Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ТЕХНОЛОГИЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ЗАМЕРЗАНИЯ ОБРАТНОГО КЛАПАНА ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ

(FREEZING PREVENTION TECHNOLOGY OF FLOATING VALVE

ON CHRISTMAS TREE)

Мугаттаров Э.З.

(научный руководитель - профессор Мирзоев Дилижан Аллахверди – Оглы)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Большинство месторождений нефти и газа РФ разрабатываются в суровых климатических условиях, что существенно усложняет процесс нефтегазодобычи. При этом негативному воздействию низких температур подвержены все производственные объекты месторождения. Не исключением является и фонтанная арматура (ФА) добывающей скважины. Проведенная статистика показала, что наиболее уязвимым узлом ФА является обратный клапан (ОК), предназначенный для перепуска газа из затрубного пространства в выкидную линию.

Замерзание ОК делает невозможным перепуск газа из затрубного пространства в выкидную линию. Постепенный рост давления в затрубном пространстве приводит к росту динамического уровня в скважине. Данное изменение влечет за собой снижение уровня до приемной сетки УЭЦН и остановку скважины по защите от срыва подачи «ЗСП» или же «Низкое давление на приеме». Несрабатывание этих уставок приводят к прогазовкам насоса, к работе УЭЦН на холостом ходу, перегреву его рабочих органов, что ведет к росту солеотложений на частях УЭЦН и к заклиниванию установки. Для восстановления работы скважины нефтегазодобывающей компании необходимо нести дополнительные затраты на проведение технологических мероприятий – в лучшем случае, в худшем – отказ и постановка бригады КРС для смены насоса.

Проведенный анализ ныне применяемых технологий для борьбы с отказами ОК показали либо низкую эффективность, либо высокие затраты, необходимые для их реализации.

В данном докладе будет предложена новая экономическирентабельная технология, позволяющая полностью ликвидировать проблему отказа работы ОК ФА в условиях низких температур. В ходе рассмотрения будут проанализированы причины замерзания ОК, предложена конструкция ОК, особенность которого позволит предотвратить образование наледи в составных частях ОК, и проведена экономическая оценка, подтверждающая рентабельность использования предлагаемой технологии.

229

ОРГАНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ППД НА СУЗУНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ ВНУТРИСКВАЖИННОЙ ПЕРЕКАЧКИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ.

RESERVOIR PRESSURE MAINTENANCE ENGINEERING WITH DOWNHOLE BRINE WATER PUMPING TECHNOLOGY ON SUZUNSKOE OILFIELD

Мустафин Р.Р.

(научный руководитель - Гайданов Д.Б.) ЗАО «Ванкорнефть»

Сузунское нефтяное месторождение - один из новых перспективных проектов ЗАО "Ванкорнефть". Для новых месторождений характерно запаздывание пуска системы поддержания пластового давления (далее ППД), что приводит к отсутствию компенсации отборов на начальном этапе разработки, падению пластового давления и снижению дебитов добывающих скважин. Цель данной работы - поиск технологии организации системы ППД на Сузунском месторождении на начальном этапе разработки. Нами избрана для рассмотрения технология внутрискважинной перекачки пластовой воды (далее ВСП), как наиболее гибкая и позволяющая запустить закачку с самого раннего этапа разработки месторождения. Способ внутрискважинной перекачки пластовой воды заключается в том, что водоносный и нефтеносный пласты разобщают пакером, на НКТ, недалеко от устья устанавливают перевернутый погружной электроцентробежный насос, отбирают воду из водоносного пласта скважины по межтрубному пространству, далее воду с помощью насоса закачивают в продуктивный пласт той же скважины. Преимущества данной технологии - возможность оперативной организации системы ППД на вновь вводимом месторождении или участке месторождения без бурении дополнительных скважин, с использование типового, стандартного оборудования. В работе отобраны критерии для нагнетательных скважин-кандидатов и предложены варианты компоновки внутрискважинного оборудования. За период в один год расчетная дополнительная добыча нефти в размере 105,6 тыс. тонн на 20 добывающих скважин. Расходы на внедрение технологии 236,6 млн. рублей из расчёта на 15 нагнетательных скважин. Рассчитана выручка и прибыль Компании.

