Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

4.Гурвич Л.М., Шерстнев Н.М. Многофункциональные композиции ПАВ

втехнологических операциях нефтедобычи / ВНИИОНГ. – М., 1991.

5.Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. – М.: Недра, 2002.

6.Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием / ОАО «ВНИИОЭНГ». – М., 2003.

7.Михневич В.Г., Юшков И.Р. Применение щелочного заводнения / ЦП НТО НГП. – М., 1987.

8.Магадова Л.А., Подзорова М.С., Магадов В.Р. Методические основы проведения лабораторных исследований составов для ASP-заводнения // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2013. – № 6. – С. 48–52.

9.Исследование адсорбционных процессов при АСП-заводнении для условий Западно-Салымского месторождения / Я. Волокитин [и др.] // Рос. техн. нефтегаз. конф. и выставка SPE по разведке и добыче. Society of Petroleum Engineers. –

М., 2012.

121

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ОБОСНОВАНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТНЫХ РАБОТ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ

КОМПАНИИ ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ХАНТОС» Н.С. Коростелев

Научный руководитель – И.А. Зуевский

ООО «Газпромнефть-Хантос», г. Ханты-Мансийск

Представлен комплекс технологических, технических мероприятий, направленных на повышение эксплуатационной надежности и бесперебойной работы трубопроводных систем, а также достижение наибольшего экономического эффекта при ремонтных работах. Обоснована необходимость применения новейших технологий (с кратким рассмотрением) для более качественного и эффективного ремонта. В работе использованы возможности нового оборудования компаний MILROY BUSINESS MANAGEMENТ; T.D. Williamson, Inc.; ООО ГК «РУСКОМПОЗИТ».

Ключевые слова: новые технологии, трубопровод, дефекты, ремонт, экономический эффект, эксплуатация, комплекс мероприятий.

Подземные нефтепроводы подвергаются интенсивному воздействию как внешних факторов, так и перекачиваемой жидкости, в результате чего в материале трубопроводов происходят различные физические и физико-химические процессы, основными из которых являются старение и износ, также, помимо старения, трубопроводы подвергаются механическим воздействиям при сооружении и в процессе эксплуатации, в результате возникают различные дефекты: расслоение материала, вмятины, коррозионные каверны, стресс-коррозионные трещины, эрозионный износ, царапины и др. [1].

Трубопроводный парк линейной части практически не имеет резерва, и его отказ может привести к длительному простою, что приведет к большим финансовым потерям. Обеспечение безотказной работы трубопроводов на месторождении – чрезвычайно важная задача, для решения которой в последнее десятилетие выполнен значительный объем научных исследований по выбору методов ремонта трубопроводов. Получены оптимальные решения по капитальным вложениям, конструктивным схемам, что, в свою очередь, является важным аргументом для индустриализации строительных и ремонтных работ на объектах нефтегазовой промышленности.

Компанией ООО «Газпромнефть-Хантос» уделяется особое внимание процессам формирования, совершенствования и применения различных технологий в сфере эксплуатации трубопроводов. Хорошим примером таких технологий служит комплекс ремонтных работ с применением оборудования T.D. Williamson для перекрытия ремонтируемого участка, плоскосварачиваемых рукавов MILROY для монтажа байпасной линии и мобильного дорожного покрытия «Мобистек» для доступа к заболоченным и труднопроходимым участкам.

Объединенное в один комплекс, оборудование обладает наибольшим экономическими технологическим эффектом, позволяющим в кратчайшие сроки производить ремонтныеработывтруднодоступныхместахтрубопровода безегоостановки.

