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 |

«К 100-летию ВИКТОРА ИВАНОВИЧА МУРАВЛЕНКО 24 декабря 2012 г. исполняется 100 лет со дня рождения одного из выдающихся организато- ров нефтяной промышленности нашей страны — Муравленко Виктора ...»

-- [ Страница 2 ] --

8(3452) Kustyshev D. A., post graduate, scientific worker of «TyumenNIIgiprogas, LLC.», Tyumen State oil and Gas University, phone: 8(3452) 286- Kustyshev I. A., Candidate of Technical Sciences, chief specialist, of «TyumenNIIgiprogas, LLC.», associate professor of department «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452) Agasandyan V. E., General director of «Atlas International, LLC.», Moscow, phone: 8(3452) Нефть и газ УДК 552.578.2: ОБРАЗОВАНИЕ ЗОН НЕФТИ С РАЗЛИЧНЫМИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ СВОЙСТВАМИ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ FORMATION OF ZONES OF OIL WITH DIFFERENT PHYSICAL AND CHEMICAL CHARACTERISTICS IN THE PROCESS OF THE DEPOSIT DEVELOPMENT А. В. Сорокин, В. Д. Сорокин, М. Р. Сорокина A.V. Sorokin, V. D. Sorokin, M. R. Sorokina ООО «Омега-К», Тюменский государственный университет, г.Тюмень Ключевые слова: подвижная нефть, гидродинамическая модель, градиенты свойств нефти, массообменные процессы Key words: movable oil, hydrodynamic model, gradients of oil properties, mass-exchange processes Информация о физико-химических свойствах нефти необходима для получения под счетных параметров, используемых в методике расчета запасов нефти и газа, и при по строении гидродинамической модели процесса вытеснения нефти. В последнее время поя вился ряд обобщающих работ по этому направлению, применение принципов и методик которых позволяет построить более точные модели физико-химических свойств пластовой нефти и прогнозировать изменения значений свойств подвижной нефти, происходящие в пласте при разработке залежи.

Собственно экспериментальная информация о значениях физико-химических свойств пластовой нефти отсутствует по причине того, что отбираются и изучаются пробы только подвижной составляющей пластовой нефти. Подробно эта проблема освещена в работах [1, 2]. В настоящее время получение информации о значениях физико-химических свойств пластовой нефти возможно с помощью экспериментально-расчетных методов, основы ко торых изложены в работе [3].

В научной литературе описаны две модели свойств пластовой нефти: одна декларирует однородность состава и изотропность свойств ее в пласте, другая — основана на неодно родности ее состава и свойств на уровне порового пространства.

Первая модель пластовой нефти основана на лабораторном изучении свойств нефти в свободном объеме без учета особенностей ее взаимодействия с поверхностью порового пространства. Равенство значений подвижной составляющей пластовой нефти (попадающей сначала в скважину, затем в пробоотборник) и пластовой нефти базируется на модели неф ти, основанной на предположении однородности состава и изотропности ее свойств в пла сте. Тождественность значений физико-химических свойств подвижной составляющей пла стовой нефти и пластовой нефти пока никем не доказана.

С точки зрения данной модели нельзя объяснить многочисленные экспериментальные данные о неоднородности начальных значений физико-химических свойств нефти по пло щади и разрезу залежи, слабую повторяемость результатов исследований свойств нефти на одной и той же скважине, а так же экспериментально наблюдаемые изменения параметров нефти в процессе разработки нефтяной залежи.

Следовательно, возникает вопрос достаточной степени обоснованности подсчетных па раметров, используемых при подсчете геологических запасов нефти и газа, которые основа ны на свойствах подвижной нефти. Применяемые в практике методики построения гидро динамической модели процесса вытеснения нефти, как правило, не учитывают динамику изменения свойств подвижной нефти, а используют начальные значения ее свойств в виде констант.

Вторая модель пластовой нефти учитывает энергетическое взаимодействие ее отдель ных компонентов с поверхностью коллектора. Основные результаты экспериментов лабора торного моделирования структурированных слоев нефти приведены в работе [4], а структу ра пластовой нефти в рамках данной модели приведена в работах [1, 2]. Избирательное взаимодействие компонентов нефти с поверхностью гидрофобного коллектора приводит к возникновению структурированных слоев нефти (терминология автора [4]), которые распо ложены вблизи поверхности коллектора. Нефть, находящаяся в данных слоях, имеет повы шенную концентрацию смол и асфальтенов в составе, а так же переменные по толщине и более высокие значения следующих показателей: молярной массы, плотности, вязкости и более низкие значения газосодержания, по сравнению с нефтью, находящейся вне структу рированного слоя. Чем ближе к поверхности коллектора, тем значения свойств нефти Нефть и газ структурированного слоя сильнее отличаются от значений свойств нефти вне его. Схема тично строение слоев нефти, находящейся в крупнопористом и мелкопористом коллекто рах, приведено на рис.1а.

Рис.1.

а) Строение слоев нефти у поверхности в крупнопористом и мелкопористом коллекторе в статическом состоянии: 1 – поверхность коллектора;

2 — адсорбционный слой нефти;

3 — структурированный слой нефти;

4 — нефть вне структурированного слоя;

, — динамическая вязкость и плотность нефти при пластовых условиях;

Г — газосодержание.

б) Особенности вытеснения нефти из крупнопористого и мелкопористого коллектора при внедрении воды: 5 — закачанная вода Толщина структурированного слоя нефти зависит от наличия и соотношения компонен тов в ее составе, от свойств коллектора (минералогического состава, размеров пор и т.д.) и может достигать 5 мкм, при наиболее характерной толщине в реальных условиях 0,2–1 мкм.

На месторождениях Западной Сибири до 50% пор коллектора имеют размер менее 1 мкм.

Поэтому доля запасов нефти, находящейся в структурированном слое реального коллекто ра, лежит в пределах 20–99%. Данная модель нефти, учитывающая энергию взаимодействия своих отдельных компонентов между собой и с поверхностью коллектора, в статическом состоянии является термодинамически равновесной. Структура пластовой нефти приведена на рис.2. В процессе разработки нефтяной залежи пластовая нефть разделяется на подвиж ную и неподвижную составляющие.

Свойства структурированных слоев нефти, находящейся в гидрофобном коллекторе, ла бораторными исследованиями изучены достаточно хорошо. Значения ее интегральных ха рактеристик (молярной массы, плотности, вязкости) могут быть оценены расчетными мето дами. Энергетические связи взаимодействия молекул нефти с поверхностью гидрофильного коллектора к настоящему времени изучены недостаточно. Как известно, в большинстве реальных случаев смачиваемость коллектора водой имеет промежуточные значения, поэто му можно оценить долю нефти и ее свойства в структурированных слоях, а следовательно, и получить более обоснованные значения свойств пластовой нефти. Эти знания физико химических свойств пластовой нефти должны быть учтены при определении ее запасов. По данным работ [3, 5, 6] учет значений физико-химических свойств нефти структурированных слоев в пластах групп Б и Ю месторождений Западной Сибири приводит к росту геологиче ских запасов нефти, определенных объемным методом, на 10–20%.

С точки зрения второй модели пластовой нефти достаточно хорошо объяснимы разли чия в начальных значениях физико-химических свойств подвижной нефти, и их изменчи вость, которая наблюдается на всех месторождениях Западной Сибири в процессе их разра ботки, основные результаты этих исследований приведены в работах [5, 7].

С началом разработки залежи при приложении гидродинамического воздействия про цесс движения пластовых жидкостей выглядит следующим образом. В первую очередь в процесс дренирования вовлекается нефть, находящаяся вне структурированного слоя (в центральной части поры) и нефть, наиболее удаленной от поверхности коллектора части структурированного слоя. Следует отметить, что структурированные слои нефти, находя щиеся в непосредственной близости от поверхности коллектора при приложении реальных гидродинамических воздействий не переходят в подвижное состояние, тем самым, умень шая сечение пор (следовательно, ухудшая проницаемость коллектора), по которым фильт Нефть и газ руется поток пластовой жидкости, что необходимо учитывать при построении гидродина мической модели процесса вытеснения нефти.

Рис.2. Структура пластовой нефти Возникновение градиентов физико-химических свойств пластовых жидкостей и образо вание зон нефти с разными значениями свойств в процессе разработки нефтяного пласта обусловлено значительным количеством причин. Разделение залежи на зоны в процессе ее разработки, основанное на различиях в них значений физико-химических свойств пласто вых жидкостей приведено на рис.3, для упрощения на нем приведены только зоны, имею щие наибольшие размеры.

В процессе дренирования в поровом пространстве движется нефть иного состава (по сравнению со статическим состоянием (см. рис.1б)), что ведет к нарушению термодинами ческого равновесия пластовой нефти в конкретной поре и всей пластовой системе в целом.

Эта нефть соответствует зоне 1 (см. рис. 3), что приводит к возникновению массообменных процессов на микроуровне, которые, в свою очередь, ведут к изменению значений свойств нефти в структурированных слоях и вне их. Так как процесс дренирования непрерывен во времени, то углеводородная система в течение разработки залежи постоянно неравновесна.

Значения свойств нефти в разных зонах:

- газосодержание нефти - плотность и динамическая вязкость нефти Рис. 3. Зоны разрабатываемой залежи с различными значениями физико-химических свойств пластовых жидкостей При разработке залежи с использованием вытесняющих агентов: воды или газа (как по верхностной закачки, так и газа горения) взаимодействие пластовых жидкостей еще более Нефть и газ усложняется. При замещении части порового пространства газом или водой на уровне по ры, состав содержимого в ней изменяется, а так как вода и газ являются массообменно активными компонентами, то для установления термодинамического равновесия внутри поровой системы, происходят массообменные процессы: часть легких компонентов нефти (неуглеводородные газы, метан, этан, пропан) растворятся в воде, а газы закачки или горе ния — в нефти, что ведет к изменению компонентного состава и значений ее свойств.

