазменно-импульсное воздействие (ПИВ) — один из методов интенсификации добычи нефти основанный на использовании резонансных свойств пласта (рис. 1). Технология разработана в середине 90-х годов при участии Санкт-Петербургского Государственного Горного Университета и ФГУП "НИИЭФА им.Д.В.Ефремова". По эффективности является прямым конкурентом гидроразрыву пласта, но имеет ограничение по рабочей температуре в 120°С, что делает невозможным её применение на сверхглубоких скважинах (более 5 км).

Рис. Плазменно-импульсное воздействие на пласт в скважине При использовании плазменно-импульсного воздействия увеличивается проницаемость призабойной зоны скважины, увеличивается гидродинамическая связь нефтяного пласта с забоем скважины за счет очистки старых и создания новых фильтрационных каналов, происходит очищение порового пространства и формирование новых микротрещин в призабойной зоне скважины и фильтрационных каналах пласта.

Основой технологии является электрический разряд в жидкости через калиброванный металлический проводник (проволока). Образуется плазменный канал, а сам проводник превращается в пар с высокой плотностью, температурой и высоким давлением, представляя собой ударную волну, которая распространяется со сверхзвуковой скоростью. При взрыве проводника в жидкой среде в полости скважины максимальное давление достигается в момент сжатия среды в ударной волне.

Ударная волна, выходя через перфорационные отверстия в зону проникновения в упругую среду, вызывает ее движение, быстро затухает, превращаясь в ряд последовательных колебаний, распространяющихся со скоростью упругих волн.

На данный момент в лаборатории ТюмГНГУ создается экспериментальная научно-исследовательская установка влияния плазменно-импульсного воздействия на нефтесодержащие пласты. Данная установка будет состоять из: высоковольтные конденсаторы, высоковольтные трансформаторы, высоковольтный резистор.

Исследования будут проводиться на различных образцах горных пород. В процессе исследования будут участвовать как полноразмерный керн, так и стандартный. Первое исследование планируется провести на керне, насыщенным нефтью с средней вязкостью и будет произведено сравнение вытеснение нефти водой до ПИВ и после ПИВ. После получение положительного результата планируется провести испытание с высоковязкой нефтью и пронаблюдать улучшенное вытеснение нефти из образца горной породы.

В результате исследования должны происходить следующие процессы: разогрев в зоне воздействия;

ускорение гравитационной агрегации нефти;

увеличение относительных фазовых проницаемостей для нефти в большей степени, чем для воды;

увеличение скорости и полноты капиллярного вытеснения нефти и водой;

возникновение сейсмоакустической эмиссии в породах коллектора, сопровождающейся образованием микротрещин.

Литература Аметов И.М. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей / И.М. Аметов, Ю.Н. Байдиков, Л.М. Рузин, Ю.А.

1.

Спиридонов. – М.: «Недра», 1985. – 205 с.

Газизов А. Ш. Научно-технические основы энергосберегающих технологий повышения нефтеотдачи пластов / 2.

А. Ш. Газизов, А. А. Газизов // Нефтяное хозяйство, 2007. – №3. – С.60 – 64.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ПАРАМЕТРА КРАТНОСТИ ПРОМЫВКИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАВОДНЕНИЯ Г.Н. Пермякова Научный руководитель ассистент П.Ю. Илюшин Пермский национальный исследовательский политехнический университет, г. Пермь, Россия В данной работе были исследованы зависимости КИНт от полноты промывки(ПР) для объектов разработки Пермского края, Башкортостана, Самарской области, Западной Сибири и по отдельным месторождениям других регионов. Полноту промывки можно представить как отношение накопленной в пластовых условиях жидкости к начальным геологическим запасам. Использование данной характеристики вытеснения позволяет использовать первичные, а, следовательно, менее искаженные исходные данные.

Разнообразие рассмотренных геологических условий позволило установить, что приведённые зависимости характеризуются единым видом и располагаются в виде «веера». Верхнее положение «веера» занимают объекты с наилучшими процессами вытеснения. Нижнее положение соответствует объектам, которые ввиду сложности геологического строения или недостаточной эффективностью систем разработки характеризуются низкими значениями КИН. По мере увеличения полноты промывки размах КИН увеличивается. При полноте промывки 25 % КИН варьирует от 9 до 25 %;

при ПР=50% от 19 до 49%;

при ПР=75% от 22 до 69% и т.д. В представленном исследовании на значительном статистическом материале обосновано, что указанная величина зависит от геолого-технологических условий разработки залежей, приводятся примеры значений для конкретных залежей.

На фактическом материале обосновано влияние на КИНт следующих характеристик: проницаемости коллекторов – k, вязкости пластовой нефти –, коэффициента подвижности - kподв, коэффициента расчленённости - kрасч.

Детальный статистический анализ выполнен по всем объектам разработки Пермского края (472);

с выделением терригенных (242) и карбонатных(230) пород, а также для объектов с системой ППД (220) и на естественном режиме без ППД (252).

Для статистического анализа использовано 26 геолого-технологических показателя. Все они количественно в той или иной мере различаются при изучении объектов разработки как с учётом литологии пород, так и по системам разработки. Для исследования динамики изменения силы корреляций между КИНт и геолого-физическими характеристиками при различных значениях ПР (от 0,1 до 2,0) построены уравнения регрессий и проанализировано как они изменяются. С целью комплексного использования информации по геолого-физическим характеристикам построены многомерные модели с помощью применения пошагового линейного регрессивного анализа. При вычислении КИНт было использовано такое сочетание показателей, при минимальном количестве которых достигается максимальное значение множественного коэффициента корреляции – R. Использование такого подхода позволили определить именно те показатели, которые оказывают максимальное комплексное влияние на КИНт при различных значениях ПР. Всего было построено многомерных уравнений регрессии. Для всех обобщённых моделей приводится последовательность их формирования, что позволило установить, что их построение начинается именно с показателя ПР.

Оценка степени статистических различий в средних значениях по различным вариантам произведена с помощью критерия t, а плотности распределения оценивались по критерию согласия Пирсона – 2.

Предполагалось, что чем больше по критерию t различаются величины, тем более сильно показатель контролирует величину КИНт. Значения критерия tпоказывают, что статистическое различие наблюдается только по показателю ПР. Поэтому можно сказать, что данный показатель является наиболее информативным при оценке КИНт. Для практической реализации используемых многомерных моделей, можно рекомендовать те модели, где в формулах присутствует показатель ПР. Построенные уравнения регрессий можно использовать для оценки того, за счёт каких критериев могло произойти отклонение проектных и реальных КИН на различных стадиях разработки.

В отчёте для различных геолого-технических условий построены статистические зависимости КИНт, выработки запасов, обводнённости продукции от различных показателей, установлено, что эти зависимости имеют устойчивый характер.

В отчёте приведены палетки в условиях реализации ППД и в условиях естественного режима, которые построены раздельно для карбонатных и терригенных залежей. По этим данным, зная темп динамики промывки на начальном периоде, можно оценивать темп динамики на перспективу. Использование таких палеток может позволить оперативно учесть разнообразие геолого-технических условий при проектировании разработки нефтяных месторождений.

770 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР ИССЛЕДОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НА ИРЕЛЯХСКОМ ГАЗОНЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ А.С. Портнягин Научный руководитель заведующий лабораторией Е.Ю. Шиц Институт проблем нефти и газа СО РАН, г. Якутск, Россия Истощение крупных нефтяных месторождений, обусловленное постоянным снижением добычи нефти из высокопродуктивных залежей, как в карбонатных, так и терригенных коллекторах, а также существенное снижение прироста разведанных запасов, способствуют вводу в эксплуатацию небольших месторождений углеводородов. Одним из таких месторождений является Иреляхское газо-нефтяное месторождение (ГНМ).

Иреляхское месторождение, расположенно вблизи г. Мирный Республики Саха (Якутия), оно было открыто в 1978 г.

Однако малым месторождениям присуща одна, но очень большая проблема - необоснованный подход к применению технологических жидкостей без учета их физико-химических характеристик. Для нивелирования последствий такого подхода приобретает актуальность изучение совместимости внутрипластовых флюидов с нагнетаемыми в пласт жидкостями.