230

ПОЛИГЛИКОЛЕВЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ПРИ БУРЕНИИ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД

(POLYGLYCOL DRILLING FLUID IN DRILLING PERMAFROST

ROCK)

Мухаметьянов В. М., Кумба Ж. Р.

(научный руководитель - доцент, к.т.н. Рахматуллин Д. В.) Уфимский государственный нефтяной технический университет

Внастоящее время Крайний Север Российской Федерации является одним из перспективных районов добычи нефти и газа, с суровыми климатическими условиями и вечной мерзлотой.

Врайонах распространения вечной мерзлоты на территории РФ сосредоточено более 30% разведанных запасов нефти, около 60% - природного газа[1]. Глубина залегания варьируется от нескольких десятков до 1500 метров, температура в разных районах изменяется от -1˚С до -10˚С. Механическая прочность мерзлой породы возрастает при снижении температуры от -3˚С и ниже[2].

Так как многолетнемерзлые породы (ММП) представляют собой смесь льда и твердых частиц, таяние может привести к различным осложнениям и авариям.

Основным способом предупреждения растепления ММП при строительстве нефтяных и газовых скважин является: применение теплоизоляционных технологий и поддержка необходимого температурного режима, которая достигается при применении буровых растворов с степенью растепления(по возрастанию) - сжатый воздух и пены; эмульсионные; водные полимерные и полимерглинистые; вода[2].

При строительстве нефтяных и газовых скважин целесообразно использовать продувку воздухом, так как удельная теплоемкость воздуха в 4 раза меньше, чем бурового раствора, но данный способ не нашел широкого распространения на практике[2].

Одним из перспективных реагентов для приготовления буровой промывочной жидкости в районах залегания ММП являются полигликоли.

Жидкости на основе полигликоля обладают низкой скоростью растепления, хорошими псевдопластичными, гидрофобизирующими, крепящими свойствами.

Дальнейшая разработка направлена на поиск рецептуры и применение полигликолевых систем.

ЛИТЕРАТУРА 1. О. А. Анисимов, С. А. Лавров Глобальное потепление и таяние вечной

мерзлоты: оценка рисков для производственных объектов ТЭК. Технологии ТЭК (3): 78-83, 2004. —10 с.

2.А. Я. Рязанов Энциклопедия по буровым растворам. — Оренбург: издательство «Летопись», 2005. — 664 с.: ил. ISBN 5-88788-128-3

231

ВЛИЯНИЕ СУЩЕСТВОВАНИЯ ПРЕДЕЛЬНОГО ДИНАМИЧЕСКОГО НАПРЯЖЕНИЯ СДВИГА НА ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

THE INFLUENCE OF EXISTENCE OF DYNAMIC SHEAR STRESS

LIMIT ON FIELD DEVELOPMENT CRITERIA

Назмутдинов Р.Ш.

(научный руководитель - д.т.н., профессор Низаев Р.Х.) Альметьевский государственный нефтяной институт

Впроцессе разработки нефтяных месторождений в продуктивных пластах иногда образуются области неподвижных нефтей. Одной из причин, почему они формируются, является отклонение от закона Дарси при малых скоростях фильтрации жидкости из-за превышения сил межфазного взаимодействия над силами вязкого трения.

Вданной работе мы оценили разницу в коэффициенте извлечения нефти с предельным динамическим напряжением сдвига и без него. В данном исследовании все эксперименты были сделаны посредством

симулятора Tempest More 7.0.5, которая позволяет создавать реалистичные сценарии добычи гибким способом.