Наряду с массообменными процессами между элементами пластовой системы с вне дренными извне в пору вытесняющими агентами, происходят и пограничные массообмен ные процессы, обусловленные диффузионным движением массообменно-активных компо нентов по зонам дренирования.

При внедрении воды в поровое пространство происходит «смыв» части структуриро ванного слоя нефти и формирование перед фронтом закачанной воды волны нефти из этого слоя (см. рис.1б). Плотностно-вязкостные характеристики нефти зоны 2 имеют более высо кие значения, по сравнению с этими же характеристиками подвижной нефти, расположен ной в центральной части поры до начала ее движения. Движение фронта происходит в на правлении от нагнетательной к добывающей скважине. Этот фронт разграничивает зоны 1 и 2, на границе которого значения физико-химических свойств нефти скачкообразно изменя ются.

Экспериментальное подтверждение этого факта изложено в работе [8]. В результате крупномасштабных экспериментов, которыми были охвачены исследования свойств нефти более 100 скважин в течение 7 лет, установлено, что перед фронтом воды в скважину вы тесняется нефть, значения плотности которой в разгазированном состоянии на короткое время увеличивается, в большинстве случаев, на 15–35 кг/м3. После появления воды в про дукции скважины значения плотности нефти снижаются, но не достигают значений, пред шествующих появлению воды. Также установлено, что величина скачка плотности нефти не связана с динамикой обводненности продукции скважины, а является только результатом факта появления закачанной воды в добываемой продукции.

Далее расположен фронт пассивной воды, которая движется в зоне 3 совместно с неф тью, так как вода, ранее пройдя через зону 4, частично насытилась легкими углеводород ными компонентами нефти, то она в массообменных процессах участвует слабо, а массооб менными компонентами здесь являются нефть с незначительным содержанием легких ком понентов, пришедшая с водой из зоны 4 и нефть собственно зоны 3.

Затем движется фронт активной воды, разделяющий газонасыщенную и недонасыщен ную нефтяным газом закачанную воду. На границе этого фронта значения физико химических свойств нефти и воды различаются: газонасыщенная вода (в зоне 3) имеет меньшие значения динамической вязкости, так как в ней растворен определенный объем нефтяного газа по сравнению с водой, движущейся по зоне 4. Плотность и вязкость под вижной и неподвижной нефти в зоне 3 имеют более высокие значения, по сравнению со значениями этих параметров в зоне 1. Переход газовых компонентов из нефти в воду на границе этого фронта приведет к различиям в значениях свойств подвижной и неподвижной нефти по разные стороны этого фронта. В зоне 3 определяющим фактором гидродинамиче ского сопротивления является динамическая вязкость смеси воды и нефти на порядок пре вышающая собственные значения динамической вязкости воды и подвижной нефти по от дельности.

Позади фронта активной воды в зоне 4 подвижная и неподвижная нефть почти не со держит легких водорастворимых компонентов, и значения ее свойств (плотности и вязко сти) приближаются к значениям свойств разгазированной нефти при данных термобариче ских условиях. Разница в значениях плотности нефти до и после этого фронта для нефти месторождений Западной Сибири составляет 30–50 кг/м3, а динамической вязкости — в 4–8 раз.

Таким образом, в разные периоды разработки нефтяной залежи в ней возникают обшир ные зоны с различными значениями физико-химических свойств вмещающих жидкостей, которые не только имеют существенную разницу значений, но которые скачкообразно ме няются на границе соответствующего фронта. Это приводит к нестационарности парамет ров процесса гидродинамического воздействия. Более подробная информация с оценкой размеров зон в разрабатываемой нефтяной залежи приведена в работе [3].

Для построения постоянно действующей гидродинамической модели вытеснения нефти из пласта, учитывающей вышеприведенные особенности процесса вытеснения, важно определить размеры этих зон и значения физико-химических свойств движущихся по ним жидкостей, потому что характер вытеснения смесей из каждой зоны различен.

Нефть и газ Модель процесса вытеснения нефти еще более усложняется в случае учета различий коллекторских свойств пласта. Если скорости движения жидкостей по пропласткам различ ны, то по каждому из них и скорости движения фронтов будут разными и неизбежно воз никнет массообменный диффузионный перенос подвижных компонентов нефти через гра ницы пропластков, это повлияет на значения свойств нефти во всех зонах, что, в свою оче редь, необходимо учитывать при построении модели процесса вытеснения нефти из пласта.

Различия в значениях физико-химических свойств нефти после формирования всех зон между нагнетательными и добывающими скважинами для месторождений Западной Сиби ри составят: плотности нефти при пластовых условиях — 50–90 кг/м3, динамической вязко сти — 10–30 раз, газосодержания — 5–20 раз. Снижение фильтрационных возможностей коллектора, возникших по причине наличия структурированного слоя, учет фактических значений физико-химических свойств нефти в каждой зоне разрабатываемой залежи, вне всякого сомнения, окажет влияние на коэффициент вытеснения нефти водой. В каждой зоне залежи значения этого коэффициента будут различными, что необходимо учитывать при определении величины КИН залежи в целом.

Основной объем информации о подвижной нефти характеризует ее свойства в безвод ный период разработки залежи (нефть 1 зоны) и определяется только организационными особенностями исследовательской деятельности. На месторождениях Западной Сибири 50–90% нефти добывается в водный период разработки (нефть из 3 и 4 зон), а во времени разработки залежи эта доля еще больше, следовательно большая часть процесса разработки залежи не обеспечивается объективной информацией о физико-химических свойствах неф ти, что и отражается на качестве гидродинамического моделирования и не позволяет ре шить задачу создания постоянно действующей гидродинамической модели.

Относительные фазовые проницаемости в конкретной точке пласта зависят от долей подвижной нефти и воды и от соотношения значений их свойств. В каждом конкретном случае, если результат расчета вытеснения нефти по гидродинамической модели не совпа дает с фактом, то следует признать, что это можно объяснить только разницей значений физико-химических свойств подвижной нефти, принятых в модели и значений фактических свойств подвижной нефти, так как параметры коллектора неизменны, а свойства воды хо рошо изучены и их значения в данной точке пласта могут быть смоделированы достаточно точно. Таким образом, для создания постоянно действующей гидродинамической модели необходимо использовать фактические значения свойств движущихся пластовых жидко стей, находящихся в различных зонах залежи.

Наиболее слабым местом всех и довольно многочисленных методик расчета изменений значений физико-химических свойств пластовых жидкостей, обусловленных изменением термобарических условий пласта, является неточность информации о значениях термиче ских и барических коэффициентов. Причиной этого являются отсутствие детальных пред ставлений о фактических значениях свойств пластовых жидкостей в той или иной точке пласта. Так как значения физико-химических свойств нефти в каждой зоне отличаются ме жду собой, то и получать барические и термические коэффициенты необходимо отдельно для нефти каждой зоны.

Как показывает практический опыт авторов в области исследований физико-химических свойств нефти в процессе разработки залежи, изменения значений ее свойств, обусловлен ные внутрипластовой структурой нефти и внутрипластовыми массообменными процессами, на порядок выше, чем изменения значений свойств нефти, связанные с изменением давле ния и температуры в залежи во время ее разработки.

С помощью существующих экспериментальных методов исследования физико химических свойств нефти и методов расчета значений ее свойств, приведенных в цитируе мых выше работах, имеется возможность получения значений физико-химических свойств:

пластовой нефти (с учетом долей и значений свойств всех ее составляющих) для бо лее обоснованного результата подсчета ее запасов;

подвижной нефти с учетом динамики изменения ее свойств на период разработки для каждой зоны залежи с целью построения более обоснованной и постоянно действую щей гидродинамической модели процесса вытеснения нефти;

остаточной нефти каждой зоны залежи для более обоснованного выбора технологии ее извлечения.

Выводы 1. Необходимо менять нормативную базу и методики по изучению физико-химических свойств нефти, по причине имеющихся принципиальных отличий в методах исследования жидких углеводородов в поровом пространстве и в свободном объеме.

2. Наличие неподвижной части структурированного слоя нефти на поверхности поро вого пространства ведет к уменьшению его фильтрационного сечения, что необходимо учи Нефть и газ тывать при гидродинамическом моделировании процесса вытеснения нефти.

3. Экспериментальное определение коэффициента вытеснения нефти водой необходи мо проводить с использованием физической модели нефти, соответствующей нефти каждой зоны залежи.

4. При гидродинамическом моделировании процесса вытеснения нефти необходимо использовать зональные значения свойств пластовых жидкостей.

5. Для создания постоянно действующей гидродинамической модели вытеснения неф ти необходимо использовать функциональные зависимости изменения свойств подвижной нефти.

Список литературы 1. Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Учет физико-химических свойств составляющих пластовой нефти в методиках подсчета запасов и расчета процессов нефтеизвлечения. // Известия вузов. Нефть и газ. – Тюмень, – 2005, – № 6. – С.34–40.

2. Sorokin A.V., Sorokin V. D. Information structure of in-situ oil. //ROGTEC, 2007, №8. – pp.12-20.

3. Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Исследование процесса изменчивости физико-химических свойств пластовой нефти при разработке месторождений Западной Сибири. - Тюмень: Вектор-Бук, 2004. - 237 с.