Так, установлено, что при применении высокоминерализированного раствора в качестве раствора ППД коэффициент проницаемости ботуобинского горизонта на поздней стадии выработки может уменьшится на 64%, а улаханского горизонта - на 75%, что в обоих случаях является существенным снижением проницаемости нефтенесущего коллектора в результате его кальцинирования и сульфатизации [1]. В связи с этим дальнейшее заводнение залежей применяющимся минерализированным раствором может привести к негативному изменению строения порового пространства коллектора и ухудшению его фильтрационно-ёмкостных характеристик. Для уменьшения негативного влияния применяемого минерализованного раствора на нефтеносный коллектор Иреляхского ГНМ, необходим поиск альтернативного агента вытеснения стойкого к воздействию растворов высокой минерализации.

Идея использования водорастворимых полимеров для повышения эффективности заводнения основана на способности их водных растворов значительно снижать подвижность воды в высокопроницаемых пропластках, выравнивая фронт продвижения водонефтяного контакта. Наиболее широко распространенными реагентами для загущения вод поддержания пластового давления являются натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы (Na-КМЦ), полиакриламид (ПАА) и полиэтиленгликоль (ПЭГ). Однако применение ПАА на месторождениях с высокой степенью минерализации пластовых вод менее эффективна, по сравнению с растворами Na-КМЦ и ПЭГ [3], поэтому в данной работе его рассмотрение не целесообразно.

Для реализации проекта по внедрению полимерного заводнения на Иреляхском ГНМ недропользователю необходимо приобрести установку дозирования химреагентов «КУДР» («Корона-ТЭК», г.

Нижний Новгород) в количестве 5 штук или аналог производимостью более 1200 м3 в сутки. Однако оптимальным на наш взгляд является вариант строительства установки дозирования химреагентов непосредственно на месторождении из комплектующих фирмы «Кем-Трон Технолоджиз Инк» (США, Хьюстон) [2]. Процесс приготовления и закачки растворов полимера в пласт заключается в следующем. Так, основой для приготовления растворов полимеров является вода из отстойников хвостохранилищ обогатительных фабрик № и 5 г. Мирный, которая поступает в узел растворения полимера через систему очистки воды: фильтр грубой очистки, нагнетательный насос, блок фильтров доочистки воды. Порошок полимера из накопительного бункера поступает в бункер дозирующего устройства, откуда определенное количество полимера попадает в узел растворения полимера объемом 15 м3, где при постоянном перемешивании растворяется в очищенной воде.

Приготовленный раствор полимера перекачивается с помощью насоса в накопительную емкость для раствора полимера объемом 30м3. Далее раствор через расходомер попадает в насосную станцию оснащенную плунжерными насосами общей производительностью 240 м3/сутки при давлении до 205 атм. После чего раствор подается в нагнетательную скважину. Добытые пластовые флюиды (нефть, газ, пластовая вода) из добывающей скважины поступают в трехфазный сепаратор, где разделяются на газ, нефть и воду. Откуда нефть и газ отпускаются к потребителям, а пластовая вода через систему фильтров перекачивается насосом в узел растворения полимеров, для повторного использования. В основе представленной схемы лежит принципиальная схема установки по приготовлению и закачке полимерных композиций фирмы «Кем-Трон» [5] разработанной для месторождений нефти ОАО «Татнефть». Предположительная стоимость оборудования и его монтажа составляет менее 20 млн.руб.

Применение данной установки и представленных в работе растворов полимеров может привести к следующим результатам. По данным ЗАО «Иреляхнефть» в 2009 году было добыто 61 тыс.т нефти, доход от ее продажи составил 671 млн.руб. при стоимости нефти - 11 тыс. руб./т [4]. Себестоимость добытой нефти, с учетом затрат на агент вытеснения (высокоминерализованный раствор), составила 2,5 тыс. руб за 1 тонну, т.е. 152, млн.руб. Таким образом, прибыль предприятия составила 252,7 млн.руб. (табл.), за вычетом НДПИ при его ставке 419 руб/т. и коэффициенте ценообразования 10,4, что в денежном выражении составило 265,8 млн.руб.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Таблица Сравнение экономической эффективности применения разных агентов вытеснения на Иреляхском ГНМ Затраты на Количество КИН Агент добычу 1 т. Налогооблагаемая НДПИ, Прибыль, Экономическая добытой нефти, (эксп.), вытеснения нефти, база, млн.руб. млн.руб млн.руб эффективность тыс.т % тыс.руб.

ВМР 61,0 40 2,5 518,5 265,8 252,7 1, ПЭГ (30 г/л) 93,0 61 4,69 614,2 405,2 209,0 0, КМЦ (5 г/л) 103,7 68 2,52 852,3 451,8 400,5 1, Если объем добытой нефти составил 61 т.т. при КИН 40% (коэффициент извлечения нефти для применяющегося агента ППД (рассола)), то при использовании агентов вытеснения на основе водорастворимых полимеров объем добычи нефти мог увеличиться до 93 т.т для ПЭГ с концентрацией 30 г/л (КИН 61%) и 103, тыс.т. для КМЦ с концентрацией 5 г/л (КИН 68%), так как возможно, при увеличении КИН пропорционально его увеличению повысится и темп отбора нефти. Доход от продажи добытой нефти составил бы 1023 млн.руб. при использовании ПЭГ и 1140,7 млн.руб. при использовании КМЦ.

Для расчета экономической эффективности применения полимерных растворов учтены себестоимость добычи нефти с учетом затрат на полимер и его транспортировку. Так стоимость одной тонны КМЦ и ПЭГ- одинакова и составляет 52 тыс.руб. (г. Дзержинск). При использовании ПЭГ с концентрацией 30 г/л потребуется 2638 т полимера, при требуемом объеме агента вытеснения 87936 м3 [2]., что в денежном эквиваленте составит 137,2 млн.руб. При использовании КМЦ с концентрацией 5 г/л потребуется 439,7 т полимера, что в денежном эквиваленте составит 22,8 млн.рублей. Расходы на транспортировку 1т полимера составят 15 тыс.руб., или 39, млн.руб. за доставку ПЭГ и 6,6 млн.руб. за доставку КМЦ. Таким образом затраты на добычу 1 тонны нефти при использовании ПЭГ составили бы 4,69 тыс.руб. и 2,52 тыс.руб. при использовании КМЦ соответственно.

Прибыль с учетом затрат на добычу нефти, НДПИ, расходов на полимер и его транспортировку составит при использовании в качестве агента вытеснения:

- раствор ПЭГ (30 г/л) – 209,0 млн. рублей;

- раствор КМЦ (5 г/л) – 400,5 млн. рублей.

Экономическая эффективность применения растворов полимеров по сравнению с высокоминерализованным раствором составит для ПЭГ – 0,83 и для КМЦ – 1,58.

Таким образом, лабораторная оценка эффективности технологии водополимерного заводнения показала, что применение в качестве агента вытеснения полиэтиленгликоля концентрацией 30 г/литр неэффективна по отношению к применяющемуся рассолу. Главным недостатком растворов ПЭГ является его высокие концентрации и недостаточно высокая вытесняющая способность, однако его стабильность и устойчивость к агрессивным средам может способствовать наиболее полному извлечению нефти в режиме фонтанирования. Применение же раствора КМЦ концентрацией 5 г/литр наиболее эффективно может способствовать дополнительному отбору нефти при минимальных затратах на ее добычу в осложненных условиях, характерных для Иреляхского месторождения.

Литература Сафронов А.Ф., Шиц Е.Ю., Федорова А.Ф., Портнягин А.С. Исследование совместимости пластовой воды 1.

Иреляхского ГНМ с агентами поддержания пластового давления / Нефтяное хозяйство. – М.: 2008. – С. 82 – Технологическая схема разработки Иреляхского газонефтяного месторождения. – М.: ВНИИнефть, 1992.

2.

Федорова А.Ф., Портнягин А.С. Исследование возможности применения растворов КМЦ и ПЭГ в качестве 3.

агентов нефтевытеснения на месторождениях Юго-Западной Якутии // Материалы VIII международной конференции «Химия нефти и газа», 2010. – С. 390 – 391.

Сайт ЗАО «Иреляхнефть» (Россия, Мирный) [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http:// www.iroil.ru/, 4.

свободный. (31.02.2013).

Сайт Российского представительства компании Кем-Трон Технолоджиз Инк (США, Хьюстон) [Электронный 5.

ресурс]. – Режим доступа: http://www.kemtron.ru/, свободный. (31.02.2013).

