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 |   ...   | 41 | 42 || 44 | 45 |

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

-- [ Страница 43 ] --

О необходимости учета, как ориентации, так и размеров трещин ГРП, говорится в статье [1]. При разработке Приобского месторождения для некоторых систем размещения отмечались быстрые прорывы от нагнетательных скважин к добывающим. Появилось предположение об одинаковом направлении трещин добывающих и нагнетательных скважин, а также возникновении автоГРП при высоких давлениях закачки.

Исходя из этого, было предложено ограничивать длину трещин ГРП. Однако в дальнейшем были проведены исследования, в результате которых установлено, что преимущественное направление развития трещин составляет 335°. На основании полученных данных было предложено трансформировать однорядную систему размещения с учетом распространения трещин. Полученную систему назвали линейной или «уфимской» (рис. 2).

Рис. 2 Трансформация рядной системы разработки с ориентацией вдоль стресса в рядную с разрежением рядов нагнетательных скважин и сближением зон отбора и нагнетания [1] Таким образом, следует признать, что работы по оптимизации регулярных сеток скважин с учетом ориентации и размера трещин ГРП ведутся, однако у авторов не всегда присутствует системный подход. В большинстве случаев предприняты попытки оптимизации, ориентированные на конкретные геолого-физические условия. Наиболее прогрессивным на сегодняшний день следует признать подход, описанный Хасановым М.М. и соавторами [4], заключающийся в трансформации сеток скважин в зависимости от преимущественного направления трещин с сохранением исходной плотности размещения.

Литература Байков В.А., Жданов Р.М., Муллагалиев Т.И., Усманов Т.С. Выбор оптимальной системы разработки для 1.

месторождений с низкопроницаемыми коллекторами // Нефтегазовое дело, 2011. – №1. – С. 84 – 98.

Давыдов А.В., Сакунова Е.В., Абрукина Л.Н. Обоснование плотности сетки скважин при применении 2.

гидравлического разрыва пласта (ГРП) // Нефтепромысловое дело, 2008. – №2. – С. 7 – 9.

Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением 3.

гидравлического разрыва пласта. – М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. - 212 с.

Хасанов М.М., Краснов В.А., Мусабиров Т.Р., Мухамедшин Р.К. Технико-экономический анализ систем 4.

разработки, сформированных скважинами с трещинами ГРП // Нефтяное хозяйство, 2009. – №2. – С. 92 – 96.

788 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР РАСЧЕТ ЧИСЛА ДАМКЕЛЕРА ДЛЯ СИСТЕМЫ КИСЛОТНЫЙ РАСТВОР – КАРБОНАТНАЯ ПОРОДА А.О. Солодовников, А.В. Елышев Научный руководитель профессор О.В. Андреев Тюменский государственный университет, г.

Тюмень, Россия Кислотная обработка призабойной зоны пласта – самый распространенный способ химического воздействия на карбонатный коллектор. Цель кислотной обработки состоит в повышении продуктивности нефтенасыщенного пласта путем растворения загрязнений и в создании новых каналов размером от нескольких сантиметров до 1-2 метров вокруг ствола скважины. При кислотной обработке карбонатного коллектора протекают процессы образования высокопроводящих поровых каналов, так называемых червоточин. Структура образующихся каналов во многом зависит от скорости массопереноса и кинетики поверхностной реакции между водным раствором кислоты и твердой карбонатной породой [1]. В работах [2, 3] показана сложность процесса формирования червоточин. Геометрическая структура червоточин характеризуется числом Дамкелера, которое рассчитывается по формуле:

d lK NDa q где К – общая константа скорости растворения;

q – скорость подачи кислотного раствора, см3/мин;

l – длина червоточины, см;

d – диаметр червоточины, см.

Оптимальное значение безразмерного числа Дамкелера лежит в интервале от 0,13 до 0,52, при этом формируются прямолинейные каналы, на образование которых расходуется минимальное количество кислоты.

Развивающимся направлением является приготовление кислот из неагрессивных реагентов непосредственно перед закачкой растворов в пласт. Такими реагентами являются: смесь параформа и хлорида аммония, сульфаминовая кислота и азотнокислая мочевина. Литературные данные по проведению фильтрационных испытаний растворов сухих кислот на модели карбонатного пласта не обнаружены. Цель работы состоит в проведении фильтрационных испытаний растворов кислотообразующих реагентов и 3%-ой соляной кислоты (в качестве эталона сравнения) на модели карбонатного пласта, установлении структуры образующихся червоточин и вычислении числа Дамкелера для систем кислота – порода. На начальном этапе исследований определяли скорость взаимодействия растворов кислотообразующих реагентов с карбонатной породой гравиметрическим методом в статическом режиме. Затем рассчитывали константы скорости реакции между взаимодействующими веществами по уравнению Аврами-Колмогорова-Ерофеева с использованием поправки Саковича.

Установлено, что при взаимодействии растворов сухих кислот, взятых в эквивалентных количествах, с горной породой карбонатного состава наибольшую скорость растворения породы демонстрирует соляная кислота, наименьшую – смесь параформа и хлорида аммония и азотнокислая мочевина. Результаты расчетов приведены в таблице.

Растворы кислот нагнетались в модель карбонатного пласта, представляющую собой составную колонку образцов керна, образованного доломитом с трещинно-кавернозно-поровой матрицей пород. Образцы имели пористость 11-15% и проницаемость от 0,069 до 0,183 мкм2.

Фильтрационные исследования выполнялись на многопрофильной модульной системе, предназначенной для проведения экспериментов по определению коэффициентов фазовой проницаемости породы пласта для нефти, воды или газа в условиях трехфазного потока при нестационарном режиме фильтрации. Условия фильтрационных испытаний: температура – 25°С, давление – 10 МПа, скорость закачки флюида – 15 см3/ч, минерализация модели пластовой воды – 150 г/л. На модель карбонатного пласта воздействовали следующими реагентами: смесью параформа и хлорида аммония (вес. отн. 3:4, 40% мас.), сульфаминовой кислотой (15% мас.), азотнокислой мочевиной (12% мас.) и соляной кислотой (3% мас.).

В начале закачки раствора кислотообразующего реагента в модель наблюдается повышение градиента давления, что свидетельствует о снижении проницаемости из-за осаждения продуктов реакции в поровом пространстве породы. При дальнейшей закачке раствора происходит прорыв кислоты из-за образования сквозных каналов фильтрации, что сопровождается резким снижением градиента давления в результате значительного повышения проницаемости модели пласта. Несмотря на близость концентраций кислотных растворов по активным ионам водорода, на образование сквозных каналов расходуется различный объем кислоты. В случае фильтрации азотнокислой мочевины и смеси параформа с хлоридом аммония образование сквозных каналов происходит только после прокачки 9,7 и 12,1 поровых объемов кислоты соответственно. При обработке карбонатной породы 3% соляной кислотой на образование сквозного канала фильтрации затрачивается 11,5 объемов пор кислотного раствора. При использовании сульфаминовой кислоты объем раствора, необходимый для прорыва кислоты, достигает минимума и составляет 6,5 поровых объемов.

После кислотной обработки образцы керна продольно раскалывали или распиливали и устанавливали структуру фильтрационных каналов, также измеряли длину и диаметр червоточин, необходимые для расчета числа Дамкелера. При фильтрации раствора 3%-ой соляной кислоты образуются каналы конической формы. При низких скоростях фильтрации и высокой скорости взаимодействия реагентов кислота продвигается по торцевой поверхности образца керна, в результате червоточины не образуются или образуются слишком короткие каналы растворения. Исходя из того, что значение числа Дамкелера для данной системы равно 1,82, нагнетание кислоты при данных условиях не приводит к формированию червоточин. Следовательно, кислотную обработку с таким режимом следует избегать.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Смешанная форма каналов формируется при применении сульфаминовой кислоты. В данном случае образуется одна червоточина без заметного разветвления. Число Дамкелера для данной системы кислота – порода равно 0,31, т.е. происходит эффективная кислотная обработка. При увеличении скорости закачки кислоты будут расширяться уже образовавшиеся червоточины, но процесс обработки при этом станет менее эффективным. Фильтрация кислот на основе азотнокислой мочевины и смеси параформа с хлоридом аммония приводит к образованию многочисленных коротких разветвленных каналов, число Дамкелера равно 0,04 и 0, соответственно.

В таблице приведены характеристики взаимодействия кислотных растворов с моделью пласта, использованные для расчета числа Дамкелера. Вычисленное значение числа Дамкелера для систем кислота – порода изменяется от 0,03 до 1,82, что подтверждает образование червоточин различных типов.

Таблица Характеристики взаимодействия растворов кислотообразующих реагентов с керновой моделью карбонатного состава скорость d, диаметр l, длина q, К, константа Кислота фильтрации червоточины, червоточины, NDa скорости реакции кислоты, см3/мин см см соляная 3% мас. 0,25 0,030 2,08 2,32 1, сульфаминовая 0,25 0,029 0,33 2,80 0, 15% мас.

азотнокислая мочевина 0,25 0,026 0,41 2,80 0, 12% мас.

параформ и хлорид 0,25 0,025 0,03 2,80 0, аммония 40% мас.

