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 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

«60 лет НИКОЛАЮ ДЕНИСОВИЧУ ЦХАДАЯ Николай Денисович родился в п. Нижний Доманик Коми АССР. После окончания школы рабо- тал на нефтешахте, затем учился в Ухтинском индустриальном институте, ...»

-- [ Страница 2 ] --

Систематизированные значения пористости представлены в таблице, а также на общей кривой распределения пористости (рис. 8), где отчетливо прослеживается четко выражен ный основной пик, соответствующий значениям пористости 11-12%. Развитие вторичного пустотообразования, а возможно, и наличие определенных структурных типов пород с пер вично более высокими значениями пористости выражается на кривой последующими двумя пиками (15-16% и 19-20%). Пустотное пространство в породах представлено, главным об разом, двумя типами: поровым и порово-каверновым.

18. 16. 14. 12. Рис. 8.

10. n, % Общая кривая распределения 8. пористости 6. 4. 2. 0. 2% 4% 6% 8% 11 % 13 % 4% 17 % 19 % 21 % 23 % 25 % 27 % 8% - - - - - - - - - 1 3 5 7 9 пористость, % Также построен график соотношения величин пористости и проницаемости (рис. 9).

В качестве исходных данных использованы значения пористости и проницаемости, по лученные стандартными методами петрофизических исследований. Открытая пористость различных типов пород изменяется в широких пределах: от почти непористых разностей (Кп~0,04%) до 29,71%;

значения проницаемости варьируют в пределах 0,0011254,01 мД.

Кпр, мД 0. 0. Кпр = 0.0187e0.414*Кп R2 = 0. 0. 0. 0 5 10 15 20 25 30 Кп, % Рис. 9. Соотношение величин проницаемости и пористости Устанавливается весьма тесная связь коэффициентов пористости и проницаемости (ко эффициент корреляции 0,73). С ростом пористости увеличивается проницаемость, что еще раз указывает на относительно однородный тип пустотного пространства и его каверново поровую структуру (с почти отсутствием трещинного типа).

В этом отношении показателен разброс значений проницаемости в низкопористых (до 5%) разностях. Низкие значения в целом объяснены малыми значениями пористости и со ответственно малым числом и размером фильтрующих каналов. Высокие (более 10 и даже 100 мД) значения определяются наличием трещин [7]. Именно в более плотных породах трещиноватость развита более активно (таблица).

24 № 6, Нефть и газ Характеристики пустотного пространства пород-коллекторов Тип пород Типы первичного Вторичная Средняя Диапазон пустотного пористость величина изменения пространства пористости величин пористости,%,% Известняки микрокомковато- Межформенный, Каверны (редко) 10,12 1,1-15, сгустковые водорос- внутриформенны левые c органоген- й ным детритом Известняки органо генно-обломочные Межформенный, Микрокаверны 12,00 1,21-21, криноидно- внутриформенны (единичные) мшанковые с й яснокристалличе ским цементом Известняки органо генно-обломочные Межформенный, Каверны (редко) 12,81 1,49-27, фораминиферово- внутриформенны водорослевые с й яснокристалличе ским цементом Внутрикаркасный Микрокаверны, Известняки, межкаркасный: вместоформенны 7,60 1,12-22, биогермные межформенный, е поры (редко) тубифитовые внутриформенны й Внутрикаркасный Микрокаверны, Известняки, межкаркасный: каверны, вместо- 10,24 2,27-21, биогермные межформенный, форменные поры микрокодиевые внутриформенны (редко) й Внутрикаркасный Микрокаверны, Известняки, межкаркасный: каверны, вместо- 12,57 1,39-23, биогермные межформенный, форменные поры водорослевые внутриформенны (реже) й Внутрикаркасный Известняки, межкаркасный: Микрокаверны, 17,57 2,58-28, биогермные межформенный, каверны палеоаплизиновые внутриформенны й Анализ коллекторских свойств разных структурно-генетических типов пород показыва ет, что оптимальными значениями обладают породы, формировавшиеся в обстановке ак тивной гидродинамики. Это определило высокую первичную пористость и наиболее актив ную вторичную переработку с образованием вторичных каверн.

Список литературы 1. Королюк И.К. Методы и результаты изучения пермского рифогенного массива Шахтау (Башкир ское Приуралье). – М.: Наука, 1985. - С. 101.

2. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений. – М.: Недра, 1992. – 240 с.

3. Антошкина А.И. Рифы в палеозое Печорского Урала. – СПб.: Наука, 1994. – 154 с.

4. Peter A. Sholle, Dana S/ Ulmer-Sholle A Color Guide to the Petrography of Carbonate Rocks: Grains, textures, porosity, diagenesis/ AAPG Memoir 77. Published AAPG, Tulsa, Oklahoma, U.S.A., 2003.- 474 p.

№ 6, 2010 Нефть и газ 5. Кузнецов В.Г. Литология. Осадочные горные породы и их изучение: Учеб. пособие для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 511 с.

6. Кузнецов В.Г. Нефтегазоносные рифы. Закономерности распространения, строения ловушек и резервуаров. М.: Институт проблем нефти и газа РАН, 2008. - С. 39.

7. Белозерова Г.Е. Методика оценки первичных условий осадконакопления и их значение для фор мирования коллекторов в карбонатных породах. – В кн.: Особенности строения и формирования слож ных коллекторов. – М.: 1982. - С. 22-37.

Сведения об авторах Оленова К. Ю., аспирантка кафедры литологии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, тел.:

8 (499) 233- 95- Olenova K.Yu., postgraduate, Department of lithology, RSU of Oil and Gas named after I.M.Gubkin, Moscow, phone: 8 (499) 233- 95 - _ Бурение скважин и разработка месторождений УДК 532. АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ ПРИ ОБЪЕДИНЕНИИ СЛОЕВ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ С.П. Родионов, Л.Н. Соколюк, И.В. Рычков (Тюменский филиал ИТПМ СО РАН, ЗАО «CONCORD», Тюменский государственный университет) Геолого-гидродинамическая модель, апскейлинг, погрешность Geological-hydrodynamic model, upscaling, error The analysis of computation error sensitivity at merging the layers of the geological hydrodynamic model. Rodionov S.P., Sokolyuk L.N., Rychkov I.V.

A proprietary procedure has been developed for determination of the geological model coars ening at upscaling. Basing on this procedure it becomes possible (1) to evaluate a degree of use fulness of options for merging the layers of the geological model into the layers of the hydrody namic model;

(2) to solve a problem of error minimization on a set of options of merging of fine cells into the coarse ones at a defined number of hydrodynamic model layers;

(3) to obtain a rela tionship between the minimum/maximum error and a number of layers, on basis of which one can choose a required detail of the hydrodynamic model as well as to estimate a range of the layers number variation for upscaling. The benefit in the accuracy of calculations due to optimization of upscaling may be significant. Fig. 4, ref. 2.

В проектировании разработки нефтяных месторождений геолого-гидродинамическое моделирование играет важную роль. Однако расчеты на конечно-разностных сетках геоло гических моделей, зачастую содержащих несколько миллионов ячеек, занимают большое время. Одним из способов ускорения расчетов является уменьшение числа ячеек геологиче ской модели применением процедуры upscaling. В соответствии с этой процедурой группы мелких ячеек сетки геологической модели (мелкая сетка) объединяются в крупные ячейки гидродинамической модели (крупная сетка). Для каждой крупной ячейки с помощью специ альных методов рассчитываются «эквивалентные» фильтрационные и емкостные парамет ры [1,2]. Тем не менее, применение даже лучшего из этих методов не гарантирует от суще ственных ошибок при upscaling’е. Это связано с тем, что погрешность зависит не только от точности расчета эквивалентных параметров, но и от варианта выделения групп мелких ячеек, образующих крупные ячейки.

Наиболее часто при upscaling’e производят объединение слоев мелкой сетки (рис.1). В этом случае сохраняется регулярная структура крупной сетки, а ячейки укрупняются только 26 № 6, Нефть и газ по вертикали, по оси 3 декартовой системы координат (рис.1). Поэтому количество мелких n1 = n2 =1, а в направлении 3 - n3 1.

ячеек в крупной ячейке в направлениях 1 и 2 равно Ячейки мелкой сетки Ячейки крупной сетки Апскейлинг Слои после апскейлинга Слои до апскейлинга Рис.1. Схематическое представление одного из вариантов объединения ячеек геологической модели, состоящей из 5-ти слоев, в ячейки гидродинамической модели из 3-х слоев. Количество мелких ячеек в слое из крупных ячеек по направлениям 13: n1 = n2 =1, n3 = На практике процедура выбора наилучшего варианта объединения слоев выполняется вручную, когда из множества вариантов выбирается тот, для которого погрешность, рассчи танная с помощью гидродинамического симулятора, имеет наименьшее значение. Погреш ность характеризует отклонение расчетов на геологической и гидродинамической сетках, то есть до и после upscaling’а. При этом для расчетов выбирается, как правило, не вся геологи ческая модель месторождения, а специально подобранный «типичный» участок.

С помощью предлагаемого в настоящей работе способа расчета погрешности можно существенно сократить вычислительные затраты и автоматизировать выбор наилучшего варианта выделения слоев, используя при этом данные всей геологической модели.

Расчет погрешности. Методы апскейлинга, с помощью которых определяются «экви валентные» абсолютные проницаемости, разделяются на локальные, расширенно локальные и глобальные [1]. Такую же классификацию можно распространить и на методы для расчета погрешности. Далее используется только локальный подход. В соответствии с этим подходом погрешность J гидродинамической модели, состоящей из крупных ячеек, равна сумме погрешностей для каждой из них:

J JI. (1) I Вычислим погрешность J I для отдельной крупной ячейки c номером I, когда объеди нение в ней мелких ячеек с номерами ( i3 =1… n3 ) происходит только по координате x (см. рис.1). Примем приближение «разноцветных жидкостей», при котором давление смеси в пласте не зависит от распределения водонасыщенности. Пусть, для определенности, дви жение жидкостей в ячейках происходит вдоль оси x1. Погрешность, как меру отличия по тока воды от среднего значения по крупной ячейке за бесконечное время дренирования, представим в виде n qi3 fi3 (t ) f (t ), Qw (t ) J I Qw (t )dt, (2) i № 6, 2010 Нефть и газ где qi 3 – поток жидкости через i3 -ю мелкую ячейку (в рамках модели «разноцветных жидкостей» qi 3 =const);

fi3 (t ) – доля воды в потоке жидкости через ячейку i3 ;

f (t ) – t доля воды в потоке через крупную ячейку;

– время.