НОРМИРОВКА ПОКАЗАНИЙ СЕДИМЕНТАЦИОННОГО АНАЛИЗА А.А. Решетько, П.С. Дозморов Научный руководитель профессор А.Т. Росляк Национальный исследовательский Томский политехнический университет г. Томск, Россия В геологии гранулометрический состав является основополагающей характеристикой осадочных пород, изучение которого позволяет установить последовательность смены палеогидродинамических уровней среды седиментации в пространстве, провести правильную интерпретацию геофизических исследований, оценить емкостные и гидродинамические свойства коллекторов углеводородов, идентифицировать их по типу залежи [2].

В бурении скважин анализ гранулометрического состава шлама обеспечивает оценку качества проходки и 772 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР скорости осаждения частиц в водной среде [1]. Анализ размеров частиц буровых растворов позволяет повысить их устойчивость к расслоению и контролировать другие параметры.

Современные импортные автоматизированные приборы, использующие новые методы измерений, оснащенные микропроцессорами или персональными компьютерами, для большинства производств не доступны по своей высокой стоимости. Основное направление развития методов гранулометрии за рубежом – разработка и совершенствование лазерных компьютеризированных счетчиков частиц. Несмотря па универсальность применения, широкий диапазон измеряемых размеров частиц, репрезентативность анализа, лазерные счетчики не лишены недостатков, присущих любым косвенным методам измерений.

В седиментационных методах анализа размер частицы определяется как эквивалентный диаметр по скорости осаждения в жидкости с известной вязкостью. Особенностью этого класса методов является то, что определяемый с их помощью размер частиц характеризует не только геометрические параметры частиц, но и учитывает их взаимодействие с дисперсионной средой через коэффициент сопротивления, что имеет место во многих процессах, связанных с получением и переработкой различных материалов в порошкообразном виде. В то же время эти методы нельзя назвать совершенными, так как, реализуемый в ходе эксперимента процесс осаждения, в подавляющем большинстве случаев осуществляется из равномерно гомогенизированной суспензии, распределенной по всему объему, что делает начальный момент осаждения неопределенным и влияет на точность оценки количества крупных фракций.

В нашей работе, для определения гранулометрического состава, мы используем прибор – седиментометр. Однако данный прибор, как и все остальные, получает искаженные данные. Искажения являются продуктом воздействия внешней среды, так как элемент, состоящий из приемной чашечки и пружинки с грузом, очень чувствителен (рис. 1).

Рис. 1 Принципиальная схема седиментометра ВС- В каждую секунду времени, персональный компьютер фиксирует положение чашки. На рис.2 приведен пример показаний прибора от времени.

Показания прибора 0 50 100 150 200 250 300 350 Время, с Рис. 2 Функция накопления данных по времени с прибора «Весовой седиментометр ВС-4»

Теоретически понятно, что с каждой осевшей частицей показания прибора увеличиваются, однако, как видно из рисунка 2, данная функция не является монотонно возрастающей, что объясняется искажением входной информации различными шумами. В данной статье рассмотрена методика нормализации информационной функции для того чтобы получить более точный гранулометрический состав осадочных горных пород.

Поскольку нам известны начальное состояние выполнения эксперимента (плотность жидкости, плотность осадочной породы, высота осаждения, минимальный размер до которого комплекс вычисляет СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ гранулометрический состав), используем эти данные для отслеживания появления шумов в информационной функции. Однако нам не известно в реальном времени какова информационная функция, поэтому использовать начальные данные приходится после того как функция получена полностью. Также известно, что функция монотонно возрастающая, т.е. последующее показание прибора не меньше предыдущего. Учитывая эти факторы, был составлен алгоритм, позволяющий убирать искажение накопительной функции, а следствием получаемые данные являются более точными, чем раньше.

На рис.3 представлена нормализованная информационная функция.

Показания прибора 0 50 100 150 200 250 300 350 Время, с Рис. 3 Функция накопления данных по времени с прибора «Весовой седиментометр ВС-4» после нормировки Как видно из рис.3, информационная функция приобрела более монотонный вид, сохранив при этом необходимую информацию.

Литература Квеско Н.Г., Росляк А.Т., Дергунов А.С. Анализ гранулометрического состава горных пород и буровых 1.

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

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

2.

БУРЕНИЕ БОКОВГО ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА КАК МЕТОД ВОВЛЕЧЕНИЯ ЗАПАСОВ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА ПРИМЕРЕ ДВУРЕЧЕНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ А.М. Рожков Научный руководитель доцент Е.А. Гладков Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Двуреченское нефтяное месторождение было открыто в 1992г., в административном отношении находится в Каргасокском районе Томской области, в 600 км к северо-востоку от г.Томска. Промышленная нефтеносность связана с горизонтом Ю1 васюганской свиты: пластами Ю11, Ю12, Ю1М и Ю13.

Основным продуктивным пластом является пласт Ю13, являющийся аналогом одноименного пласта Крапивинского месторождения, расположенного южнее Западно-Моисеевского поднятия. По керну, геофизической и промысловой характеристике продуктивный пласт неоднороден. По фильтрационно-емкостным свойствам, в основном, по проницаемости, в пласте выделяется две пачки: верхняя – высокопроницаемая (средняя проницаемость по ГИС ~ 270 мД), названная пачкой «А», и нижняя – менее проницаемая (средняя проницаемость по ГИС ~ 11.2 мД ), названная пачкой «Б». Несмотря на то, что пласт разделен на пачки, он представляет собой единое геологическое тело, единую гидродинамическую систему, поскольку в большинстве скважин пачки не разделяются между собой плотными прослоями и имеют единый водо-нефтяной контакт.

Разработка месторождения ведется с 2001 г. компанией ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК. По состоянию на 01.01.2012 года реализована приконтурная система заводнения по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 700 метров на Двуреченском и Лесмуровском участках, на Западно-Моисеевском участке, с небольшим допуском, можно сказать, что продолжается формирование пятиточечной системы разработки по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 700 метров.

На данный момент средняя обводненность по рабочему фонду Ю13 составляет ~87% при крайне высоком дебите жидкости, по данным причинам большая часть фонда находится на грани рентабельности (организация ППД и затраты на сбор и подготовку продукции, а также утилизация пластовой воды). Несмотря на высокую обводненность по всему фонду, основным выработанным объектом является пачка «А», а пачка «Б»

является менее выработанной в связи с этим возникает проблема вовлечение её запасов в более активную разработку.

Основными способами увеличения нефтеотдачи при данном геологическом строении и принятой системе разработки являются:

- Полимерное заводнение.

- Циклическое заводнение.

774 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Заводнение с использованием полимеров на Двуреченском месторождении применяется с 2007г. по настоящий момент, средний прирост по базовой добычи реагирующих скважин за все время использования составил ~16% (по скважинам по которым проводилась оценка). К отрицательным сторонам данного мероприятия можно отнести необходимость периодической закачки, большие объемы закачки и ограничение по рентабельности на скважинах с дебитом ниже среднего.

В рамках мероприятий по увеличению нефтеотдаче в 2011 году на данном месторождении проводились расчет на целесообразность применения циклической закачке, в результате которого была обоснована не рентабельность ее применения.

В данной работе предлагается рассмотреть альтернативный способ вовлечение остаточных запасов бурения бокового горизонтального ствола в низкопроницаемую пачку «Б». Бурение боковых стволов на современном этапе является эффективной технологией, позволяющей увеличить выработку остаточных извлекаемых запасов нефти и решать задачи восстановления аварийных скважин.

Ключевым пунктом обоснования необходимости зарезки бокового ствола является оценка остаточных извлекаемых запасов. Для этих целей была использована ПДГТМ Двуреченского месторождения и подсчитаны запасы на основной фонд Ю13. Подсчет запасов производился объемным методом, так как в связи неоднозначностью информации о выработке запасов он дает наиболее достоверную информацию.

Кандидаты для ЗБС выбирались по следующим критериям:

1) Не рентабельность, или отсутствие добычи по причини аварии;

2) Техническая возможность бурения (состояние эксплуатационной колонны);

3) Наличие остаточных извлекаемых запасов.

На основании вышеперечисленных критериев, была выбрана скважина-кандидат, по которой проведен анализ текущего технического состояния и дана предварительная оценка возможности бурения ЗБС. Для уточнения остаточных извлекаемых запасов и текущей нефтенасыщенности проводилось секторное моделирование с детальной адаптацией окружения.

Как известно, одной из неопределённостей при бурении горизонтального ствола – является значение параметра Kv/Kh, поэтому для оценки стартовых дебитов жидкости был проведен анализ чувствительности.