Таким образом, в результате проведенных исследований установлена структура каналов, образующихся при фильтрации растворов кислотообразующих реагентов через модель карбонатного пласта. Наиболее предпочтительная – смешанная – форма каналов образуется при воздействии сульфаминовой кислотой. При этом необходимый объем раствора данной кислоты минимален по сравнению с другими растворами для образования сквозного канала, число Дамкелера находится в области оптимальных значений.

Литература 1. Fredd C. N., Fogler H. S. Optimum conditions for wormhole formation in carbonate porous media: influence of transport and reaction // SPE Journal, 1999. – № 4. – pp. 196 – 205.

Fredd C. N., Miller M. J. Validation of carbonate matrix stimulation models // SPE 58713, 2000. – pp. 238 – 252.

2.

Gdanski R. D. Recent advances in carbonate stimulation // IPTC 10693, 2005. – pp. 85 – 98.

3.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ В.В. Соловьев, Д.Н. Борзенкова, Е.Н. Иванов Научный руководитель профессор А.Т. Росляк Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия В настоящее время большинство месторождений Западной Сибири, введенных в эксплуатацию в 60-80 е годы прошлого столетии, находятся на поздней стадии разработки. Месторождения, в своём большинстве, характеризуются значительной обводненностью продукции, неоднородностью продуктивных пластов по проницаемости и значительной долей остаточных запасов. Это является причиной затруднения добычи и снижения продуктивности скважин. Для решения данных проблем необходимо проведение различных геолого технических мероприятий (ГТМ) с целью интенсификации процессов выработки запасов и поддержания стабильного уровня добычи нефти.[3] Существует целый спектр технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи:

гидравлический разрыв пласта (ГРП), забурка боковых и горизонтальных стволов (ЗБС, ГС), соляно-кислотные обработки, форсированный отбор жидкости (ФОЖ) и др. Одним из наиболее эффективных и широко применяемых методов воздействия на призобойную зону пласта является ГРП, целью которого является разработка трудноизвлекаемых запасов на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.В настоящее время внедряется уникальная усовершенствованная технология многостадийного ГРП, позволяющая сократить время освоения скважин и снизить издержки. Также на месторождениях Западной Сибири реализуется программа бурения боковых наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Данный вид ГТМ позволяет решить множество задач, таких как вывод из бездействия малодебитных, аварийных и преждевременно обводнившихся скважин, а также выработка остаточных извлекаемых запасов.Для повышения нефтеотдачи также применяется технология ФОЖ, которая заключается в постоянном увеличении отборов пластовой жидкости, обычно, путем смены ЭЦН на более мощный, за счет чего создается перепад давления между 790 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР пропластками с различной проницаемостью. В результате нефть из нефтенасыщенного (низкопроницаемого) пропластка вовлекается в гидродинамический поток и выносится к добывающей скважине.[1,2,4] Рис. 1 Многостадийный ГРП в горизонтальной скважине По результатам ранее проведенного авторами анализа по 141 скважин/операций, из которых операций по ГРП и 63 по ФОЖ, было установлено положительное влияние операций по ФОЖ (70%) на увеличение извлекаемых запасов, которое составило 6.3% (прирост запасов/запасы до ГТМ) при увеличении дебита нефти (1.5 раза) жидкости (в 1.8 раза) и последующем неизменном темпе обводнения. Анализ ГРП показал успешность операций (количество низкодебитных скважин 10т/д снизилось в 7 раз) и в то же время увеличение извлекаемых запасов в 53% операций на 24,8%. При этом было установлено, что обводненность до проведения интенсификации не является ограничивающим фактором для увеличения добычи.В целом, отмечается значительная роль ГТМ на текущую и конечную нефтеотдачу пластов.

Качество проводимых технологий значительно зависит от того, насколько обоснован подбор скважин и опытных участков для их применения. И поэтому для принятия экономически обоснованного решения для следующих планируемых параметров скважины в конкретных геологических условиях используется гидродинамическое моделирование. Однако, моделирование ГТМ сопровождается рядом технических тонкостей.

Цель данной и последующей работы является выявление аспектов и особенностей задания геолого-технических мероприятий на модели месторождения. Для этого планируется исследование моделирования мероприятий на изотропной модели пласта, и затем применение полученных результатов на секторе месторождения Х Томской области. Давайте рассмотрим основные аспекты моделирования ГТМ на гидродинамической модели.

Моделирование ГТМ ГРП может моделироваться в Eclipse минимум тремя способами: с заданием индекса продуктивности (ключевое слово WPIMULT от 0 до 5), изменением скин-фактора на отрицательное значение (ГРП в высокопроницаемых пластах от 0 до -2, обычное ГРП от -3 до -5, кислотный ГРП от -2 до -4 и массивный ГРП от -6 до -7), либо изменениеммножителя проводимости (ключевое слово MULTX, MULTY, MULTZ)[МануалEclipse]. Нужно отметить, что задание ключевого слова MULTX имеет преимущество в том, что можно задавать направление трещины ГРП и длину трещины.[5] Некоторыми авторами предлагается моделирование многостадийного ГРП (МГРП) путем задания модели LOCALGRIDREFINEMENT (LGR), но данный способ значительно увеличивает время расчета. Также есть более простой способ задания МГРП посредством моделирования нескольких вертикальных скважин с отрицательным скин-фактором. Вопрос моделирования МГРП требует дополнительного изучения.[5] ФОЖ моделируется путем контроля жидкости модели.

При задании уплотняющего бурения в модели технических проблем не возникает, но оптимальная сетка скважин для выработки остаточных запасов зачастую остается неопределенностью.

Задание горизонтальных и боковых стволов в модели не представляется сложным, но угол наклона в пласте данных скважин может варьироваться в зависимости от структуры остаточных запасов (см. рис.2). При этом остается вопрос, как правильно задать эффективную длину горизонтального ствола при проектировании скважины не вдоль ячеек, а по их диагонали (рис.2).

Рис.2 Проектирование горизонтальных скважин вдоль ячеек (ГС1) и по диагонали ячеек (ГС2) сетки гидродинамической модели СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Вывод: как показывает анализ, отмечается значительная роль ГТМ на текущую и конечную нефтеотдачу пластов. Приэто в современных гидродинамических симуляторах реализуются хорошие возможности задания данных мероприятий в модели пласта. Однако, остаются неопределенности как оптимально задавать данные мероприятия применительно к конкретным условиям коллектора. В дальнейшем планируется изучение технических аспектов на различных моделях нефтяных месторождений Западной Сибири.

Литература Воронова М., Первые результаты новой технологии, «Нефтяник Западной Сибири», 2011 – №18.

1.

Ланин Н.А., Телегин И.Г., Ягафаров А.К., Анализ эффективности форсированного отбора жидкости на 2.

месторождениях,«Территория нефтегаз», 2007 – №10.

Петраков А.М.Научно-методические основы применения технологий адресного воздействия для повышения 3.

эффективности разработки трудно извлекаемых запасов нефти (на примере месторождений Западной Сибири): Автореферат. Дис. канд.тех.наук. – Москва, 2010.

Райлян М., В поиске новых методов, «Нефтяник Западной Сибири», 2012 – №25.

4.

Техническое описание «EclipseManual»Версия 2003A_1.

5.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ОБРАЗОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНОВ ПРИ ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ НЕФТИ И.Е. Сорокоумова Научный руководитель доцент Л.В. Шишмина Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия В нефтяной сфере проблема образования отложений в оборудовании является актуальной, поскольку большинство месторождений находится на поздних стадиях разработки, что является благоприятным условием для формирования парафиновых отложений, осложненных условий добычи, сбора и подготовки скважинной продукции.

Образование парафиновых отложений в системе нефтесбора является одной из основных причин уменьшения живого сечения труб, и, как следствие, способствующих снижению продуктивности добывающих скважин, росту давления в выкидных линиях, нефтесборных коллекторах. Часто такие отложения полностью выводят из строя дорогостоящее оборудование, приводят к трудоемким подземным капитальным ремонтам и дополнительным ремонтным работам, в итоге – к значительным потерям в добыче нефти и, следовательно, к ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающего предприятия.

В настоящее время не существует универсальных методов удаления и предотвращения образования асфальто-смоло-парафиновых отложений. Причинами тому становятся трудности практического осуществления, большие эксплуатационные расходы, несовершенство методов.

Одним из способов предотвращения и борьбы с образованием парафиноотложений является применение растворителей. В работах Ивановой, Шиц, посвященных выбору эффективных реагентов для удаления нефтяных отложений, в частности [1], показано, что если отложения образованы высокомолекулярными парафинами нефти, то эффективным методом борьбы является применение углеводородных растворителей.

Целью данной работы являлось исследование влияния различных факторов на формирование отложений из парафинистой нефти путем создания моделирующей схемы образования отложений в трубопроводе в программной среде Aspen HYSYS® и оценка эффективности действия отдельных растворителей и их смесей.

Aspen HYSYS® представляет собой программный пакет, предназначенный для моделирования в стационарном режиме, проектирования химико-технологических производств, контроля производительности оборудования, оптимизации и бизнес-планирования в области добычи и переработки углеводородов и нефтехимии.

Моделирующая программа Aspen HYSYS позволяет исследовать влияние различных факторов на процесс фазового поведения парафинов в процессе трубопроводного транспорта нефти [2]. В данной работе рассмотрено влияние добавки растворяющих компонентов в состав парафинистой нефти на количество отложений, их местоположение по длине трубы и на гидродинамические характеристики потока жидкости. В качестве таких компонентов-растворителей были выбраны углеводороды разных классов: гексан, циклогексан, бензол, толуол и их смеси.