Зависимости fi3 (t ) и f (t ) для случая вытеснения нефти водой из полностью нефтена сыщенных ячеек можно получить аналитически из решения задачи фильтрации, задав на левых границах ячеек условия f =1. Искомые решения имеют вид f (t ) (t ), fi3 (t ) (t i3 ), (3) где – единичная функция Хевисайда, i 3 и – время вытеснения нефти соответственно из мелкой и крупной ячеек. Времена i 3 и определяются из следующих соотношений:

V p,i3 qi3 i3 ( i3 =1… n3 ), V p q, (4) где n3 n qi3, V p,i3, V p,i3 = i3Vi3 (1 Swc Sor )i3.

q Vp (5) i 31 i Здесь q – поток жидкости через крупную ячейку, V p – ее подвижный поровый объем;

Vi3 и V p,i3 – соответственно геометрический и подвижный поровый объемы i3-й мелкой ячейки;

i 3 – ее пористость, а S wc,i3 и Sor,i3 – критические насыщенности фаз.

Подставив (3) в (2) и производя интегрирование по времени, получим следующее выра жение для погрешности:

n qi3 ( i3 ).

J I Q(t )dt (6) i Используя закон Дарси, можно записать следующие выражения, связывающие потоки qi3, q, проводимости T1,i3, T1 и разность давления p на границах мелкой и крупной ячеек:

n T1,i3.

qi3 T1,i3p, q T1p, T1 (7) i С использованием соотношений (4), (5) и (7) погрешность при upscaling’e J I J I,1 (6), может быть выражена через значения фильтрационно-емкостных параметров мелких ячеек.

Аналогичным образом рассчитывается и погрешность J I, 2 в предположении, что фильтра ция происходит только по оси x2. Общее выражение для погрешности имеет следующий вид J I 0,5( J I,1 J I,2 ), (8) V p,i n3 Tm,i J I,m V p, Tm,i3 km,i3sm,i3 / xm,i3 ( m =1, 2), Vp Tm i 28 № 6, Нефть и газ где величины Tm,i3, k m,i3, sm,i3, xm,i3, относящиеся к i3 -ой мелкой ячейке, пред ставляют собой соответственно проводимость, проницаемость, площадь поперечного сече ния и размер вдоль координаты xm ( m =1, 2).

Метод минимизации погрешности. Пусть гидродинамическая модель состоит из N последовательно прилегающих друг к другу горизонтальных слоев ячеек с номерами l =1,2,.., N. Слои в декартовой системе координат x1, x2, x3 расположены по вертикаль ной оси x3 (см. рис.1). Количество ячеек по каждой из горизонтальных осей x1 и x2 оди наково для всех слоев. Как уже отмечалось выше, в процессе upscaling’a ячейки укрупняют ся только в направлении оси x3. Геологическая модель (то есть модель до upscaling’a) со стоит из N = N 0 слоев, причем каждый слой содержит по оси x3 одну ячейку.

N слойной модели ( J N– Согласно (1) функционал ) можно представить как сумму l –го слоя ( J lN ), в свою функционалов по каждому из слоев, а функционал для отдельного очередь, – как сумму функционалов для входящих в него крупных ячеек:

N, J l J I,l J lN N JN N 0 ).

(J (9) l 1 I Здесь J I,l – погрешность для I -ой крупной ячейки, относящейся к l -му слою гидро динамической модели, образовавшемуся в результате объединения мелких ячеек с номера ми от i3s (l ) до i3e (l ) по оси x3. При этом каждый вариант объединения слоев определя ется натуральными числами i3e (l ) ( l =1,…, N ), из которых N -1 являются независимыми.

Поскольку слои не пересекаются, то для каждого N справедливо соотношение i3s (l ) i3e (l 1) 1 ( l =1,…, N ), i3e (0) =0, i3e ( N ) = N. Число слоев в каждом укруп ненном слое выражается через i3e (l ) следующим образом:

n3 (l ) = i3e (l ) i3s (l ) = i3e (l ) i3e (l 1) 1.

Качество up’scaling’a для различных вариантов объединения слоев оценивается с помо щью (9) сравнением соответствующих значений функционала J N. Наибольший интерес представляет определение такого варианта, при котором J N принимает минимальное зна чение на некотором множестве объединений слоев. Рассмотрим следующий метод решения этой задачи.

В соответствии с рассматриваемым методом, объединение N 0 слоев в N слоев ( N 0 2, N 1) представляется в виде последовательности i =1,…, N0 N шагов. На i - м шаге объединяются только какие-либо два соседних слоя, которые выбираются из N (i 1) N (i) 1 слоев, имевшихся на предыдущем J N -м шаге. На данном шаге число слоев на один меньше, чем на предыдущем. Поэтому на i -м шаге имеется N (i) N0 i слоев ( i 1,...,N0 N ) и N0 i 1 возможных вариантов объединений двух соседних слоев. Случай ( N 0 2, N =1) является тривиальным и не рассматривается.

После выбора варианта объединения двух слоев остальные слои при переходе на новый шаг не объединяются. Поэтому соответствие номеров слоев на J N -м и i -м шагах, когда l (i 1) -й и l (i 1) 1 -й слои объединяются в один l * (i ) -й слой, можно представить в виде l (i) l (i 1) ;

l * (i) l (i 1) l (i 1) 1 ;

l (i) l (i 1) 1, № 6, 2010 Нефть и газ где номера l (i ) и l (i 1) могут принимать значения из интервалов соответственно 1 l (i) N (i) и 1 l (i 1) N (i 1). Если в качестве управляющей переменной, опреде i -м шаге, принять порядковый номер ляющей тот или иной вариант объединения слоев на слоя l l (i ), то вектор L =( l (1),…, l (i ),…, l ( N0 N ) ), составленный из значений * * * * * l * (i ) ( i 1,...,N0 N ) и будет определять вариант объединения N 0 слоев в N слоев.

Отметим, что неизвестные (свободные) компоненты вектора L*, могут быть только при N 0 2 и N 1, так как функционал J N 0 =0 известен, а J 1 - не зависит от L* и вычисляет ся очевидным образом. При N =1 значение l * ( N0 N ) =1.

В качестве примера (рис. 2) приведено схематическое представление последовательно сти формирования вектора L* для случая N 0 =4 и N =1.

Шаг Шаг Номер слоя Шаг Рис. 2. Схематическое представление последовательности формирования вектора L* для случая N 0 =4 и N = На первом шаге объединяются слои 2 и 3, на втором шаге – слои 1 и 2 и на третьем шаге – 1 и 2. Заливкой отмечены слои, образующиеся в результате объединения слоев с преды дущего шага. Для случая (см. рис. 2) две свободные компоненты вектора L* =( l * (1), l * (2), l * (3) ) имеют значения l * (1) =2 и l * (2) =1. Число слоев на каждом из шагов равно N (0) = N 0 =4, N (1) =3, N (2) =2, N (3) =1.

Из изложенного выше следует, что при переходе от J N -го к i -му шагу значения * функционалов для всех слоев за исключением l (i ) -го не изменяются. С учетом этого об стоятельства и выражения (9) можно показать, что приращение функционала для модели в целом из-за образования нового l * (i ) -го слоя, получающегося в результате объединения l (i 1) -го и l (i 1) 1 -го слоев, равно i i J N (i ) ( J N (i ) J N (i 1) ) J N (i ) J lNi(1)1) J lNi(1)1)1 0. (10) ( ( * * l l * (i ) l (i ) l (i ) При известном векторе L* функционалы J N ( N N0 1,..., ) могут быть легко опре N делены пошагово с помощью (1) и (10), то есть J min J min1 J min ( N N0 1,..., ).

N N Минимизировать целевой функционал можно разными методами. Для практических расче тов важным фактором является их быстрота, поэтому будем использовать «жадный» алго N ритм. В соответствии с ним функционал J при объединении N0 слоев в N слоев будет принимать минимальное значение если на каждом шаге i 1,...,N0 N номера объединя емых слоев, образующих вектор L*, выбирать таким образом, чтобы элемент вектора при 30 № 6, Нефть и газ ращений функционала J l N (i ) при l l * (i ) принимал наименьшее значение из множества приращений J l N (i ) ( l 1,...,N (i) ), то есть l * (i) minJ lN (i ) ( i 1,...,N0 N ). (11) l При переходе с предыдущего на данный шаг из множества значений и приращений * функционала пересчитываются только функционал J N для нового l (i ) - го слоя и при * l (i ) ращения J N (i ) для вариантов объединения слоев, граничащих с ним. Остальные значения l * (i ) указанных величин переносятся с предыдущего шага без изменений, что обеспечивает вы сокую вычислительную эффективность данного алгоритма.

Анализ чувствительности. С помощью описанного выше метода можно выполнять анализ чувствительности гидродинамической модели к числу слоев. В процессе последова тельного выполнения шагов N изменяется от N = N 0 до N =1. Каждому значению N соответствует гидродинамическая модель. При этом функционал J N при любом заданном векторе управляющих целочисленных переменных L* не убывает с уменьшением N. По виду зависимости J ( N ) J N можно судить о чувствительности погрешности геолого гидродинамической модели к объединению слоев. Кроме того, для оценки чувствительно L* можно использовать зависимости J ( N ) J min и N сти погрешности к вектору J ( N ) J max, определяемые на основе алгоритма типа (11), соответствующие наилучшему N и наихудшему сценариям последовательного объединения слоев. Для наглядности пред ставления результатов вместо погрешности J N, имеющей размерность м3, удобно пред ставлять ее в безразмерном виде J N / V p (здесь V p – подвижный поровый объем пласта) или J N / J 1 ( 1 J N / J 1 0 при 1 N N0 ).

Применение предложенной методики демонстрируется на следующем синтетическом примере «геологической модели» пласта, содержащего N 0 =14 слоев. Для ячеек каждого из слоев задается свое значение проницаемости (рис. 3 а).