4. Мархасин И. Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. – М.: Недра, 1977. - 214 с.

5. Сорокин А. В., Сорокин В. Д., Сорокина М. Р. Влияние изменчивости свойств нефти на методику и результа ты подсчета запасов углеводородов. // Известия вузов. Нефть и газ. – Тюмень, – 2005, – № 5 – С.45–50.

6. Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Методика расчета физико-химических свойств пластовой нефти при использо вании в подсчете запасов углеводородов. // В сб. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тю мень: Вектор-Бук, 2005, № 5. - С.93-95.

7. Сорокина М. Р. Расчет значений физико-химических свойств подвижной нефти для моделирования процессов нефтевытеснения. // В сб. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки нефтегазовых месторождений». Тюмень: Вектор-Бук, 2005. - С.114–116.

8. Сорокин А. В., Сорокин В. Д., Терешина Т. В. Механизмы изменения плотности газонасыщенной нефти в процессе разработки залежи. // В сб.: «Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промыш ленности Западной Сибири». – Тюмень, СибНИИНП, 1999. – С.122–130.

Сведения об авторах Сорокин Александр Владимирович, заместитель директора по научной работе, ООО «Омега-К», тел.:

8(3452) 30-16- Сорокин Владимир Дмитриевич, генеральный директор, ООО «Омега-К», тел.:8(3452) 30-16- Сорокина Марина Рашидовна, к.т.н., доцент, начальник отдела аспирантуры и докторантуры, Тюменский го сударственный университет, тел.8(3452) 46-18- Sorokin A. V., Deputy Director in scientific work, Limited Liability Company «OMEGA-K», phone: +7(3425) 30-16- Sorokin V. D., Director General, Candidate of Technical Sciences, Limited Liability Company «OMEGA-K», phone:

+7(3425) 30-16- Sorokina M. R., Candidate of Technical Sciences, assistant professor, Head of Postgraduate Education and Doctoral Training Department, Tyumen State University, phone: +7(3452) 46-18- _ УДК 622.276.054. ИНТЕГРАЛЬНЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ КРАЙНИХ ПОЛОЖЕНИЙ ХОДА ШТОКА НА ДИНАМОГРАММЕ THE INTEGRAL METHOD OF DETERMINATION OF THE PISTON STROKE LIMIT POSITIONS ON A DIAGRAM М. Е. Сидоров, С. В. Светлакова M. E. Sidorov, S. V. Svetlakov Уфимский государственный нефтяной технический университет,г.Уфа Уфимский государственный институт сервиса, г.Уфа Ключевые слова: штанговый глубинный насос, динамограмма, диагностика, крайние положения штока, период качания Key words: bottom-hole sucker-rod pump, dynamogram, diagnostics, piston rod limit positions, time of swing При работе штангового глубинного насоса (ШГН) полированный шток периодически совершает возвратно-поступательное движение. Неточное определение крайнего верхнего и крайнего нижнего положений (КВП и КНП) хода штока, а следовательно, точек начала, середины и конца развертки динамограммы, приводит к искажению формы динамограммы и неверной диагностике работы ШГН. Указанные неточности особенно значительны при замерах с помощью переносного модуля сбора информации (МСИ), поскольку в этом слу чае крайние положения хода штока определяются оператором визуально и фиксируются нажатием клавиш на МСИ. Как показали результаты замеров, даже при использовании дат Нефть и газ чиков положения и датчиков хода штока существуют неточности определения крайних по ложений хода штока, а развертка динамограммы по времени показывает разные нагрузки в начале и в конце.

При контроле насосного оборудования нефтепромыслов большое значение имеет расчет периода, в связи с чем разработаны различные способы и алгоритмы его определения [1], [2]. В системах диагностирования ШГН необходимо также определять крайние положения хода штока на динамограмме. Однако методы, реализующие идею определения точки рез кого роста нагрузки по времени [2], неверны по следующим причинам. В начале движения штока вверх плунжер неподвижен и рост статической нагрузки пропорционален перемеще нию штока, причем в крайнем нижнем положении штока производная нагрузки по времени равна нулю, затем растет, при этом максимум производной находится достаточно далеко от начала динамограммы. Закон перемещения штока по времени зависит от вида подъемного оборудования (станок-качалка, цепной привод и т.д.) [3], а динамограмма (для статической нагрузки) не зависит, поэтому точку резкого роста нагрузки правильнее определять по про изводной нагрузки от перемещения штока. Однако динамический характер нагружения штанг и "цифровой шум" датчиков, даже после сглаживания динамограммы, не позволяют корректно реализовать алгоритмы определения точки резкого роста нагрузки по производ ной нагрузки от перемещения штока.

В данной работе описывается интегральный метод определения крайних положений хо да штока на динамограмме ШГН. Для хранения, обработки и отображения результатов ди намометрирования ШГН, авторами статьи разработана программа "DinamoGraph", в кото рой реализованы алгоритмы, позволяющие проводить корректировку положения точек на развертке динамограммы, соответствующих КВП и КНП хода штока, за счет добавления, убавления и смещения точек на границах замеренных данных. Однако в случае большого количества динамограмм, полученных с использованием МСИ, с неточной фиксацией КВП и КНП хода штока, такая коррекция данных утомительна и требует некоторого опыта опе ратора, особенно, в случае недостаточного количества точек. Для решения указанной про блемы предложено автоматизировать процесс коррекции данных: после замера динамо граммы за время, несколько превышающее два периода хода штока, используется алгоритм расчета периода методом совмещения динамограмм, а затем метод определения крайних положений хода штока на динамограмме.

Алгоритм расчета периода.

Данный алгоритм заключается в следующем: часть развертки двойной динамограммы по времени (40% от начала замера) сдвигается вправо на 2/3 своей длины. Затем, при каж дом сдвиге на одну точку, рассчитывается сумма абсолютных отклонений нагрузок данной части от замеренной (рис.1). Положение, при котором сумма абсолютных отклонений наи меньшая (наилучшее совмещение динамограмм), соответствует сдвигу на период. Если средняя сумма отклонений нагрузок, нормированная по высоте динамограммы, больше 10%, то период не определяется. Данный случай реализуется, например, при времени заме ра, меньшего, чем два периода, а также при существенном изменении формы динамограм мы во втором периоде.

Рис. 1. Расчет периода методом совмещения динамограмм Метод расчета начала динамограммы.

Анализ замеренных динамограмм показывает, что в большинстве, положение точки на Нефть и газ чала динамограммы близко к нижней линии теоретической динамограммы (параллелограм ма) и находится в начале участка резкого роста нагрузки (рис. 2). Красные и синие метки означают 2 варианта определения КВП и КНП. Однако имеются динамограммы, например, полученные с "запарафиненных" скважин, в которых положение точки начала динамограм мы близко к середине участка роста нагрузки (рис. 3). Таким образом, необходимо разрабо тать метод определения положения точки начала динамограммы, учитывающий указанную особенность для различных видов динамограмм, а именно:

а) точка начала динамограммы находится в начале участка роста нагрузки, б) точка начала динамограммы находится в середине участка роста нагрузки.

Рис. 2. Начальная точка динамограммы соответствует началу резкого роста нагрузки Рис. 3. Начальная точка динамограммы соответствует середине участка роста нагрузки Хотя перемещение штока описывается гармоническим законом лишь приблизительно, для уравновешенных штанговых насосных установок КВП хода штока делит период кача ния (Т) примерно пополам, поскольку вал асинхронного электродвигателя вращается почти с постоянной угловой скоростью. Зная период качания и точку начала динамограммы, мож но определить и точку на динамограмме, соответствующую КВП хода штока.

Интуитивно можно предположить, что метод определения КНП хода штока связан с оп ределением максимальной площади, очерчиваемой линией нагрузки на развертке динамо граммы, относительно некоторой горизонтальной "нулевой" линии. В случае а) — предложена реализация метода с использованием алгоритма расчета наибольшей площади Нефть и газ относительно подвижной "нулевой" линии, а в случае б) — алгоритм расчета наибольшей площади относительно неподвижной "нулевой" линии (рис. 4).

а) б) Рис. 4. Определение площади относительно "нулевой" линии В первом алгоритме расчета площади точка, определяющая подвижную "нулевую" ли нию для первой части периода, есть предполагаемая точка начала динамограммы, а для второй части периода "нулевая" линия определяется в точке, соответствующей предпола гаемому КВП хода штока (см. рис. 4а). Изменяя положение предполагаемой точки начала динамограммы "i" (а также положение точки "i+Т/2") от первой замеренной точки до конца периода, рассчитывая при этом площадь, можно определить точку, которой соответствует наибольшая площадь, и принять ее за действительную точку начала динамограммы. В дан ном случае "нулевая" линия зависит от номера точки на динамограмме "i", то есть подвиж на.

Нетрудно показать, что в первом алгоритме для теоретической динамограммы, развер нутой по ходу (перемещению) штока, наибольшая площадь соответствует точке начала уча стка роста нагрузки. Действительно, площадь многоугольника ABCDA (рис. 5а) всегда больше площади многоугольника A1BCC1D1A1, где A1 — произвольная точка на линии АВ, поскольку разность между площадями равна S1+S2-S3, а несложные геометрические расчеты показывают, что S1=S3, кроме того S2=0. Этот вывод справедлив и для второй части динамограммы, поскольку ее можно получить из первой, вращением относительно точки С.