122

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Для наилучшего понимания представленных технологий ремонтных работ рассмотрим их на примере ремонта напорного нефтепровода с дальнейшей заменой дефектного участка:

1. Оборудование T.D. Williamson. Оборудование, разработанное компанией T.D. Williamson (рис. 1), представляет собой механизмы Stopple для перекрытия сечения трубопровода, а также задвижки sandwich (ручное управление, гидропривод), фитинги для врезки временных задвижек и гидравлическую машину, собранные в единый механизм [2]. Оборудование служит для изоляции секции трубопровода при ремонтных работах или присоединений новых линий без остановки перекачки продукта в любом месте трубопровода. Важным параметром является индивидуальность в применении, она заключается в том, что все технологические процессы (безогневая врезка в трубу, перекрытие ремонтируемого участка, подключение байпаса, врезка заглушек, гидравлическое управление) выполняются в пределах одного оборудования и управляются персоналом из трех обученных человек.

Принцип работы: к трубопроводу привариваются фитинги с задвижками типа sandwich, далее производится безогневая вырезка отверстий под резиновые манжеты, перекрывающие полость трубопровода, сверху на задвижки через фланцевые соединения прикручивается устройство stopple, позволяющее посредством гидравлического оборудования производить перекрытие полости трубы резиновыми манжетами. После завершения работ устанавливается линия выравнивания давления и продукт заполняет новый участок трубопровода, с помощью машин для врезок в фитинги устанавливаются пробки, затем задвижки демонтируются, а на фитинги устанавливаются глухие фланцы.

Рис. 1. Иллюстрация составных частей оборудования T.D. Williamson (технология stopple)

123

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Экономический эффект от использования оборудования T.D. Williamson с учетом стоимости и широчайшего его применения в условиях дальнейшей эксплуатации трубопроводов (ремонтов, реконструкций, замены узлов и.т.д.) окупается всего за несколько раз использования, для этого достаточно посмотреть сравнительный анализ ремонта участка ННП с применением оборудования T.D. Williamson (рис. 2)

ибез него, представленный в таблице.

2.Плоскосворачиваемые рукава MILROY. Трубопровод «ПМТ-Композит» из плоскосворачиваемых рукавов предназначен для перекачки воды, нефти и нефтепродуктов. «ПМТ-Композит» состоит из плоскосворачиваемых полиуретановых рукавов с текстильным каркасом. В статье рассматривается применение рукавов в качестве байпаса для ремонтируемого трубопровода.

Рис. 2. Схема ремонтируемого участка ННП с применением технологии

T.D. Williamson

Сравнительный анализ

В начале трубопровода рукав через соединительную арматуру присоединяется к фитингу T.D. Williamson, то же самое – в конце участка. Применение таких рукавов исключает большие затраты на сооружение байпасных (временных) трубопроводов из металла и в 3 раза ускоряет процесс работы. Также в отличие от металлических трубопроводов плоскосворачиваемые рукава могут применяться до несколько сотен раз в зависимости от срока годности, что увеличивает окупаемость данной технологии.

3. Мобильное дорожное покрытие «МДП-Мобистек». В связи с отдаленностью участка ремонтируемого трубопровода от дорог и прохождением его в труднодоступных местах необходимо большое количество песка и прочего грунта для укладки временных подъездных дорог к месту проведения работ. Особенно сложны для работы заболоченные участки.

124

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Для решения проблемы в статье рассматривается применение мобильного дорожного покрытия совместно с оборудованием компаний T.D. Williamson и MILROY. Преимущество плит: 1) удобство и простота использования; 2) скорость монтажа и демонтажа; 3) возможность многократного использования; 4) долговечность; 5) применение вместо песчаной отсыпки и лежневых проездов; 6) экологичность: низкое удельное давление на грунт, целостность растительного покрова после окончания работ [3].

Окупаемость от использования «МДП-Мобистек» достигается на 8-й раз применения. При 20 расчетных внештатных ситуациях использование плит МДП обеспечивает экономию денежных средств в 2,5 раза в сравнении с использованием лежневого настила. Особенно нужно обратить внимание на многократное использование такого покрытия.