В программе использована термодинамическая модель, которая учитывает влияние давления на равновесие жидкость-твердое. Рассчитанные с помощью этой модели температура помутнения и количество отложений могут как увеличиваться, так и уменьшаться с ростом давления в зависимости от состава потока [2].

Скорость отложения парафинов на стенках трубопроводов определяется только скоростью массопереноса. Скорость отложения описывается следующим уравнением [2]:

m’=k(Cстен-Сядр)AMw где m’ – скорость отложений (кг/с) k – коэффициент массопереноса (моль/м2с) Сстен – концентрация парафинообразующих компонент в пристеночном слое 792 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Сядр – концентрация парафинообразующих компонент в ядре потока Mw – молекулярный вес парафинов A – поверхность трубы Исходными данными послужили характеристики одной из западно-сибирских парафинистых нефтей известного компонентного состава и данные стандартного разгазирования пластовой пробы:

плотность нефти 850 кг/м3;

содержание парафинов 5,6% масс.;

компонентный состав парафиновых отложений (С9-С30).

Были исследованы следующие факторы, влияющие на количество отложений парафинов по длине трубы: начальная температура нефти, внутренний диаметр трубы, природа и количество растворителя.

Первая группа исследований охватывала диапазон температур нефти на входе в трубопровод 30–70 0С;

температура нефти на выходе из трубы оставалось постоянной и равной 2 0С.

Результаты показали, что зависимость изменения температуры потока по длине трубы описывается гиперболической кривой и, начиная с 4000м, остается практически постоянной и одинаковой до конца трубопровода для всех случаев входной температуры.

Изменение толщины отложений, в зависимости от температуры входного потока, имеет нелинейный характер.

Максимум толщины отложений при увеличении начальной температуры нефти смещается с 2000м до 3000м (рис. 1). Такую сложную зависимость обуславливает влияние целого комплекса факторов, таких как плотность, вязкость нефти, давление в системе, скорость потока, температура насыщения нефти парафином и др.

0, Толщина отложений, мм 0, 0, 0, 0 2000 4000 6000 8000 -0, Длина трубопровода, м Рис. 1 Изменение толщины отложений по длине трубопровода Но доминирующее влияние в данном случае оказывает градиент температуры по длине трубы (рис. 2):

чем выше величина градиента, тем больше толщина отложений в точке максимума. Можно отметить тенденцию к сдвигу точки начала образования отложений от 1500м до 2500м с ростом температуры нефти на входе в трубу.

0, Максимум толщины 0,7 y = 0,4498ln(x) + 3, отложений, мм R = 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0,0035 0,004 0,0045 0,005 0,0055 0, Температурный градиент в интервале 2000-3000м, 0С/м Рис.2 Изменение максимума толщины отложений в зависимости от температурного градиента Во второй группе исследований были приняты диаметры трубопровода 280мм, 150мм, 50мм.

Установлено, что изменение температуры потока нефти практически не зависит от внутреннего диаметра трубы в исследованном диапазоне размеров при любой начальной температуре нефти. С уменьшением диаметра трубы возрастает толщина осадка, что вполне логично связать с увеличением объемной скорости потока жидкости (табл.).

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Таблица Влияние величины внутреннего диаметра трубопровода на параметры отложений и характеристики потока нефти Tнач., 0С Dвн., мм hmax, мм Lmax, м V, м/с W, м3/с Примечание Re Для других начальных 280 0,5 0,056 0, температур нефти 150 0,9 0,200 0, 70 зависимости 50 2,4 2,124 0,0042 аналогичны Число Рейнольдса во всех исследуемых случаях превосходит критическое значение 2300. Режим течения турбулентный, и чем меньше диаметр, тем выше турбулентность потока жидкости. При большем диаметре на конце трубопровода отложения не образуются, а при минимальном диаметре они откладываются практически по всей длине трубопровода.

Третья группа исследований посвящена изучению влияния растворителей и их смесей в диапазонах расхода 10-40 кг·моль/час на количество отложений по длине трубопровода. Диапазон начальных температур нефти и растворителя соответствовал параметрам первого исследования.

При добавлении бензола во входной поток (Т=700С) толщина отложений пропорционально снижается.

По графику хорошо видно, что отложения растворяются на определенном участке при определенном расходе бензола, не смещаясь при этом по трубопроводу (рис. 3). Возможно, это связано с молекулярным составом парафинов, и расход бензола влияет на растворение определенных компонентов отложения.

0, Толщина отложений, мм 0, 0, 10 кг*моль/час 0, 20 кг*моль/час 0, 30 кг*моль/час 0, 0 2000 4000 6000 8000 -0, Длина трубопровода, м Рис. 3 Влияние расхода бензола на толщину отложений в трубопроводе Циклогексан при таком же расходе 10 кг·моль/час, что и бензол, при той же температуре 70 0С, имеет лучшую растворяющую способность. Хорошую растворяющую способность показала смесь бензола и циклогексана в равных пропорциях, но при довольно большом расходе каждого – 20 кг·моль/час.

Толуол показал лучшую растворяющую способность при входной температуре в диапазоне 20–40 0С.

Смесь всех трех растворителей способна удалить отложения в трубопроводе полностью.

Установленные зависимости влияния природы растворителя совпадают с результатами [1], что подтверждает достоверность исследований, проведенных с помощью моделирующего комплекса.

Литература Иванова И.К., Шиц Е.Ю. Кинетические исследования процесса растворения асфальтосмолопарафиновых 1.

отложений в гексане и композициях на его основе/ Нефтяное хозяйство, 2012 – №10. – С. 118 – 120.

Руководство пользователя. Aspen Technology, Inc., 2011.

2.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ Д.А. Султанова Научный руководитель доцент А.В. Максютин Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт- Петербург, Россия Большинство нефтяных месторождений Российской Федерации представлено залежами, которые находятся на завершающей стадии разработки. Как правило, эксплуатация таких залежей сопровождается большим количеством осложняющих факторов, которые приводят к снижению надежности нефтедобывающего оборудования. В современных экономических условиях одним из основных способов повышения рентабельности предприятий нефтегазовой, нефтехимической и химической отраслей промышленности с 794 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР непрерывным производственным циклом является снижение издержек на эксплуатацию технологического оборудования и ликвидацию последствий аварий [3].

На сегодняшний день одной из основных причин сокращения межремонтного периода нефтегазопромыслового оборудования, является коррозия. Процессу коррозии могут способствовать воздействие сразу нескольких факторов – повышение обводненности продукции скважин, увеличение выноса солей и механических примесей, повышение скорости движения пластовой жидкости, увеличение токов и напряжений в кабельных линиях и погружных электродвигателях. Отметим, электроцентробежные погружные насосы (УЭЦН) являются основным видом механизированной добычи, применяемым на объектах нефтедобывающих предприятий России. Поэтому повышение ресурса скважинного оборудования, в том числе УЭЦН, невозможно без защиты оборудования от коррозии. [1].

Коррозия - представляет собой процесс, в результате которого происходит разрушение материалов из-за взаимодействия с агрессивной средой. Коррозионные процессы отличаются широким распространением и разнообразием условий и сред, в которых они протекают. Сегодня каждая научная область — физика, химия, биология – классифицирует коррозионные процессы, основываясь на собственных научных позициях, а единой, всеобъемлющей и общепризнанной классификации коррозии пока не создано.[4].Для нефтегазопромыслового оборудования наиболее характерны следующие виды коррозии:

общая (неравномерная) коррозия;

локальная (местная) коррозия.

Под общей коррозией понимается процесс, при котором разрушительному воздействию подвергается вся или какая-либо часть поверхности металла, при этом глубина проникновения коррозии на одних участках может быть несколько больше, чем на других. Для данного вида коррозии характерная скорость 0,1–0,5 мм/год.

Локальная коррозия является наиболее встречаемой. Она сопровождается высокой скоростью растворения металла на отдельных участках (1–10 мм/год). При местной коррозии возможно появление сквозных отверстий, так как разрушение происходит вглубь материала.

Как уже было сказано ранее, коррозия скважинного оборудования приводит к огромным потерям, поэтому практически во всех нефтегазовых и сервисных компаниях применяются те или иные виды и способы защиты от коррозии. Основными способами защиты от коррозии являются: химические, физические, технологические [1].

В качестве решения данной проблемы предлагается использование химических методов защиты оборудования, таких как применение химических реагентов. Подобная защита осуществляется посредством ингибиторов коррозии. Ингибиторную защиту применяют в основном как предупреждающую меру до внедрения более радикальных способов. Коррозия протекает в соответствии с основными законами природы, поэтому полностью устранить её невозможно. Однако при добавлении ингибитора коррозии скорость коррозии можно максимально замедлить. За счет адсорбции ингибитора или образования с катионами металла труднорастворимых соединений происходит изменение состояния поверхности металла, в результате чего уменьшается площадь активной поверхности или изменяется энергия активации коррозионного процесса. При этом скорость коррозии значительно понижается и ингибитор не оказывает негативного воздействия на сам металл.