При сравнение прогнозных вариантов (представлено на графике ниже) можно сделать вывод о большей накопленной добыче у классической скважины, но средняя обводненность по ней будет в пределах 95%, в то время как у горизонтальной скважины будет составлять около 10%, что при больших дебитах жидкости может существенно влиять на рентабельность из-за удорожания процесса подготовки нефти.

Основной причиной низкого значения добычи нефти у горизонтальной скважины, является быстрое падение пластового давления, т.к. существующая система ППД не может эффективно закачивать воду в пласт Ю13Б. При решение проблемы ППД можно добиться экономической эффективности выше чем у вертикальной скважины.

Из всего вышеперечисленного можно сделать вывод: главным риском при бурение бокового ствола является недостоверная оценка текущей нефтенасыщенности, что в последствие может привести к ошибочному представлению о текущих остаточных извлекаемых запасах. Помимо этого проблемой при дальнейшей эксплуатации скважины - является сложность в организации ППД, в связи с низким коэффициентом приемистости на этот пласт.

В дальнейшем планируется:

1) Рассмотреть подробный механизм «формирование» остаточных извлекаемых запасов с учетом влияющих на них факторов и произвести по ним оценку рисков;

2) Рассмотреть варианты решения проблемы подержания давления в районе планируемых скважин кандидатов;

3) Произвести экономическую оценку эффективности бурения по сравнению с остальными методами увеличения нефтеотдачи.

Рис. Сравнение прогнозных показателей СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Литература Кошовкин И.Н., Фомин А.И., Шевелев П.В.. Молодых П.В., Уткина К.Е., Опыт внедрения зарезок боковых 1.

стволов на месторождениях Западной Сибири с юрскими коллекторами., SPE, 2008г.

ОАО «ТомскНИПИнефть», Технологическая схема разработки пласта Ю13 Двуреченского месторождения, 2.

2004.

3. Tungdumrongsub S., Muggeridge A., Layering and Oil Recovery: The Impact of Permeability Contrast, Gravity, Viscosity and Dispersion, SPE, 2010.

ПРОБЛЕМА ДИАГНОСТИКИ ПОТОКОВ ПРИ АДАПТИВНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ КРИВОЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Е.В.Романова Научный руководитель профессор В.Л. Сергеев Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Рассматривается проблема диагностики потоков и определения параметров нефтяных пластов нестационарных гидродинамических исследований горизонтальных скважин по кривой восстановления давления (КВД) с учетом априорной информации. Приводятся результаты диагностики радиального и линейного потоков при интерпретации гидродинамических исследований горизонтальных скважин в процессе их проведения.

Введение. Известно, что интерпретация КВД вертикальных скважин существенно отличается от интерпретации горизонтальных скважин, где сложный пространственный поток частиц жидкости сведен в определенные моменты времени рядом плоских фильтрационных потоков, представленных соответствующими уравнениями (см. табл. 1) [1]. Особенность интерпретации горизонтальных скважин заключается в выделении на КВД типа потока и решении обратной задачи идентификации по определению фильтрационных параметров пласта и скважины. Рассмотрим два часто используемых способа выделения потоков. Первый аналитический способ заключается в определении времени начала потока по приведенным в таблице формулам. Второй часто используемый на практике способ выделения потока основан на качественном критерии анализа производной от забойного давления. Для каждого типа потоков производная давления приводится к уравнению прямой при использовании соответствующих координат. Например, для радиального потока тангенс угла наклона касательной производной от забойного давления pr pr / lg(t ) в координатах lg(pr ) lg(t ) равен нулю, а ' ' для линейного потока 0,5.

Таблица Уравнения для забойного давления, времени начала и продолжительности типа потока Тип потока Модели забойного давления потоков Время начала потока (в нефтепромысловой системе единиц США) Радиальный tr 1800d z2Cc / kz 162, 6q B k z ke t k y 1 k S * lg 3, 2275 0,8686S 2 lg 4 z Pr поток (r) m C1rw 2 ky kz kv k h L скин фактор скважины Линейный tl 160L2Cc / k y 141, 2q B t 8,128qB 141, P Sz S c поток (l) l Lh k z mCt kyh L k у kz S z - псевдо скин фактор Поздний tlr 1500L2Cc / k y 4k y t 141, 2q B0 141, 2q B 162, 6q B P 2, 527 Sа lg S c радиальный m Ct L lr kyh kyh L k y kx поток (lr) Для пояснения проблемы выделения потоков с использованием качественного критерия по производной давления на рис. 1, 2 приведены значения забойных давлений и их производные в двойном логарифмическом масштабе для горизонтальных скважин однородно – пористого пласта нефтяного месторождения Тюменской области. На рис. 1 достаточно четко виден прямолинейный участок и время его окончания, что позволяет корректно использовать известные методы идентификации по соответствующей модели забойного давления. На рис. 2 для скважины 1434 наблюдается иная ситуация, показывающая, что четко выделить начало радиального, линейного потоков и прямолинейный участок КВД не представляется возможным, и возникает необходимость использования количественных критериев. Однако проблемным моментом использования количественных критериев оценки времени начала потоков является присутствие там фильтрационных параметров пласта, которые нам изначально неизвестны и подлежат определению.

776 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Для решения указанных выше проблем определения времени начала потоков в работе предлагается и исследуется метод адаптивной интерпретации КВД, позволяющий проводить диагностику потоков в процессе проведения гидродинамических исследований горизонтальных скважин с одновременной оценкой фильтрационных параметров пласта.

Рис. 1 Кривая восстановления давления и ее Рис. 2 Кривая восстановления давления и ее производная горизонтальной скв. 2031 производная горизонтальной скв. Диагностика потоков по методу адаптивной интерпретации. Основу метода диагностики потоков представляет критерий вида tk arg min Фk ( P*з Pз (*,t ), tk [t k ] [t0, tn ]), k r, l, lr * (1) к t, tk где запись arg min f ( x ) означает точку минимума x функции f ( x ) ( f ( x* ) min f ( x) );

Ф(*,t ) -показатель * r x x качества, заданный в виде известной функции Фk (либо функционала) от фактических значений забойного Pt *з, Pз (*,t ). Здесь *,t оценки параметров и значений забойного давления, вычисленных на основе модели k k модели забойного давления, полученные в моменты времени начала потока tk tk k с индексом k на основе * * адаптивного метода интерпретации на определенном участке КВД tk [t k ] [t0, tn ] длительностью k ;

t0, tn - моменты времени начала и завершения гидродинамических исследований [2]. Например, при использовании модели КВД для радиального потока критерий (1) можно представить в виде 1*r,t 2 r,t * 0, при t tr* [tr* ] 0, (2) t t * Тогда в качестве оценки времени начала радиального потока принимается то значение tr, при котором левые и правые части уравнений (5) совпадают, что означает стабилизацию оценок параметров модели КВД * (1*t, 2t ) на интервале обработки tl* [tr ] 0, а, следовательно, и стабилизацию оценок * * t проницаемости радиального потока kr ( k z k y )*, tl* - время начала линейного потока * 162q B kr*. (3) L 2 r,t * Горизонтальную проницаемость на участке линейного потока определяем по формуле:

162q B kl* (k y )*, (4) Lh ct 2l,t * где 2l,t - оценка параметров модели забойного давления линейного потока, полученная по методу адаптивной * интерпретации при tl* tl* l, q - дебит скважины до ее остановки, - пористость, ct - общая сжимаемость системы, - вязкость, B - объемный коэффициент нефти, L - длина ствола скважины, h- толщина пласта.

Результаты диагностики потоков и интерпретации КВД. В табл.2 приведены результаты сравнительного анализа, полученные при интерпретации скважин 2031 и 1434 с использованием зарубежного программного комплекса Saphir, метода касательной (МК) на участках радиального и линейного потока, метода адаптивной интерпретации (МАИ) и оценок времени начала радиального притока на основе формул, приведенных в табл. 1 и (3), (4).

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Из табл.2 видно, чтo оценки проницаемости, полученные по методу адаптивной интерпретации, методу касательных практически совпадают с оценками параметров с использованием программного комплекса Saphir на участке радиального и линейного потоков. Это относится и к оценкам времени начала радиального и линейного потоков, полученных для скважины 2031 методом адаптивной интерпретации, и по формулам, приведенным в табл.1. Для скважины 1434 визуально выделить участок линейного потока достаточно трудно, что подтверждается значительным отличием оценок.

Преимущество метода адаптивной интерпретации при интерпретации гидродинамических исследований горизонтальных скважин по КВД заключается в достаточно надежной диагностике потоков с одновременной оценкой фильтрационных параметров пласта.

