Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ВИЗУАЛИЗАЦИЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ

(VISUALIZATION OF ACID TREATMENT OF CARBONATE

RESERVOIRS)

Антонов С.М, Пономарев А.А. (научный руководитель - профессор Андреев О.В.)

Тюменский государственный нефтегазовый университет

В настоящее время, в России, стратегически важными являются карбонатные месторождения нефти и газа Восточной Сибири. При кислотной обработке карбонатных пластов происходят процессы формирования высокопроницаемых фдюидопроводящих каналов растворения, которые характеризуются определенной структурой и геометрией.

Для определения структуры каналов растворения через нефтенасыщенные образцы керна карбонатного состава фильтровали стандартный кислотный состав для проведения кислотных обработок (12 мас. % HCl + 2 мас. % Неонол РХП-20) и гелированную соляную кислоту (12 мас. % HCl + 6,5 мас. % Карбоксибетаин) в термобарических условиях приближенных к пластовым. Визуализацию структуры каналов растворения после проведения фильтрационных испытаний проводили на лабораторной базе рентген-микротомографа SkyScan 1172, при токе анода 170 мкА, источнике рентгеновского излучения 70 кВ.

Рис.1. Визуализация каналов фильтрации после обработки доломита: 1) стандартным кислотным составом; 2) гелированной соляной кислотой.

При фильтрации стандартного кислотного состава образуется высокопроницаемый канал растворения, конической структуры. На торце отмечено образование каверны, что связано с высокой реакционной способностью соляной кислоты. Гелирование соляной кислоты приводит к замедлению скорости поверхностной реакции между H+ и карбонатом, за счет увеличения вязкости состава. Как следствие, при закачке состава в модель карбонатного пласта наблюдается образование разветвленного канала фильтрации – червоточины. Данная структура канала является оптимальной для интенсификации притока углеводородов и выравнивая профиля приемистости нагнетательных скважин

129

ПРИМЕНЕНИЕ ВЕРХНЕГО ПРИВОДА ПРИ БУРЕНИИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН

(THE USE OF THE TOP DRIVE FOR DRILLING OF VERTICAL

WELLS)

Архипов А.Д.

(научный руководитель - профессор, д.т.н. Оганов А.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте

Передовые нефтегазовые компании на протяжении нескольких последних десятилетий совершенствуют технологию строительства скважин, создавая агрегаты, выполняющие различные технологические операции в процессе строительства скважины. Данные инновационные технологии должны быть достаточно эффективными, но в то же время должны обеспечивать экономическую выгоду, а также снижение вредного воздействия технологических процессов на человека.

Вданном случае, одной из инновационных технологий является верхний привод. Применение верхнего привода основано на замене нескольких громоздких агрегатов одним. Одной из главных особенностей бурения с верхним приводом заключается в том, что установка вращает бурильную колонну по часовой и против часовой стрелки и одновременно прокачивает буровой раствор. Также, установка оснащена автоматизированными свинчивающими и развинчивающими ключами, что позволяет сократить трудоемкость работ, случаи заклинивания, повышает эффективность бурения, снижает время для СПО, снижает трудоемкость работ и повышает надежность и безопасность. Применение данной разработки позволяет сократить время для строительства скважины на

15%-25%.

Вданной работе был рассмотрен способ бурения новой скважины

на месторождении Кандым. Предлагалось пробурить скважину с использованием верхнего привода. Замена вертлюга и ротора верхним приводом позволит:

снизить количество операций, которые связаны с наращиванием

колонны;

вести бурение на депрессии

После использования верхнего привода станет возможным:

увеличить скорость проходки скважины;

увеличить экономическую выгоду, уменьшив трудоемкость работ

иколичество персонала;

обезопасить персонал при проведении буровых работ;

улучшить экологические показатели во время бурения;

уменьшить общее время строительства скважины, тем самым ускорив введение её в эксплуатацию;

уменьшить загрязняющее воздействие на пласт.

130

ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОПТИМАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ЦИКЛИЧЕСКОГО ЗАВОДНЕНИЯ НА ОСНОВЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Аубакиров А.Р.