Были проведены исследования на примере бобриковского горизонта на множестве месторождений Урала-Поволжья для определения показателей накопленной добычи. Расчеты показали, что если не учитывать наличие предельного напряжения сдвига, то накопленная добыча нефти на период в 50 лет в среднем будет больше на 7%.

Как это уже известно, коэффициент нефтеизвлечения является одной из самых важных величин при разработке нефтяных месторождений. Коэффициент нефтеизвлечения можно выразить таким образом:

η = А ∙ е− ∙

Где A характеризует произведение коэффициентов вытеснения и заводнения, α - коэффициент пропорциональности, зависящий от коллекторских свойств пласта и насыщающих его жидкостей;

Опираясь на труды предшественников и результаты проведенных исследований, была преобразована формула для нахождения коэффициента α, соответствующей для неньютоновских жидкостей, которая позволит более точно определить коэффициент извлечения нефти:

показатель неньютоновского поведения, γ − скорость сдвига Благодаря полученной формулировке уравнения при закладывании

в проект ожидаемых величин КИН при расчетах возможно получать более приближенные к реальным значениям результаты.

232

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕАГЕНТОВ «DRA» НА ПРИМЕРЕ АСТОХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(ANALYSIS OF USING “DRAG REDUCING AGENTS” IN ASTOKH

FIELD)

Напольских П.М.

(научный руководитель - Hock-Kiong Lim, Master of Petroleum Engineering)

САФУ имени М.В. Ломоносова

Вработе проведены анализ использования и оценка экономической эффективности применения реагентов «DRA» на примере Астохского месторождения.

Внастоящее время ведутся споры об эффективности применения реагентов DRA, снижающих потери на трение в стволе нагнетательных скважин и увеличивающих дебит закачки. Проведено мало исследований по выбранной тематике, особенно в области оценке экономической эффективности на примерах реальных месторождений.

Данная работа посвящена анализу и оценке экономической эффективности применения «DRA» реагентов на примере Астохского месторождения. На основе данных по исследованию керна при использовании DRA проведен анализ эффективности мероприятия в нагнетательной скважине РА-126ST Астохского месторождения, рассчитано увеличение дебитов закачки при различной концентрации реагента, увеличение забойного давления, а также снижение проницаемости пласта. Проведено компьютерное моделирование процесса

впрограмме-симуляторе «MORES», определены дебиты добывающих скважин после проведения мероприятия. Графическое представление накопленной добычи показало эффективность применения реагента на протяжении не более 5 лет.

Вработе представлен расчет эксплуатационных расходов в течение 5

лет и NPV проекта, с помощью программы «Economics Sensitivity Tool», а

так же проведено сравнение NPV проекта с бурением новой нагнетательной скважины.

Взавершении работы представлен анализ применения реагентов DRA и даны соответствующие рекомендации.

233

АНАЛИЗ ДЕЙСТВУЮЩИХ СИЛ ОТ ШЛАМОВОГО КЛИНА НА КНБК В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

(ANALYSIS OF APPLIED FORCES BY WEDGE-SHAPED CUTTING

BED AROUND BHA IN HORIZONTAL WELLS)

Насери Ясин, Якунин С.А.

(научный руководитель - профессор Кульчицкий В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Решающим фактором успешного строительства скважин с отдаленным забоем является качественная очистка ствола от выбуренной породы. Неудовлетворительная очистка может явиться причиной целого ряда осложнений:

-увеличение крутящего момента и прихват бурильной колонны; -невозможность поддержания соответствующей нагрузки на долото; -повышение плотности бурового раствора; -кольматация приствольной зоны продуктивного пласта;

-образование уступов и внезапное изменение направления ствола; -трудности при спуске каротажных приборов и обсадных колонн.

Вэтой работе большое внимание уделяется прихвату бурильной колонны из-за образования шламовой подушки вокруг КНБК и телеметрической системы в горизонтальных скважинах.