Таблица Результаты интерпретации горизонтальных скважин 2031 и № скв. Методы Оценки Оценки Оценки Оценки Оценки Оценки интерпре- радиаль- горизонталь- времени времени времени времени тации ной ной начала начала начала начала проницае- проницае- радиаль-ного линей- радиального линейного мости, мД мости, мД потока по, ч ного потока по потока по потока,ч МАИ (3),ч МАИ (4),ч 2031 Saphir 3130 2840 0,73 1.6 0,52 1, МК на 2895 --- --- --- --- -- участке РП МК на --- 2730 --- --- --- -- участке ЛП МАИ 3020 2790 --- --- --- -- 1434 Saphir 253 214 1.1 --- 0,62 1, МК на 235 --- --- --- --- -- участке РП МК на --- 216 --- --- --- -- участке ЛП МАИ 240 206 --- --- --- -- Литература Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. – М.: Наука, 1998. – 304 с.

1.

Гаврилов К. С., Сергеев В.Л. Адаптивная интерпретация нестационарных гидродинамических исследований 2.

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

ПРОГНОЗ ДОБЫЧИ И ОЦЕНКА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ПЕРВОМАЙСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С УЧЕТОМ ЭКСПЕРТНЫХ ОЦЕНОК П.А. Сазонов Научный руководитель профессор В.Л. Сергеев Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия В последние годы в нефтяной промышленности в связи с широким внедрением информационных систем, современных технологий исследования скважин, систем регистрации разнообразной информации о состоянии объектов разработки, скважин, нефтяных пластов и месторождений возрос интерес к задачам построения математических моделей процессов нефтегазодобычи.

Реальные условия нефтегазодобычи характеризуются неполнотой, неоднородностью, недостаточностью исходных данных о фильтрационных параметрах и энергетическом состоянии нефтяных пластов, различными ошибками регистрации технологических и геологических параметров разработки, неадекватностью моделей и т. п. [1]. В данных условиях использование классических методов идентификации и технологических моделей параметров разработки часто связано с проблемами устойчивости и низкой точностью получаемых решений.

Перспективным направлением преодоления реально существующей сложности процессов нефтегазодобычи, недостаточности данных, повышения точности и устойчивости решений, является использование интегрированных систем идентификации с учетом разного рода дополнительной априорной информации, накопленного опыта и знаний [2].

В данной работе рассматривается задача прогноза добычи нефти и оценки извлекаемых запасов с учетом дополнительной априорной информации и экспертных оценок технологических параметров разработки на примере Первомайского нефтяного месторождения.

Интегрированные модели добычи нефти с учетом априорной информации 778 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рассмотрим интегрированную систему моделей добычи нефти на основе малопараметрической модели текущего отбора нефти во времени, с учетом дополнительной априорной информации об извлекаемых запасах, параметрах модели добычи нефти и прогнозных значениях добычи:

* Qн (ti ) q (ti, ) f (ti, ) i, i 1, n, T S j q(, ) f (, ) d j, j 1, 3, (1) t * Qн (tn j ) q (tn j, ) f (tn j, ) j, j 1, 5, где Qн (ti ) Qнi, i 1, n – значения годовой добычи нефти за n лет разработки (история разработки);

S j, j 1, * * – время окончания разработки;

Qн (t n j ), j 1,5 * – экспертные оценки извлекаемых запасов нефти;

T экспертные (проектные) значения добычи нефти;

– вектор параметров модели среднего дебита скважин q(t, ) ;

- вектор параметров модели времени работы скважин f (t, ) ;

i, j j – случайные величины, характеризующие ошибки модели объекта разработки и моделей объектов аналогов.

В качестве моделей дебита и времени приняты:

t q(t, ) 1 exp( 2t ), f (t, ) (2) t Извлекаемые запасы определяем по формуле:

T ) q(, * ) f (, )d S * ( *, * * t Коэффициент извлечения нефти (КИН):

) S (T, *, Ku* (*, * * ) / Qб Оценки параметров и * определяем путем адаптации моделей добычи нефти, дебита и времени * работы скважин в режиме «ручного» подбора параметров с использованием промысловых, данных годовой добычи нефти и дополнительной априорной информации.

Относительную ошибку коэффициента извлечения нефти вычисляем по формуле K n * K * nk n (K u * ).

K nk * Результаты исследования Результаты исследования по промысловым данным отражены в таблице и на рисунке. На рисунке приведены фактические значения добычи нефти и значения, полученные на основе модели, для Первомайского нефтяного месторождения. В таблице приведено сопоставление фактических извлекаемых запасов и коэффициента извлечения нефти с их значениями, полученными на основе вышеприведенной модели.

Рис. Фактические значения добычи нефти Первомайского месторождения и значения, полученные на основе модели СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Таблица Сопоставление данных Первомайского нефтяного месторождения Значения, полученные на Фактические значения основе модели Извлекаемые запасы, тыс.т. 40901 КИН, д.ед. 0,270 0, Относительная ошибка КИН, % 1, Из таблицы видно, что с помощью интегрированной системы модели (1), модели дебита и времени работы скважин (2) можно достаточно точно оценить извлекаемые запасы и КИН с относительной ошибкой порядка 1,2%.

Литература Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем 1.

нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. – Уфа: Гилем, 1999. – 462 с.

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

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

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ШУШУФИНДИ» (ЭКВАДОР) Салас Кадена Маурисио Хавьер Научный руководитель доцент В.М. Галкин Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г.Томск, Россия Одна из главных статей дохода Эквадора связана с добычей углеводородов. Наибольшее количество нефти добывается на месторождении Шушуфинди, на котором наблюдается снижение добычи. Поэтому является актуальным выработка рекомендаций по поддержанию стабильного уровня добычи.

Месторождение Шушуфинди было открыто в 1969 году скважиной Шушуфинди 1 на глубине 2978 м.

Схематично месторождение делится на четыре части A, B, C, и D, как показано на рисунке, в соответствии с геологическими разломами, влияющими на поведение пластового давления [1].


Пробы, взятые в январе 1969 года на песчаниках “U” и “T” дали соответственно 416, м3/сут плотностью 862,8 кг/м3 и 396,83 м3/сут плотностью 895 кг/м3. В 1973 году пластовое давление резервуара “U” зафиксировано на отметке 26,66 Мпа, а текущее давление составляет 16, Мпа.

Начальные балансовые запасы нефти составили для двух резервуаров “U” и “T” 453387921 м3 нефти, извлечено 40876179 м нефти, и остаточная нефть оценивается в м3. В 1973 году давление резервуара “T” составляло 27,93 Мпа, а текущее давление составляет 17,14 Мпа. Текущие показатели пластового давления участков A, B, C и D как песчаника “U”, так и песчаника “T” месторождения Шушуфинди находятся значительно выше показателей давления насыщения. На резервуаре “U” участком с наибольшим средним показателем добычи является участок “C” с добычей в 139, м3/день и средним давлением 17,13 Мпа. На резервуаре “Т” участком с наибольшим средним показателем добычи является участок “C” с добычей в 159,21 м3/день и средним давлением 16,52 Мпа. На резервуаре “U” участок “D” имеет наивысший средний показатель давления – 20, Мпа, а также данный участок имеет меньшее Рис. Схема месторождения Шушуфинди количество пробуренных скважин, на которых, согласно анализу, добывается в среднем 85,05 м3/день. На резервуаре “Т” участок “А” имеет наивысший средний показатель давления – 19 Мпа, данный участок имеет обычное количество пробуренных скважин, на которых, согласно анализу, добывается в среднем 94,15 м3/день [2]. По песчанику “G2” данных мало.

На месторождении Шушуфинди в настоящее время идет добыча тремя методами искусственного подъема на 81 скважине [3] – [4]: газлифтным способом – PPG, гидравлическими насосами – PPH, погружными электронасосами – PPS, как показано в таблице 1. Добыча по способам детализируется в таб. 2.

780 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Таблица Фонд скважин на месторождении Шушуфинди Метод Количество скважин Добыча баррель/день PPG 2 PPH 7 PPS 72 Всего 81 Таблица Добыча баррель/день по каждому методу Станция Всего PPH PPG PPS Агуарико 623 0 939 Центральная 0 0 15676 Северная 921 517 8663 Юго-западная 0 1047 3525 Южная 0 0 10200 На месторождении скважины закрывают в основном по причине упавшего в скважину инструмента или поднятия уровня воды, а не по причине приближения пластового давления к давлению насыщения.