J min / J 1 и максимальной J max / J 1 погрешностей N N Рис.3. Зависимость минимальной от числа слоев N для геологической модели, состоящей из N0=14 слоев (б), имеющей профиль абсолютной проницаемости k (мд) 0,00864 (а):

точки, отмеченные на рис. 3б цифрами 13 соответствуют объединению пар слоев на рис. 3а № 6, 2010 Нефть и газ При этом оно одинаково для всех ячеек, находящихся внутри слоя. Во всем пласте оди наковыми являются размеры ячеек и пористость в них. Представлены зависимости безраз мерных погрешностей J min / J 1 и J max / J 1 от N (рис. 3 б). Видно, что слои, находящие N N ся в области экстремумов (см. рис.3 а) зависимости относительной проницаемости от N, можно объединить без значительной потери точности.

Точки (см. рис. 3 б) цифрами 13 соответствуют объединению пар слоев, отмеченных аналогичными цифрами (см. рис. 3 а). Сопоставление зависимостей J min / J 1 и J max / J N N от N показывает, что выигрыш в точности расчетов от оптимизации up’scaling’a может быть существенным.

На рис.4 приведены расчетные зависимости погрешности от числа слоев для оптими стичного ( J min / J 1 ), равномерного (то есть объединение по два, три и т.д. слоя – обычно N применяющегося на практике) и пессимистичного ( J max / J 1 ) сценариев объединения яче N ек на выделенном участке одного из месторождений Западной Сибири. Видно, что как и в рассмотренном выше синтетическом примере, для реальной геологической модели при оп тимизации можно добиться существенного сокращения числа слоев без потери точности решения.

– optimist.

– uniform 0. – pessimist.

0. JN 0. J 0. 0 20 40 N Рис. Разработана методика определения погрешности огрубления геологической модели при upscaling’e. На основе этой методики возможно:

1) оценивать степень пригодности вариантов для объединения слоев геологической мо дели в слои гидродинамической модели;

2) решать задачу минимизации погрешности гидродинамической модели на множестве вариантов объединения мелких ячеек в крупные при заданном числе слоев гидродинамиче ской модели;

3) получать зависимость минимальной/максимальной погрешности от числа слоев гид родинамической модели, на основе которой можно выбирать необходимую детальность гидродинамической модели, а также оценивать диапазон варьирования числа слоев для апскейлинга.

Список литературы 1. Durlofsky L. J. Upscaling and Gridding of Fine Scale Geologocal Models for Flow Simulation. De partment of Petroleum Engineering, Stanford University, Stanford, CA 94305-22220 USA, 2005.

2. Родионов С.П., Орехова Л.Н. Определение модифицированных относительных фазовых прони цаемостей при преобразовании геологической модели в гидродинамическую. Часть 1. Известия вузов.

Нефть и газ. 2008г. №6. - С.12-16.

Сведения об авторах 32 № 6, Нефть и газ Родионов С. П., д.ф.-м.н., главный научный сотрудник, Тюменский филиал Института теорети ческой и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН, тел.:(3452)22-93-20,e-mail:

rodionovsp@bk.ru Соколюк Л. Н., аспирантка, Тюменский государственный университет Рычков И. В., научный сотрудник ЗАО «КОНКОРД»

Rodionov S.P., Doctor of Sciences in Physics, scientific worker at Tyumen branch of Institute of theoreti cal and applied mechanics named after S.A. Christianovich, SB RAS, phone:(3452)22-93-20,e-mail: rodi onovsp@bk.ru Sokolyuk L.N., postgraduate, Tyumen State University Rychkov I.V., scientific worker, «CONCORD, Co., Ltd.»

УДК 622.276. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА БЕНТОНИТОВОЙ ГЛИНЫ НА ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ T.М. Мамедов, T.Ш. Салаватов, В.Т. Мустафаев, В.Р. Фаталиев (Азербайджанская государственная нефтяная академия) Бентонитовая глина, набухание, наночастицы металла, газосодержание, протолиз Вentonitic clay, swelling, metal nanoparticles, gas content, protolysis Study of bentonitic clay fractional composition influence on variation of the reservoir water pressure. Mamedov T.M., Salavatov T.Sh., Mustafaev V.T., Fataliev V.R.

The results of the study of the influence of the fractional composition of bentonitic clay in the fields «Xrdalan», «Hkmli» and «Bl-Bl» on the hard and alkaline reservoir waters protolysis are presented. The possible ways to control rheological properties of non-Newtonian systems by means of nanocomposition effect are defined. Fig.6, table 3, ref. 8.

За последние двадцать лет широкое развитие получили исследования в области разра ботки способов изготовления наночастиц и нанотехнологий, приводящих к широкомас штабному их применению в промышленности [1], [2].

Заметное развитие наблюдается в проведении исследований, направленных на создание наносистем и нанотехнологий для применения в нефтедобыче [3], [4].

По результатам исследований авторами работы [5] установлено, что при обработке пла стовой щелочной воды глинами, наблюдается увеличение ее кислотности, приводящей к выделению газа (СО2), благодаря чему повышается давление системы.

Выявлено, что бентонитовая глина, содержащая привитую наночастицу железа Fe (0,005%), стимулирует протолиз пластовой воды [5].

Известно, что физико-химические свойства и микроагрегатный состав глин различных месторождений Азербайджана по некоторым свойствам значительно отличаются [6].

Например, размер фракции и микроагрегатный состав глины месторождения «Xrdalan», «Hkmli», «Bl-Bl» весомо отличаются друг от друга. Указывается, что размер фракции с диаметром 0,25 мм в глине «Xrdalan» составляет 0,37%, в глине «Hkmli» она отсут ствует, а в глине «Bl-Bl» составляет 7,8% [6].

Если в глине «Xrdalan» фракции с диаметром 0,25-0,05 мм содержится 1,3% и в глине «Hkmli» они составляют 3,98%, то в глине «Bl-Bl» содержание их доходит до 71,1%.

По данным этих же исследователей выявлено, что в глине «Xrdalan» фракционный со став с диаметром менее 0,001 мм содержится 29,7%, в глине «Hkmli» они составляют 52,54%, в глине «Bl-Bl» глины с фракционным составом менее 0,001 мм вообще отсут ствуют. Авторами работы [7] установлена набухаемость вышеперечисленных глин на ди стиллированной и морской воде.

Выявлено, что при прочих равных условиях на дистиллированной воде глина месторож дения «Xrdalan» набухает на 277%, глина «Hkmli» – на 833%, а глина месторождения «Bl-Bl» – всего на 253%.

Набухаемость глин этих же месторождений на морской воде соответственно составляла 240% «Xrdalan», 360% «Hkmli» и 220% «Bl-Bl».

Из данных работы [7] видно, что при прочих равных условиях набухаемость глины ме сторождения «Hkmli» на дистиллированной воде в три с лишним раза больше, чем глины «Xrdalan» и в 3,3 раза больше глины «Bl-Bl».

№ 6, 2010 Нефть и газ Подобное наблюдается и при использовании морской воды. Известно, что в нефтедобы че пластовые воды, в основном, разделяются на хлоркольцевые (жесткие) и гидрокарбонат натриевые (щелочные) типы, поэтому есть интерес к изучению набухаемости глин место рождений «Xrdalan», «Hkmli» и «Bl-Bl» в этих пластовых водах.

Проводились лабораторные опыты по методике, указанной в [7]. В исследованиях ис пользованная пластовая жесткая вода содержала: Cl – 231,5;

SO4 – 0,01;

HCO3 – 0,4;

RCOO – 0,1;

S – 27,3;

S – 15 и Br – 118 мг/л.

Соленость пластовой жесткой воды составляла 13,2о Ве рН-5,6. Пластовая щелочная во да содержала, %: Na + K – 47,25: Ca – 0,24: Mg – 2,14: Cl – 42,94;

SO4 – 0,01;

HCO3 – 0,99 и H2S – 0,69;

pH – 7,8.

Исследования проводились при 30оС, за процессом набухаемости испытуемых глин ве ли наблюдение до тех пор, пока дальнейшее набухание не наблюдалось. Продолжитель ность набухаемости указанных глин составляла трое суток.

Результаты исследования приведены (табл.1).

Таблица Набухание глины в пластовой воде за трое суток, % Месторождение глин жесткой щелочной «Xrdalan» 255 «Hkmli» 660 «Bl-bl» 235 При прочих равных условиях набухание глины месторождения «Hkmli» в пластовой жесткой воде в 2,6 раза больше, чем глины «Xrdalan» и в 2,8 раза больше глины «Bl-Bl»

(см. табл.1). Набухание глины «Hkmli» в пластовой щелочной воде в 2,87 раза больше, чем глины «Xrdalan» и в 2,93 раза больше, чем глины «Bl-Bl».

Исследовали влияние концентрации глин месторождений «Xrdalan», «Hkmli» и «Bl Bl», а также глины, обогащенной наночастицей металла средней массовой размерности 140 нм в пластовой воде на изменение давления в бомбе PVT.

Таким образом, в испытаниях использовали три модели наносостава, разработанной на основе глины «Xrdalan» (модель-1), «Hkmli» (модель-2) и «Bl-Bl» (модель-3).

Исследования проводились при постоянстве температуры, равной 25, 35 и 55оС. После довательность такова. Заполняли бомбу PVT испытуемой пластовой водой, добавляя к воде глину без содержания наночастицы, повышали температуру в бомбе и при полном термо статировании вели наблюдение за изменением давления в бомбе от времени. Затем при прочих равных условиях добавляли к воде модель глины, обогащенной наночастицей ме талла.

В опытах количество бентонитовой глины в пластовой воде составляло 0,01 и 0,005% от ее веса, а концентрация металлической пудры-наночастицы в глине составляла 0,005;

0,01 и 0,1% от веса глины. В исследованиях увеличение кислотности (протолиз) пластовой воды, а также как следствие и газовыделение судили повышением давления в бомбе PVT.

Результаты исследования, приведенные при неизменности температуры в бомбе, равной 25, 35 и 55оС, где концентрация наносостава в пластовой воде составляла 0,01% (табл.2).