С эксплуатационной точки зрения хотелось бы иметь такую идеальную систему, у которой все узлы и элементы безотказно работают весь период эксплуатации, но создание идеальной системы в нынешних условиях разработки месторождений невозможно. Ставится реальная цель – создать систему мероприятий, которая обеспечит максимальную производительность и наибольшую экономическую выгоду. Комплексное применение вышеперечисленных технологий помогает решить проблемы, связанные с остановками трубопроводов и их труднодоступностью.

Список литературы

1.РД 39-132–94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов.

2.Каталог оборудования компании T.D. Williamson. – С. 1–92.

3.Применение композитных и геосинтетических материалов для нефтегазовой отрасли [Электронный ресурс] // ООО ГК «РУСКОМПОЗИТ». – URL: http://www.ruscompozit.com/library/library.

125

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ВЛИЯНИЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ

ПОЛИМИКТОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ А.Н. Кузнецова, К.В. Шамаева

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор М.К. Рогачев Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург

Рассмотрены вопросы повышения нефтеотдачи в глинистых полимиктовых коллекторах, влияние минерализации на эффективность системы поддержания пластового давления. Проведен анализ возможностей применения низкоминерализованной воды на юрские залежи Западной Сибири с помощью технологий физикохимического воздействия на продуктивные пласты, основанных на использовании воды низкой минерализации в качестве закачиваемой жидкости в системе поддержания пластового давления.

Ключевые слова: полимиктовый коллектор, низкопроницаемые пласты, гидратация глин, система ППД, повышение нефтеотдачи.

Известно, что в общей структуре запасов как в России, так и в мире превалируют так называемые трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ). В настоящее время доля трудноизвлекаемых запасов в некоторых нефтедобывающих регионах достигает 70 %. К примеру, в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции этот показатель, по данным на 2010 г., составлял около 40 %. Западная Сибирь попрежнему остается главным нефтедобывающим районом страны в ближайшей перспективе. По данным [1], в бассейне содержится около двух третей отечественных запасов нефти.

Важнейшим как по запасам, так и по добыче нефти в регионе является раннемеловой неокомский НГК, содержащий более 37 % запасов нефти Западной Сибири. К нему приурочены залежи крупнейших нефтяных месторождений страны (Приобского, Самотлорского, Федоровского, Усть-Балыкского, Мамонтовского). Нефтяные месторождения здесь характеризуются крупным размером и относительно простым строением. Однако на данном этапе развития степень их выработанности [1] в среднем превышает 60 %, обводненность также очень высока – в среднем 94 %. Таким образом, все большее значение приобретают комплексы средне-верхнеюрского глинисто-песчаного васюганского НГК и подвасюганского нижне-среднеюрского НГК, включающего тюменскую свиту. Совместные запасы юрских отложений тюменской и васюганской свит составляют 27 % от запасов Западной Сибири. Породы-коллекторы, слагающие эти свиты, алевролиты, песчаники, гравелиты, отличаются невыдержанностью по мощности (от 10 до 600 м) и простиранию, а также низкими фильтрационными характеристиками. Следовательно, перспектива прироста запасов Западной Сибири связана с низкопроницаемыми полимиктовыми коллекторами.

На протяжении более 70 лет нефтяные месторождения нашей страны эксплуатируются с использованием заводнения. Сегодня этот метод также является

126

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

наиболее распространенным и технологичным. Заводнение полимиктовых низкопроницаемых коллекторов является достаточно сложной задачей и сопровождается рядом проблем. К ним относятся отсутствие четкой реакции добывающих скважин на изменение режимов работы нагнетательных, низкая степень охвата воздействием неоднородных пластов, неэффективное использования системы ППД, когда большие объемы воды бесполезно циркулируют по наиболее промытым зонам и многие другие [2].

В дополнение к этому полимиктовые коллекторы отличаются высоким содержанием водочувствительных компонентов – глин. Большая дисперсность и площадь поверхности, специфическое слоистое строение кристаллической решетки глин предопределяют их особые свойства, которые выражаются в склонности к ионообменным процессам между частицами глины и окружающей жидкой фазой, пептизации и диспергированию [3].