Вкачестве примера приведена авария на горизонтальной скважине Мыхпайского месторождения в Западной-Сибири из-за образования шламовой подушки при бурении под хвостовик диаметром 114,3 мм с оставлением КНБК с телеметрической системой. В докладе представлены результаты компьютерного моделирования действующих сил и геометрии шламового клина.

234

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ НАПОЛНЕНИЯ КУПОЛАСЕПАРАТОРА УГЛЕВОДОРОДАМИ ПРИ ОТБОРЕ ГАЗА

(MATHEMATICAL MODEL OF FILLING OF THE DOME – SEPARATOR HYDROCARBONS DURING GAS OFFTAKE)

Чиглинцев И.А., Насыров А.А.

(научный руководитель - профессор Шагапов В.Ш.) Бирский филиал Башкирского государственного университета

По причине истощения углеводородных запасов на суше разработка пришельфовых месторождений является актуальным направлением в сохранении стабильных уровней производства нефти и газа. При этом необходимо свести к минимуму экологические риски, связанные с добычей углеводородов на дне океана.

Важной проблемой является предотвращение последствий неконтролируемого выброса углеводородного сырья в воды мирового океана. Наглядными примерами подобных аварий могут служить прорывы скважин в Мексиканском заливе в 2010 г., когда в воду вылилось до 5 миллионов баррелей нефти и утечка газа на добывающей платформе в Северном море в марте 2012 г.

Представляется, что наиболее эффективным методом предотвращения подобных выбросов может служить применение куполасепаратора, который устанавливается непосредственно над местом утечки, а собранная им нефть и газ поставляется по гибким трубам на поверхность океана, для последующей транспортировки.

В работе рассматриваются теоретические основы функционирования «купола-сепаратора», предназначенного для сбора и последующего отбора газо-нефтяных выбросов при возникновении аварий на морском дне, когда термобарические условия благоприятны для образования газогидрата. Построена математическая модель описывающая процесс наполнения и откачки углеводородов из купола, а так же описана динамика изменения температуры фаз.

На основе предложенных уравнений, изучена динамика процесса наполнения купола-сепаратора, изменения температур и давления газа. Показано, что полное разложение гидрата может не осуществляться, что в свою очередь может привести к закупорке отводящего трубопровода в процессе откачки углеводородов.

235

БУРЕНИЕ НА ОБСАДНЫХ ТРУБАХ

(DRILLING-WITH-CASING)

Карпунин И.А., Нифадов В.В. (научный руководитель - доцент Балицкий В.П.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

В конце 20 века появилась принципиально новая технология, которая обеспечивает быстрое разрушение горной породы и существенно экономит время СПО, а так же позволяет снизить затраты и увеличить добычу нефти

– это бурение на обсадных трубах.

Бурением на осадных трубах в настоящее время занимаются несколько компаний. Одна из них Tesco ее отличительной особенностью является то, что бурение производится на обсадных трубах, а КНБК спускается в скважину внутри обсадной колонны на кабеле, при этом возможно бурение, как винтовыми забойными двигателями, так и роторными управляемыми системами. Этот способ возможность замены изношенного долота новым. Другая компания Weatherford использует технологию DwC , главная особенность которой использование уникального разбуриваемого бурового башмак Defyer, выполняющего функцию долота. В этом случае предполагается, что проектный интервал проходится только одним долотом (башмаком Defyer), после чего он разбуривается, а обсадная колонна цементируется.

Преимущества бурения на обсадных трубах:

Позволяет уменьшить время строительства скважины на 20-30%.

Возможно управление давлением на забое.

Обеспечивает качественную промывку скважины (постоянная промывка ствола скважины).

Высокие технико-экономические показатели.

Оба метода позволяют бурить скважины в зонах с полным или частичным поглощением.

Данная технология особенно применима при бурении скважин с морских платформ, где сокращение времени бурения даже на одни сутки приносит ощутимую экономию средств.

Недостатки технологии бурения на обсадных трубах:

Ограниченное управление направлением скважины.