Таблица наносоставе, % Давление (МПа) пластовой воды в бомбе PVT за 5 ч наночастицы Содержание наносостава термостатирования, оС металла в Модель жесткая щелочная 25 35 55 25 35 0 3,3 3,6 4,1 3,7 4,0 4, 0,005 3,7 4,0 4,3 4,7 4,9 5, 0,01 4,2 4,5 4,7 5,1 5,4 5, 0,1 4,3 4,6 4,8 5,2 5,5 5, 2 0 3,5 3,9 4,3 3,9 4,4 5, 34 № 6, Нефть и газ 0,005 4,4 4,7 5,0 4,4 4,9 6, 0,01 4,6 5,1 5,6 4,9 5,5 6, 0,1 4,7 5,2 5,7 5,3 5,6 6, 0 3,1 3,3 3,8 3,5 4,0 4, 0,005 3,5 3,8 4,3 3,9 4,6 5, 0,01 4,0 4,3 4,6 4,4 5,3 5, 0,1 4,1 4,4 4,7 4,5 5,4 5, При прочих равных условиях наибольшее увеличение давления в бомбе PVT наблюда ется при использовании наносистемы модели-2 (см. табл. 2). Например, при температуре 25оС, когда в пластовой жесткой воде содержится 0,01% бентонитовой глины без наноча стицы-пудры металла, за пять часов термостатирования давление в бомбе повышается до 3,3 МПа. Добавление в бентонитовую глину наночастицы до 0,005% способствует увеличе нию давления в бомбе до 3,7 МПа, а при наличии в пластовой жесткой воде 0,01% глины, содержащей всего 0,01% на весу наночастицы, давление в бомбе (при 25 оС) растет до 4,2 МПа. Однако дальнейшее увеличение концентрации наночастиц к заметному росту дав ления не приводит (см. табл. 2). При прочих равных условиях повышение температуры сре ды стимулирует рост давления в системе (см. табл.2). Например, когда в бентонитовой глине модели-1 содержится 0,005% наночастицы, давление в бомбе PVT при температуре 25оС составляет 3,7 при температуре 35 оС давление доходит до 4,0 МПа, а при температуре 55оС давление в бомбе повышается до 4,3 МПа.

Данные исследования показывают, что при прочих равных условиях давление в бомбе PVT в среде щелочной пластовой воды на 20-25% больше, чем в пластовой жесткой воде и наибольшее повышение давления наблюдается при применении наносистемы модели-2, приготовленной на базе бентонитовой глины месторождения «Hkmli», затем идут нано системы модели-1, разработанные на основе глины месторождения «Xrdalan» и наносисте мы модели-3, созданной на базе глины месторождения «Bl-Bl». Отмечено, что в глине «Xrdalan» фракционный состав с диаметром менее 0,001 мм – 29,7%, в глине месторожде ния «Hkmli» эти фракции составляют 52,54%, а в глине «Bl-Bl» они отсутствуют. Чем больше в бентонитовой глине фракции минералов с наименьшими диаметрами, в частности, с диаметрами менее 0,001 мм, тем больше ее не только набухаемость. Они также значитель но стимулируют протолиз пластовой воды, ускоряющий газовыделение в большом количе стве, приводящий к повышению давления в бомбе PVT.

Исследовали влияние 0,05% концентрации наносостава в пластовой воде на повышение давления в бомбе PVT при температуре 25;

35 и 55оС.

По результатам исследования построили кривые рисунков 1, 2 и 3 – для пластовой жесткой воды и кривые рис. 4, 5 и 6 – для пластовой щелочной воды.

Рис.1.

y1 y2 y Влияние концентрации Давление в бомбе PVT, наночастицы металла в бентонитовой глине (Сн, %) на изменение давления в пластовой МПа жесткой воде (МПа):

содержание бентонитовой глины модели - 1 в системе - 0,05 %;

1,2 и 3 – давления в бомбе PVT соответственно при температуре 25, 35 и 55 оС 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0, CH, % № 6, 2010 Нефть и газ Рис. 2.

Влияние концентрации Давление в бомбе PVT, наночастицы металла в бентонитовой глине (Сн, %) на изменение давления в пластовой МПа жесткой воде (МПа):

содержание бентонитовой глины модели-2 в системе - 0,05 %;

1, 2 и 3 – давления в бомбе PVT y1 y2 y соответственно при температуре 2 25,35 и 55 оС 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0, CH, % Рис. 3.

y1 y2 y Влияние концентрации наночастицы металла Давление в бомбе PVT, в бентонитовой глине (Сн, %) на изменение давления МПа в пластовой жесткой воде (МПа):

содержание бентонитовой глины модели-3 в системе - 0,05 %;

1, 2 и 3 – давления в бомбе PVT соответственно при температуре 25, 35 и 55 оС 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0, CH, % Рис. 4.

Влияние концентрации Давление в бомбе PVT, наночастицы металла в бентонитовой глине (Сн, %) на изменение давления МПа в пластовой щелочной воде (МПа):

4 содержание бентонитовой глины модели-1 в системе - 0,05 %;

y1 y2 y 1, 2 и 3 – давления в бомбе PVT соответственно при температуре 25,35 и 55 оС 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0, CH, % Рис. 5.

Влияние концентрации Давление в бомбе PVT, наночастицы металла в бентонитовой глине (Сн, %) на изменение давления МПа в пластовой щелочной воде (МПа):

содержание бентонитовой глины модели-2 в системе - 0,05 %;

1;

2 и 3 – давления в бомбе PVT y1 y2 y соответственно при температуре 25;

35 и 55 оС 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0, CH, % 36 № 6, Нефть и газ Рис. 6.

Влияние концентрации Давление в бомбе PVT, наночастицы металла в бентонитовой глине (Сн, %) на изменение давления МПа в пластовой щелочной воде (МПа):

содержание бентонитовой глины модели-3 в системе - 0,05 %;

1;

2 и 3 – давления в бомбе PVT y1 y2 y соответственно при температуре 25;

35 и 55 оС 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0, CH, % Исследования возможностей регулирования структурно-механических свойств лифти руемых жидкостей с применениями, предложенными наносоставами, представляют боль шой интерес.

С этой целью на капиллярном вискозиметре высокого давления, где соотношение длины капилляра к его диаметру составляло l/d=150, определяли влияние концентрации наносо става на изменение предельного напряжения сдвига (о) и структурной вязкости () систе мы. Учитывая, что наибольшая производительность лифта достигается, когда о лифта со ставляет 9-2010-7 МПа и = 16-32 мПас [8] исследования проводились до достижения ука занных значений при температуре 35оС последовательностью: определяли реологические свойства испытуемой жидкости. Если она обладала ньютоновскими свойствами, в ее состав добавляли бентонитовую глину без содержания наночастицы металла, достигая повышения о и до значения, указанного в работе [8].

В тех случаях, когда испытуемая жидкость обладала неньютоновскими свойствами со значениями о и больше указанных в работе [8], тогда в систему добавляли наносостав (бентонитовая глина, обогащенная наночастицей металла), преследуя цель снижения значе ния о и до предела [8] из-за увеличения газовыделения.

Концентрация наносостава в испытуемой жидкости составляла 0,01% от ее веса, а коли чество наночастицы металла в наносоставе составляло 0,005;

0,01 и 0,1%. Результаты ис следования, проведенные с жидкостью, состоящей из 40% пластовой щелочной воды и 60% парафинистой нефти, приведены в таблице 3.

Таблица Предельное напряжение сдвига (о, 10-7 МПа) Содержание наноча- и структурная вязкость (, мПас) испытуемой Модель стицы металла в неньютоновской жидкости наносостава наносоставе, % о 0 44,8 53, 0,005 39,0 40, 0,01 21,7 31, 0,1 18,6 22, 0 49,8 56, 0,005 36,5 39, 0,01 18,3 24, 0,1 10,5 16, 0 42,0 52, 0,005 39,5 42, 0,01 29,5 36, 0,1 19,5 24, Отметим, что о указанной смеси составляло – 40,810-7 МПа, а смеси составляло 50,6 мПас. Добавление к вышеуказанной жидкости бентонитовой глины в количестве 0,01% повысило значение о и (см. табл. 3).

№ 6, 2010 Нефть и газ Незначительное добавление наночастиц металла к бентонитовой глине весомо снижает реологические свойства неньютоновской жидкости (см. табл. 3). Например, при добавлении в наносостав модели-1, модели-2 и модели-3 наночастицы металла 0,005% способствуют снижению о неньютоновской жидкости соответственно на 13%, 26,7% и 6%, а структурная вязкость снижается соответственно на 24,4%, 30% и 20%.

Содержание в наносоставе модели-1, модели-2 и модели-3 наночастицы металла 0,01% доводит их о – соответственно до 21,7;

18,3 и 29,510-7 МПа, при этом структурная вязкость их, соответственно снижаясь, доходит до 31,5;

24,5 и 36 мПас. Увеличение концентрации наночастицы металла в наносоставе до 0,01% снижает о неньютоновской жидкости, содер жащей наносоставы модели-1;

модели-2 и модели-3 до 18,6;

10,5 и 19,510-7 МПа, при этом – указанных моделей соответственно снижается до 22,0;

16,0 и 24,5 МПас (см. табл. 3).

При прочих равных условиях наибольшее снижение о и неньютоновской жидкости наблюдается, когда в составе содержится наносостав модели-2 (см. табл. 3).

Значительные способности снижения о и наносоставом модели-2 объясняются нали чием в бентонитовой глине месторождения «Hkmli» минералов с диаметром фракции менее 0,001 мм более 52%. Это обеспечивает изотропность системы, создает благоприятные условия для максимального окисления пластовой воды, приводящей к повышению газовы деления, посредством которого диспергируется структура жидкости и снижаются ее реоло гические свойства.

Обосновано влияние фракционного состава бентонитовой глины на протолиз пла стовой воды.

Выявлено, что при прочих равных условиях, чем больше в бентонитовой глине фракции с диаметром менее 0,001 мм, тем больше газовыделение и повышение давления среды.

Установлено, что повышение температуры среды стимулирует протолиз пласто вой воды, при прочих равных условиях газовыделение в пластовой щелочной воде на 20 25% больше чем в жесткой.

Установлено, что оптимальным количеством наночастицы металла со средним по верхностным размером 140 нм в бентонитовой глине целесообразно принимать в пределах 0,005-0,01%, поскольку дальнейшее ее увеличение к заметному росту протолиза пластовой воды не приводит.

Показано, что для повышения производительности скважины, продуцирующей неньютоновскую жидкость, необходимо снизить е предельное напряжение сдвига и струк турную вязкость до 10-2010-7 МПа и 20-30 мПас соответственно, что достигается введени ем в ее состав наносистемы 0,05%, содержащей 0,01-0,1% наночастицы металла.

Список литературы 1. Роко М.К., Уильямс Р.С., Аливатос П.М. Нанотехнология в ближайшем десятилетии. Прогноз направления исследований.- Мир. 2002.-С. 287.