Подбор наиболее эффективного ингибитора, для конкретных условий, осуществляется при помощи лабораторного метода определения электрохимических характеристик металлов в средах электролитов.

ПотенциостатGill 12 применяется для определения скоростей электрохимических реакций, для исследования коррозионных процессов, для определения скорости коррозии, для определения плотностей токов гальванопар.

Метод линейного поляризационного сопротивления (LPR) основан на принципе Штерна - Гири, полученном теоретически, путем дифференцирования уравнения поляризационной кривой вблизи стационарного потенциала коррозии, т.е. ток коррозии обратно пропорционален поляризационному сопротивлению поверхности электрода, измеренному вблизи стационарного потенциала коррозии[3].

Рис. Виды защиты скважинного оборудования от коррозии [1] СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ При взаимодействии электрода с агрессивной средой происходит реактивная диффузия атомов или ионов металла сквозь утолщающуюся плёнку продуктов коррозионного процесса и встречной диффузии атомов или ионов кислорода, в результате чего происходит одновременное окисление металла и восстановление коррозионной среды;

высокие температуры способствуют данному процессу. Движущей силой коррозионных процессов является термодинамическая неустойчивость металла.

По знаку изменения термодинамического потенциала можно узнать возможность самопроизвольного протекания химической коррозии. Как правило, этот вид коррозии охватывает всю поверхность металла. Таким образом, этот процесс имеет ионно-электронный процесс, сходный процессам электропроводности, происходящим в ионных кристаллах.

При проведении лабораторных испытаний защитного действия образцов ингибиторов коррозии, были использованы модели воды: Модель 1, Модель 2;

составы которых приведены в таблице 1. Исследовалась средняя обводненность, при соотношении модели нефти и модели воды 60:40. В качестве модели нефти использовали керосин, n-октан и орто-ксилол в соотношении (1:1:1).

Таблица Ионный и солевой состав: модель №1, модель № Характеристика Модель №1 Модель № Единица № Свойства Значение Значение измерения мг/дм Солевой состав воды:

1.

NaCl 18,484 136, (MgCl2·6H2O) 2. 0,5185 5, NaHCO3 0,7242 1, Таблица Результаты испытаний защитного действия образцов ингибиторов коррозии Наименование Концентрация Z, % реагента мг/л Модель №1 Модель № 5 5,22 23, Реагент №1 15 15,77 45, 25 21,22 99, 5 24,5 76, Реагент №2 15 33,6 87, 25 60,1 99, Полученные результаты подтверждают, что ингибирование требует индивидуального подхода в разных условиях. Данный метод оценки эффективности является единственным способом позволяющим измерить скорость коррозии непосредственно в режиме реального времени. Так же метод LPR полезен при необходимости быстрого выявления коррозии, что помогает оперативно предпринять соответствующие технические меры по исправлению положения, тем самым продлевая срок эксплуатации оборудования и сведения к минимуму незапланированных простоев.

Исследования выполнены при поддержке Совета по грантам Президента Российской Федерации для государственной поддержки молодых ученых – кандидатов наук (договор № 16.120.11.690-МК).

Литература Ивановский В.Н. Коррозия скважинного оборудования и способы защиты от нее// Территория «Нефтегаз», 1.

2011. – №1(18). – С. 18 – 25.

Практическое руководство по использованию потенциостата Gill 12// Сайт компании ACM Instruments 2.

(Великобритания, Камбрия) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.potentiostat.com/, свободный.

(31.01.2013).

Харебов В. Г, Попков Ю. С.Автоматизированные системы комплексного коррозионного мониторинга// 3.

Территория «Нефтегаз», 2008.– №3(41). – С. 14 – 17.

4. http://www.energy-press.ru/files/InPraktika_6_2010-4_Daminov.pdf КАТОДНАЯ ЗАЩИТА ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И СКВАЖИН С.О. Терновенко Научный руководитель доцент В.Н. Арбузов Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г.Томск, Россия Одной из наименее изученных тем в области защиты от коррозии является разрушение погружного оборудования нефтедобывающих скважин, хотя переоценить ее актуальность достаточно сложно. Причина заключается в том, что сроки эксплуатации подземного оборудования значительно ниже наземного, где 796 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР процессы коррозии являются превалирующими, а методы борьбы с ней достаточно изучены и регламентированы.

Методы же борьбы с разрушением ЭЦН и ПЭД сводятся в основном к ингибированию, эффективность которого в условиях совокупности разрушающих факторов объяснима и, ни в коем случае, не оспаривается.

Однако в связи с развитием методов защиты с помощью ингибиторов последние годы значительно увеличены сроки эксплуатации скважинного оборудования, вследствие чего в достаточной степени проявляются процессы электрохимического разрушения.

Достаточно сказать, что количество отказов погружного оборудования по причине коррозии за последние два года увеличилось в 4-5 раз и на сегодняшний день составляет в целом 13-15 % от действующего фонда скважин. Межремонтный период скважин (МРП), подвергшихся коррозии, варьируется от 30 до 300 суток и составляет в среднем около 100 суток при среднем общем МРП 300 суток. Финансовые потери, связанные с недоамортизацией оборудования, частыми ремонтами и недополученной нефтью, достигают сотен миллионов рублей в год. Причиной примерно 70% отказов скважин, вышедших из строя, является коррозия ПЭД [1].

Попытки борьбы с электрохимической коррозией скважин давно предпринимаются различными добывающими организациями, но тема остается достаточно дискуссионной.

Разберем вкратце постулаты электрохимической защиты. Во-первых она подразделяется на пассивную и активную. Пассивная защита заключается в нанесении антикоррозионного покрытия на поверхность защищаемого сооружения. В практике она применяется – это отдельная достаточно изученная отрасль и в рамках данной статьи требует только формального упоминания, т.к. это проблема скорее технологического, нежели коррозионного характера. Следует разве что отметить, что этот вид защиты является необходимым, но не достаточным, т.е. является эффективным но не исключает применения активной защиты.

Активная электрохимическая защита подразделяется на два больших раздела: протекторная и, собственно, катодная защита с помощью станций катодной защиты (СКЗ) (дренажную пропускаем вследствие неактуальности в рамках рассматриваемой темы). Оба вида с недавних пор с различным успехом применяются на нефтедобывающих предприятиях. Рассмотрим каждых из них в отдельности и поделимся нашими представлениями по этому поводу.

Начнем с протекторной защиты. Она заключается в использовании в качестве жертвенного анода металла, имеющего более высокую электроотрицательность относительно защищаемого сооружения. На практике широкое применение получили сплавы на основе магния. В целом применение этого металла оправдано, однако он имеет ряд недостатков, которые следует отметить. Первое – это его относительно высокая электроотрицательность. Он дает чрезмерно высокий электродный потенциал на защищаемом сооружении. По этой причине, например, с некоторых пор принято отказываться от магниевых протекторов при защите резервуаров, т.к. вследствие высокого защитного потенциала разрушается защитное покрытие конструкции, чем наносится вред, сопоставимый с пользой. По причине выше сказанного представляется разумным использование в качестве протектора сплав алюминия с добавлением (порядка 10%) цинка (для устранения пассивации), ну и, в идеале, небольшим содержанием индия (для активации) и галия (стабилизация).

Что касается применения традиционного метода защиты с помощью СКЗ, то на первый взгляд он представляется достаточно простым и эффективным. Тем более получен реально ощутимый результат [2]. До сих пор с помощью СКЗ осуществлялась лишь защита обсадных колонн, и авторами была предпринята попытка защиты с ее помощью погружного оборудования.

Приведем вкратце предложенную технологию. Для питания УЭЦН в межтрубное пространство скважины спущен четырехжильный кабель, одна из жил которого свободна. Через нее было принято решение бросить дренаж на корпус УЭЦН от наземной СКЗ, при соответствующей обвязке с традиционным анодным заземлением в стороне от устья скважины. Т.е., в принципе, обычная катодная защита, только обеспечена дополнительная точка дренажа на корпус погружного оборудования. Впоследствии, кода эксперимент показал положительные результаты, устранив признаки электрохимической коррозии на узлах УЭЦН при их повторном поднятии, помимо использования четвертой жилы питающего кабеля был спущен самостоятельный дренажный кабель.

Идея неплохая, и позволила объективно продлить наработку до отказа погружного оборудования, что показывает практика. Однако этот метод может содержать не очевидный, на первый взгляд, но достаточно серьезный недостаток. По причине отсутствия данных по распределению потенциалов на дне скважины, есть вероятность, что защита погружного оборудования происходит за счет обсадной колонны скважины. Рассмотрим этот момент поподробнее.

Согласно данных эксперимента [2], замеры потенциалов производились на поверхности у устья скважины. В первом случае СКЗ отключена и дренажный кабель к УЭЦН использовался в качестве сигнального.

Во втором случае замер производился на дренажном кабеле при включенной системе ЭХЗ. В обоих случаях, а особенно во втором, данные замеров не являются достоверными, и судить по ним о защитном потенциале на дне скважины можно лишь косвенно, но не окончательно. Причина на то значительные потери в проводнике (порядка 2 км), а так же экранирующее влияние обсадной колонны. При включенной же ЭХЗ замер производится в точке дренажа, чего избегают даже при защите подземных трубопроводов, хотя в этом случае он был бы более объективен. По указанным причинам по полученным данным врядли можно достоверно судить о распределении потенциалов на сооружении, хотя выглядят они, на первый взгляд, достаточно обнадеживающе, что, повторюсь, подтверждается реальным увеличением срока эксплуатации УЭЦН. Попробуем предположить, как на самом деле распределяется защитный потенциал вдоль всего сооружения (рис. 1).

