Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

СОЗДАНИЕ УПРАВЛЯЕМЫХ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ С ЦЕЛЬЮ ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ ПОЛИГОНОВ

ЗАХОРОНЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД

(CREATION OF THE OPERATED HYDRODYNAMIC MODES FOR THE PURPOSE OF OPTIMIZATION OF WORK OF GROUNDS OF BURIAL OF THE INDUSTRIAL WASTE)

Ильин Н.А.

ООО«Газпром добыча Астрахань»

Впроцессе подземного захоронения промышленных сточных вод

(промстоков) отмечается рост давлений нагнетания, связанный с загрязнением призабойной зоны пласта и увеличением концентрации промстоков в центральной части. Данная проблема актуальна и проявляется на многих предприятиях нефтегазовой отрасли.

В данной работе приведены результаты исследований возможности и эффективности создания управляемых гидродинамических режимов (ГР) на полигонах захоронения промстоков (ПЗП) на предприятиях нефтегазовой отрасли. Основными задачами работы являются изучение влияния ГР в рабочих пластах-коллекторах ПЗП на изменение пластового давления в рабочем горизонте, давления нагнетания, приемистости нагнетательных скважин и возможности контроля за распространением промстоков в пласте-коллекторе.

Исследования возможности создания и эффективности использования ГР проводились на примере ПЗП Астраханского ГПЗ. Рассматривался вариант создания искусственного ГР в рабочем пласте-коллекторе юрского горизонта с целью разгрузки центральной части ПЗП. Создание искусственного ГР предлагается реализовать путем забора пластовой воды с наблюдательной скважины, находящейся на границе лицензионного горного отвода. Полученную в ходе откачек пластовую воду планируется использовать с целью восстановления приемистости нагнетательных скважин в межремонтный период и/или закачивать в резервные вышележащие горизонты, что позволяет использовать данный метод на других месторождениях. Возможность реализации данной идеи подтверждена результатами гидродинамического моделирования.

Результатами исследований возможности применения ГР на ПЗП Астраханского ГПЗ в рабочем пласте-коллекторе юрского горизонта являются подтверждение возможности создания управляемого ГР с целью контроля распространения промстоков, увеличения приемистости нагнетательных скважин, уменьшения пластового давления в центральной части ПЗП, уменьшения давления нагнетания на устье нагнетательных скважин, увеличения времени эксплуатации ПЗП без ввода в действие дополнительных нагнетательных скважин.

49

ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ЦЕНТРАЛЬНОЙ И ВНЕШНЕЙ ЗОН ВЕРХНЕПЕЧОРСКОЙ ВПАДИНЫ

(PALEOTECTONIC CONDITIONS OF FORMING THE VERKHNEPECHORSKAYA DEPRESSION CENTRAL AND OUTER ZONES)

Ильтыбаева А. Г.

(научный руководитель - доцент Ростовщиков В. Б.) Ухтинский государственный технический университет

В докладе представлена палеотектоническая модель формирования центральной и внешней зон Верхнепечорской впадины в связи с обоснованием направлений поисково-разведочных работ.

В строении осадочного чехла выделяются три крупных структурноформационных этажа, отображающих основные этапы геологотектонического формирования Верхнепечорской структуры. Эти этажи отображают крупные региональные трансгрессивно-регрессивные циклы Уральского палеокеана и их условия формирования осадочных отложений.

Ордовикско-среднедевонский структурно-формационный этаж. Территория впадины представляет собой континетальную северо-

восточную окраину Восточно-Европейской платформы. Начальный цикл характеризуется накоплением терригенных отложений, а затем при более обширной трансгрессии – карбонатных толщ.

Верхнедевонско-нижнепермский структурно-формационный этаж. Его формирование ознаменовалось началом новой трансгрессии,

после длительного размыва среднедевонско-нижнепермских отложений. В основании залегают терригенные нижнефранские образования начального трансгрессивного цикла, которые сменились на преимущественно карбонатные осадконакопления в условиях перикратонного опускания северо-восточного склона Восточно-Европейской платформы. На месте Верхнепечорской впадины в верхнедевонское время возвышенные участки создавали благоприятные условия для формирования колониальных рифогенных образований в виде карбонатных банок (атоллов).