а) б) Рис. 5. Определение наибольшей площади относительно "нулевой" линии Во втором алгоритме расчета площади, неподвижной "нулевой" линией является гори зонтальная линия для первой части периода, соответствующая наименьшему значению на грузки, и горизонтальная линия для второй части периода, соответствующая наибольшему значению нагрузки, следовательно, ее положение не изменяется для различных значений точек отсчета начала динамограммы (предполагаемых КНП хода штока), (см. рис. 4б).

Нефть и газ Смещая точку, определяющую предполагаемое начало динамограммы, от первой замерен ной точки до конца периода, рассчитываем различные значения площадей. За истинное начало динамограммы принимается точка, соответствующая наибольшему значению пло щади. Отметим, что в данном случае "нулевая" линия не зависит от номера точки на дина мограмме "i", то есть неподвижна.

Нетрудно показать, что во втором алгоритме для теоретической динамограммы, развер нутой по ходу (перемещению) штока, наибольшая площадь соответствует точке на середине участка роста нагрузки. Действительно (см. рис. 5б), площадь многоугольника A1BCC1D1A2A1, где A1 — произвольная точка на линии АВ, отличается от площади много угольника ABCDA на величину S=S2=h(H-h)/k, где H=CD, h=CC2=A1A2, k=CC2/C1C2. При чем S=0 в случаях, когда точка A1 совпадает с точкой А либо с точкой В. Для произволь ной точки А1 несложно найти первую и вторую производные S по параметру h. Из условия равенства нулю первой производной получаем hm=H/2 — значение параметра h для макси мального значения S (вторая производная 0). Этот вывод справедлив и для второй части динамограммы, поскольку ее можно получить из первой, вращением относительно точки "С".

Отметим, что хотя метки крайних положений хода штока показываются на развертке динамограммы по времени (см. рис. 2–4), расчет положения этих меток по методу наиболь шей площади производится с использованием развертки динамограммы по ходу штока. Это объясняется результатами численных экспериментов, показавших, что более стабильные результаты определения точки начала динамограммы по методу наибольшей площади по лучаются при развертке динамограммы по ходу штока, а не по времени. Таким образом, в каждой "i"-й точке полагается начало динамограммы (время "t" равно нулю) и производится развертка динамограммы по ходу штока "x", который зависит от вида подъемного оборудо вания и, например, для станка-качалки изменяется по гармоническому закону:

х=0,5L(1-Cos(2t/T)), где L — длина хода штока.

Реальные динамограммы отличаются от теоретических не только наличием динамиче ской составляющей усилий в штангах, приводящей к "волнистости", но и существенным изменением формы, вследствие утечек в клапанах, недостаточного притока, заеданию плунжера и т.д. Просмотр большого количества динамограмм показал, что метки, получен ные расчетом по алгоритму "б", не всегда находятся в середине линии роста нагрузки, но в этих случаях они и не определяют положение точки начала динамограммы. Зато метки, полученные расчетом по алгоритму "а", как правило, всегда расположены близко к началу резкого роста нагрузки. Таким образом, положение меток, полученных расчетом по алго ритму "а", более "устойчиво" к изменению формы динамограммы, чем положение меток, рассчитанных по алгоритму "б".

С целью автоматизации процесса выбора точки начала динамограммы из двух меток:

синий треугольник — алгоритм расчета "а" либо красный треугольник — алгоритм расчета "б" (см. рис. 2–3), предложено использовать невидимую метку "индикатор", рассчитанную по алгоритму "а" для площади во втором периоде динамограммы. Многочисленные тесты, проведенные для замеренных динамограмм, позволили установить, что для определения начала периода нужно выбирать метку, ближнюю к "индикатору". В программе "Dinamo Graph" данная рекомендация реализована автоматическим выбором соответствующего пе реключателя. В программе реализована также возможность перемещать метки, используя указатель мыши, если оператор считает, что положение метки не соответствует КНП хода штока, причем, как показывает опыт, наиболее просто визуально определить на динамо грамме точку, соответствующую КВП хода штока, поскольку после прохождения КВП на грузка резко падает, а КНП хода штока может находиться в начале и в середине участка роста нагрузки.

Выводы Проведенные численные эксперименты показали, что предложенный алгоритм расчета периода и интегральный метод определения на динамограмме крайних положений хода штока ШГН не зависят от вида подъемного механизма и формы динамограммы;

расчеты по разработанному методу позволяют практически точно определить начало динамограммы, что недостижимо при визуальном определении оператором крайних положений хода штока с фиксацией их на клавиатуре МСИ.

Список литературы 1. Ли Д. В. Определение периода сложных сигналов и диагностических коэффициентов при контроле насосного оборудования нефтепромыслов: Автореф. дис. канд. техн. наук. – Томск, 2004.

Нефть и газ 2. Патент РФ №2160385. Система телединамометрирования глубинных штанговых насосов. / В. Н. Зуев, А. В. Полев. МПК F 04 B 47/00 от 10.12.2000.

3. Ковшов В. Д., Светлакова С. В., Сидоров М. Е. Диагностирование состояния штанговой насосной установки с цепным приводом // Нефтегазовое дело. – 2010. – Том 8, №2. – С. 68–71.

Сведения об авторах Сидоров Михаил Евгеньевич, к.т.н, доцент, кафедра «Информатика и ИТК», Уфимский государственный ин ститут сервиса, г.Уфа, тел.: 8-960-399-83- Светлакова Светлана Валерьевна, к.т.н, доцент, кафедра «Автоматизация технологических процессов и про изводств», Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, тел.: 8-927-93-99-611, e-mail:

SSvetlakova@yandex.ru Sidorov M. E., Candidate of Technical Sciences, associate professor of department «Informatics and ETC», Ufa State In stitute of Service, phone: 8-960-399-83- Svetlakova S. V., Candidate of Technical Sciences, associate professor of department «Automation of technological processes and productions», Ufa State Oil technical University, phone: 8-927-93-99-611, e-mail: SSvetlakova@yandex.ru _ УДК 004. МЕТОДИКА МОДЕЛИРОВАНИЯ СИНТЕТИЧЕСКИХ ВОЛНОВЫХ ПОЛЕЙ ПО ДАННЫМ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ПО Z- И X-КОМПОНЕНТАМ METHOD OF MODELING OF SYNTHETIC WAVE FIELDS BASED ON THE DATA OF SEISMIC PROSPECTING ON Z AND X COMPONENTS Ю. Е. Катанов Yu. E. Katanov Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: синтетические волновые поля, сейсморазведка, вертикальное сейсмическое профилирование Key words: synthetic wave fields, seismic prospecting, vertical seismic profiling Сейсмическая миграция, как уравнение волны, базирует процесс, удаляющий искажения из мест отражений, смещая данные события в их корректные пространственные местопо ложения, возвращая рассеянную от дифракций энергию к их пунктам рассеивания.

Миграция не всегда занимала это центральное местоположение в потоке данных;

до прошлого десятилетия, она часто являлась дополнительным, заключительным шагом обра ботки.

После таких этапов, как вычисление, деконволюция, статика и скоростной анализ, со поставление глубинной и временной миграции (DMO) и суммирование по общей глубинной точке (CMP), финальный стек мог бы переместиться, чтобы обеспечить структурное изо бражение для интерпретации.

В случаях, где события дифракции на немигрировавшем стеке затенили тонкие цели, типа выклинивания извне и границ «рифа», миграция могла бы быть также выполнена в стратиграфических целях отображения.

Миграция была одним из самых ранних инструментов сейсмического отображения, ко торая, на ранних этапах развития, представлена только как отображение однократных ана логовых сейсмозаписей. Эти сейсмозаписи, полной дифрагированной энергии и случайного шума, до сих пор предоставляли наглядное отображение подповерхности земли.

Механическая миграция удаляла структурные искажения на ранних этапах сейсмозапи сей, а стек суммирования по общей глубинной точке (CMP) сокращал количество случайно го шума, тем самым, сохраняя большую часть дифрагированной энергии.

CMP-суммированные данные использовались относительно ранних цифровых мигра ций, которые типично ограничивались в их способности отображать «области крутого па дения» по двум причинам.

Во-первых, предположения о горизонтально-расположенных земных представлениях, используемых в уравнениях нормального смещения (NMO) процесса CMP-суммирования, приводили к подавлению суммарной энергии в «областях крутого падения» на стек объединенных участках.

Анализ амплитуды миграции, показывающий цели для амплитуды-против-угла (AVA), является весьма проблематичным. Столь же важный, как и это заявление, становится анализ других сейсмических признаков данных, при котором все еще нет ясного выбора — какой Нефть и газ поток обработки данных использовать, включая алгоритм миграции, если истинные ампли туды в получающемся изображении являются важными.

Сейсмическое моделирование и сейсмическая миграция, в некотором смысле, инверсии друг друга. Моделирование описывает передовой процесс распространяющихся волн от источников к рассеивателям на приемники, генерируя сейсмические данные. Миграция пытается уничтожить эффекты распространения волны, чтобы произвести изображение земли.

Полное уравнение волны конечно-разностного (F-D) моделирования не имеет никаких ограничений и производит все события, связанные с уравнением волны (например, много кратные отражения, головные волны и, когда используется упругое уравнение волны, ани зотропные эффекты и способы преобразования).

Поэтому (F-D) моделирование — это идеальный способ получения реалистичных сейс мических данных от образцовой земли, которая точно известна, в противоположность «ре альным» (полевым) данным, которые имеют неприятную собственность прибытия от неиз вестной реальной земли.

Хотя окончательная цель миграции состоит в том, чтобы построить изображение земли, используя «реальные» данные, — трудно проверить точность методов миграции, когда же лательный результат, корректное изображение, не известны.