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис.1 Предполагаемое распределение потенциала на узлах скважины Распределение потенциала по эксплуатационной колонне зависит от глубины и качества бетонного кондуктора, который, если и есть, то расположен, как правило, в верхней части скважины. В любом случае при погружении потенциал снижается и достигает минимума ко дну сооружения. На НКТ же, по причине дополнительного дренажа через корпус УЭЦН, минимальный уровень потенциала находится в средней области сооружения. Потенциал на самой УЭЦН близок или равен потенциалу НКТ в конечной точке по причине их технологического контакта.

Данное распределение строится на предположении и требует натурного подтверждения, однако здравый смысл, знание теоретических основ в области электрохимзащиты и большой опыт проведения электрометрических исследований позволяют утверждать, что приведенное распределение максимально близко к реальности.

Из приведенных аргументов следует, что погружное оборудование при включенной системе ЭХЗ имеет более высокий потенциал относительно колонны, которая становится анодом и за ее счет осуществляется защита УЭЦН (а так же НКТ в нижней части скважины). Так как площадь поверхности колонны несоразмерно больше погружной установки, процесс отказа скважины по причине электрохимической коррозии проявится гораздо позднее, тогда как эффект от защиты погружного оборудования наблюдается раньше по причине его относительно небольшого срока эксплуатации.

Данной проблемы можно было бы избежать, если обеспечить на дне скважины надежный электрический контакт между сооружениями, который уравновесит их потенциалы. Однако технологически этого добиться не представляется возможным. Существующие случайные места соприкосновения конструкций по причине искривления скважины или отклонения погружной установки от оси имеют высокое сопротивление и не позволяют уравновесить потенциалы. Напротив, в этих местах наблюдается усиленная коррозия за счет большой плотности токов. По этой причине рекомендуется и имеет место применение центраторов.

Уравновесить потенциалы с поверхности так же не представляется возможным по причине отсутствия контроля на дне скважины, и даже если технологически обеспечить контроль (доставить ко дну электрод сравнения и контрольные проводники на смежные конструкции), уравнять их потенциал и поддерживать в период эксплуатации достаточно проблематично. А по причине малого кольцевого зазора между конструкциями достаточно незначительной разности потенциалов для протекания интенсивного электрохимического процесса.

Исходя из выше изложенного, по моему мнению, следует ограничиться активной катодной защитой (от СКЗ) лишь обсадных колонн скважинных сооружений, где она без сомнений, положительно зарекомендовала себя в достаточно продолжительном временном интервале [3]. Для защиты же погружного оборудования наиболее оправдано применение протекторной защиты. В этом случае электрохимический процесс происходит в цепи протектор-сооружение и обсадная колонна в нем не участвует.

Протекторная защита в области нефтепромыслового оборудования применяется на практике и имеет несомненный положительный результат, однако требует дополнительных исследований и экспериментов для достижения максимальной эффективности.

Что касается общих рекомендаций нужно отметить следующие превентивные меры, применение которых в комплексе необходимо в целях повышения срока безаварийной эксплуатации погружного оборудования.

Применение ингибиторов до внедрения других способов защиты (правда данная мера является малоэффективной и затратной в случае высокого дебета добывающих скважин);

Нанесение защитных покрытий. Данная мера самостоятельна и не исключается наличием никаких, даже максимально эффективных, способов защиты;

Использование центраторов скважинного оборудования, которые позволяют сохранить защитное покрытие при погружении и обеспечить равномерный кольцевой зазор в период эксплуатации;

Исключение вредного наведения токов (от станций управления ПЭД с частотно-регулируемым преобразователем). Снижение токов утечки с питающего кабеля обеспечением максимальной сплошности изоляции.

798 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Литература Вахитов Т.М., Хасанов Ф.Ф., Гарифуллин И.Ш., Акшенцев В.Г., Вахитова В.Г. Методы предупреждения 1.

коррозии скважинного оборудования в НГДУ «Уфанефть»//Нефтяное хозяйство, 2004. – №1. – С.75 – 77.

Даминов А.А. Коррозия подземного оборудования добывающих скважин, оборудованных УЭЦН//Территория 2.

Нефтегаз, 2009. – №8. – С.32 – 36.

Ибрагимов Н.Г., Гареев Р.М., Даутов Ф.И., Долгих С.А. «Состояние и результаты катодной защиты 3.

эксплуатационных колонн скважин в ОАО «Татнефть»//Нефтяное хозяйство, 2009. – №11. – С.134 – АНАЛИЗ И ОПТИМИЗАЦИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ОБЪЕКТЕ АВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ Д.Г. Ткачев Научные руководители профессор А.Т. Росляк, заведующий отделом мониторинга и разработки Департамента мониторинга разработки месторождений Д.В. Воробьев Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия ОАО «ТомскНИПИнефть», г. Томск, Россия Месторождение находится на третьей стадии разработки со стабилизирующимся уровнем добычи и по прежнему обладает значительными запасами, большая часть которых сосредоточена в объекте АВ1, представленным 5 нефтеносными пластами (АВ11, АВ12а АВ12б, АВ13 и АВ14) и является самым крупным объектом месторождения (89% остаточных извлекаемых запасов всего месторождения). Текущий коэффициент извлечения нефти пласта АВ1 равен 0.229 (конечный 0,395) при средней обводненности продукции скважин 88%. Пропластки АВ12б, АВ13 и АВ14 практически выработаны и имеют высокую обводненность, превышающую темпы отбора запасов.

Повышенная неоднородность, расчлененность коллектора и понижение ФЕС верхней части разреза сложнопостроенного (Рис.1) объекта АВ1 (меловые отложения) обуславливают отставание по выработке запасов нефти.

Рис. 1 Расположение пластов объекта АВ1 месторождения Одной из распространенных технологий увеличения нефтеотдачи месторождении является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Но эффективность данного мероприятия вызывает споры. Всего объекте АВ1 за историю разработки было проведено 256 операций ГРП (без учета повторных).

К основным целям проведения операции ГРП можно отнести не только достижение высоких запускных дебитов, как результата проведения операции, но создание оптимальной геометрии (узкая и длинная трещина для низкопроницаемых и более широкая с меньшей полудлиной трещина для высокопроницаемых коллекторов) трещины и других ее параметров, способствующих обеспечению максимальной выработки запасов всего разреза.

К осложнениям и ограничениям на параметры проведения операции ГРП на объекте АВ1 оказывают риски прорыва трещины в нижние высокообводненные пропластки АВ12б, АВ13 и АВ14 и, как следствие, снижение выработки запасов верхней низкопроницаемой нефтенасыщенной части разреза АВ1.

Для описания параметров и характеристик скважин, подвергнутых гидроразрыву, существуют несколько способов. Наиболее простой и известный вариант – описание динамики добычи нефти до и после операции, как временной функция [1]. Например, средние запускные параметры по результату проведения ГРП 2012 года: 93м3/сут, 19 т/сут и 74% воды. Средний прирост дебита нефти составил 16т/сут. Но данная характеристика позволяет оценить только количественные изменения дебита скважин, без учета выработки запасов.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ К основному и простому показателю эффективности необходимо отнести коэффициент продуктивности для псевдоустановившегося режима [2]. Достижение максимально возможного коэффициента продуктивности (в большинстве случаев) для псевдоустановившегося режима означает, что в трещине реализовано оптимальное размещение проппанта при определенной длине трещины и безразмерной ее проводимости - две основные переменные, определяющие коэффициент продуктивности скважины. Где безразмерная проводимость трещины – мера относительной скорости течения добываемой жидкости внутри трещины, в сравнении с притоком флюида из породы внутрь.

Рис. 2 Параметры операции ГРП 2007-2012гг. на объекте АВ Параметры ГРП разных лет на объекте АВ1 представлены на рис. 2. Для большеобъемных ГРП года (40 – 100тт.) соответствуют большие значения числа проппанта 0,3 – 1,5, безразмерного коэффициента продуктивности и безразмерной проводимости трещины, средние значения высоты трещины лежат в диапазоне 32 – 50м. Как правило, это скважины с трещиной, ушедшей в высокообводненные нижележащие пропластки.

Для параметров малообъёмных ГРП (17 – 25тт.) 2012 года характерны значения безразмерного индекса продуктивности JD, равные 0,36 – 0,47, что сопоставимо с большеобъемными обработками, но позволяет ограничивать высоту трещины, влияющую на выработку запасов верхней части разреза (высота трещины составляет 16 – 28м).

Результаты проведения в 2012 году операций ГРП на скважинах объекта АВ1 и расчеты на ПДГТМ по выработке запасов подтверждают целесообразность проведения малообъемных операций. Но, даже закачивая небольшой объем проппанта в пласт, не исключается возможность увеличения притока высокообводненной жидкости к скважине. Планирование операции ГРП должно носить индивидуальный характер, включающий оценку геологических рисков по прорыву трещины в высокообводненные пропластки.

Литература Экономидес М., Олини Р., Валко П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – 1.

Москва – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 236 с.