Нижнепермско-триасовый структурно-формационный этаж. Формировался в условиях замыкания Уральской геосинклинали и

развития Предуральского краевого прогиба. Характеризуется накоплением мощных малассовых толщ. Интенсивные горообразовательные процессы на Урале в конце триаса – начале юры предопределили современный облик Верхнепечорской впадины.

50

РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ С ПРИВОДОМ СТАНКА-КАЧАЛКИ

(MATHEMATICAL MODELS DEVELOPMENT OF PRODUCTION

WELLS WITH PUMPING UNIT DRIVE)

Искандаров Р.А., Сагдатуллин А.М. (научный руководитель - д.т.н. Муравьева Е.А.)

Альметьевский государственный нефтяной институт

По статистике более 50 % скважин оборудованы штанговыми скважинными насосами (УСШН) с балансирными станками-качалками (СК). Однако, несмотря на то, что приводы СК УСШН наиболее распространены, в среднем, на них приходится менее 30 % от общего объема добываемой нефтяной продукции. Несмотря на специфику работы добывающих скважин с УСШН при определенных условиях, важной является задача повышения эффективности работы приводов станков качалок [1].

Целью данной работы является разработка математической модели добывающей скважины установки штангового скважинного насоса с балансирным станком-качалкой. За основу для моделирования возьмем математическую модель станка качалки типа ОПНШ 30-1,5-10 с электродвигателем 4 кВт, 1500 об/мин. На рисунке 1 представлена переходная характеристика системы автоматического регулирования (САР) станка качалки с автоматизированным приводом. По результатам моделирования можно сказать, что фазовая характеристика пересекает линию -180° позже, чем характеристика Lm(w) пересекает линию 0 дБ. Следовательно, при замыкании САР единичной обратной связью она будет устойчивой, что и показывают графики переходного процесса при исходных параметрах САР (рисунок 1).

Рисунок 1 – Амплитудная и фазовые частотные характеристики рассматриваемой системы управления

Согласно полученным графикам по математической модели УСШН СК можно сделать вывод об устойчивости системы автоматического регулирования станка качалки с автоматизированным приводом.

51

УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА БОБРОВСКО - ПОКРОВСКОГО ВАЛА БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

Ишкинина Д.М.

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

Бобровско - Покровский вал Бузулукской впадины входит в состав Северо

– Бузулукского нефтегазоносного района. Бузулукская впадина зародилась в начале девонского периода в результате обширного прогибания земной коры на юго-востоке Восточно-Европейской платформы, с которым связывалась раннедевонская трансгрессия моря. В конце франского века активизировался тектогенез, на фоне дальнейших погружений Прикаспийской синеклизы во впадине формируется дизъюнктивная ступенчато-блоковая тектоника. В дальнейшем развитии впадины периоды стабилизации (каменноугольный период) сменялись погружениями (пермский период) и восходящими движениями (современная эпоха). Бузулукская впадина по механизму формирования относится к штамповым структурам, формирующимся под действием гравитационных, т. е. объемных сил, вызванных сжатием подкорового субстрата и опусканием системы блоков фундамента.

Рисунок 1. Структурно - тектоническая схема северного района

Бузулукской впадины По материалам сейсморазведочных работ 3Д разных лет с

использованием современных программ и методик к глубокому поисковооценочному бурению выявлены и подготовлены Южно-Покровское, СевероГурьяновское, Восточно-Родинское сейсмические поднятия и западный купол Петропавловской, северо-восточный купол Родинской, южный купол Пьяновской структурных зон с суммарными извлекаемыми ресурсами нефти категории С3 8,237млн.т. на которых планируется постановка поисковооценочного бурения.

Предлагается пробурить 7 поисково-оценочных скважин на фаменские отложения. Средняя глубина типовой скважины составляет 2870м. В целом объем проектируемого бурения составит 20090м. Ожидаемые затраты на проектируемый объем бурения составят 947813ыс.руб.Ожидаемый прирост извлекаемых запасов нефти категории С1 составит 7,106 млн.т. Ожидаемый прирост запасов на одну скважину составит –1015тыс.т. Прирост ожидаемых извлекаемых запасов нефти на 1 м проходки 354 т.