(F-D) моделирование также имеет свойственные преимущества перед физическими об разцовыми данными, которые зарегистрированы в масштабе модели земли относительно источников и приемников, и в масштабе длины волны и времени.

Точное управление образцовой геометрией в этом масштабе является очень сложным.

Впоследствии, физические модели имеют тенденцию быть геометрически простыми, состоя из нескольких гомогенных блоков или слоев [1].

Если некоторые из них действительно содержат сложную внутреннюю структуру, то это возникает от используемых при построении модели данных, неизвестных в точных деталях.

Синтетические (вычисленные) данные являются столь же точными, как и детальными, в том виде, какими мы хотим их сделать, — они являются клиническими, разрешая нам изучить те эффекты, которые мы желаем познать.

Задача уточнения геологической модели отдельных участков месторождения в процессе их доразведки и разработки является весьма актуальной, поскольку зачастую результаты бурения первых на данной площади скважин не соответствуют проектным как в структур ном плане и по параметрам коллекторских свойств, нефтегазоносности целевых пластов [2].

При этом возникают трудности с проектированием размещения эксплуатационных скважин, особенно при разработке залежей горизонтальными стволами, поскольку точность даже структурных построений по данным наземной сейсморазведки является недостаточ ной.

Вертикальный сейсмический профиль (ВСП) получается измерением времени прохож дения импульса от источника до сейсмоприёмника (ков) в процессе фиксации всей серии сейсмоволн. Нормальные сейсмические операции фиксируют волны, распространённые от поверхностных или околоповерхностных массивов сейсмоприёмников.

ВСП даёт возможность проследить сейсмическую картину по глубине и предоставляет возможность для унифицированной интерпретации сейсмических и скважинных каротаж ных данных.

Множественное расположение сейсмоисточников даёт более детальную информацию по сравнению со съёмкой от одного источника. В случае если сейсмосъёмка является трёхмер ной, то это позволит записывать поперечные и продольные сигналы.

Комплексирование ВСП и аккустического каротажа (АК) очень эффективно, так как синтетические сейсмограммы, рассчитанные на основе упругих параметров пород разреза, позволяют расчленять сложное волновое поле и изучать влияние на него различных неод нородностей разреза.

Для комбинирования ВСП и АК целесообразно перейти к низкочастотным акустиче ским наблюдениям, позволяющим повысить детальность расчленения разреза по скоростям, что является основой стратиграфической сейсмики.

Под достоверностью результатов ВСП следует понимать их соответствие разрезу сква жины.

Допускается, что при субгоризонтальном залегании пластов горных пород траектория луча падающей волны удовлетворительно совпадает с осью скважины.

Нефть и газ Это позволяет считать, что результаты ВСП характеризуют разрез скважины, и целесо образно провести их взаимоувязку с результатами бурения (ГИС, петрофизика керна, шлам, опробование и др.) и сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ) на основе стандартных методик.

При негоризонтальном залегании акустически контрастных пластов пород, траектория луча падающей волны существенно не совпадает с осью скважины и результаты ВСП не характеризуют ее разрез.

Оценка достоверности результатов ВСП может выполняться на основе моделирования волнового поля, контроля идентичности формы импульса прямой волны, сопоставления интервальных скоростей сейсмических волн, оцененных по ВСП и АК и др. [3, 4, 5].

Используя имеющуюся информацию о скоростях распространения волн в среде при со ответствующих глубинах, полученную по данным акустического каротажа, строим графы зависимости скорости от глубины и скоростные модели среды по скв. 718 и 745 соответст венно, на примере Комариной площади (рис. 1, 2).

Рис. 1. Граф зависимости скорости от глубины для скв. Рис. 2. Граф зависимости скорости от глубины для скв. Нефть и газ Пользуясь данными акустического каротажа для скоростей продольных волн, по фор муле Кастани ( V p 1,16 Vs 1360 ) определяем скорости поперечных волн, а по формуле 310 (V p )0,25 ) — плотности на соответствующих глубинах.

Гарднера ( Итак, для соответствующих скоростей и плотностей, получаем синтетические сейсмо граммы по X- и Z-компонентам (рис. 3–6).

Стрелками, на синтетической и реальной сейсмограммах, показано несколько совпа дающих отражений, явно прослеживаемых из сравнения.

Рис. 3. Сейсмограмма синтетического волнового поля по Z-компоненте скв. (на примере Комариной площади) Рис. 4. Реальная сейсмограмма ВСП по Z-компоненте скв. 718 с пунктом взрыва (на примере Комариной площади) Нефть и газ Рис. 5. Сейсмограмма синтетического волнового поля по X-компоненте скв. (на примере Комариной площади) Рис. 6. Реальная сейсмограмма ВСП по X-компоненте скв. (на примере Комариной площади) Таким образом, методика создания синтетических волновых полей, по данным много волнового акустического каротажа, скважинной (ВСП) и наземной сейсморазведки, позво лит решить следующие задачи:

увязка сейсмических границ, глубинного и скоростного кубов, полученных в резуль тате глубинной миграции до суммирования скважинной информации;

увязка сейсмических горизонтов со скважинной информацией.

Однако даже после увязки сейсмических структурных построений со скважинами при бурении на исследуемой площади новых скважин наблюдаются ошибки, которые могут быть вызваны разными локальными причинами. Можно статистически оценить ожидаемую на данной площади ошибку (невязку) при последующем бурении для каждого целевого горизонта в рамках данной методики.

Данный подход эффективен в условиях не очень сложных моделей среды, когда сейс Нефть и газ мический снос до и после коррекции не слишком различается (приблизительно до углов 10 –15%). В противном случае приходится повторять глубинную миграцию с новой глубин но-скоростной моделью и выполнять последующую докоррекцию глубинно-скоростной миграции (ГСМ) на этапе суммирования (томография, способ учета остаточной кинемати ки), без смещения глубины.

Выводы Объективно существует значимое различие скоростей миграции и скоростей в среде, которые увеличиваются с усложнением реальной модели (градиенты скоростей по вертика ли и горизонтали, форма отражающих и преломляющих границ и др.).

Правильно выбранная скорость миграции обеспечивает получение оптимального изображения, но является причиной погрешностей, иногда существенных, при определении глубинного положения точек отражения.

В рамках данного подхода, возможна эффективная глубинная и скоростная коррек ция (масштабирование) результатов: трасс волнового поля (глубин), глубинно-скоростной модели;

возможна объективная оценка точности (ожидаемых ошибок) структурных по строений.

Список литературы 1. Масюков А. В., Масюков В. В. Итерационный метод интерполяции, основанный на масштабируемом сглажи вании: Математическое моделирование, 2005. - С. 46–56.

2. Давыдова Е. А., Копилевич Е. А., Мушин И. А., 2002, Спектрально-временной метод картирования типов гео логического разреза: доклад РАН. - С. 37–42.

3. Руденко Г. Е., Иванова О. В. Оптимизационная технология ПАРМ-КОЛЛЕКТОР: Геофизика. Спецвыпуск Тех нологии сейсморазведки, 2003. - С. 90–99.

4. Ведерников Г. В., Оболенцева И. Р., Тригубов А. В., 2004. - Особенности современного этапа развития много волновой сейсморазведки: Сейсмические исследования земной коры: Изд-во СО РАН. - С. 51–58.

5. Горшкалев С. Б., Карстен В. В., Беликов А. Е, Корсунов И. В., Шагин П. Ю. Преимущества использования комплекса P- и PS-волн на примере данных ВСП скважины ТВ-320: Сейсмические исследования земной коры: Изд-во СО РАН, 2004. - С.134–142.

Сведения об авторе Катанов Юрий Евгеньевич, преподаватель кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобы чи», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень, тел.: Katanov Yu. E., lecturer of the chair «Modeling and management of oil and gas production processes», Tyumen State Oil and Gas University, phone: _ УДК 622.276. ВЛИЯНИЕ КОНДЕНСАЦИОННОЙ ВОДЫ НА ФАЗОВЫЕ ПРЕВРАЩЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ВСЕХ ЭТАПАХ РАЗРАБОТКИ INFLUENCE OF CONDENSATION WATER ON THE PHASE TRANSFORMATIONS OF HYDROCARBONS AT ALL STAGES OF THE DEPOSIT DEVELOPMENT Е. И. Краснова E. I. Krasnova Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень Ключевые слова: конденсационная вода, установка PVT-соотношений, экспериментальные исследования, конденсатоотдача пласта, фазовые процессы Key words: condensation water, PVT bomb, experimental research, reservoir condensation fluid recovery, phase processes В газоконденсатных залежах наряду с углеводородами содержатся пары воды, которые оказывают влияние на фазовые превращения пластовых флюидов на всех этапах разработки месторождения, а следовательно, и на основные характеристики, такие как коэффициент извлечения конденсата из недр. Кроме конденсационной воды, в процессе разработки фазо вые процессы зависят и от остаточной пластовой воды. Связанная (остаточная) вода в зави симости от коллекторских свойств пород занимает различную часть порового объема.

В газоконденсатных залежах Уренгойского месторождения остаточная водонасыщенность находится в пределах 27,20–47,91% от порового объема. В табл. 1 приведены результаты исследований характеристик продуктивных горизонтов.