2. Кобаяси Н. Введение в нанотехнологию. - М. ВИАОМ. Лаборатория знаний. 2005.-134 с.

3. Дмитриевский А.Н. Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности. Нефтегазопромысловый инжиниринг, 2009.- С. 2-13.

4. Сафаралиев Г.К., Севостьянов В.Л., Хавкин А.Я. Экологические дивиденты нефтегазовой наноиндустрии. От наноструктур, наноматериалов и нанотехнологий к наноиндустрии: II Всероссий ская конференция с международным интернет-участием. (Ижевск, 8 – 10 апреля 2009 г.). - Ижевск, ИжГТУ. 2009. - С. 122.

5. Мирзаджанзаде А.Х., Магеррамов А.М., Юсифзаде Х.Б., Шабанов А.Л., Нагиев Ф.Б, Мамедзаде Р.Б., Рамазанов М.А. Изучение влияния наночастицы железа и алюминия на процесс повышения интен сивности газовыделения и давления с целью применения в нефтедобыче. Изв. Бакгосуниверситета, Наука о природе, серия №1, 2005.- С.5-12.

6. Эфендиев Г.Х. Бентонитовые глины (гилаби) Азербайджана. (Сборник статей по физико химическим свойствам гилаби) Из-во «Химик» АН Азерб ССР. - Баку, 1951. - 95с.

7. Мирзаджанзаде А.Х., Магеррамов А.М., Нагиев Ф.Б. О разработке нанотехнологии в нефтедо быче. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 2005, № 10.- С. 51-65.

8. Мамедов Т.М., Ибрагимов Х.М., Фаталиев В.Р. Исследование влияния реологических свойств лифтируемых жидкостей на прозводительность компрессорной скважины. Естественные и технические науки, 2009, № 6 (44). - С. 322-335.

Сведения об авторах 38 № 6, Нефть и газ Мамедов Т.М. Оглы, д. т. н., профессор, главный научный сотрудник, Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики, тел.: +(99412) 566-32- Салаватов Т.Ш., д. т. н., профессор, академик Российской академии естественных наук (РАЕН), зав. Кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» АГНА, Азербайджанская госу дарственная нефтяная академия, тел.: (994 12) 498- 73- Мустафаев В.Т.Оглы, к. т. н., доцент, Азербайджанская государственная нефтяная академия (АГНА), тел.: (99412) Фаталиев В.Р. Оглы, диссертант, соискатель, Азербайджанская государственная нефтяная академия (АГНА), тел.: + (99455) 255 08 Mamedov T.M., Doctor of Technical Sciences, professor, chief scientific worker, State Oil Company of Azer baijan Republic, phone: + (99412) 566-32- Salavatov T.S., Doctor of Technical Sciences, professor, academician of Russia Academy of Earth Sciences, Head of Department «Development and exploitation of oil fields» of Azerbaijan State Oil Academy (ASOA), phone:

(994 12) 498- 73- Mustafayev V.T., Candidate of Technical Sciences, assistant professor, Azerbaijan State Oil Academy (ASOA), phone: (99412) Fataliyev V.R., Candidate for a degree, Azerbaijan State Oil Academy (ASOA), phone: +(99455) УДК 622.276.031:532.529. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЫСОКОСКОРОСТНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗА НА ОБРАЗЦАХ КЕРНА АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ М.А. Моисеев, В.Д. Моисеев, А.В. Казак, Д.А. Коробков (ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «Технологическая компания Шлюмберже») Призабойная зона, нелинейная фильтрация, коэффициент инерционного трения, керн, эффективная проницаемость Bottomhole formation zone, non-Darcy flow, inertial friction coefficient, core, connate water, effective permeability Experimental researches of high flow rates of gas through core samples of Achim deposits.

Moiseev M.A., Moiseev V.D., Kazak A.V., Korobkov D.A.

In order to define the non-Darcy flow effects in the near-well area we have performed several high-flow gas experiments. The flow gas experiments were carried out at reservoir conditions on the Achim deposits core saturated with connate water. The data of high-flow gas experiments have been processed using adapted for calculations of non-Darcy flow Forchheimer equation.

As a result of processing and generalization of data we have received relationships for gas condensate well calculations. Fig. 6, ref. 7.

В настоящее время в северной части Западной Сибири активно разрабатываются ачи мовские пласты газовых и газоконденсатных месторождений. Скорость фильтрации газа в пористой среде продуктивного пласта от контура питания до забоя скважины значительно увеличивается, достигая максимального значения в призабойной зоне. Высокие скорости фильтрации газа в призабойной зоне приводят к нарушению линейного закона фильтрации Дарси. Возникает необходимость описания процесса нелинейной фильтрации газа в приза бойной зоне.

Изучению влияния высокоскоростного потока в приствольной части пласта на произво дительность газовых и газоконденсатных скважин посвящен ряд публикаций [1] – [4] и др.

Нелинейная фильтрация газа характеризуется коэффициентом инерционного трения [5].

Величина данного коэффициента определялась по результатам экспериментов однофазной высокоскоростной фильтрации азота на 11-ти образцах керна ачимовских отложений. Об разцы подобраны в диапазоне проницаемости от 0,46 до 2210 -3 мкм2 и пористости от 0, до 0,204. Объемная скорость закачки газа изменялась от 0,12 до 100 мл/мин.

Эксперименты по высокоскоростной фильтрации выполнялись в рамках совместного проекта с Московским исследовательским центром Шлюмберже на лабораторной установке по фильтрации (рис.1), которая смонтирована на базе системы двухфазной фильтрации RPS-850 производства компании «Coretest Systems» (США) с интеграцией высокоскорост ного поршневого насоса производства фирмы ЗАО «Геологика», Новосибирск (Россия).

№ 6, 2010 Нефть и газ Основным элементом экспериментальной установки по фильтрации являлся титановый кернодержатель, внутри которого находилась резиновая манжета для зарядки образцов кер на. Горное давление создавалось и контролировалось автоматизированным блоком поддер жания горного давления. Суховоздушный термостат и терморегулятор обеспечивали под держание заданной температуры, соответствующей пластовой. Поддержание постоянного внутрипорового давления в керне обеспечивал клапан, регулирующий давление. Азот зака чивался через поршневой контейнер высокого давления высокоскоростным насосом, в про грамме управления которым задавалась скорость закачки газа. Термобарические условия экспериментов соответствовали пластовым условиям ачимовских залежей.

В процессе проведения опытов по однофазной фильтрации газа измерялись следующие параметры: давление газа на входе в керн, давление газа на выходе из керна, температура газа в керне, объемный расход и температура газа на выходе в атмосферных условиях.

Регистрация данных со всех измерительных приборов производилась автоматически на компьютер. Эксперименты по высокоскоростной фильтрации выполнены на насыщенных остаточной водой образцах керна. Остаточная водонасыщенность моделировалась методом центрифугирования при капиллярном давлении 0,3 МПа.

ДМ T ТС КД t КЕРН Г С E СПГ CК Н N Н E ГС Рис.1. Принципиальная схема установки по однофазной фильтрации газа:

Н – насос;

N2- баллон с азотом;

Е1- емкость с глицерином;

Е2- поршневой контейнер;

КД - кернодержатель;

СК - сбросной клапан;

ГС - счетчик газа, ДМ - дифференциальный манометр;

ТС – термостат, СПГ – система поддержания гидрообжима, Т- регулятор температур Процедура выполнения опытов такова. Сначала при комнатной температуре проверялся материальный баланс закачки и добычи газа. Затем производились опыты по однофазной фильтрации азота при термобарических условиях пласта. Процедура проведения опытов состояла из двух этапов. На первом этапе определялась скорость фильтрации, при которой закон Дарси нарушался (рис. 2).

Нелинейная фильтрация газа начинается для высокопроницаемого образца керна (kпр = 2210-3мкм2) при меньшем градиенте давления, чем для низкопроницаемого (kпр = 0,4610-3мкм2). Поскольку величина реального градиента давления в призабойной зоне газоконденсатной скважины на ачимовские отложения почти не превышает 25 МПа/м, то в пропластках с проницаемостью менее 0,4610-3мкм2 газ будет фильтроваться по закону Дар си (см. рис. 2) Напротив, в высокопроницаемых пропластках газ фильтруется нелинейно.

40 № 6, Нефть и газ kабс = 22 мД kабс = 0,46 мД Градиент давления, МПа/м 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0, Массовая скорость газа, г/с Рис. 2. Отклонения от закона Дарси для кернов ачимовских отложений На втором этапе проведения экспериментов определялись газодинамические характери стики потока газа на скоростях, при которых закон Дарси нарушается. Для описания нели нейной фильтрации газа Форсхгеймер предложил двучленное уравнение [5], которое Кор нелл и Катц привели к более удобному для расчетов виду линейного уравнения [6]:

M ( P 2 P22 ) A q, (1) 2 zRTLq A k где М – молярная масса газа, г/моль;

P1, P2 – давление газа на входе в керн и на выходе из керна, МПа;

A – площадь поперечного сечения керна, см2;

z – коэффициент сверхсжимае мости газа;

R – универсальная газовая постоянная, см МПа ;

Т – температура газа в керне, моль К K;

– вязкость газа, мПас;

L – длина образца керна, см;

q – массовая скорость газа, г/с;

– коэффициент инерционного трения, см-1;

k – проницаемость по газу при линейной фильтра ции, 10-3мкм2.

Коэффициент в уравнении Корнелла-Катца называется коэффициентом инерционного трения, который определяет потери энергии движения молекул газа на преодоление инер ционных сил. Коэффициент инерционного трения определяется графически по углу наклона прямой к оси абсцисс (рис. 3, 4), где представлены результаты определения коэффициента инерционного трения для самого высокопроницаемого (kпр = 2210-3мкм2) и самого низко проницаемого (kпр = 0,4610-3мкм2) образцов керна.

6,0E+ 7 9 Кабс = 22 мД y = 1,510 x + 3, = 1,510 см 7 - Рис.3.

5,5E+, см Определение 5,0E+ коэффициента M ( P12 P22 ) A инерционного трения 2 zRTLq 4,5E+ для высокопроницаемого образца керна 4,0E+ ачимовских отложений 3,5E+ 3,0E+ 0 20 40 60 80 100 120 q, см A № 6, 2010 Нефть и газ 1,6E+ 9 y = 1,710 x + 1,210 Кабс = 0,46 мД = 1, 1,5E+ Рис. 4.