52

РАЗРАБОТКА УСТАНОВКИ ДЛЯ КОМПЛЕКСНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД В ЛАБОРАТОРНЫХ УСЛОВИЯХ

(DEVELOPMENT OF SETTING FOR COMPLEX RESEARCHES OF ROCKS COLLECTOR PROPERTIES IN LABORATORY TERMS)

Кайсина И.К.

(научный руководитель - доцент Дахнов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Современные петрофизические исследования керна изучают более 60 характеристик. Основная проблема данных исследований заключается в том, что многие работы проводятся на отдельных установках, что приводит к большей трате времени при подготовке к замерам и переходе от одного исследования к другому; искажению и снижению достоверности полученных результатов.

В работе предлагается попытка устранения вышеизложенных проблем путем разработки и сборки установки по комплексному исследованию фильтрационно-емкостных свойств горных пород в лабораторных условиях на сухих и влажных образцах. Разработанная установка позволяет определить коэффициенты абсолютной проницаемости по газу, остаточной газонасыщенности, эффективной проницаемости образца по воде при остаточном газонасыщении, открытой пористости методом Преображенского, проницаемости образца по воде, динамической пористости, эффективной проницаемости образца по газу при остаточном водонасыщении; удельное электрическое сопротивление. Кроме этого, можно рассчитать параметры пористости и насыщения; коэффициент относительной проницаемости. Данный процесс исследования сокращает время, дает возможность провести дополнительные стандартные определения, необходимые для уточнения связей получаемых на установке результатов со стандартными физическими характеристиками; расширить комплекс изучения ФЭС образцов горных пород. Также в работе описаны назначения элементов установки, представлена схема, рассмотрена методика проведения работ по каждому из изучаемых фильтрационно-емкостных свойств горной породы, приведены результаты исследований, составлены графики и зависимости петрографических связей.

53

ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И ОЦЕНКА УГЛЕВОДОРОДНОГО ПОТЕНЦИАЛА ЗАПАДНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

(FORECAST OF OIL AND GAS POTENTIAL AND ESTIMATION OF HYDROCARBON POTENTIAL OF WESTERN CISCAUCASIA)

Кафидова О.Н.

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

Целью работы является обоснование перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих триасовых и юрских отложений Западного Предкавказья на основе комплексного анализа геолого-геофизических материалов.

Территория Предкавказья является одним из старейших нефтегазодобывающих районов страны с хорошо развитой инфраструктурой нефтегазового сектора экономики.

При выполнении исследований решались следующие основные задачи: изучение условий формирования, структурной и фациальной зональности триасовых и юрских отложений Предкавказья; изучение условий формирования и закономерностей распространения залежей УВ в триасовых и юрских отложениях и прогноз их фазового состояния; обоснование перспектив нефтегазоносности триасовых и юрских отложений.

Ретроспективный анализ состояния изученности глубокопогруженных комплексов Предкавказья позволил выделить территории, которые могут представлять интерес исходя из декларируемых требований геологического задания. Это, прежде всего глубина перспективных комплексов. На основании этого нами были определены тектонические элементы, в пределах которых осадочный чехол имеет суммарную толщину более 6 км. На анализируемых глубинах наибольшими площадью распространения и перспективами нефтегазоносности характеризуются следующие НГК: триасовые отложения Ирклиевской впадине и юрские отложения ЗападноКубанского прогиба и Восточно-Кубанской впадины.

Основные выводы, полученные в результате проведенной оценки перспектив нефтегазоносности триасовых и юрских отложений Предкавказья, сводятся к следующим положениям.

Триасовый комплекс, в целом, характеризуются крайне низкой степенью геолого-геофизической изученности, несмотря на то, что отложения вскрыты значительным числом скважин.

Изученность юрских отложений характеризуется существенной неравномерностью.