Нефть и газ Таблица Результаты исследований термобарических характеристик и остаточной водонасыщенности продуктивных пластов Термобарическое Пористость, Проницаемость, Водонасыщенность, условие Пласт % мД % Р, МПа Т, °С БУ1-2 22,4 65 20,9 166,5 27, БУ5 23,6 68 20,1 161,2 27, БУ80 26 75 14,8 7,8 47, БУ8 26 75 15,8 35,1 39, БУ9 26,5 76 16,7 74,5 37, БУ10-11 27,4 78 16 55,7 36, БУ12 28,5 80 15,7 41 35, БУ13 29 82 14,8 38,7 39, БУ14 30,3 85 15,1 43 36, При обосновании величины потенциального содержания конденсата в пластовом газе для Уренгойского месторождения в целом и по объектам разработки заложен принцип со блюдения пропорциональности отбора газа и конденсата по запасам углеводородов всех залежей.


Прогнозные кривые текущего потенциального содержания конденсата, получен ные на начальной стадии в соответствии с экспериментальными данными изучения газо конденсатных свойств и принятыми ГКЗ, приведены на рис. 1.

IVобъект III объект Кол -во конд -та, г/м 3 "сухого" газа 180 м-ние в целом 150 II объект 90 I объект 0 5 10 15 20 25 30 35 Пластовое давление, МПа Рис.1. Прогнозные кривые текущего потенциального содержания конденсата по объектам разработки Уренгойского месторождения Практика разработки месторождения показала, что указанная зависимость потенциаль ного содержания конденсата не выполняется, имеет место существенный дисбаланс ожи даемых ресурсов конденсата с добычей, его пластовыми потерями и остаточными запасами углеводородов.

На рис. 2 отражены значения, полученные на основании обобщения результатов изуче ния представительных пластовых проб разведочных скважин методом дифференциальной конденсации.

прогноз С о д е р ж а н и5е+, С /м г ф акт 0 5 10 15 20 25 Д авление, М П а Рис.2. Прогнозные и фактические данные выхода конденсата Нефть и газ На стадии геолого-разведочных работ и в период опытно-промышленной эксплуатации Уренгойского месторождения выполнен большой объем промысловых и лабораторных ис следований. По представлению некоторых исследователей конденсационные воды газокон денсатных залежей образуются в течение геологического времени при конденсации парога зовой фазы в процессе формирования месторождения, а также при инверсии ловушек с га зовыми и газоконденсатными залежами. [1]. В залежах при относительно невысоких пла стовых давлениях и температуре образуется незначительное количество водяных паров, а при более высоких давлениях и пластовых температурах количество водяных паров увели чивается, что влияет на термодинамические свойства газа при его добыче. В процессе раз работки месторождения добываемый пластовый газ (смесь углеводородов и паров воды) оказывает негативное влияние на фазовое состояние флюида. Экспериментально установ лено, что при начальных пластовых условиях валанжинских залежей совместно с конденса тосодержащими углеводородами в паровую фазу переходит конденсационная вода в коли честве 19,8 г/м3 пластового газа. Для выявления влияние водяного пара как составной части системы на фазовое поведение углеводородов в залежи проведена серия опытов. Получен ные результаты лабораторных исследований на РVТ-установке фирмы «Chandler Engineer ing» приведены в табл. 2 и 3.

Таблица Данные РVТ- исследований в системе без конденсационной воды Показатель Значение Давление, 29,5 26 23,5 20,5 17 14,7 11,8 8,8 5,9 0, МПа Количество выпавшего Рн.к. 26,7 44 63,8 80,7 88,6 91,3 90 84,7 67, конденсата, см3/м Таблица Данные РVТ- исследований в присутствии конденсационной воды Показатель Значение Давление, 31,3 29,6 27,2 23,5 20,2 14,7 8,8 5,9 0, МПа Количество выпавшего Рн.к. 18,7 39,6 69,5 94,4 120,7 117,5 108,9 86, конденсата, см3/м В эксперименте без воды в системе в период достижения давления максимальной кон денсации (11,0 МПа) отобрано 39% конденсата, в зоне нормального испарения — 29%.

Пластовые потери конденсата составили 32%. Наличие воды в пластовой системе ухудшило растворимость конденсата: давление начала конденсации повысилось на 1,8 МПа. В резуль тате коэффициент извлечения конденсата на конечной стадии разработки из-за влияния воды уменьшился на 8%. Характер кривых «потерь» конденсата указывает на усиление процесса конденсации УВ С5+ в присутствии воды. При наличии воды в системе конечные пластовые потери увеличились на 14,8 г/м3. При наличии воды в системе пластовые потери конденсата составили 40%, что на 8% больше, чем в фоновом опыте. На зону конденсации пришлось 34% добычи конденсата, на зону нормального испарения — 26%. Следовательно, понижение конденсатоотдачи в системе с водой (0,6 против 0,68) произошло из-за замедле ния процесса испарения УВ С5+: в зоне испарения отбор конденсата на 3% меньше в срав нении с фоновым опытом (26 и 29% соответственно).

На рис. 2 представлены результаты дифференциальной конденсации углеводородов.

Нефть и газ Количество выделившегося конденсата, 140 1 сырой конденсат без воды в системе 3 см 2 сырой конденсат в присутствии воды Количество выпавшей воды, /м 120 3 вода, насыщенная газом 100 80 см3 /м3 60 40 20 0 0 5 10 15 20 25 30 Пластовое давление, М Па Рис. 2. Кривые пластовых потерь изотермической конденсации Установлено, что в газоконденсатной системе валанжинских залежей Уренгойского ме сторождения остаточная водонасыщенность находится в пределах 27,20–47,91% от порово го объема. В процессе разработки месторождения из-за влияния паров конденсационной воды происходит отрицательное влияние на фазовые превращения, так конденсатоотдача в этом случае снижается на 8%. Несмотря на то, что процесс испарения в системе с водой был эффективнее, компенсации интенсивных пластовых потерь в зоне конденсации при испаре нии не получено.

Таким образом, для более объективного расчета КИК необходимо, на этапах проектиро вания и разработки, учитывать влияние конденсационной воды на фазовые процессы газо конденсатных систем.

Список литературы 1. В. И. Петренко, В. В. Зиновьев, В. Я. Зленко и др. геолого-геохимические процессы в газоконденсатных место рождениях и ПХГ. – М.: Недра, 2003.

2. Г. А. Зотова, З. С. Алиева. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. – М.: Недра, 1980.–301с.

3. Грицеко А. И., Гриценко И. А., Юшкин В. В., Островская Т. Д. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем.- М.: Недра, 1995.– 342 с.

Сведения об авторе Краснова Екатерина Ивановна, ассистент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых место рождений», Тюменский государственный нефтегазовый университет, e-mail: krasnova.spe@gmail.com, тел.:

8 (3452)48-50- Krasnova E. I., postgraduate student, Department of reservoir engineering and operation of oil and gas fields, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)48-50-76 krasnova.spe@gmail.com _ УДК 622.245. НАРУШЕНИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН CASING STRINGS SEAL FAILURE В. В. Паникаровский, Е. В. Паникаровский V. V.Panikarovski, E. V. Panikarovski ООО «ТюменНИИгипрогаз», г.Тюмень Ключевые слова: обсадная колонна, освоение, эксплуатация, устойчивость, нагрузка Key words: casing string, completion, operation, stability, load Нарушение герметичности обсадных колонн в скважинах происходит в результате раз рыва трубы, неплотности резьбовых соединений, слома колонны. При освоении и эксплуа тации скважин в эксплуатационной колонне возникают значительные нагрузки, которые являются причинами повреждений и потерей устойчивости обсадных колонн. В процессе фонтанной эксплуатации скважин поднимающийся по колонне флюид или газ нагревает Нефть и газ обсадную колонну, а в связи с тем, что колонна закреплена на устье скважины, то возникает осевая сжимающая нагрузка и перемещение концов колонны исключено. Нарушение герме тичности обсадных колонн из-за неплотности резьбовых соединений вызвано отсутствием качественной смазки соединительных концов и муфтовых соединений, что может привести к межколонным перетокам и образованию грифонов.

При эксплуатации скважин в соленосных отложениях процессы осложнения связаны с проявлениями горного давления в интервалах пластического течения солей, что приводит к нарушению целостности обсадных колонн.

Под действием горного давления на обсадную колонну при пластическом течении соле носных толщ и одностороннем размещении цементного кольца в местах каверн и желобо образования происходит смятие колонны.

Нарушения обсадных колонн в нагнетательных скважинах на нефтяных месторождени ях Западной Сибири происходят в интервалах чеганской, люлинворской и березовской свит.

Причинами нарушений герметичности и устойчивости эксплуатационных колонн является нарушение технологии закачки воды для поддержания пластового давления при разработке месторождений. В нагнетательных скважинах, где закачка воды в продуктивные пласты проводится без НКТ и пакерующего устройства, вода из-за разгерметизации колонны по ступает в глинистые пласты люлинворской или березовской свит, перенасыщает их, образуя глиновидную массу, способную перемещаться под действием горного давления. Перемеще ние толщи глинистых пород может привести к смятию или разрыву эксплуатационной ко лонны.

Инженерно-технические ошибки в процессе эксплуатации слабосцементированных по род-коллекторов возникают из-за неучёта прочностных характеристик слабосцементиро ванных пород, связанных с присутствием в составе цементирующего материала глинистой составляющей. К глинистым минералам, входящим в состав глинистого цемента, относят высокодисперсные водные алюмосиликаты из класса слоистых силикатов с непрерывными слоями кремнекислородных тетраэдров и алюмокислородногидроксильных октаэдров. В данную группу следует относить глинистые минералы монтмориллонитового, каолинитово го и гидрослюдистого типов, а также смешанно-слоистые и высокодисперсные силикаты.