M ( P12 P22 ) A, см Определение 1,4E+ коэффициента 2 zRTLq 1,3E+ инерционного трения 1,2E+ для низкопроницаемого образца керна 1,1E+ ачимовских отложений 1,0E+ 0 5 10 15 q, см A Обобщение результатов экспериментов по 11 образцам керна показаны на рис. 5 и 6.

Более тесная корреляция коэффициента инерционного трения получена от среднего гид равлического радиуса, который рассчитывался по формуле [7]:

8k Rср 0,0314, (2) (1 S ов )m где Rср – средний гидравлический радиус пор эффективного порового пространства, мкм;

k – абсолютная проницаемость с учетом поправки Клинкенберга, мД;

Sов – остаточная во донасыщенность, доли;

m – открытая пористость, доли.

Корреляция коэффициента инерционного трения в зависимости от среднего гидравли ческого радиуса Rср представлена на рис. 5.

1E+ - Коэффициент инерционного трения, см = 2107Rср-2, Рис. 5.

R2 = 0, Зависимость коэффициента 1E+ инерционного трения от среднего гидравлического 1E+ радиуса пор Rср для насыщенных остаточной водой 1E+ образцов керна ачимовских отложений 1E+ 0,1 1,0 10, Средний гидравлический радиус пор Rср, мкм Для удобства расчетов по моделированию разработки газоконденсатных залежей ачи мовских пластов рекомендуется более обобщенная корреляция коэффициента инерционно го трения от эффективной проницаемости по газу при остаточной водонасыщеннсти для образцов керна ачимовских отложений (рис. 6).


1E+ - Рис.6.

= 6108k-1, Коэффициент инерционного трения, см Обобщенная зависимость R2 = 0, коэффициента инерционного 1E+ трения от эффективной 1E+ проницаемости по газу k при остаточной 1E+ водонасыщеннсти для образцов керна ачимовских отложений 1E+ 0,1 1,0 10,0 100, Эффективная проницаемость k, 10 -3 мкм 42 № 6, Нефть и газ На лабораторной установке по фильтрации проведены эксперименты по высоко скоростной однофазной фильтрации азота через насыщенные остаточной водой образцы керна в условиях, моделирующих пластовые.

Установлено, что в слоисто-неоднородных пластах ачимовских отложений нели нейная фильтрация газа присутствует в пропластках с проницаемостью более 0,4610-3мкм2.

В низкопроницаемых пропластках с проницаемостью менее 0,4610-3мкм2 фильтрация газа линейная и подчиняетсязакону Дарси.

Получена обобщенная корреляция коэффициента инерционного трения от сред него гидравлического радиуса пор Rср и эффективной проницаемости по газу k при оста точной водонасыщеннсти, что может быть рекомендовано для расчета работы газоконден сатных скважин, вскрывших ачимовские отложений, до начала выпадения жидкого конден сата в пласте.

Список литературы 1. Whitson C.H., Fevang О., Saevaraid А. Gas condensate relative permeability for well calculations, SPE 56476, 1999.

2. Lombard J-M., Longeron D., Kalagdjian F. Influence of connate water and condensate saturation on Inertial Effects in Gas/ Condensate Reservoirs. SPEJ, vol 5, № 3, 2000. - Р. 301-308.

3. Jones S.C. Using the inertial coefficient to characterize heterogeneity in reservoir rock, SPE 16949, 1987.

4. Robert Mott, Andrew Cable and Mike Spearing. A new method of measuring relative permeabilities for calculating gas-condensate well deliverability, SPE 56484, 1999.

5. Forchheimer, P., «Wasserbewegung durch Boden», Zeitschrift des Vereines deutcher Ingenieure, (1901) 45, 50, 1781-1788.

6. Катц Д.Л., Корнелл Д. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа/ Пер. с англ. под. ред. Ю.П. Каротаева, Г.В. Пономарева / М: Недра, 1965.- 676 с.

7. Тиаб Дж. Петрофизика, части 1-4. Изд. 2-е с новыми обновленными материалами. Теория и практика измерений свойств коллекторской горной породы и флюида. / Дж. Тиаб, Э. Дональдсон/ - М:

ООО «Нитройл», 2009. - 1009 с.

Сведения об авторах Моисеев М.А., заведующий сектором потокометрических исследований лаборатории физики пла ста ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.: 285-408, е-mail: moiseev@tngg.info Моисеев В.Д., заместитель заведующего лабораторией физики пласта ООО «ТюменНИИгипрогаз»

Казак А.В., научный сотрудник московского НИЦ ООО «Технологическая Компания Шлюмберже»

Коробков Д.А., научный сотрудник московского научно-исследовательского центра ООО «Техно логическая Компания Шлюмберже»

Moiseev M.A., Head of the Group for filtration studies in the Laboratory of Reservoir Physics, «Tyumen NIIgiprogas» LLC, phone: 285-408, е-mail: moiseev@tngg.info Moiseev V.D., Deputy Head of Reservoir Physics Laboratory of «TyumenNIIgiprogas» LLC Kazak A.V., research engineer of Schlumberger Moscow Research Center, Schlumberger Technology Company LLC Korobkov D.A., research engineer of Schlumberger Moscow Research Center, Technology Company Schlumberger LLC _ УДК 532. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОЙ ОБСТАНОВКИ В СКВАЖИНЕ ПРИ НАЛИЧИИ ИСТОЧНИКА ЭЛЕКТРООБОГРЕВА Н.Г. Мусакаев (Институт теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН, Тюменский филиал) Газонефтяная смесь, парафин, температура, линейный источник тока Gas-and-oil mixture, paraffin, temperature, linear heat source Mathematical study of thermal conditions in a well in the presence of the electrical heating source. Musakaev N.G.

№ 6, 2010 Нефть и газ On basis of the methods of multiphase media mechanics the mathematical study of hydrody namics and thermal physics of gas-oil stream in the well lift string in the presence of a linear heat power source was run. The calculations made showed a possibility to use linear sources of heat to exclude the temperatures lower than the chilling point of paraffin in the lift string of a well. Fig. 3, ref. 6.

В мировой практике добычи нефти проблема борьбы с отложениями парафина возникла более ста лет назад. Однако только в последние десятилетия в связи с открытием и вводом в эксплуатацию крупнейших месторождений нефти в России и за рубежом проблема борьбы с отложениями нефтяного парафина в промысловом оборудовании приобрела особенно острый характер. Обоснование существующих и разработка новых методов предупрежде ния и борьбы с отложениями парафина, а также многие другие актуальные проблемы, свя занные с добычей нефти, требуют математического описания процессов, происходящих в добывающей скважине [1].

При математическом описании процессов в газонефтяных скважинах необходимо учи тывать, что в общем случае поток, движущийся в скважине, является многофазным и пред ставляет сложную термодинамическую систему, чувствительную к изменениям давления и температуры. В связи с этим для математического описания процессов в действующих скважинах целесообразно использовать методы и уравнения механики многофазных сред [2]. При этом необходимо упрощение исходных балансовых уравнений с учетом в каждом отдельном случае характерных особенностей изучаемого процесса [3].

При исследовании гидродинамики и теплофизики потока газонефтяной смеси в подъем ной колонне скважины, примем, что течение квазиустановившееся, фазовые переходы про исходят в равновесном режиме, а температура в каждом сечении скважины одинакова для обеих фаз (однотемпературное приближение). Также газонефтяная смесь в стволе скважины состоит из тяжелой, средней и легкой компонент.

С учетом отмеченных допущений, пренебрегая изменением массы потока из-за отложе ний твердой фазы и слагаемыми, связанными с инерционными эффектами, уравнения со хранения масс, импульсов и притока тепла запишем в следующем виде [2, 4]:

dm g dml J l g J ls, J lg, (1) dz dz Fw l0 1 g g, dp (2) dz dT m g dp dkl ( L) dk g ( L) Al Ag Qw, mc (3) dz g 0 dz dz dz 1 dp dT dkl ( L) p( M ) (T ), (4) G( L) dz dz dz 1 dp dk g ( L) dT B p( M ) (T ), (5) B p dz dz dz w 0 (1 ) 2 w, l g где Fw 4R w vl (1 ) v g, R R0 S, mc ml cl mg c g, 44 № 6, Нефть и газ Al ml L( L) L( M ) L( LM ), Ag mg L( LM ), k g (L) kl (L), L( LM ) L( L) kl ( L) L( M ) (1 kl ( L) ) p( M ) (T ) T p( M ) (T ) T 2, p( M ) (T ) p exp( T / T ), R( M ) (1 k g ( L) ) dB B B,, R( M ) (1 k g ( L) ) R( L) k g ( L) dk g (L) R( M ) (1 k g ( L) ) R( L) k g ( L) Rg.

Здесь индексами l и g помечены параметры, относящиеся к жидкой и газовой фазам;

mi, 0, vi и сi (i = l, g) – массовый расход, истинная плотность, скорость и удельная теплоем i кость i-й фазы;

Jlg и Jls – соответственно интенсивности газовыделения и отложения пара фина, отнесенные на единицу длины канала;

p и T – давление и температура двухфазного потока;

ki(L) – массовая концентрация легкой компоненты в i-й фазе;

R0 – радиус подъемной колонны;

S – толщина парафиновых отложений;

и – объемное и объемное расходное газосодержание;

w – коэффициент трения между потоком и стенками канала;

L(M) и L(L) – соответственно удельная теплота испарения жидкости и удельная теплота выделения рас творенного газа;

Qw – интенсивность отвода тепла от скважины;

G(L) – постоянная Генри;

Rg – универсальная газовая постоянная;

p и T – аппроксимационные параметры.

По дифференциальным уравнениям (1)-(5) при заданных начальных и граничных усло виях можно рассчитать изменение различных параметров по скважине. Для исключения выпадения парафинов в подъемной колонне необходимо, чтобы температура внутренней стенки скважины T0 не становилась меньше температуры начала кристаллизации парафинов Tc. В этой связи, одним из способов предупреждения отложений нефтяного парафина явля ется подогрев подъемной колонны до температур, больших Tc. Этой цели в наибольшей степени соответствуют линейные источники тепла, расположенные во всем парафиноопас ном интервале скважины [5]. По техническим характеристикам в качестве таких источников тепла могут быть применены отдельные марки геофизических кабелей, допустимая тепло вая мощность которых определяется предельной температурой их эксплуатации [6]. Одним из вариантов реализации электрообогрева является технология, заключающаяся в монтаже греющего кабеля с внешней стороны подъемной колонны скважины.