Поведение пластового давления внутри месторождения в его двух основных коллекторах “U” и “T” не однородно по причине разделения на участки, таким образом, есть область с выскими показателями пластового давления на севере и юге месторождения, и есть область с низкими показателями давления в центральной части песторождения.

Пластовое давление является основным фактором, влияющим на добычу на месторождении Шушуфинди, поэтому был выполнен прогноз добычи с бурением скважин в местах, где высокий показатель пластового давления, используя прогнозирование с экспоненциональным трендом.

По наилучшему сценарию бурения скважин, наиболее перспективными областями представляются участок “A” в центральной его части, рядом со скважиной SSF-56, участок “B” в северной, центральной и южной его частях;

на участке “C” более вероятен выбор южной части, а для участка “D” — центральной его части, близкой к скважине SSF-35. Рост добычи, согласно накопленным данным, составит 16803 м3/месяц.

Для уточнения параметров месторождения рекомендуется провести гидродинамическое исследование скважин, по которым нет актуальной информации.

По полученным результатам и прогнозу добычи рекомендуется осуществить бурение новых скважин в зонах, где еще остаются неизвлеченные запасы на разных участках. Параллельно следует разработать другие сценарии добычи, основывающиеся на иных методах улучшения отдачи.

Литература 1. Marco Rivadeneira, Patrice Baby. Caracteristicas geologicas generales de los principales campos petroleros de produccion.Quito Petroecuador.// La Cuenca oriente: geologia y petroleo. – Petroecuador, 2004. – PP. 229 – 295.

Muoz Segovia Gabriel Andrs. Estudio del comportamiento del campo Shushufindi mediante anlisis e 2.

interpretacin de pruebas de restauracin de presin. Quito.Universidad Central del Ecuador, 2010. – 125 p.

3. http://pruebasdepresionunefa.blogspot.com/ 4. http://yacimientos-de-petroleo.blogspot.com/2008/02/instrumentos-de-medicin-utilizados-en.html КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ГАЗОГЕНЕРАТОРНОЙ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН НА **-СКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ.

АЛГОРИТМ ПОДБОРА СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ Р.Р. Сахибгареев Научный руководитель доцент Ш.Х. Султанов Филиал ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», г. Тюмень, Россия Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Россия Перфорация является одной из существенных частей процесса заканчивания скважин, развитие и разработка ее техники и технологии вызывались необходимостью повышения продуктивности скважин, эффективности работ, техники безопасности и снижения стоимости. Гидромеханическая связь скважины с пластом крайне важна при заканчивании скважины с обсаживанием.

Характер этого сообщения, проходящего через цемент и колонну, является критическим для заканчивания и характеристик скважины. Она должна повысить продуктивность скважины путем создания чистых каналов через область пласта, загрязненную в процессе бурения, за счет обеспечения создания однородных отверстий через колонну и цемент для жидкостей гидравлического разрыва и проппантов и при создании более однородных отверстий для контроля выноса песка и углеводородной продукции.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Значительным резервом улучшения качества и снижения себестоимости строительства и ремонта скважин может служить повышение эффективности методов контроля за их техническим состоянием, являющихся основными источниками информации для управления процессом сооружения и ремонта скважин.

Однако усложнение геолого-технических условий строительства и ремонта скважин вызывает необходимость дальнейшего совершенствования методов контроля за их состоянием. Решению этой задачи в сочетании с разработкой способов и устройств улучшения технологического состояния скважин, предварительного моделирования вторичного вскрытия пласта и применения современной геофизической аппаратуры, а также практической реализацией получаемых результатов посвящена настоящая работа [1].

В настоящее время существует широкий спектр высокотехнологичной геофизической аппаратуры и программных продуктов моделирования внутрискважинных операций, предоставляемых сервисными компаниями, позволяющие как оценить техническое состояние скважин так и позволить смоделировать процесс эффективного вскрытия продуктивного пласта.

Например, современные акустические методы малого исследования скважин позволяют получать в акустическом диапазоне развернутое изображение поверхности стенки скважины, заполненной негазированной промывочной жидкостью или нефтью без всевозможных механических примесей и утяжеляющих добавок.

Полученные видеограммы используются для обнаружения каверн, трещин, интервалов коррозионного повреждения обсадной колонны, определения мест муфтовых соединений труб, числа и местоположения перфорационных отверстий.

Согласно статистическим данным затраты времени на поиск и определение характера дефектов технического состояния могут составлять до 80% общего времени, затрачиваемого на ее ремонт, т.е. на восстановление ее рабочего состояния.

Одним из важнейших элементов, определяющих потенциальные возможности скважины, является прискважинная зона пласта (ПЗП) - объем продуктивного пласта, вскрытый данной скважиной и примыкающий к ней, в котором потери энергии на движение флюида существенны. При эксплуатации скважин состояние ПЗП постоянно изменяется вследствие как различных природных явлений, так и целенаправленной производственной деятельности, предусматривающей увеличение дебитов добывающих или приемистости нагнетательных скважин [2].

В настоящее время все более широкий интерес проявляется к разработкам так называемых комплексных, сочетающих в себе перфораторный и генераторный модули, аппаратов, технологии применения которых, позволяют обеспечить за одну спускоподъемную операцию совместно или последовательно кумулятивную перфорацию скважины и воздействие на пласт продуктами сгорания зарядов твердого топлива.

Технологии, осуществляемые с применением аппаратов, сочетающих в себе перфораторный и генераторный модули, позволят гарантированно, за счет газодинамического воздействия через перфорационные каналы на продуктивный пласт с образованием в пласте сетки трещин, обеспечить гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом при больших зонах загрязнения ПЗП низкими ФЕС [3].

Технологические преимущества технологии:

- Возможность работы в кислотных средах - Возможность немедленного освоения скважины - Образуемые кумулятивными зарядами каналы и трещины сразу же расширяются давлением газов пороховых зарядов - Суммарная поверхность трещин больше, чем при раздельных операциях - Не происходит снижения проницаемости в период между вскрытием пласта и обработкой ПГД.

- Тепловое и физико-химическое воздействие на ПЗП.

Успешность применения ГП-105 на **-ском месторождении ОАО «ТНК-ВР» составила 30%.

Составляющие процента успешности:

1.Скважины с полученным длительным эффектом – основную роль в получении эффекта играет ухудшение ПЗП (скин) и уменьшение работающей мощности пласта. Перфорация кумулятивными зарядами и последующая обработка интервала пороховыми газами, приводит к разбиванию кольматанта и увеличивает работающую эффективную мощность пласта.

2.Скважины с полученным кратковременным эффектом – ситуация обратная первой составляющей:

работы проводились на скважинах с хорошим состоянием ПЗП и с полной работающей мощностью пласта.

Кратковременность эффекта обусловлена тем, что на конце перфорационного канала образуется система микротрещин, которая в дальнейшем ничем не подкрепляется и в кратчайшие сроки смыкается, возвращая показатели к первоначальным значениям.


3.Скважины с отрицательным эффектом – нарушение технологии работ.

Таким образом, причины низкой успешности рассматриваемой технологии заключаются в несовершенстве подбора кандидатов. Скважины подбирались исходя из низких показателей добычи/закачки, без учета текущего состояния ПЗП и работающей толщины пласта. 70% обработок с кратковременным эффектом – это скважины с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, но при этом, имеющие отрицательный скин и полную работающую толщину пласта.

Предлагаемый алгоритм выбора скважины-кандидата для геолого-технологических мероприятий (ГТМ) базируется на имеющемся опыте применения ГТМ на конкретных скважинах, т.е предполагается, что скважины характеризующиеся схожими геолого-технологическими параметрами могут обладать примерно равными дебитами и эффектом от проведения ГТМ.

782 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Для реализации алгоритма необходимо: база данных (или цифровые данные) по ГТМ, база данных по добыче, база данных по геолого-физическим параметрам и физико-химическим свойствам продуктивных пластов (по скважинам).

Последовательность автоматизированного процесса выбора скважины имеет некоторые особенности и включает следующие этапы:

Этап 1. Автоматизирований выбор скважин-кандидатов для проведения ГТМ Выбор вида ГТМ из базы данных ГТМ и формирование целевой выборки технологическому эффекту (или выбор интересующей скважины) Выбор скважины (скважин) с высокой технологической эффективностью и вывод ее геотехнологических характеристик Поиск в базе данных скважин, аналогичных (схожих) скважине с высоким технологическим эффектом Вывод скважин кандидатов с указанием параметров Выбор скважин с наиболее важными геотехнологическими данными Этап 2. Геолого-технологический контроль скважины – кандидата Вывод геолого-технологических данных скважины-кандидата Оценка остаточных запасов нефти в зоне дренирования скважины- кандидата Оценка возможности применения ГТМ сопоставлением параметров скважин и критериев применимости технологии Анализ причин невязок.