54

ОПТИКО-ВОЛОКОННЫЕ ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ ПРИ ПОИСКАХ, РАЗВЕДКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

(FIBER-OPTIC INFORMATION SYSTEMS OF FINDING, EXPLORING,DEVELOPING AND PRODUCTING OIL AND GAS)

Кирпикова И.Д., Малышева Е.О., Канафиева Э.Ф., Горелкина Е.И. (научный руководитель - д.т.н., профессор Стрельченко В. В.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

нефтяник Д.В.Голубятников провел температурные измерения более чем в 300 нефтяных скважинах Азербайджана и Дагестана. На данный момент, на базе оптоволоконных технологий появилась возможность реализации

В настоящее время для интеллектуальных скважин выполняются измерения на одножильном кабеле, в котором форма сигнала практически не искажается. Прогрессивной технологией является применение трёхжильного кабеля, который позволяет одновременно передавать на поверхность в режиме онлайн изменения температуры, давления и расходометрии. Оптиковолоконные кабели могут размещаться в скважине внутри обсадной колонны. Важным практическим применением оптико-волоконных кабелей является проведение термических исследований на подземных хранилищах газа с целью выявления перетоков газа через негерметичные участки эксплуатационной колонны и локализации техногенных скоплений газа.

При распределенной термометрии скважины датчик температуры используется для непрерывного термометрического каротажа и построения периодического профиля колебаний температуры. При многозондовой термометрии скважины используют группу дискретных оптических датчиков температуры для регистрации данных с высокой степенью разрешения. Еще одно преимущество - отсутствие явления барботажа при стандартной термометрии.

Другим методом является барометрия, необходимая для определения забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты. Применение волоконно-оптических систем термометрии и барометрии позволяет достоверно выполнять текущую коррекцию гидродинамической модели залежи.

Еще одним объектом применения ОВК является расходометрия скважин. В многозабойных и многопластовых скважинах данные волоконнооптических расходомеров помогут решить задачи разделения добычи и установить коэффициент продуктивности индивидуальных зон.

55

ОБЪЕКТИВНОСТЬ РЕЙТИНГА ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОМПАНИЙ РОССИИ

(AN OBJECTIVE RATING OF ENVIRONMENTAL RESPONSIBILITY

RUSSIAN OIL AND GAS COMPANIES)

Коваленко А.П.

(научный руководитель - – к.г.-м.н., доцент Субботина Е.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Нефтегазовая отрасль России – одна из наиболее экологически неблагоприятных отраслей экономики, но при этом и сегодня, и в среднесрочной перспективе этот бизнес является основой российской экономики, а значит, нужны усилия всего общества по его экологизации.

В настоящее время в России особо остро встал вопрос о создании независимого аналитического рейтинга экологической ответственности нефтегазовых компаний, работающих на территории нашей страны. Ведь актуального объективного экологического рейтинга нефтегазовых компаний по-прежнему нет. Конечному потребителю, кредитным организациям, общественности необходимо иметь объективную информацию о степени экологической ответственности компаний. Подобный рейтинг будет способствовать повышению качества управления экологическими рисками при добыче, транспортировке и переработке углеводородного сырья.

Лишь в середине 2014 года была попытка создания пилотного проекта экологического рейтинга нефтегазовых компаний России, который был представлен на XXI Мировом нефтяном конгрессе в Москве. В основе рейтинга – результат анализа открытой и сопоставимой информации об уровне экологической ответственности 19 компаний российского нефтегазового сектора и масштабов воздействия их деятельности на окружающую среду. Но возникает вопрос, является ли данный рейтинг объективным в связи с использованием только публичной информации с сайтов компаний? Почему расчет рейтинга производился без учётов объёма добычи нефти компаниями, позволяя выбиваться на первые позиции рейтинга малоресурсным региональным компаниям, оставляя позади себя нефтегазовых гигантов? Узкий объём использованных данных, отсутствие анализа отчётности компаний (№2-ТП (отходы), №2-ТП (рекультивация)), слабое взаимодействие со всеми государственными органами экологической направленности (Ростехнадзор, Росприроднадзор и Минприроды РФ) ставит под сомнение объективность создания данного рейтинга. Безусловно, это большой положительный шаг экологической направленности в нефтегазовом секторе нашей страны, однако, как и любое начинание, требует увеличение объективности, точности оценок и дальнейшее совершенствование методологии составления рейтинга экологической ответственности нефтегазовых компаний России.

56

ОСОБЕННОСТИЛИТОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК И ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ СТРОЕНИЯ ПОЗДНЕДОКЕМБРИЙСКИХ

ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЕНИСЕЙСКОГО КРЯЖА И ИРКИНЕЕВО-ЧАДОБЕЦКОГОПАЛЕОРИФТА

Козионов А.Е.