ООО «Лукойл-Инжиниринг»

Идея метода циклического заводнения основывается на изменении периодичности и объемов закачки воды в нагнетательные скважины с целью изменения динамики и формы фронта вытеснения нефти. Прирост добычи нефти достигается за счет вовлечения в процесс вытеснения и увеличения интенсивности дренирования запасов из участков пласта, слабо охваченных процессом стационарного заводнения. Рассматриваемый метод, начиная с 1950-х годов, широко применялся на нефтяных месторождениях мира, в частности, в ряде регионов России (Западной Сибири, Самарской области, Пермском Крае, Республике Татарстан), США, Китае, Германии, Чехии и др. Метод циклического заводнения характеризуется двумя основными преимуществами: практически нулевая стоимость реализации и простота внедрения.

На сегодняшний день при планировании программы циклического заводнения, используются упрощенные гидродинамические модели пласта. Такие модели создаются с использованием осредненных данных и не отражают полную картину происходящих процессов в пласте. В результате реальный технологический эффект от воздействия может сильно отличаться от расчетного.

В работе в качестве средства для оценки влияния критериев применимости на эффективность циклического заводнения рассматривается трехмерное гидродинамическое моделирование: проводится постановка, планирование и анализ экспериментов на синтетических гидродинамических моделях.

131

АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ СТЫКА МНОГОСТВОЛЬНЫХ СКВАЖИН

(TECHNOLOGICAL ANALYSIS SEALED MULTILATERAL WELL

JUNCTION)

Бакирова А.Д.

(научный руководитель - профессор Двойников М.В.) Тюменский государственный нефтегазовый университет

Добыча углеводородного сырья в большей части еще связана с разработкой площадей, открытых в 70-80 годах, нефтегазоносные объекты которых истощены или относятся к трудноизвлекаемым. Одним из наиболее распространенных способов восстановления продуктивности добывающего фонда является бурение новых многоствольных (МСС) и многозабойных скважин (МЗС). Задача их строительства, с точки зрения качественного в техническоми и технологическом исполнениях, остается нерешенной из-за отсутствия герметичного соединения обсадных колонн. Поэтому целью данной работы является исследование надежности сочленения основного и бокового стволов скважин. Для прогноза надежности сочленения были поставлены задачи, предусматривающие исследование и оптимизацию напряжений в месте соединения стволов на разных этапах эксплуатации скважины.

Моделирование напряженно-деформированного состояния соединения проводилось методом конечных элементов в программном комплексе ANSYS.

Алгоритм оптимизации предусматривал создание модели напряжения и деформации обсадной колонны и цементного камня в месте стыка с учетом их жесткого закрепления. Постановка первой задачи предусматривала следующие условия: глубину соединения стволов скважины 2000 м; внутреннее давление равно нулю (в случае ТAML 5); наружное давление 22 МПа (с учетом порового давления). Вторая задача предусматривала наличие внутреннего избыточного давления до 25 МПа при тех же условиях наружного давления. В третьей задаче давление внутренней составляло 10 МПа (например, при работающем ЭЦН и динамическом уровне 800 м при плотности нефти не более 850 кг/м3) при этом наружное давление принимаем равным 22 МПа.

Анализ результатов исследований показал, что в случае опорожнения скважины до места стыка, напряжение составит 1146 МПа и смещение цементного камня и обсадных труб до 3,5 мм. По второй задаче смещение произойдет на 0,79 мм и в третьей на 1,52 мм. Оптимизация напряжений, возникающих вследствие воздействия гидродинамической составляющей с учетом геомеханических свойств пород в месте стыка, предотвратит прорыв пластового газа и воды и обеспечит долговечность многоствольных скважин.

132

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ МОНИТОРИНГА ПРОЦЕССА СОЛЕОБРАЗОВАНИЯ В ЭЛЕМЕНТАХ УЭЦН

(DEVELOPMENT OF SCALING PROCESS MONITORING

TECHNIQUE IN ESP ELEMENTS)

Балагутдинов В.Р.

(научный руководитель - доцент, к.т.н. Вербицкий В.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Целями данной работы являются определение причин солеотложений для эффективной защиты УЭЦН от осложнения и прогнозирование процесса солеотложения на основе доминирующих факторов, приводящих к выпадению солей.

Методика будет разработана по двум последовательным сценариям:

1)Сбор, систематизация и анализ промысловых данных для разработки компонентов статистики, на основе которой можно будет уточнять задачи исследований;

2)Проведение стендовых испытаний, моделирующих характер выпадения солей на рабочих элементах УЭЦН при различных геологофизических и технологических условиях.