J.I. Rueda, О March, D. Wolcott – Pushing Fracturing Limits to Maximize Producibility in Turbidite Formation in Russia 2.

/ SPE 91760.

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ МЕТОДИКИ ЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ В ОСЛОЖНЁННЫХ УСЛОВИЯХ А.В. Ушаков Научный руководитель профессор А.Т. Росляк Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия На более чем 60 процентах нефтедобывающих скважин для производства изначально определенных извлекаемых запасов необходимо применение той или иной технологии механизированной добычи. Из приблизительно 832000 скважин с механизированной добычей в мире, примерно 14 процентов эксплуатировались или эксплуатируются с использованием ЭЦН [1].

Для рассмотрения характера осложнений и предотвращения последствий воздействия отрицательных факторов на эффективность эксплуатации ЭЦН проведён анализ работы фонда скважин на основании данных компании ТНК-ВР.

800 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР На примере динамично развивающейся нефтегазовой компании ТНК-ВР рассмотрим показатели характеризующие значимость применения электроцентробежных насосов.

Значение данного сектора для компании показывают следующие цифры:

механизированный способ с использованием электроцентробежных насосов обеспечивает 92% всей добычи нефти компании;

количество нефтяных скважин эксплуатируемых с использованием электроцентробежных насосов составляет 14,8 тысяч единиц;

ежегодно производится более 7000 смен подземного оборудования, закупается более 5500 установок электроцентробежных насосов, более 10000 км погружного кабеля и около 2200 станций управления.

По результатам анализа за шесть лет компания приблизилась к показателю средней наработки на отказ УЭЦН равному 600 суток (рисунок 1). Новая цель – к 2015 году увеличить наработку погружного оборудования на отказ до 700 суток и решение этой задачи является неотъемлемой частью стратегии по повышению эффективности механизированной добычи нефти. Главной целью стратегии является снижение удельных затрат на добычу 1 т нефти на 10% в течении 5 лет [2].

Рис. 1 Показатели эксплуатации ЭЦН в ТНК-ВР Одна из главных задач, решаемых в ходе реализации новой стратегии, – определение и достижение экономически обоснованных уровней наработки.Для достижения поставленной цели необходимо внедрение новых инновационных технологий. Достижение максимального эффекта возможно только в том случае, если используется комплексный подход. Нецелесообразно приобретать дорогое оборудование с повышенным ресурсом, не решив проблему ранних отказов. И, наоборот, нет смысла тратить средства на защиту, если в скважине эксплуатируется оборудование с низким ресурсом. По результатам анализа отказов электроцентробежных насосов с учётом данных разборов погружного оборудования и лабораторных данных по состоянию отказавших узлов систематизирован ряд отрицательных процессов протекающих в рабочих органах электроцентробежных насосов, а именно: кавитация, механические примеси, солеотложения, парафины, коррозия.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис. 2 Модернизированный рабочий орган ЭЦН с внедрением в конструкцию кольцевого магнитного элемента Для минимизации проблемы рассмотрена магнитная обработка перекачиваемой среды. В нефтегазопромысловой практике встречается опыт применения магнитной обработки нефти посредством магнитоактиваторов. Данные приборы основаны на высокоэнергетическом магнитном соединении редкоземельных металлов НЕОДИМ+ЖЕЛЕЗО+БОР.

Принцип действия заключается в взаимодействии магнитного момента молекул и ионов (магнитного спина) жидкости с внешним магнитным полем, в результате происходит ряд структурных изменений перекачиваемых жидкостей и их физико-химических свойств.

Магнитоактиватор имеет цилиндрическую форму и устанавливается на приём насоса или спускается в НКТ на специальных салазках. При рассмотрении конструктивных особенностей использования обозначены отрицательные стороны существующей технологии:

- одноразовое и непродолжительное воздействие на перекачиваемый флюид;

- неполное использование потенциальной энергии магнитного поля;

- осложнения при эксплуатации вызванные конструктивными особенностями.

Тем самым сформирована идея научной работы:

- замена обтекаемого магнитного элемента на проточный;

- изменение расположения магнитного элемента относительно среды подвергаемой воздействию.

На основании сформулированной научной идеи было принято решение замены источника магнитного поля на кольцевой проточный элемент, проведен ряд лабораторных опытов по изучению влияния магнитного поля создаваемого кольцевым магнитным элементом на отрицательные факторы протекающие в рабочих органах ЭЦН, результаты подтвердили эффективность кольцевого (проточного) магнитного элемента по сравнению с цилиндрическим (обтекаемым) [3].

В специализированном программном пакете Ferropon реализована модель магнитного поля в точке создаваемого кольцевым магнитным элементом. Полученные данные демонстрируют более высокое энергетическое произведение и коэрцитивную силу по намагниченности, тем самым подтверждают большую эффективность проточной конструкции по отношению к обтекаемому магнитному элемент.

В специализированном графическом пакете Autodesk Professional Inventor Suit смоделирован рабочий орган ЭЦН с внедрением в тело конструкции кольцевого магнитного элемента (рисунок 2).

Данное техническое решение позволяет более эффективно использовать энергию магнитного поля при воздействии на флюид, а именно:

- увеличивает время воздействия на перекачиваемый флюид;

- повышается количество воздействий магнитного поля на перекачиваемый флюид (в среднем в ЭЦН 320 ступеней = 320 магнитных колец);

- предотвращение прихватов и «полетов» подземного оборудования в скважине (отсутствие устройства на конструкции ЭЦН).

Так же стоит отметить что воздействие магнитного поля на перекачиваемый флюид приводит к изменению структуры осадка, делая ее рыхлой и подверженной удалению. В связи с этим предлагается использование станции управления с частотным преобразователем скорости двигателя, для применения функции «встряхивание» с целью удаления рыхлых отложений из внутренней полости ЭЦН образующихся в результате применения магнитной обработки [4].

Таким образом при выполнении данной работы достигнуты следующие поставленные цели:

802 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР - минимизация отрицательных процессов протекающих в рабочих органах ЭЦН;

- удаление продуктов отрицательных процессов протекающих в рабочих органах ЭЦН.

Вместе с тем, стремясь улучшить производственные показатели мы не должны забывать о том, что любое предложенное решение должно быть оправдано, прежде всего с экономической точки зрения.

В результате внедрения разработки (на примере одного дочернего общества компании, в течении десятилетнего периода) при минимальном положительном эффекте экономическая составляющая будет выглядеть следующим образом:

- сокращение затрат на смену подземного оборудования на 35 млн $;

- сокращение затрат на подземный ремонт 33 млн $;

- общее сокращение эксплуатационных затрат составляет 70 млн $;

- увеличение дополнительной добычи на 43 тыс тонн за счёт сокращения простоев скважин под ремонтом;

- обеспечение оптимального режима работы ЭЦН позволит повысить энергоэффективность на 2,5 % (экономика в рамках компании $333,7 млн.).

Данный проект на региональной научно-практической конференции ТНК-ВР Западная Сибирь удостоен номинации: «Лучший инновационный проект». Проект рекомендован к внедрению на производстве.

Литература Габдуллин Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН в осложненных условиях //Нефтяное хозяйство.

1.

2002, – № 4. – С. Ежегодный отчёт по эксплуатации механизированного фонда скважин ТНК-ВР, 2011.

2.

Ушаков А.В. Изменение конструктивного способа применения источника воздействия магнитным полем в 3.

нефтегазодобыче // Труды XVI Международного симпозиума студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» – Томск: Издательство ТПУ, 2012. – С. 510 – Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Жагрин А.В., Михель В.Д. и др. Диагностирование условий эксплуатации 4.

скважин, оборудованных УЭЦН //Нефтяное хозяйство, 2002. – № 2. – С. 62 – 64.

СОКРАЩЕНИЕ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ ГАЗОВЫМИ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫМИ СКВАЖИНАМИ НА КУСТОВЫХ ПЛОЩАДКАХ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ А.В. Ушаков Научный руководитель профессор А.Т. Росляк Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия При строительстве и эксплуатации нефте- и газодобывающих скважин в районах Крайнего Севера, особенно – при кустовом способе добычи, имеют место осложнения, вызываемые процессами протаивания и обратного промерзания пород, изначально находящихся в мерзлом состоянии. Прогнозу таких осложнений и борьбе с ними посвящено значительное число, как научно-исследовательских работ, так и регламентирующих документов. В то же время, мероприятия по предотвращению нештатных ситуаций, связанных с влиянием скважин на породы криолитозоны, в каждом конкретном случае обусловливаются, в первую очередь, местными геокриологическими условиями, различающимися в зависимости от географических, климатических и геологических характеристик месторождений [1]. В практике размещение газовых и газоконденсатных скважин при кустовом способе добыче в условиях Крайнего Севера производится на расстоянии 70 м друг от друга.

История принятия данного значения расстояния сводится к тому, что расстояние в 70 метров приняли исходя из высоты буровой вышки, а именно безопасное расстояние от падения буровой вышки. При размещении скважин на данном расстоянии осложнений при эксплуатации не возникало, а исследования и расчёты по влиянию радиуса растепления не проводилось.


Как известно, специфической проблемой строительства и эксплуатации добывающих скважин в криолитозоне является необходимость учета последствий их теплового воздействия на вмещающие многолетнемерзлые породы (ММП).