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Работа посвящена изучению терригенных отложений позднего рифеяЕнисейского кряжа и Иркинеево-Чадобецкогопалеорифта. В пределах Иркинеево-Чадобецкогопалеорифта открыта серия крупных газовых месторождений, на которых залежи приурочены к позднерифейским терригенным отложениям (Абаканское месторождение, Берямбинское, Ильбокичское). В связи с этим изучение их литологических характеристик и реконструкция условий осадконакопления является крайне актуальной задачей. Изучение позднерифейских терригенных отложений проводилось по материалам скважин глубокого бурения и обнажений в Северо-Енисейском районе Красноярского края на обнажениях рек Тея и Чапа.

Отложения характеризуются высокой степенью изменчивости литологического состава, стратиграфического объема и мощности. В литологическом отношении исследуемые отложения представлены комплексом гравийных, гравийно-песчаных, алевро-глинистых, глинистых литотипов. Красноцветные отложения имеют косослоистые текстуры, оползания, рябь течений и др., характерные для континентальных отложений аллювиальной равнины. В минеральном составе обломочной части преобладают обломки кварца, глинистых сланцев, калиевых полевых шпатов, что свидетельствует о нескольких источниках сноса, представленных кислыми магматическими и метаморфическими породами. В процессе изучения позднерифейских отложений в пределах Енисейского кряжа были выявлены мощные толщи тиллитов, представленные крупногалечными конгломератами, обломочная часть которых сложена кварцитами, глинистыми сланцами, гальками кварца. Пестроцветные окраски, характерные текстурные признаки, невыдержанность гранулометрического состава отложений, наличие в их составе тиллитовых толщ свидетельствует о формировании позднерифейских терригенных отложений в условиях континентальных постгляциальных обстановок. Накопление песчаных и песчано-гравийных отложений осуществлялось в пределах обширных аллювиальных равнин, где шло накопление относительно более грубозернистых временных потоков и более тонкозернистых, часто пеллитовых отложений лимнических зон.

57

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛИНИСТОСТИ В СЛОЖНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

(ESTIMATION OF CLAYINESS IN COMPLEX RESERVOIRS)

Коломыцев А.В.

(научный руководитель - доцент Городнов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

При изучении горных пород и разделении их на коллектор и неколлектор, большую роль играет содержание в них глинистых минералов. Определение коэффициента глинистости является важной задачей, позволяющей оценить коллекторские свойства пород, поскольку наличие глинистых частиц приводит к ухудшению фильтрационноёмкостных свойств. Выделение в разрезе скважин пластов глин позволяет проводить корреляцию для построения геологических моделей природных резервуаров.

Существуют различные методы определения коэффициента глинистости, например, по методу самопроизвольной поляризации или естественной гамма активности. Но эта задача существенно осложняется в условиях сочетания следующих факторов: сопротивление бурового раствора равно сопротивлению пластовой воды и аномальной радиоактивности пород, не связанной с глинистостью. Это приводит к тому, что стандартные методы определения коэффициента глинистости не будут работать.

Подобные условия встречаются во многих месторождениях Восточной Сибири в терригенных отложениях, возраст которых датируется нижним кембрием – вендом. Породы представлены переслаиванием аргиллитов или алевролитов с песчаниками глинистыми и гравелитами (или песчаниками гравелитистыми). В таких случаях для определения коэффициента глинистости нами предлагается использовать совместную обработку гамма-гамма плотностного и нейтронных методов. Методика совместной обработки основана на различии физических свойств глинистых и основных породообразующих минералов. Определение коэффициента глинистости реализуется путем решения системы уравнений водородосодержания и плотности пород для различных свойств пластовых флюидов и состава глин.

Методика опробована на двух месторождениях Восточной Сибири и подтверждается анализами кернового материала.

Таким образом, совместная обработка гамма-гамма плотностного и нейтронного каротажа позволяет дать количественную оценку глинистости в сложных разрезах, где стандартные методы не работают. Учитывая параметры бурового раствора и состав глин, можно с высокой точностью рассчитать коэффициент глинистости пород.

58