В настоящее время реализован только первый сценарий: на одном из исследуемых объектов проведен анализ скважин, в которых наблюдались отказы за 2013-2014 гг. Была определена категория скважин с МРП>400 сут. Причем доля из этих скважин отбиралась по принципу отсутствия влияния осложняющих факторов (содержание мех. примесей, АСПО и пр.). Анализ этой категории скважин необходим для определения закономерности увеличения удельных показателей расхода электроэнергии при естественном износе УЭЦН в течении 400 суток и более.

Следующим этапом является анализ скважин, которые были остановлены по причине «Солеотложения». Анализ этой группы скважин позволит выявить закономерности отложения солей по отношению к группе скважин, отказ которых был обусловлен неосложняющими факторами. Так как после первичного отказа УЭЦН требуется ингибиторная защита, то следующая категория скважин, которая подверглась анализу – это скважины, отказавшие по причине «Солеотложения», но при условии обеспечения зашиты с момента запуска УЭЦН.

Результаты проведенных анализов позволили определить энергоэффективные режимы работы УЭЦН в условиях интенсивного выпадения солей, а также рекомендовать адресную обработку скважин.

Данные исследования обладают практической ценностью, так как высоки денежные затраты, приходящиеся на необоснованную обработку скважин УДР, которая при этом может являться причиной возникновения дополнительных негативных факторов.

133

РАЗУКРУПНЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ КАК ОДИН ИЗ ПОДХОДОВ К СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

(DISAGGREGATION OF OPERATIONAL FACILITIES AS ONE OF APPROACHES TO IMPROVEMENT OF DEVELOPMENT OF MULTIBEDDED FIELDS)

Баранова К.И., Горбатова А.Е.

(научный руководитель - д.т.н., зав. кафедрой МФТП РМ Муляк В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

В настоящее время на многих месторождениях в связи c неоднородностью выработки запасов с целью совершенствования системы разработки необходимо проводить разукрупнение эксплуатационных объектов. Из года в год, именно для увеличения добычи нефти, шло укрупнение объектов разработки, приобщая к эксплуатационному объекту все большее число новых продуктивных залежей и пластов. Такой подход сыграл негативную роль и привел к быстрому прорыву воды по высокопроницаемым пропласткам, низкому охвату их воздействием и неконтролируемому образованию водяных блокад невыработанных зон. При этом усиливается отрицательное влияние неоднородности пластов и неравномерность продвижения фронта вытеснения нефти водой, стимулируются прорывы воды к забоям действующих скважин, возрастают объемы попутно добываемой воды, снижается эффективность системы ППД и возрастают затраты на ее реализацию.

По сравнению с совместной эксплуатацией нескольких пластов разукрупнение объектов разработки позволяет:

-увеличить КИН за счет разукрупнения объектов разной проницаемости и разной насыщенности и повышения степени охвата их заводнением;

-увеличить добычу нефти за счет дифференцированного и управляемого воздействия на каждый из пластов;

-повысить качество управления разработкой месторождения с учетом текущего состояния разработки и геологической изученности;

-регулировать направления и скорости фильтрации пластовых флюидов;

-обеспечить дифференциацию запасов, оценить невовлеченность запасов по залежам.

Выводы:

1.Объединение залежей в единый объект разработки со стандартными технологическими решениями (плотность сетки, система размещения скважин и т.д.) не позволяет эффективно разрабатывать отдельные залежи.

2.В процессе дальнейшей разработки месторождения разукрупнение

объектов разработки позволит по каждой залежи реализовать свой (индивидуальный) подход к выработке запасов с учетом текущего энергетического состояния пластов и этапности их разбуривания.

134

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ОРЭ, НА ПРИМЕРЕ БЕРЕЗОВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(ANALYSIS OF THE EFFICIENCY OF OPERATION OF THE WELLS EQUIPPED WITH DC, FOR EXAMPLE, BEREZOVSKAYA THE ROMASHKINSKOYE FIELD)

Батурин Н.И.

(научный руководитель - к.т.н., доцент Гарипова Л.И.) Альметьевский государственный нефтяной институт

В работе произведен анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных установками ОРЭ, на примере Березовской площади Ромашкинского месторождения НГДУ «Альметьевнефть» компании ОАО «Татнефть» и сформировано заключение об эффективности скважин, оборудованных ОРЭ на данном промысловом объекте.