Диагностика причин обводнения скважин.

Этап 3. Прогнозирование применения ГТМ скважины-кандидата, основываясь на опыте применения предсказание дебитов скважин. Пример использования прогноза начальных дебитов по скважинам с помощью комплексирования кластерного анализа и множественной регрессии.

Этап 4. Анализ рисков.

Каждая модель прогноза обладает погрешностью, которая зависит от величины разброса исходных данных. В результате для каждого рассчитанного прогнозного значения эффекта может быть рассчитана погрешность, которую можно затем выразить в терминах анализа рисков, задавая соответствующие ограничения.

В конечном итоге, рассматриваемая технология является очередным способом очистки призабойной зоны пласта и дострела неработающих толщин. Впоследствии, при подборе скважин кандидатов кроме вышеописанного алгоритма, необходимо ориентироваться на проведенные гидродинамические и геофизические исследования, а в случае их отсутствия – планировать их проведение перед обработкой.

Литература Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и 1.

газовых скважинах. – М.: Недра, 1997. – 240 с.

ТехЛит.ру [Электронный ресурс]: бесплатная электронная Интернет-библиотека для «технически умных»

2.

людей. – Электр. дан. (34362 док.). – М.: 200-. – Режим доступа: http://tehlit.ru/index.htm.

Барон В.Л., Белин В.А., Ганапольский М.И., и др. Методы ведения прострелочно-взрывных работ.

3.

Специальные прострелочно-взрывные работы: учебник. – М.: Издательство Московского горного университета, 2007.

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ВАХСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И.С. Седунов Научный руководитель доцент Г.Ф. Ильина Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г.Томск, Россия Промыслово-геофизические исследования проводят с целью контроля за разработкой Вахского нефтяного месторождения с 1977 года. Поскольку месторождение разбуривалось поэтапно по площадям, то и контроль за разработкой осуществлялся с момента эксплуатации каждой площади в отдельности.

Проводимый комплекс исследований позволяет решать следующие задачи: определять источник обводнения, состав флюида по стволу скважины, места затрубной циркуляции и места негерметичности колонны, техническое состояние колонны, осуществлять контроль за выработкой пласта в комплексе с промыслово-геофизическими исследованиями открытого ствола.

При контроле и регулировании процесса разработки месторождений следует руководствоваться принятым регламентом геофизического комплексного контроля. Рекомендуется прежде всего уделять внимание изучению продвижения контура нефтеносности - регулярно проводить замеры положения водонефтяного контакта методами ГИС [1,2].

Термоэлектрическая и гидродинамическая дебитометрия на месторождении проводится с целью выделения работающих толщин и построения профилей притока.

Резистивиметрия, влагометрия и плотнометрия проводятся с целью определения состава флюида по стволу скважины и места разгазирования нефти.

Локация муфтовых соединений, гамма-гамма цементирования позволяют определить техническое состояние скважины, место интервала перфорации и осуществлять привязку.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ По результатам термометрии определяют подошву отдающих и принимающих интервалов, места нарушения и негерметичности колонны.

Определение текущей нефтенасыщенности скважин методом импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) были проведены в 105 скважинах месторождения. Физическая сущность метода при определении тепловых нейтронов (t) состоит в периодическом облучении породы (скважины) короткими по времени (по сравнению с длительностью замедления и диффузии) импульсами нейтронов. Количественная оценка нефтенасыщенности пород по данным ИННК возможна, если минерализация пластовых вод превышает 50 г/л NaCI, а коэффициент пористости больше 10 %. Обобщая результаты проведенных исследований и сопоставляя их с данными интерпретации ГИС можно от- метить, что при высокой глинистости коллекторов (Апс0.7) и пониженном значении коэффициента пористости информативность ИННК резко снижается и возрастает неоднозначность оценки степени выработки объекта эксплуатации.

Низкая информативность метода ИННК прослеживается не только на Вахском, но и практически на всех месторождениях Томской области и заложена в его физической сущности. Поскольку метод основан на различии нейтрон-поглощающих свойств нефтеносной и водоносной (заводненной) частей пласта, которые зависят от объемного содержания хлора.

Расчеты показывают, что при минерализации пластовой воды менеет 30 г/л, а также коэффициентах пористости до 30 % и объемной глинистости более 15 % дифференциация по времени жизни тепловых нейтронов в водонасыщенных и нефтенасыщенных пластах практически отсутствует и количественная интерпретация ИННК по всем продуктивным пластам теряет смысл. Анализ временных замеров ИННК в контрольных скважинах Вахского месторождения подтвердил, что более корректная интерпретация возможна при соблюдении периодичности исследований – 6 месяцев.

Выводы: комплекс исследований, предусматриваемый регламентом, должен обеспечивать систематическое получение первичной промысловой информации в объемах, достаточных для решения задач проектирования, контроля и регулирования процесса разработки, определяемых задачами исследований.

Литература Ильина Г.Ф. Промысловая геофизика: Учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2011.

1.

Техническая инструкция по проведению Геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и 2.

газовых скважинах.- РД 153-39.0-072-01 – Москва 2001.

РАСЧЕТ СКИН-ЭФФЕКТА ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Е.В. Серебренникова, А.Д. Саедгараев Научный руководитель профессор М.Л. Карнаухов Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, Россия При бурении скважин буровой раствор загрязняет призабойную зону пласта. В результате создаются повышенные сопротивления фильтрации в ПЗП. Скин-эффект – это степень снижения продуктивности скважины.

Определяется по формуле Хоукинса [2]:

– проницаемость призабойной зоны пласта, где – проницаемость удаленной зоны пласта, – радиус загрязнения, – радиус скважины.

Определить величину скин-эффекта по формуле (1) практически невозможно, если ориентироваться только на показатели отработки скважины, поскольку неизвестны величины проницаемости призабойной зоны и размер ПЗП.

В современных методах исследование скважин применяются методы диагностики кривых восстановления давления, когда кривые давления строят в координатах lg(P’) – lg(t), по форме которого определяют степень загрязнения ПЗП и влияния емкости ствола скважины (Р б`, Рб - безразмерное давление и производная давления;

Сб- безразмерная емкость;

tб- безразмерное время) рис.1.

784 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рис. 1 Теоретические кривые давления Максимум на диагностическом графике КВД определяется величиной скин-эффекта. Время влияния емкости ствола скважин на КВД - tпосл которое фиксирует горизонтальный участок КВД (tпосл – время после притока).

Эти кривые получены в предположении, что влияние скин-эффекта и емкости ствола скважин на КВД одновременное и продолжается их влияние определенное время. Однако время влияния этих факторов на КВД может сильно отличаться.

Приведенные КВД на рис.1 не отражают истинные процессы, происходящие в пласте, так как они не учитывают различное влияния факторов скин-эффекта и емкости ствола скважин на КВД.

На рис.2 приведены графики давления в логарифмических и лог-лог координатах, отражающие реальное влияние скин-эффекта и емкости на КВД.

tS =tc tS tc tS tc gtсs1 gts gt gtc2 gt gt gts3 gtс Р` Р` Р` 100 10 1 gt gt gtсs gtcs3 gtc gts2 gt gtsc Рис. 2 КВД, ts и tc – время влияния скин-эффекта и емкости ствола По данным предоставленных КВД возможно более достоверно определить режим фильтрации в ПЗП, фактическую величину скин-эффекта и проницаемости пласта и ПЗП.

Литературы Карнаухов М.Л. Современные методы гидродинамических исследований скважин. – М.: Инфра – Инженерия, 1.

2010. – С. 147-148.

Hawking M.F. A Note on the Skin Effect Dec, 1956. – p.65.

2.