Основными представителями слабосцементированных пород-коллекторов с различной глинистостью являются продуктивные отложения сеноманских залежей Уренгойского, Ям бургского и других месторождений. Сеноманские отложения характеризуются значитель ной неоднородностью литологического состава и представляют переслаивание песчано алевролитовых и глинистых пластов с проницаемостью от 100 до 1000·10-3 мкм2 и пористо стью от 26,0 до 34,0%.


Среди глинистых минералов цемента пород преобладает каолинит, встречаются гидро слюда и монтмориллонит. Глинистые минералы, формирующие цемент терригенных пород, оказывают существенное влияние на их фильтрационно-ёмкостные и прочностные характе ристики. Диапазон изменения глинистости пород-коллекторов сеномана, определённой по данным геофизических исследований (ГИС), может изменяться от 10,0 до 60,0%, хотя по основным продуктивным пластам этот параметр изменяется незначительно от 10,0 до 30,0 %.

Постоянный вынос песка из сеноманских отложений сопровождается образованием зна чительных по размерам каверн, где под действием бокового горного давления происходит изгиб или смятие обсадной колонны. Увеличение бокового давления при выносе песка из пластов сопровождается уплотнением вышележащих пластов в процессе эксплуатации скважин, что вызывает дополнительные осевые нагрузки на колонну [1].

Максимальное уплотнение вышележащих пород можно оценить по следующему выра жению:

1 К h 1 h, (1) 1 К где h — вертикальное уплотнение пласта, м;

К1 — первоначальная пористость пласта, доли ед.;

К2 — пористость пласта после уплотнения, доли ед.;

h — толщина пласта, м.

Известно, что напряжённое состояние горных пород в залежах нефти и газа является одним из главных факторов, определяющих фильтрационные и деформационные процессы в горных породах. Деформационные процессы в залежах нефти и газа обусловлены верти кальным и горизонтальным напряжениями. Если вертикальное напряжение определяется Нефть и газ объёмным весом горных пород и глубиной залегания пласта, то горизонтальное напряжение определяется через коэффициент бокового распора К и вертикальное напряжение в :

в К, (2) 1v где К — коэффициент бокового распора, доли ед.;

— вертикальное напряжение, МПа;

в v — коэффициент Пуассона, доли ед.

Вертикальное напряжение равно g Н 10 6, (3) в где g — ускорение свободного падения, м/с2;

— плотность горных пород, кг/м3;

Н — глубина залегания пласта, м.

В этом случае горизонтальное напряжение Г определяется по выражению v g Н 10 6. (4) Г 1v Выражение (4) применяется только для горных пород при отсутствии в породе насы щающих флюидов. Для нефтяных и газовых залежей при наличии пластового давления выражение определения горизонтального напряжения в поровом коллекторе принимает вид [1] v в а Рпл, (5) Г 1v где а — коэффициент разгрузки доли, ед.;

Рпл — пластовое давление, МПа.

В данном уравнении представлено боковое горное давление в породах насыщенных флюидами и газом. Величина его зависит от коэффициента Пуассона и пластового давле ния.

Породы-коллекторы сеноманских отложений залегают на глубинах от 700 до 1100 м, для которых вертикальное горное давление составляет от 14,1 до 22,8 МПа.

По данным определений коэффициентов Пуассона для слабосцементированных образ цов керна его значения изменяются в зависимости от глинистости пород. С увеличением содержания глинистого материала в породе увеличивается абсолютное значение коэффици ента Пуассона до 0,7, при этом глинистые образцы оказываются более устойчивыми к вер тикальным нагрузкам. Давления разрушения при глинистости от 15,0 до 29,9% изменяются от 1,1 до 1,8 МПа. При снижении глинистости до 10,0% значения коэффициентов Пуассона снижаются до 0,23–0,30, а давление разрушения находится в пределах от 0,4 до 0,5 МПа.

Такие различия в значениях коэффициентов Пуассона связаны с различной глинистостью исследуемых образцов, которая определяет их прочностные характеристики [2].

По данным экспериментальных исследований по определению прочностных характери стик построены зависимости бокового горного давления от вертикального горного давления и коэффициента разгрузки (рисунок).

Рассматривая данные зависимости, можно установить, что при значениях коэффициен тов от 0,2 до 0,5 увеличение бокового горного давления будет происходить в пределах от 5,0 до 10,0 МПа. В отличие от слабосцементированных пород с глинистостью от 10,0 до 17,0% у пород с глинистостью более 20,0% упругие свойства сохраняются при более высо ких нагрузках, так как давления разрушения образца могут достигать от 1,7 до 1,8 МПа. Для малоглинистых пород значения давлений разрушения оказываются значительно более низ кими от 0,4 до 0,5 МПа. Увеличение значений коэффициента Пуассона до 0,7 у глинистых разностей пород связано с особым состоянием глинистых пород их пластичностью, что способствует восстановлению упругих свойств после снятия нагрузок.

Нефть и газ г, МПа 0 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,, доли ед.

= 0,2 = 0,3 = 0,4 = 0,5 = 0, = 0, Рисунок. Зависимость бокового горного давления г от коэффициента разгрузки и коэффициента Пуассона Для условий эксплуатации скважин, призабойная зона которых сложена слабосцемен тированными коллекторами, усиленному разрушению будут подвергаться породы с глини стостью менее 15,0%. При увеличении водонасыщенности данного типа пород, когда сцеп ление между глинистыми частицами и скелетом породы ослабевает, будет происходить интенсивное разрушение ПЗП.

Если глинистость пород будет более 20,0%, то ПЗП оказывается более устойчивой в процессе эксплуатации, но при падении пластового давления боковое горное давление на эксплуатационную колонну будет более значительным, чем у слабоглинистых и может дос тигать до 30,0 и 40,0 МПа. В случае увеличения водонасыщенности глинистых слабосце ментированных пород становится возможным интенсивный вынос песка в ствол скважины из-за потери прочностных характеристик породы, вследствие разложения глинистой со ставляющей цемента породы.

Вынос песка, увеличение водонасыщенности слабосцементированных коллекторов при глинистости более 20% приводит к потере упругих свойств породой, которая приобретает пластичные свойства и способность двигаться под действием горного давления. Одним из важных проявлений этого эффекта оказывается, что обсадные трубы сжимаются несцемен тированными породами, что приводит к искривлению и смятию эксплуатационных колонн.

Данный тип нарушений скважин характерен для залежей газа сеноманских отложений, на ходящихся в поздней стадии разработки, где пластовое давление упало ниже гидростатиче ского давления. На Вынгапуровском месторождении при ликвидации этих нарушений про водят райбирования эксплуатационных колонн со спуском хвостовика в эксплуатационные скважины.

Для выявления деформаций обсадных колонн следует применять методы, позволяющие определить интервалы начала деформаций обсадных труб. Одним из методов определения смещения обсадных труб является локатор муфт, которым определяется изменение длины обсадных труб, вследствие деформации труб под нагрузкой, превышающей предел упруго сти стали. Если эта нагрузка на колонну происходит в пространстве, образовавшемся в ре зультате выноса песка, где она искривляется, то необходимо использовать методы ГИС, которые определяют плотностные характеристики интервалов продуктивного пласта, аку стические и радиоактивные. По данным этих методов выделяются интервалы пласта, где будет происходить вынос песка и необходимо применять средства задержания песка или укреплять породы ПЗП закачкой смол, чтобы сохранить обсадную колонну от поврежде ний.

Список литературы 1. Добрынин В. М., Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа – М.: Недра. 1970. – 239 с.

2 Паникаровский В. В., Паникаровский Е. В., Дубровский В. Н. Определение устойчивости пород при эксплуата ции сеноманских залежей. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - Тюмень, - 2010. – № 3, – С. 43-47.

Нефть и газ Сведения об авторе Паникаровский Валентин Васильевич, д.т.н., ведущий научный сотрудник лаборатории вскрытия продуктив ных пластов и повышения продуктивности скважин, ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.: 8(3452) 28-67- Паникаровский Евгений Валентинович, к. т. н., старший научный сотрудник лаборатории по эксплуатации и ремонту скважин, ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.: 8(3452)28-66- Panikarovski V. V., PhD, leading scientific worker of Laboratory of Productive Formations Perforation and Well Prod uctivity Enhancement, «TyumenNIIGiprogas», LLC., phone:8 (3452)28-67- Panikarovski Ye. V., Candidate of Technical Sciences, senior scientific worker of the Laboratory of wells operation and repair, «TyumenNIIGiprogas», LLC., phone:8 (3452)28-66- УДК 622. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ЗАКАЧКИ ПАРА НА РАБОТУ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН УЧАСТКА ПЕРМО-КАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ THE ANALYSIS OF INFLUENCE OF INJECTION STEAM FOR EXPLOITATION WELLS IN USINSK OIL FIELD М. Е. Рожкин M.E. Rozhkin Ухтинский государственный технический университет, г.Ухта Ключевые слова: добывающая скважина, паронагнетательная скважина, закачка пара, тепловые потоки Kew words: рroducing wells, steam injection wells,steam injection, heat flow Выбор объекта для исследования совсем не случаен, так как значительные запасы неф ти, сосредоточенные в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции представляют высо ковязкие нефти, доля которых, в общем балансе по сообщениям таких исследователей, как Л. М. Рузин, И. М. Аметов, И. Ф. Чупров, С. О. Урсегов, превышает пятьдесят процентов.

Мировой и отечественный опыт использования различных методов увеличения нефте отдачи пластов, насыщенных высоковязкими нефтями, свидетельствует о том, что боль шинство проектов являются труднореализуемыми, дорогостоящими и низкорентабельными.