Большинство нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» являются многопластовыми. Одним из эффективных методов для разработки таких месторождений является применение технологии одновременно – раздельной эксплуатации (ОРЭ). ОРЭ обеспечивает разобщение пластов и раздельную их эксплуатацию.

Актуальность данной работы состоит в том, что в настоящее время технология ОРЭ позволяет вовлечь в разработку дополнительные пласты без бурения новых скважин с использованием ствола существующей скважины и организацией одновременного (совместного) отбора запасов нефти разных объектов одной сеткой скважин. За счёт этого обеспечивается эксплуатация объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствами флюидов, что позволяет повысить производительность скважины, активизировать работу объектов. Подключение других объектов разработки или, в пределах одного объекта, разных по продуктивности пластов позволяет повысить в целом эффективность выработки, увеличить рентабельность отдельных скважин.

Рассмотренный анализ включает в себя: статистический анализ показателей работы фонда скважин с установками ОРЭ; анализ осложнений, возникающих при работе скважин, оборудованных установками ОРЭ; анализ эффективности методов, применяемых для предотвращения осложнений при эксплуатации скважин промыслового объекта, оборудованных установками ОРЭ; расчет экстремальных нагрузок, действующих на штанговую колонну, при эксплуатации скважин установками ОРЭ; анализ динамограмм скважин промыслового объекта до и после внедрения ОРЭ; а также были сформированы выводы, рекомендации и предлагаемые мероприятия по совершенствованию эксплуатации скважин установками ОРЭ.

135

ПРИМЕНЕНИЕ КИСЛОТНОГО СОСТАВА МЕДЛЕННОГО ДЕЙСТВИЯ НА ТУРНЕЙСКОМ ГОРИЗОНТЕ НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НГДУ «ЕЛХОВНЕФТЬ»

(APPLICATION OF SLOW ACTION ACID COMPOSITION ON THE HORIZON TOURNASIAN NOVO-ELHOVSKY FIELD NGDU

«ELHOVNEFT»)

Батыргареев А.Р (научный руководитель - старший преподаватель Рыбаков А.А)

Альметьевский государственный нефтяной институт

Целью работы является анализ эффективности применения кислотного состава медленного действия (КСМД) на турнейском горизонте Ново-Елховского месторождения НГДУ «Елховнефть».

КСМД – основа технологии управляемой направленно-глубокой обработки карбонатного коллектора. Технология предполагает последовательную закачку нефтекислотной эмульсии, чистой соляной кислоты и оторочки КСМД. Механизм действия КСМД основан на эффекте замедления скорости реакции соляной кислоты в 30-100 раз по сравнению с чистой кислотой. При этом достигается транспортирование кислоты по трещинам вглубь пласта, что позволяет повышать охват пласта воздействием и увеличивать область дренирования скважины. КСМД может эффективно применяться в процессе кислотного гидравлического разрыва пласта и обработки призабойной зоны скважины. КСМД является составным элементом кислотной стимулирующей композиции «КСК». В комплекс технологий также входят технологии, поверхностно-активным кислотным составом и технология стимуляции терригенных пластов глинокислотной композицией.

Втечение 2009–2014 годов технологии с применением КСК внедрены более чем на 600 скважинах месторождений РТ. На месторождениях НГДУ «Елховнефть» в течении 2009-2014 годов на 85 скважинах была применена технология КСМД и получена дополнительная добыча 47437 т. нефти.

Вработе были проведены расчеты технологической эффективности с применением различных методов. А также произведены многофакторный, корреляционный анализ и анализ динамики коэффициентов продуктивности скважин обработанных КСМД. Для расчета были выбраны участки, на которых ранее, в течение года до применения КСМД, не применялись другие геолого-технические мероприятия.

Врезультате проведенного анализа было установлено, что метод КСМД является эффективным на турнейском горизонте Ново-Елховского месторождения и может быть рекомендован в качестве метода интенсификации добычи нефти.

136

ОБОСНОВАНИЕ ПОДБОРА ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ В ЗАГЛИНИЗИРОВАННЫХ ПЛАСТАХ

(JUSTIFICATION FOR SELECTION OF WELL KILLING FLUIDS IN

MUDDED FORMATIONS)

Бачурина О.В.