При исследовании процесса электрообогрева можно исходить из следующего предпо ложения: источник тепла равномерно распределен по внешней поверхности подъемной колонны. Данный подход позволяет сделать некоторую оценку величины необходимой мощности подаваемого тока. При этом численные расчеты существенно упрощаются, так как не возникает необходимости вводить дополнительные пространственные координаты.

При проведении численных исследований примем, что температура начала кристалли зации парафина Tc = 30 0C. Ориентировочные расчеты по уравнениям (1)-(5) показали, что при заполненном нефтью затрубном пространстве температура внутренней стенки подъем ной колонны T0 становится меньше Tc на глубине 620 м. Округляя это значение в большую сторону, примем в расчетах глубину прогрева, равную 650 м.

Минимальная мощность тока, необходимая для исключения критических температур (меньших Tc), составляет 19 кВт или 29 Вт/м. При линейной мощности в 35 Вт/м темпера туры газожидкостного потока и внутренней стенки подъемной колонны сравниваются, а при дальнейшем увеличении мощности тока начинается теплоотвод от стенки подъемной колонны в газожидкостный поток (рис.1).

Линии 1, 2, 3 и 4 соответствуют линейной мощности тока в 15, 29, 35 и 45 Вт/м;

линия соответствует случаю, когда нет электрообогрева. Затрубное пространство заполнено № 6, 2010 Нефть и газ нефтью;


на внешней границе скважины температура принимается равной геотермальной (см. рис.1).

h, м 250 2 5 T, 0C T0, 0C 20 30 40 20 30 Рис. 1. Распределение по глубине h средней температуры газонефтяного потока (слева) и температуры внутренней стенки подъемной колонны (справа) на верхнем участке скважины в зависимости от мощности электрического тока Подача электрического тока мощностью 19 кВт на глубину, большую чем 650 м, не обеспечит нужный температурный режим в подъемной колонне (рис. 2).

В этом случае мощность тока необходимо увеличить. Линии 1 и 2 соответствуют глу бине прогрева в 650 и 900 метров;

линия 3 соответствует случаю, когда нет электрообогре ва. Мощность электрического тока составляет 19 кВт (см. рис. 2).

h, м Рис. 2. Распределение по глубине h температуры внутренней стенки подъемной колонны на верхнем участке скважины в зависимости от глубины подачи электрического тока T0, 0C 20 30 Чтобы проверить обоснованность предположения о равномерном распределении источ ника тепла по внешней поверхности подъемной колонны, проведены численные расчеты на основе математической модели, предложенной в работе [6]. Данная модель учитывает экс центричное расположение линейного источника тепловой мощности. Расчеты показали, что для исключения критических температур нужны кабели с линейной мощностью не менее 25 Вт/м, чтобы поднять за достаточно короткое время температуру внутри подъемной ко лонны до необходимого уровня (минимальная температура в скважине в отсутствии элек трообогрева составляет 24 0C) и, тем самым, исключить образование парафинов в трубах (рис. 3). Линии 1, 2 и 3 соответствуют линейной мощности тока в 10, 25 и 40 Вт/м (см. рис. 3).

46 № 6, Нефть и газ o T, C Рис. 3.

Рост во времени средней температуры внутри 2 подъемной колонны скважины в зависимости от мощности электрического тока 0 t, час 5 На основе представленной в работе математической модели можно оценить линейную мощность тока, необходимую для получения внутри подъемной колонны скважины необ ходимой температурной обстановки, тем самым, предупредить кристаллизацию парафинов на стенках скважины.

Список литературы 1. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. – М.:

Недра, 1969.

2. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. – М.: Наука, 1987.

3. Пудовкин М.А., Чугунов В.А., Саламатин А.Н. Температурные процессы в действующих сква жинах, 1977.

4. Шагапов В.Ш., Мусакаев Н.Г. Теоретическое моделирование работы газонефтяной скважины в осложненных условиях // Прикладная механика и техническая физика. – 1997. – Т. 38, № 2. – С.125-134.

5. Малышев А.Г., Черемисин Н.А. Применение греющих кабелей для предупреждения парафино гидратообразования в нефтяных скважинах // Нефтяное хозяйство. – 1990. – №6. – С.58-60.

6. Медведский Р.И., Скляр Ю.Г. Совершенствование технологии испытания скважин, вскрываю щих продуктивные пласты с низкими коллекторскими свойствами в районах Крайнего Севера Тюмен ской области. – Тюмень: Тюменская областная организация СНИО, 1988.

Сведения об авторе Мусакаев Н.Г., к.ф.-м.н., доцент, заведующий лабораторией, Тюменский филиал Института тео ретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН, тел.: (3452) 22-93- Musakaev N.G., Candidate of Physical and Mathematical Sciences, associate professor, Head of Labora tory, Tyumen Branch of the Institute of theoretical and applied mechanics named after Christianovich, SB RAS, phone: (3452)22-93-20, e-mail: timms@tmn.ru _ УДК 622. КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ПРОДУКТИВНОСТИ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ Е. В. Паникаровский, В.В. Паникаровский, Е.А. Маклакова (ООО «ТюменНИИгипрогаз», ТО «СургутНИПИнефть») Фильтрационно-емкостные свойства, порода-коллектор, глинистые частицы, проницаемость, дебит Filtration and capacity properties, reservoir rock, clay particles, permeability, flow rate Criteria of development targets productivity evaluation. Panikorovskii E.V., Panikorovskii V.V., Maklakova E.A.

It is shown that the evaluation of separate productive formations permits to calculate a work ing flow rate of a well and to plan the terms of the well workover operations. A relationship be tween the potential well flow rate and geophysical characteristics of the rock section. Fig. 1, table 1, ref.2.

При проведении разведочных работ и разработке месторождений возникает необходи мость оценки продуктивности отдельных объектов испытания и разработки. На получение № 6, 2010 Нефть и газ потенциально возможных дебитов из данных объектов могут влиять технические причины, связанные с гидродинамическими нагрузками, прилагаемыми к пластам при вскрытии и освоении, качество вскрытия пластов различными типами перфораторов и геологические условия. Наиболее изученными считаются поровые, гранулярные коллекторы неокома ме сторождений Западной Сибири, в которых содержатся основные запасы газа и конденсата.

А.А. Плотников и др. в нижнемеловых коллекторах выделяют четыре класса, где в каждом из них проблема получения промышленного дебита связана с фильтрационно-мкостными свойствами (ФЕС) коллекторов, а для реальных условий Ямбургского месторождения во втором объекте разработки он устанавливает три зоны запасов с определнными рабочими дебитами скважин. По его мнению, пласты с пористостью от 11 до 14 % почти не работают и не участвуют в формировании суммарного дебита скважин [1].

Продуктивные горизонты неокома представлены средне – и мелкозернистыми песчани ками и алевролитами. Обломочный материал средней степени сортировки составляет от до 95 %, цемент от 5 до 40 %. Основными породообразующими минералами являются кварц и полевые шпаты, распределнные приблизительно в равных количествах от 40 до %, обломки пород от 10 до 15 %, слюды от 1 до 5 %. Цемент по составу – хлорит гидрослюдистый, а по типу цементации – плночный, плночно-поровый, базальный;

поры выполнены каолинитом.

Фильтрационно-мкостные свойства пород нижнемеловых отложений изменяются в широких пределах: проницаемость от 1·10-3 до 500·10-3 мкм2, пористость от 9,0 до 21,0 %.

Значения открытой пористости пород – коллекторов неокома изменяются в широком диапа зоне и при близкой проницаемости е значения зависят от глубины залегания и генезиса пород.

Вскрытие и освоение продуктивных пластов нефтяных и газовых месторождений За падной Сибири осуществляется в сложных геологических условиях. Это связано со сложно стью геологического строения по разрезу вскрываемых продуктивных пород и широким изменением физико-литологических свойств по площади распространения продуктивных отложений, наличием на отдельных месторождениях пластов с аномально высоким пласто вым давлением и высокими пластовыми температурами от 80 до 115 С.

Вскрытие продуктивных пластов проводится, как правило, на неминерализованных глинистых растворах на водной основе, что вызывает кольматацию прискважинной зоны буровыми растворами, а проникновение фильтратов растворов в продуктивный пласт при водит к набуханию глинистых минералов, что может привести к полной изоляции скважи ны от пласта.

Возможное снижение фазовой проницаемости пород-коллекторов может быть связано с проявлением следующих факторов:

изменением состояния глин при контакте с менее минерализованным фильтратом бурового раствора;

с химическим составом и минерализацией пластовой и остаточной воды;

средним значением проницаемости и пористости пород-коллекторов продуктивного пласта;

динамической вязкостью нефти и пластовой воды;

с величиной репрессии при вскрытии и депрессии при освоении продуктивных пла стов;

продолжительностью процесса вскрытия и освоения продуктивного пласта;

составом и свойствами технологических жидкостей, применяемых для вскрытия и освоения продуктивных пластов [2].

Поровые породы-коллекторы обладают поровой проницаемостью, обусловленной нали чием систем поровых каналов, которые способны пропускать через себя жидкости или газ.

При вскрытии скважиной разреза горных пород, представленных поровыми коллекторами, происходит проникновение фильтратов промывочных жидкостей в поровое пространство пород-коллекторов, что приводит к снижению проницаемости.

Основными процессами, влияющими на процесс изменения фильтрационных характе ристик коллекторов, являются адсорбция органических компонентов минеральным скеле том породы и неорганических компонентов, представленных главным образом водной фа зой, глинистым цементом породы. Из органических компонентов, которые адсорбируются скелетом породы, наиболее распространены кислотные компоненты нафтеновой, кар 48 № 6, Нефть и газ боксильной, олеиновой кислот. Основным адсорбентом органических кислот является си ликатная составляющая скелета породы. Это связано с тем, что силикаты имеют обычно отрицательный заряд, образуя слабокислотную поверхность при нейтральной РН воды, а карбонатная часть породы имеет в этом случае положительный заряд, образуя слабощелоч ную поверхность, адсорбирует компоненты противоположной полярности. Поверхностный заряд силикатов и карбонатов в присутствии воды положителен при низком РН и отрицате лен при высоком РН. У силикатов поверхность становится отрицательно заряженной при РН от 2 до 3,7, а у карбонатов при РН от 8 до 9,5.