Однако реальной альтернативы внедрению технологий интенсификации нефтедобычи в настоящее время не существует, поскольку при применении традиционных методов естест венного режима или заводнения, использование запасов высоковязких нефтей не превыша ет 10%.

Таким образом, целью работы является повышение эффективности технологии площад ной закачки пара, реализуемой на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, в условиях крайне неоднородного коллектора. В процессе исследования решены следующие задачи: во-первых, изучено геологическое строение пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, история разработки и эксплуатации, выявлены основные причины высокой обводненности скважин и низкой нефтеотдачи. Во-вторых, разработана и применена на конкретно выбранном элементе нагнетания методика анализа влияния работы паронагнета тельной скважины на соседние добывающие скважины. В-третьих, предложены рекоменда ции по совершенствованию дальнейшей разработки выбранного элемента нагнетания с уче том взаимно-корреляционной функции.

Усинское нефтяное месторождение расположено в Усинском районе Республики Коми и приурочено к одной из локальных структур Колвинского мегавала. Пермо-карбоновая залежь является одним из наиболее сложных объектов разработки. Залежь сводовая, мас сивная, структурного типа, залегает на глубине от 1100 до 1500 м и содержит аномально вязкую нефть (710 мПас) в карбонатах трещинно-кавернозно-порового типа нижней перми, верхнего и среднего карбона.

Основными геолого-физическими особенностями залежи, оказывающими доминирую щее влияние на процесс выработки запасов нефти, являются крайне неоднородный по фильтрационно-емкостным свойствам карбонатный тип коллектора и аномально высокая вязкость нефти. Именно поэтому применение традиционных технологий оказывается неэффективным, что подтвердила разработка залежи на режиме истощения, при котором за 25 лет с начала разработки добыто около 6% балансовых запасов нефти, при этом обвод ненность добываемой продукции превысила 80% [1].

Наиболее эффективными из промышленно освоенных технологий добычи высоковязкой Нефть и газ нефти являются термические методы, прежде всего, площадная закачка в пласт пара, при меняемая на залежи в течение последних пятнадцати лет.

Накопленный опыт осуществления паротеплового воздействия на залежь свидетельст вует о том, что в условиях крайне неоднородного и значительно обводненного коллектора эффективность традиционного паротеплового воздействия снижается. Поэтому актуальны работы в направлении анализа эффективности влияния закачки пара в паронагнетательные скважины на дебит добывающих скважин.

Основная цель работы связана с оценкой текущей энергетической эффективности закач ки пара статистическими методами и определением гидродинамической связи между нагне тательной и добывающей скважинами.

С помощью корреляционного анализа можно установить не только качественное, но и количественное влияние различных факторов на показатель процесса. Коэффициенты кор реляции позволяют оценить меру линейной статистической связи между показателями и факторами, а также между самими факторами. Например, если коэффициент корреляции близок к единице, то это означает, что функциональная связь линейная, причем положи тельный эффект корреляции указывает на прямую пропорциональность, а отрицательный – на обратную. Коэффициенты корреляции, близкие к нулю, означают отсутствие линейной статистической связи.

При решении задач, связанных с воздействием на процессы, необходимо знать, как бы стро может та или иная система реагировать на это воздействие. Время, проходящее с мо мента воздействия на систему до момента ее ответной реакции, называется временем запаз дывания. Время запаздывания можно определить с помощью взаимно-корреляционной функции (ВКФ). Эта функция имеет максимум при разности времен, равной времени про хождения сигнала в системе или времени запаздывания [2].

Для оценки реакции добывающих нефть скважин на закачку пара в нагнетательную скважину выбран элемент нагнетания. Он расположен в границах опытного участка ПТВ-3.

Центральным элементом является паронагнетательная скв. 4263. Отбор нефти осуществля ется из добывающих скв. 8350, 6185 и 3248. Карта изотерм на 2006 год построена силами сотрудников Печорнипинефти. Видно, что язык фронта распространения тепла смещается в северо-восточном направлении. Все скважины работают на средний объект. Расположение данных скважин представлено на рис. 1.

Рис. 1. Карты изотерм выбранного элемента нагнетания на участке ПТВ- Нефть и газ На рис. 2 представлены исходные данные по закачке пара в нагнетательную скв. № 4263, а также по извлечению нефти и жидкости из добывающих скв. 3248, 6185 и 8350.

Пусть имеется система, на вход которой подается сигнал х(t), представляющий времен ной ряд, а выходом системы является временной ряд у(t). Коэффициент взаимной ковариа ции между х(t) и у(t) при задержке k определяется так:

(k ) M [( xt mx )( yt m y )], xy k где М — символ математического ожидания, m x, m y — соответственно математическое ожидание, определяющее уровень, относительно которого колеблется временной ряд х(t) и у(t).

Взаимно-корреляционная функция (ВКФ) представляется в виде (k ) xy, Rxy ( k ) x y где — соответственно среднеквадратичное отклонение рядов х(t) и у(t).

, x y Рис. 2. Исходные данные для статистического анализа Функцией воздействия на систему являлся временной ряд, состоящий из объемов закач ки пара в скважину за месяц в течение одного года. Отклик системы мы определили как объемы добычи нефти и жидкости из скважин. Соответственно, мы получили шесть пар временных рядов для расчета ВКФ. Временной ряд закачки пара принят шести месяцам — с четвертого по девятый включительно. После предварительных расчетов времена задержек взяты плюс один, плюс два и плюс три месяца. Это было в первую очередь связано с тем, что первые три месяца в 2006 году, закачка пара в скв. 4263 не производилась, а добываю щая скв. 8350 простаивала.

По паре скв. 4263 и 6185 (рис. 3) расчет показал, что коэффициент взаимной корреляции значим, и достигает максимального значения при задержке в один месяц.

Мы можем утверждать с высокой вероятностью, что скв. 6185 прореагировала повышением добычи нефти на закачку пара через месяц, а задержка между повышением добычи жидкости составила три месяца.

Нефть и газ Рис. 3.

ВКФ скв. 4263/ По второй паре скв.4263 и 3248 (рис. 4), коэффициенты взаимной корреляции незначи мы. Это говорит о том, что закачка пара не влияет на добычу нефти и жидкости. Скорее всего, причиной отсутствия выявления уверенной статистической связи является наличие низкопорового коллектора в направлении от нагнетательной к добывающей скважине. Су перколлектор с высокой проницаемостью в пласте между этими скважинами выявить не удалось.

Рис. 4.

ВКФ скв. 4263/ По третьей паре скв. 4263 и 8350 (рис. 5) коэффициенты взаимной корреляции по деби ту жидкости значимы, а по нефти нет, что позволяет нам с уверенностью выделить гидро динамическую связь между скважинами. Также можно наблюдать раннее обводнение до бывающей скважины, что связано с прорывом горячей воды по трещиноватым коллекторам в скважину уже через месяц.

Рис. 5.

ВКФ скв. 4263/ Взаимно-корреляционный анализ позволил еще раз подтвердить основное направление Нефть и газ азимута простирания комплекса трещин, выделяемых в суперколлекторе с юго-запада на северо-восток. Показаны основные направления фильтрации флюидов, которые согласуют ся с направлениями трещин. Выделены высокие значения корреляции между закачкой пара и добычей нефти (направление от скв. 4263 к скв. 6185). Добыча нефти из скв. 6185 осуще ствляется при вытеснении нефти из высокопроницаемой зоны залежи активной пластовой водой и закачиваемым теплоносителем.

В результате комплексного применения взаимно-корреляционной функции с детальным изучением истории разработки и геологии объекта разработана методика анализа влияния работы паронагнетательной скважины на соседние добывающие скважины, которая, на наш взгляд, успешно применена на выбранном элементе нагнетания участка ПТВ-3 пермо карбоновой залежи Усинского месторождения. Выявлено преобладающее направление рас пространения конгломерата трещин с высокой проводимостью с юго-запада на северо восток. При обосновании необходимости вовлечения в разработку неохваченных тепловым воздействием зон, показана необходимость перенаправления основных тепловых потоков и переход на термоциклическое воздействие.

Можно порекомендовать некоторые мероприятия по совершенствованию разработки выделенного элемента нагнетания. Во-первых, необходимо осуществлять перенаправление фильтрационных потоков жидкости по направлению от скв. 4263 к добывающим скв. 6185 и 8350, используя термогели «НИНКА» и «ГАЛКА». Во-вторых, возможно, переключение скв. 8350 на нагнетание пара позволит увеличить коэффициент охвата пласта при перена правлении тепла к нереагирующим скважинам.

Вывод Для вовлечения в процесс паротеплового воздействия менее проницаемых зон пласта и увеличения охвата крайне неоднородной и обводненной залежи процессом нефтеизвлече ния необходимо дополнительно использовать специальные мероприятия по регулированию разработки: термоциклическое воздействие на пласт в комбинации с закачкой термогелей и эффективные методы селективной изоляции обводненных интервалов.

Список литературы 1. Рузин Л. М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов [Текст]: мо нография / Л. М. Рузин, И. Ф. Чупров;

под ред. Н. Д. Цхадая. – Ухта: УГТУ, 2007. – 244 с.

2. Мирзаджанзаде А. Х. Техника и технология добычи нефти [Текст] / А. Х. Мирзаджанзаде, И. М. Аметов, А. М. Хасаев, В. И. Гусев. – М.: Недра, 1986. – 383 с.

Сведения об авторе Рожкин Михаил Евгеньевич, к.т.н., доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых место рождений и подземной гидромеханики», Ухтинский государственный технический университет, г.Ухта, тел.:



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.