Требуется каротаж в обсаженном стволе скважины.

Необходимость квалифицированных, специально обученных

кадров.

Метод может использоваться только при наличии верхнего привода.

236

ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРОИМПУЛЬСНОГО СПОСОБА ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

(STUDY HYDROIMPULSIVE WAY TO ELIMINATE STUCK PIPE)

Нифонтов Н.А.

(научный руководитель - профессор Симонянц С.Л.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Как известно, прихваты бурильного инструмента относятся к наиболее тяжелым видам аварий, возникающих при бурении нефтегазовых скважин. Работы по предупреждению и ликвидации прихватов требуют значительных затрат времени и средств и нередко приводят к необходимости перебуривания части ствола скважины.

В представленной работе рассматривается эффективный и не требующий больших вложений гидроимпульсный способ (ГИС) ликвидации прихватов бурильной колонны, разработанный ранее учёными и инженерами Института механики Московского государственного университета и института ВНИИБТ. В настоящее время этот способ практически не используется, хотя имеет большой потенциал.

Сущность гидроимпульсного способа заключается в том, что в системе «скважина – бурильная колонна» предварительно создается значительный перепад гидростатического давления за счет разности плотностей жидкости в трубном и затрубном пространствах, а затем осуществляется резкий сброс этого давления. ГИС основан на возбуждении упругих волн разгрузки в материале бурильных труб и жидкости, заполняющей скважину, путём резкого снятия предварительно созданных в них напряжений. Возникающие при этих импульсах сложные колебательные процессы и перетоки промывочной жидкости приводят к силовому воздействию на бурильный инструмент, способствуя его освобождению от прихвата.

Для применения ГИС на верхний конец колонны бурильных труб устанавливают специальную заливочная головку с отводами, идущими к насосам цементировочного агрегата. Нагнетательную систему буровых насосов установки обвязывают таким образом, чтобы в процессе применения данного метода с помощью этих насосов можно было бы постоянно заполнять глинистым раствором из приемных емкостей затрубное пространство для поддержания в нем постоянного уровня жидкости.

При применении ГИС должны соблюдаться те же правила техники безопасности, которые предусмотрены при креплении ствола скважины.

237

МЕТОД БОРЬБЫ С ВЫНОСОМ ПЕСКА ПУТЕМ УКРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

ФЕНОЛФОРМАЛЬДЕГИДНОЙ СМОЛОЙ

Жиркеев А.С., Сахапова А.К., Патлай А.В. (научный руководитель - д.т.н. Кадыров Р.Р.)

Институт «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть»

Борьба с выносом песка при эксплуатации скважин всегда считалась одной из важных проблем нефтедобывающей отрасли. В процессе эксплуатации месторождений, пласты которых сложены слабосцементированными песчаниками, происходит разрушение призабойной зоны пласта и поступление в скважину песка, что вызывает сокращение межремонтного периода работы скважины.

С этой целью для укрепления призабойной зоны скважины применяются механические методы, технологические, физико-химические, химические и их комбинации.

Наиболее распространены химические методы крепления ПЗП с использованием различных синтетических смол – карбамидоформальдегидных, фенолформальдегидных, эпоксидных и.др.

Всвязи с этим в институте «ТатНИПИнефть» для борьбы с пескопроявлениями разработан способ создания проницаемого фильтра на основе синтетической смолы.

Вэтом случае достаточно, чтобы были созданы прочные связи между зернами или группой зерен, обеспечивающие требуемые физикомеханические свойства породы.

Данная технология прошла приемочные испытания в ОАО «Татнефть» и рекомендуется к промышленному внедрению.

Внастоящее время происходит усовершенствование способа с использованием кремнийорганических соединений, что существенно улучшит технологичность метода за счёт сокращения ремонтных работ в 2 раза, повышения устойчивости реагента к резким температурным изменениям в зимнее и летнее время и позволит использовать метод в скважинах с температурой призабойной зоны до 120˚С.

238