Вокруг скважины, представляющей собой линейный тепловой источник, в мерзлых породах формируется ореол оттаивания цилиндрической формы радиусом от 3 – 4 до 10 – 12 м (в зависимости от температуры добываемого флюида и дебита, конструкции скважины (теплоизолированные НКТ, кондуктор, направление, теплоизолирующие цементы), состава, свойств и температуры вмещающих пород [3].

В приустьевой зоне, под совместным воздействием скважины и поверхностных условий, ореол оттаивания имеет форму воронки, радиус которой может достигать 10+12 м. Оттаивание ММП в ряде случаев сопровождается развитием неблагоприятных процессов: осадкой оттаивающих льдистых пород со смещением вдоль ствола скважины и образованием термокарстовых просадочных воронок в приустьевой зоне, повышением проницаемости прискважинной зоны пород [3].

В связи с этим возможно возникновение двух основных проблем:

1. Деформации колонн скважин, под воздействием оттаивающих ММП и собственного веса в условиях слабого защемления вмещающими породами.

2. Газопроявления в приустьевой зоне из продуктивного горизонта и разреза ММП.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Некоторыми исследователями прогнозируется возможность смятия колонн при остановке скважин и промерзании образовавшихся ореолов оттаивания. Изучение геотехнических проблем освоения газовых месторождений свидетельствует о том, что возникновение аварийных ситуаций по причине потери надежности "опорной" компоненты геотехнической системы уступает по значимости лишь отказам технологического характера. Потеря надежности происходит в результате реакции геологической среды на тепловое воздействие газопромысловых сооружений, когда возникает не предусмотренное проектом взаимодействие между фундаментом и изменяющейся частью геологической среды, которое приводит к формированию специфических не стабильных геотехнических систем деформирующихся сооружений с изменчивым температурным режимом грунтов основания. При этом деформации развиваются во времени, что обусловлено нарастающей динамикой криогенных процессов техногенного характера [2].

В рамках полномасштабной разработки Восточно-Уренгойского и Ново-Уренгойского лицензионных участков, оператором которых является ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» (группа компаний ТНК-ВР), при участии ЗАО «НОРДЭКО ЕВРАЗИЯ» проведено изучение строения верхней части криолитозоны и математическое прогнозирование изменения состояния многолетнемерзлых грунтов (ММП) в ходе бурения и эксплуатации скважин для указанных месторождений. Предпосылками к проведению данной работы послужили намерения рассмотреть возможность сокращения расстояния между скважинами с целью уменьшения капиталовложений при обустройстве кустовых площадок.

При проведении математического прогнозирования изменения состояния многолетнемерзлых грунтов (ММП) при эксплуатации скважины и определения радиуса растепления грунтов были приняты следующие условия конструкции скважны:

- применение цемента с полыми стеклянными микросферами для цементирования кондуктора и направления;

- добывающая скважина оборудована термокейсом;

- используется теплоизолированная лифтовая труба [2].

Данные особенности конструкции скважины являются стандартными для условия многолетнемерзлых пород в районе Крайнего Севера.

На рис. представлены результаты математического прогнозирования изменения состояния многолетнемерзлых грунтов при эксплуатации скважины в течении 25 лет. Из представленных данных видно что в течении 25 лет растепления грунтов способных вызвать осложнение не наблюдается, радиус влияния температурного режима скважины составляет 35 метров и является незначительным по величине (0,50°С).

В работе предпринята попытка, разработать методику постановки и проведения вычислительного эксперимента по моделированию динамики тепловых процессов в грунтах оснований сооружений в виде технологии прогноза изменений состояния криотехнической (опорной) геосистемы.

По результатам данной работы принята схема размещения газовых и газоконденсатных скважин на кустовой площадке с расстоянием между ними равным 35 метрам. На данное техническое решение получено разрешение Федерального службы по экологическому технологическому и атомному надзору. Данное техническое решение реализуется при выполнении полномасштабной разработки Восточно-Уренгойского и Ново-Уренгойского лицензионных участков под управлением ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ». С учётом данного технического решения будут пробурены и введены в эксплуатацию 422 скважины на 44 кустовых площадках.

Рис. Радиус растепления газовой скважины эксплуатируемой 25 лет 804 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Литература Андреев О.Ф., Малеванский В.Д. Методы создания надежных скважин в зонах распространения 1.

многолетнемерзлых пород // Бурение и эксплуатация скважин в зоне мерзлоты. – Москва.: ВНИИГАЗ, 1981 – С.3 – 23.

Баулин В.В. Чернядьев В.П. Районирование и прогноз мерзлотных условий при строительстве // Труды V 2.

Всесоюзного совещания-семинара по обмену опытом строительства в суровых климатических условиях. – Красноярск, 1968. – Вып.4.1. – C.59 – 74.

Бондарев Э.А., Красовицкий Б.А. Температурный режим нефтяных и газовых скважин. – Новосибирск: Наука, 3.

1974. – С. 88.

МЕТОДЫ РАСЧЕТА СКИН – ЭФФЕКТА ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Фам Минь Кыонг Научный руководитель профессор А.Т.Росляк.

Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Скин-эффект – это количественное отражение соотношения продуктивностей скважин загрязненной буровым раствором и очищенной от загрязнением.

Один из методов количественной оценки загрязнения ПЗП - это учет падения давления непосредственно у стенок скважины в дополнение к перепаду, вызванному радиальным притоком к скважине.

Предполагается, что дополнительный перепад давлений («скин-эффект») происходит в зоне пренебрежимо малой толщины вокруг скважины, где проницаемость ухудшилась (Рис. 1).

Рис.1 Концепция скин – эффекта по Van Everdingen и Hurst В соответствии с этим предположением забойное давление в скважине со скин-эффектом определяется ps, где падение давления в скин-зоне ps является функцией дебита в пластовых условиях, pwf = p w как + k s ), pw - забойное давление для однородной (k вязкости флюида и физических характеристик скин-зоны (rs, = const) радиальной модели пласта.[1] Безразмерный перепад давлений, характеризующий скин-эффект, называется скин-фактором (Van Everdingen и Hurst) и определяется выражением:

(1) p s S q 18, kh Отрицательные значения скин-фактора соответствуют случаям, когда проницаемость ПЗП по каким либо причинам (интенсификация скважины) стала выше общей проницаемости пласта, и количественно характеризуютинтенсификацию притока к скважине.Если использовать раствор на нефтяной основе и перфорацию выполнять на депрессии, то можно получить отрицательный скин -1.

При определенных обстоятельствах можно оценить скин-фактор. Рассмотрим типичную ситуацию, где скин-зона радиусом rs и с проницаемостью ks окружает скважину;

коллектор имеет следующие характеристики:

проницаемость k и эффективная толщина h. Основное допущение при оценке скин-фактора – протяженность скин-зоны относительно мала по сравнению с границами пласта rs re. Т.е. считаем, что приток через скин зону установившийся, тогда скин-фактор можно (2) k rs S ( 1) ln ks rw СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис.2 Аналитическое определение скин - фактора По определению, скин-эффект – это дополнительный перепад давлений ps, следовательно, полная депрессия в радиальном пласте при установившемся однофазном притоке определяется по формуле:

q (3) re pe pwf 18,41 S) (ln kh rw Определить величину скин-эффекта по формуле (2) невозможно, если ориентироваться только на показатели обработки скважины, поскольку неизвестны величины проницаемости призабойной зоны и размер ПЗП.

Величину скин – эффекта обычно определяют по данным КВД ( кривой восстановления давления).Как i уд...Начальная часть видно из рис.3., конечная часть КВД представляет собой прямую линию с наклоном КВД имеет тоже прямолинейный вид,но эта начальная часть КВД имеет большой наклон - iпзп, чем начальный прямолинейный участок.Очевидно, величина наклона начального прямолинейного участка характеризует проницаемость ПЗП, а конечного прямолинейного участка - проницаемость удаленной части пласта[2].

Но чаще всего, на практике, S рассчитывается по результатам данных КВД по форме Pпл Pз (4) S 1,151 ( ln T 2,32) i уд давление в конце периода отработки, Pпл - пластовое давление, i уд -тангенс угла наклона где Pз конечного прямолинейного участка, скин – эффект S, t k - время влияния скважин, соответствующее достижения волной депрессии контура питания.

Таким образом наклон конечного участка КВД i уд - характеризует проницаемость удаленной зоны пласта - Куд. На рис. 3 на КВД можно зафиксировать точку пересечения начальной и конечной прямолинейных участков КВД на которое фиксирует окончание роста давления в ПЗП - t пзп Рис.3 Кривая восстановления давления Проницаемость ПЗП можно вычислить исходя из последующей формулы по наклону начальной прямой iпзп линии, характеризующей роботу ПЗП (5) iпзп q 4k пзпh А именно (6) k пзп q 4 iпзп h 806 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР где q – дебит скважин, h- мощность пласта, динамическая вязкость.А радиус загрязнения ПЗП можно вычислить по формуле:

rпзп 4 t пзп, (7) – пьезопроводность, rпзп – радиус загрязнения ПЗП где Таким образом, зная величины и k пзп, можно рассчитать скин – эффект по формуле Хоукинса rпзп (3).