(научный руководитель - доцент Павлюченко В.И.) Уфимский государственный нефтяной технический университет

Эффективность эксплуатации добывающих скважин в значительной степени зависит от условий вскрытия нефтяных пластов, применяемых составов жидкостей глушения (ЖГ) скважин перед ремонтами.

Известно, что технологии глушения скважин не должны затруднять последующее освоение и вывод скважин на запланированный режим работы, поэтому подбор состава жидкости глушения для типа коллектора является актуальным

Для сохранения продуктивности призабойной зоны скважины следует учитывать строение коллекторов пласта. При выборе ЖГ необходимо принимать во внимание следующие факторы: снижение набухания глин, инертность к горным породам, совместимость с пластовыми флюидами, высокая плотность, технологичность в приготовлении и использовании, термостабильность, низкая коррозийность и температура замерзания.

Поскольку в состав пород коллекторов нефтяных месторождений входят глины, у которых кристаллическая решетка состоит из нескольких наружных и внутренних слоёв, содержащих атомы кремния, алюминия, кислорода или гидроксильные группы. В сочетании эти атомы образуют слоистые пакеты, связанные между собой водой и обменными катионами натрия, калия, кальция, магния. Если в процессе гидратации преобладают ионы натрия, то сила взаимных связей уменьшается настолько, что пакет пластинок распадается на отдельные частицы и происходит сильное набухание глины в замкнутом пространстве. Следовательно, возникает напряжённое состояние в структуре, в результате чего снижается проницаемость коллектора. И чем выше содержание ионов натрия, участвующих в обменных реакциях с глинами, которые содержатся в породе коллекторов, тем выше набухаемость глин.

Таким образом, содержание ионов натрия в ЖГ должно быть минимальным. В ЖГ рекомендуется использовать водные растворы солей хлористого калия, калийной селитры или хлористого магния. Перечисленные особенности глинистых минералов обусловливают большую адсорбционную способность поглощения из водных растворов различных вещества и химических элементов.

137

ПОСТАНОВКА ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ТУРОНСКОЙ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ ХАРАМПУРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(PILOT DEVELOPMENT PLANNING FOR TURONIAN LOWPERMEABILITY GAS RESERVOIRS OF THE KHARAMPUR FIELD)

Белов И.И., Муртазин Р.Р. (научный руководитель - Киселев А.Н.)

ООО«ТННЦ», ООО "РН-УфаНИПИнефть"

Внастоящее время большинство крупных разрабатываемых месторождений газа Западной Сибири вошли в стадию падающей добычи.

Втаких условиях все большую актуальность приобретает задача освоения газового потенциала трудноизвлекаемых запасов туронских отложений, разработка которых с применением традиционных подходов экономически и технологически неэффективна. Туронские продуктивные отложения охватывают всю территорию Западно-Сибирского осадочного чехла, однако до настоящего времени не представляли промышленного интереса.

Вцелом по Западной Сибири в туронских отложениях сосредоточено запасов газа более 3 трлн. м3, что позволяет рассматривать их как потенциальные источники промышленной добычи газа.

Газоносность туронских отложений связана с наличием в составе кузнецовской свиты газсалинской пачки, характеризующейся наличием алверолито-песчанистых прослоев, обуславливающих коллекторские свойства пласта. Отложения газсалинской пачки характеризуются пониженными коллекторскими свойствами по сравнению с более ранними отложениями сеномана, повышенной глинистостью, а также невыдержанностью эффективных толщин в плане и разрезе. Наличие в составе кузнецовской свиты алверолито-песчанистых прослоев, выделяемых в газсалинскую пачку, характерна для Тазовского типа разреза.

Ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства туронской залежи предопределяют низкую продуктивность скважин. В настоящее время промышленное освоения туронских залежей не ведется. Учитывая недостаточный объем изученности туронских отложений, для эффективного вовлечения в промышленную эксплуатацию туронских отложений Западной Сибири, требуется разработка современных подходов к их освоению. В работе выполнен анализ полученных результатов в рамках реализации ЦИП (целевого инновационного проекта) «Турон», выбор перспективной технологи для детальной проработки в рамках опытно-промышленной разработки газовой залежи пласта Т (турон), что позволило в итоге достичь повышение эффективности разработки туронских газовых залежей на основе подбора современных технологий и подходов к их освоению.

138