При закачке пресной воды в прискважинную зону или при проникновении в не водного фильтрата промывочной жидкости происходит изменение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Основной проблемой глиносодержащих пород является адсорбция воды на поверхности глинистых частиц, в результате которой происходит образование вод ных кристаллогидратов. Наиболее подвержены этим процессам следующие глинистые ми нералы: монтмориллонит, иллит и хлорит.

Глины обладают свойствами изменять объм, если меняется солность водного раство ра. Прогнозировать поведение глин при взаимодействии их с водой почти невозможно без экспериментальных исследований. Наиболее подвержены процессу увеличения объма в воде глинистые минералы монтмориллонитового ряда. Монтмориллонит при впитывании воды имеет свою структуру, увеличивает свой объм в шесть раз и значительно снижает проницаемость пород-коллекторов. В случае набухания монтмориллонита в основных про водящих порах коллектора происходит образование малопроницаемого или совсем не про ницаемого барьера.

При проникновении пресного фильтрата в глиносодержащую породу возможны два ва рианта изменения фильтрационных свойств при набухании глин.

В первом случае происходит изменение и увеличение водонасыщенности, пористости, снижение проницаемости из-за образования гидратного слоя, уменьшающего эффективный диаметр поровых каналов.

Во втором случае из-за диспергирования глинистых частиц, вызванные переходом их в подвижное состояние, изменяются фильтрационные свойства породы, и происходит коль матация частицами глины капилляров в местах их сужения и перегибов.

Миграция глинистых частиц в прискважинную зону приводит к снижению проницаемо сти пласта и продуктивности скважины. Вынесенные глинистые частицы из пласта по со ставу могут быть филосиликаты с размером частиц менее 4 мкм или илистые – алюмосили каты, с размером частиц от 4 до 64 мкм, среди которых чаще всего встречаются частицы каолинита.

Различия между мигрирующими частицами глин обусловлены различным расположе нием атомов в кристаллической рештке минералов. Основной характеристикой глинистых частиц является площадь поверхности взаимодействия с пластовыми флюидами, то есть способность глинистых частиц к миграции зависит от площади поверхности взаимодей ствия их с пластовыми флюидами.

Загрязнения призабойной зоны, связанные с миграцией частиц, обычно локализуются в самой близкой к скважине части пласта радиусом от 1 до 1,5 м.

Весь перечисленный комплекс геолого-технических причин, вызывающих снижение ФЕС продуктивных пластов, оказывает отрицательное влияние на производительность скважин.

Используя данные геофизических исследований скважин (ГИС) и исследований керно вого материала, можно установить связь между ФЕС и геофизическими характеристиками.

Обычно в качестве геофизической характеристики используется пс (относительная ампли туда ПС). Песчано-алевритовые отложения характеризуются обычно чткими отрицатель ными аномалиями ПС, а глинистые отложения положительными аномалиями ПС. При ин терпретации ГИС пористость песчаников и алевролитов в определнной степени характери зует их проницаемость, а в качестве геофизического критерия коллекторских свойств ис пользуют параметр пс Относительная амплитуда аномалии ПС представляет отношение амплитуды отклонения кривой ПС против изучаемого пласта и опорного пласта. В качестве опорного пласта выбирают мощный однородный пласт песчаника, обладающий высокой пористостью и хорошо выдержанный по площади месторождения.

№ 6, 2010 Нефть и газ Данные распределения величин пс по пластам Уренгойского месторождения показы вают, что коллекторы горизонтов БУ80;

БУ8;

БУ91 имеют пс 0,8. В горизонтах БУ10-11;

БУ11;

БУ121 присутствуют чистые (пс от 0,8 до 1,0) и глинистые коллекторы. Коллекторы пластов БУ111 и БУ131 имеют преимущественно глинистый состав пс и изменяются от 0,5 до 0,8.

Аналогичные явления наблюдаются в породах-коллекторах Ямбургского месторожде ния, где установлены величины пс для пластов первого и второго объектов разработки.

Наиболее чистыми и однородными в первом объекте являются коллекторы БУ31 (пс 0,8), остальные пласты более глинистые или полностью заглинизированные. Менее заглинизи рованными из пород-коллекторов второго объекта являются БУ83, где пс изменяется в пре делах от 0,7 до 1,0, а для остальных пластов этот параметр изменяется в широких пределах от 0,3 до 1,0.

Используя данные дебитометрии, термометрии, шумометрии по второму объекту разра ботки Ямбургского месторождения удалось установить, что при значениях от 0, до 0,5 пласты относятся к низкодебитным. Ниже этого предела пс газ в скважину не посту пает. Распределение пластов на работающие и неработающие (в зависимости от пс) приво дятся в таблице.

Распределение пластов второго объекта разработки Ямбургского месторождения по ФЕС и возможности получения притоков газа Относительная ам- Открытая Проницаемость, Промысловая плитуда, пористость, К·10-3 мкм2 характеристика объектов пс доли ед. % Слабоработающие 0,350,5 11,513,0 0,71,0 газом или неработающие пласты Слабоработающие 0,60,7 13,015,0 2,020,0 газом и работающие газом пласты Основные работающие 0,8 0,9 15,016,0 50,0200, пласты Основные работающие 0,9 1,0 200,0500, 16,018, пласты В качестве промыслового параметра, позволяющего оценивать фильтрационные харак теристики, принимается удельный дебит, q :

Q q, h эф где Q – среднесуточный дебит скважины, тыс. м3/сут;

h эф – эффективная газонасыщенная толщина, вскрытия перфораций, м.

По результатам ГИС и гидродинамических исследований, проводившихся в процессе разработки пластов БУ80;

БУ84;

БУ82;

БУ83;

БУ94 Ямбургского месторождения установлена корреляционная зависимость между отдельными дебитами, полученными из этих пластов по данным дебитометрии и относительной амплитудой пс (рисунок).

Используя полученную зависимость q f( пс ) можно оценивать объм газа, поступа ющего в скважину из каждого конкретного объекта в процессе разработки, рассчитывать рабочий дебит скважины устанавливать объекты интенсификации при составлении планов капитального ремонта скважин.

50 № 6, Нефть и газ q, тыс.м 3 / сут/м 1, 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1, пс Рисунок. График зависимости удельного дебита от относительной амплитуды пс второго объекта разработки Ямбургского месторождения:

y = 54,496x3,5986, R2 = 0, Таким образом, при оценке продуктивности объектов эксплуатации в скважинах необ ходим дифференцированный подход с учтом всех технических и геологических факторов.

Список литературы 1. Плюшников А.А., Пономарв В.А., Рыжов А.Е. Обоснование критериев дифференциации запа сов газовых залежей – М.: Газовая промышленность №1, 1995, - С. 28 – 29.

2. Боков А.Е., Берцкович Э.А., Герцен И.П. и др. Разработка и внедрение методики и технологии комплексного изучения разрезов скважин на площадях со сложными геолого-техническими условиями.

– М., ВНИИОЭНГ. Обз инф. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. 1977. – 42 с.

Сведения об авторах Паникаровский Е.В., к. т. н., научный сотрудник лаборатории по эксплуатации и ремонту сква жин, ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.: 28-66- Паникаровский В.В., д.т. н., ведущий научный сотрудник лаборатории вскрытия продуктивных пластов и повышения продуктивности скважин, ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.: 28-67- Маклакова Е.А., научный сотрудник, ТО «СургутНИПИнефть, тел.: 687- Panikarovskii E.V., scientific worker, Laboratory of wells repair and operation, Limited liability company «TyumenNIIgiprogas», phone: (3452) 28-66- Panikarovskii V.V., Doctor of Technical Sciences, leading scientific worker, Laboratory of producing formations drilling and wells productivity improvement, Limited liability company «TyumenNIIgiprogas», phone: (3452) 28-67- Maklakova E.A., scientific worker of the Laboratory for geological modeling, Tyumen Branch of «Sur gutNIPIneft», phone;

+7(3452) 687- УДК 62.50:622. КРИТЕРИЙ И АЛГОРИТМ СТАБИЛИЗАЦИИ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОГРУЖНОГО НАСОСА. КРИТЕРИЙ* И.Г. Соловьев, В.В. Фомин, С.Г. Басов, А.Г. Кожин (ИПОС СО РАН, Тюменский государственный нефтегазовый университет) Модель эксплуатационного ресурса, погружной насос, оптимальный режим Operational life model, submersible pump, optimal conditions, mechanical impurities Criterion and algorithm of stabilization of the submersible pump operation optimal condi tions. Soloviev I.G., Fomin V.V., Basov S.G., Kozhin A.G.

A construction of a criterion of the operation optimal regime in the conditions of the abrasive action of mechanical impurities and associated vibration is reviewed. A trimeric model is offered for calculation of operational resource consumption intensity and the analytical scheme of justi fication of rational operation conditions for the problems mentioned above on the basis of volu metric and time indexes of stationary operation is presented. Fig. 1, table 1, ref. № 6, 2010 Нефть и газ Бескомпромиссная политика нефтедобывающих компаний на интенсификацию режимов эксплуатации скважин с широкомасштабным применением технологий по типу гидрораз рыва пласта и высокопродуктивных погружных электронасосов порождает проблемы низ кой функциональной надежности скважинных систем.

Основными факторами сокращения межремонтного периода являются:

а) абразивное стачивание рабочих органов насоса выносом механических примесей и, как следствие, падение напорной характеристики насоса;

б) прогрессирующая вибрация, ведущая к интенсивному расходу ресурса гидрозащиты и в целом изоляции;

в) нестабильные параметры притока, связанные с уменьшением коэффициента продук тивности (вынос пропанта) и снижением зонального среднепластового давления (запазды вающее обустройство новых участков системы поддержания пластового давления).

Современная техника обустройства скважин системами глубинной телеметрии и ча стотно-управляемыми приводами [1, 2] в целом увеличивают регулировочные потенциалы технологий нефтедобычи, создавая условия для частичной компенсации действия ослож няющих факторов эксплуатации.

Однако широко обсуждаемые решения, парирующие возможные снижения параметров притока при автоматическом переходе на режим периодической откачки [3-4] с сильным падением результирующей продуктивности, рассматривается в современной производ ственной практике, как временная схема продления срока службы УЭЦН до проведения сопутствующих геолого-технических мероприятий.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |
 





 
© 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.