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ПРОЦЕСС АГРЕГАЦИИ АСФАЛЬТЕНОВ МЕТОДОМ ОПТИЧЕСКОЙ МИКРОСКОПИИ К.В. Синебрюхов Научный руководитель заведующая лабораторией Л.В.Чеканцева Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г.Томск, Россия В современном нефтегазовом комплексе существует ряд проблем при добыче и эксплуатации месторождений. В частности, это образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в порах продуктивного пласта, призабойной зоне, технологическом оборудовании, трубопроводах и т.д. Асфальтенами называют фракции нефти, нерастворимые в нормальных алканах при нормальных условиях, но растворимые в избытке ароматических соединений. Практическая ценность знаний об асфальтенах неизмерима, так как именно эти компоненты во многом определяют поведение нефтяных систем [1,2] СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В данной работе было проведено исследование особенностей поведения нефтяных асфальтенов в зависимости от температуры. Растворы асфальтенов в смеси толуола и н-гептана являются подходящими объектами для изучения процесса осаждения асфальтенов и взяты в качестве модельной системы для дальнейшего изучения.

Исследования проводились методом оптической микроскопии с использованием модульного биологического микроскопа Olympus СХ41, включающего в себя программное обеспечения анализа изображений ImageScope Color. Микроскоп позволяет увеличивать изображение с кратностью в пять, десять, двадцать и пятьдесят раз, с помощью объективов. Преимуществами данного метода являются:

- возможность проведения прямых измерений;

- небольшое количество пробы;

возможность проводить обработку изображений, калибровку размеров и ручных измерений по изображениям, статистическую обработку результатов измерений.

В качестве образцов исследования были использованы асфальтены нефти Усинского месторождения.

Образцы асфальтенов были предоставлены Институтом химии нефти СО РАН г. Томска. Концентрация основного раствора асфальтенов в толуоле составляла 0,157 г/л.

Асфальтены этого месторождения полностью растворяются в толуоле при данной концентрации, образуя молекулярный раствор, что было зафиксировано на приборе Photocor Complex. При некотором пороговом значении отношения н-гептан/толуол, раствор асфальтенов становится неустойчивым и частицы асфальтенов начинают коагулировать. Для исследования влияния температуры на модельную систему, к основному раствору был добавлен н-гептан в количестве 61 % об.

а) асфальтены д.ед.

толуол+61% н 0, гептана при температуре 25 0С;

0, 0, 0, 2 4 6 8 10 12 14 16 18 мкм Х б) асфальтены д.ед.

толуол+61% н 0, гептана при 0,6 температуре 27 0С;

0, 0, мкм 2 4 6 8 10 12 Х в) асфальтены д.ед.

толуол+61% н 0, гептана при температуре 30 0С.

0, 0, 0, 2 6 10 14 18 22 26 30 34 38 42 46 мкм Х Рис. Дифференциальные кривые распределения частиц асфальтенов по размерам Определения проводились при температурах 25, 27 и 30 0С в трех параллельных растворах. Каждая проба термостатировалась в течение суток до прекращения процессов агрегации и седиментации, затем ее тщательно перемешивали и исследовали методом оптической микроскопии. В образцах измеряли размеры частиц агрегировавших асфальтенов, и проводили дисперсионный анализ исследуемой системы. Для получения достоверных результатов количество измерений на каждом образце насчитывало от 350 до 1100. По полученным данным построены дифференциальные кривые распределения частиц асфальтенов по размерам в зависимости температуры (рис).

Для системы асфальтены-толуол+61% н-гептана установлено, что при температуре 25 0С присутствуют частицы размером до 18 мкм. Максимум приходится на частицы размером 2 мкм, которые составляют 0,76 д.ед.

При температуре 27 0С наблюдается уменьшение количества частиц размером 2 мкм до 0,63 д.ед, но происходит 786 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР увеличение доли частиц размером 4 и 6 мкм. В растворе. В термостатированном при 30 0С растворе максимальное количество частиц имеет размер 4 мкм. Можно отметить увеличение количества частиц более крупных размеров до 46 мкм.

Результаты исследования показали, что увеличение температуры модельного раствора асфальтенов в присутствии инициатора процесса агрегации, приводит к перестройке системы с увеличением доли крупных асфальтеновых агрегатов выпавших в твердой фазе.

Как отмечается в работе [4], асфальтены – это концентрат парамагнитных молекул, радикалы которых обладают высокой энергией взаимодействия. Нагревание приводит к повышению энергии частиц, влияет на интенсивность броуновского движения, а возможно, приводит к пространственным перегруппировкам [3]. Этим можно объяснить наблюдаемое перераспределение частиц по размерам под влиянием нагревания.

Литература Химия нефти / Под ред. З.И. – Сюняева – Л.: Химия, 1984. – 360 с.

1.

Сюняев З.И. Нефтяные дисперсные системы / З.И. Сюняев, Р.З. Сюняев, Р.З. Сафиева. – М.: Химия, 2.

1990. – 226 с.

3.

Унгер Ф.Г., Андреева Л.Н. Изменение структуры нефтяных дисперсных систем в различных условиях. – Томск:

4.

Томский филиал СО АН СССР, 1987. – 40 с.

Унгер Ф.Г., Андреева Л.Н. Фундаментальные аспекты химии нефти, – Новосибирск: Наука, 1995. – 187 с.

5.

ВОЗМОЖНОСТИ ТРАНСФОРМАЦИИ РЕГУЛЯРНЫХ СЕТОК С УЧЕТОМ ВЛИЯНИЯ ТРЕЩИН ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА И.А. Синцов Научный руководитель профессор М.Л. Карнаухов Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, Россия Массовое применение операций по гидроразрыву пласта (ГРП) в России, в особенности с началом ввода в разработку низкопроницаемых коллекторов, привело к тому, что по отдельным пластам охват скважин данным видом мероприятий достигает 100%. Полудлины трещин ГРП могут достигать 150-200 м, что сопоставимо с расстоянием между скважинами при регулярных системах размещения. Чаще всего не учитывается тот факт, что трещины могут менять геометрию потоков в элементе системы разработки, являясь в этом случае аналогом горизонтальных скважин. Однако если расположение горизонтальных стволов известно и заранее планируется, то направление трещин в пласте не всегда известно. В таком случае при неудачном расположении трещин ГРП может возникать высокопроводимый канал напрямую от нагнетательной скважины к добывающей.

Еще до массового распространения ГРП данная проблема поднималась отдельными исследователями для коллекторов, имеющих естественные трещины. Порово-трещинным коллекторам присуща определенная направленность трещин. Преимущественное направление развития трещин объясняется распределением напряжений в пласте, обусловленных условиями формирования залежи.

Проблемами учета влияния ориентации трещин разрыва относительно сетки скважин долгое время занимались в основном зарубежные специалисты. Этими авторами на основе простых аналитических моделей определялись оптимальные соотношения между размерами неравномерной прямоугольной сетки размещения скважин и длиной трещин разрыва. В случае квадратной сетки эффективны более короткие трещины, при прямоугольной сетке выгодно направление трещин вдоль большей стороны прямоугольника (рис. 1).

Рис. 1 Оптимальные схемы расположения скважин с трещинами гидроразрыва:

1 – скважина, 2 – трещина Исследования интерференции скважин с трещинами разрыва были обобщены Каневской Р.Д [3]. Стоит отметить несколько выводов, представляющих практический интерес. Если отношение расстояния между скважинами к полной длине трещины не более 2, то наличие трещины и ее азимут оказывают существенное влияние на поведение давления. При фиксированном расстоянии между скважинами, если угол между прямой, соединяющей скважины, и осью трещины более 45°, то давление в скважине-наблюдателе слабо чувствительно к величине этого угла.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В работе [2] рассматривается влияние трещин ГРП с точки зрения увеличения коэффициента охвата.

Авторами доказывается, что для неоднородных расчлененных пластов при использовании пяти- и семиточечных систем заводнения можно добиться увеличения КИН на 1-16% за счет проведения ГРП. Для монолитных пластов КИН может незначительно увеличиваться только при реализации разреженных сеток скважин (более 36 га/скв.).

В последнее десятилетие в связи с массовым применением ГРП активизировались и российские исследователи. После 2005 года начало появляться большое количество статей, касающихся, в том числе, и оптимального размещения скважин с учетом ориентации трещин.

Авторами статьи [4] предлагается интересный подход к решению данной проблемы. Для схематизации расположения скважин предлагается представление площадных систем в виде рядных. Направление этих рядов определяется направлением преимущественного распространения трещин, при этом расположение скважин относительно друг друга деформируется таким образом, чтобы сохранялась исходная плотность сетки скважин.

Также авторами была показана возможность решения задачи по определению оптимального варианта при рассмотрении различных систем размещения скважин и коэффициентов деформации. В качестве критерия оптимальности использовался чистый дисконтированный доход (NPV).



Pages:     | 1 |   ...   | 40 | 41 || 43 | 44 |   ...   | 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.