Кстати, проницаемость удаленной зоны также определяется исходя из подобной (5) формуле:

i уд q (8) 4k уд h (9) k уд q 4 i уд h Формулы (2) и (4) получены в предположении, что скин-эффект постоянный по величине, при этом возникает дополнительное падение давления в скважине ( Pskin ) пропорциональное забойному дебиту.

Заметим, вообще говоря, что на практике часто наблюдается по данным замера КВД, что скин-эффект может изменяться во времени. Следует отметить, что скин-эффект – загрязнение пласта может быть не равным по глубине, то есть – может быть переменным. Поэтому расчеты по формулам (1) и (2) дают информацию k пзп при среднем значени скин-эффекта.

Таким образом, влияние скин-эффекта на КВД, как видим, отражается в виде получения начального прямолинейного участка с наклоном большим, чем наклон конечного участка КВД, отражающего фильтрацию жидкости в удаленной зоне.

Интересно, что на практике фиксирование прямолинейного участка начальной части КВД, за редким исключением, не наблюдается. Начальная часть КВД практически всегда искажается влиянием емкости ствола скважины. Степень влияния на КВД емкости ствола скважины обычно намного меньше, чем скин-эффекта однако, форма начала КВД всегда искажается и принимает S-образный вид (рис. 4). Поэтому общее искривление КВД определяется двумя факторами. Емкость ствола скважины определяет продолжающиеся поступления жидкости из пласта в скважину после ее остановки. Длительность влияния этого фактора сильно зависит как от объема ствола скважины, так и от плотности поступающей жидкости.

На полулогарифмическом графике (рис.4а) на S-образной кривой всегда может быть вьщелена точка (А) с максимальным ее наклоном.

В современных методах исследование скважин применяются методы диагностики кривых восстановления давления, когда кривые давления строят в координатах lg(P’) - lg(t), по которым более четко выделяется характеристика загрязнения ПЗП и влияния емкости ствола скважин (Р' производная давления) - рис. 4б.

Рис.4 КВД в координатах P – lg(t) и КВД в координатах lg(P’) – lg(t) Максимум (т.А) на диагностическом графике КВД определяется величиной скин – эффеута.Размер искривленной части кривой определяется емкость ствола.время окончания влияния емкости на КВД - t посл фиксирует горизонтальный участок КВД ( t посл - время после притока).

На рис.3 приведены графики давления в логарифмических координатах, опубликованных в работах [3] СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис.5 Теоретические кривые давления Pб - безразмерное давление, t б - безразмерное время, С б - безразмерная Координаты безразмерные :

емкость.

С exp( 2S ) С exp( 2S ) Каждая кривая соответствует определенному значению параметра б. Параметр б характеризует состояние призабойной зоны пласта: Чем хуже состояние ПЗП, чем больше значение параметра Сб exp( 2S ), тем выше расположена типовая кривая на графике. Поскольку в период доминирования влияния t Pб б С б, все эталонные кривые будут в этот период представлять собой линии ствола скважины единичного наклона, равного 45 [3].

Коэффициент продуктивности (в дальнейшем продуктивность ) может быть определен по результатам Мы вводим определения трех потенциальных продуктивностей. По ним мы определяем значения четырех скин S3). Скин-факторы S1-1, S1-2 и S2 могут быть использованы при моделировании факторов (S1-1, S1-2, S2 и разработки. Изменение скин-фактора S3 рекомендуется использовать для прогноза сроков ремонта скважины.

Продуктивности ( ) могут быть определены по результатам гидродинамических исследований скважин (ГДИС), и в том числе по кривым восстановления давления (КВД), индикаторным линиям ИЛ или (что одно и то же) индикаторным кривым (ИК), кривым восстановления уровня (КВУ). Исходными для обработки (за исключением ИК) являются данные об изменении давления во времени. Отметим (рис. 6), что продуктивность терригенных (вероятно, и карбонатных также) пород для одного и того же объекта одной и той же скважины существенно зависит от депрессии ( Р).Продуктивность определяется выражением Q, где Q – дебит P жидкости, м3/сут;

Р – депрессия, МПа. Причем Р=Рпл - Рзаб.

Продуктивность открытой (без обсадки) скважины с неизмененной прискважинной зоной пласта (ПЗП) можно рассчитать по значению гидропроводности ( ), определенной по данным КВД в этой необсаженной скважине. Такую продуктивность, которую обычно называют потенциальной, чтобы отличить ее от аналогичной продуктивности пот2 в обсаженной скважине, будем называть потенциальной продуктивностью открытого ствола ( пот1 ).

Отметим, что пот1 (а также пот2 ) определяется по тому участку КВД, для которого депрессия мала (хотя и превышает депрессию, меньше которой флюид не движется). Итак, значение пот1 можно рассчитать, если известно значение, по формуле Дюпюи для установившегося радиального притока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине пот R ln k r c. (10) Рис.6 Скин-факторы (S) определяются продуктивностями 808 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Здесь – гидропроводность пласта;

Rk – радиус контура питания скважины, то есть расстояние от kh оси скважины до точки с постоянным давлением, равным пластовому Pпл;

rc – радиус скважины по долоту (давление в этой точке равно забойному Pзаб);

пот1 – потенциальный коэффициент продуктивности с учетом пластовых условий.

Реальная добывающая (то есть обсаженная и перфорированная) скважина является несовершенной по характеру и степени вскрытия пласта, а ПЗП может иметь фильтрационные характеристики, отличные от характеристик дальней зоны пласта. В результате поток флюида испытывает в ПЗП дополнительные фильтрационные сопротивления. Для добывающей скважины (по аналогии с необсаженной) можно по значению в этой обсаженной скважине рассчитать ее фактическую продуктивность ( ) * гидропроводности * (11) Rk ln * r c Натуральный логарифм отношения радиуса скважины по долоту (rc) к приведенному радиусу (r*c) называется скин-фактором r S * ln c* r c. (12) Подставляя выражение (12) в выражение (11) получаем уравнение, которое связывает любую продуктивность ( ) с соответствующим скин-фактором (S*), то есть * * Rk ln S * r c. (13) Литература Гидродинамические исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин // Центр 1.

профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела, 2003.

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

2.

Карнаухов М.Л, Пьянкова Е.М.Современные метолы гидродинамических исследований 3.

скважин:справочник инжинера по исследованию скважин. – М.:Инфра-Инженерия,2010. – 432с.

Боганик В. Н., Медведев А. И., Пестрикова Н. А.Система « ГДИ-эффект» для массовой обработки данных 4.

ГДИС (Варианты поставки: «С» и «С+К») // ОАО «Центральная геофизическая экспедиция», ООО «ГИС ГДИ-эффект».

ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА Фам Минь Кыонг Научный руководитель профессор А.Т.Росляк Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г.Томск, Россия При разработке низко- и среднепроницаемых коллекторов все большее применение находят технологии, связанные с гидравлическим разрывом пласта (ГРП). В результате ГРП, при правильном выборе скважин и технологии, можно существенно увеличить дебиты обработанных скважин. Работа скважины после ГРП может быть описана множеством способов. Один из обычно применяемых способов – прогноз добычи нефти, газа и даже воды в функции времени, прошедшего после гидроразрыва. Однако на добычу после обработки влияет множество решений, не критичных для собственно дизайна ГРП [1].

Таким образом, на этапе предварительного задания размеров и оптимизации обязательно должен использоваться некоторый простой показатель эффективности, который описывал бы ожидаемое и фактическое улучшение работы скважины в результате обработки.

В дизайне гидравлического разрыва рассматривается очень простой и очевидный показатель эффективности: коэффициент псевдостационарной продуктивности 2kh, (1) J JD B где k – проницаемость пласта;

h – толщина пласта;

B – объемный коэффициент нефти;

– вязкость нефти;

J D – безразмерный коэффициент продуктивности.

Для скважины, расположенной в центре области дренирования в форме круга, безразмерный индекс продуктивности для псевдостационарного режима притока сводится к выражению СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ JD, 0.472re sf ln rw (2) где re – радиус дренирования скважины;

rw – радиус скважины;

sf – скин-фактор.

Увеличение этой переменной описывает фактическое влияние расклиненной трещины на работу скважины.

Длина трещины и безразмерная проводимость трещины – это две основные переменные, контролирующие коэффициент продуктивности трещины, подвергнутой гидроразрыву. Безразмерная проводимость трещины есть мера относительной легкости, с которой добываемые флюиды текут внутри трещины, в сравнении со способностью пласта отдавать флюиды внутрь этой трещины. Она рассчитывается как произведение проницаемости трещины и ширины трещины, поделенное на произведение проницаемости пласта и длины (полудлины) трещины:

kf w C fD kx f. (3) Большие величины безразмерной проводимости трещины означали бы ее длину относительно меньше оптимальной, и, следовательно, на пути притока флюида из пласта в трещину имелось бы ненужное препятствие.

Значения безразмерной проводимости трещины меньше этой величины означали бы ширину трещины меньше оптимальной, благодаря чему трещина стала бы узким местом на пути к оптимальной добыче.

Поскольку свойства пласта и проппанта, а также объем проппанта – величины фиксированные, то приходится выбирать оптимальный компромисс между шириной и длиной. Имеющийся расклиненный объем накладывает ограничение на эти две безразмерные величины. Чтобы легко оперировать с этим ограничением, N prop вводится – безразмерное число проппанта [2]:



Pages:     | 1 |   ...   | 41 | 42 || 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.