Еще одной характерной особенностью глин является набухаемость. Под набухаемостью понимают способность глинистых пород увеличивать объем в процессе взаимодействия с водой или водными растворами. Процесс набухания сопровождается увеличением влажности, объема породы и возникновением давления набухания.

Набухание глинистых минералов происходит по причине ионообмена при закачке в нефтяную залежь низкоминерализванной воды для поддержания пластового давления. Если концентрация солей в закачиваемой воде ниже так называемой критической, или пороговой, концентрации солей, происходит глинодиспергация – отделение набухших глин от глинистых пластинок.

Именно из-за этого пресная вода при разработке нефтяных месторождений, приуроченных к полимиктовым коллекторам, используется крайне редко, практически никогда. С гидрогеологической точки зрения в строении ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна можно выделить три основные гидрогеологических зоны (пояса): краевую, внешнюю и внутреннюю [4]. Юрские комплексы относятся к внутренней зоне с максимальной минерализацией до 12–14 г/л. А значит, проблема с выбором воды для системы ППД стоит очень остро.

Для решения этой проблемы, с одной стороны, можно использовать имеющиеся технологии, направленные на уменьшение гидратации глин в условиях низкой минерализации закачиваемой воды. Применение ингибиторов глинонабухания позволяет достигать достаточно высоких коэффициентов вытеснения нефти из глинизированных коллекторов.

С другой стороны, в некоторых работах, например [6, 7], подчеркивается, что глинонабухание может не только снижать фильтрационные характеристики нефтяного пласта, но и содействовать повышению вытеснения нефти водой. Это происходит по следующим причинам:

1)набухание глин приводит к изменению порового пространства и «выдавливанию» из микропор менее смачивающей фазы – нефти;

2)повышение эффективности вытеснения за счет образования загущенной воды;

127

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

3) замена катионов, находящихся на поверхности глинистой частицы и несущих на себе молекулы нефти, на катионы окружающего опресненного раствора приводит к улучшению вытеснения нефти водой.

Сточки зрения коллекторских свойств, как уже упоминалось, васюганская

итюменская свиты являются низкопроницаемыми. А это, в свою очередь, вызывает ряд новых проблем в дополнение к вышеуказанным. Для низкопроницаемых пластов характерно влияние капиллярных сил. Это связано в первую очередь с тем, что поровые каналы представляют собой структуру капилляров переменного радиуса и формы. В порах и каналах, размеры которых характерны

для этих свит, характерно развитие капиллярного давления. Капиллярность, а также поверхностное натяжение, приводят к возниконовению эффекта Жамена, т.е. к возникновению увеличенного сопротивления при движении газированной жидкости через суженные места поровых каналов.

Если среда гидрофильна, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей.

Особенно эти эффекты важны в призабойной зоне пласта. Вследствие частого воздействия в ней формируется область повышенной водонасыщенности с образованием на поверхности минералов так называемой рыхлосвязанной воды. С ростом водонасыщенности одновременно растет фазовая проницаемость для воды и падает проницаемость для нефти, в результате чего ухудшаются условия фильтрации пластовой жидкости к забою. При закачке гидрофобизирующих композиций слой рыхлосвязанной воды удаляется и оттесняется вглубь пласта, за счет чего понижается водонасыщенность обработанной зоны и возрастает ее проницаемость по нефти.

Использование гидрофобизирующих ПАВ также привело к ингибированию гидратации глин и снижению поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», что увеличивает скорость вытеснения воды нефтью из призабойной зоны и количество вытесняемой нефти.

На основании вышеизложенного можно сделать вывод о том, что на месторождениях, где продуктивными пластами являются полимиктовые низкопроницаемые песчаники, в условиях низкоминерализованной закачиваемой воды использование гидрофобизирующих ПАВ как в системе ППД, так и для обработки ПЗП приведет к положительным результатам. Изменение свойств нагнетаемых в залежь вод посредствам добавления в нее растворов ПАВ позволит воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства нефти. В результате этого повысится эффективность системы заводнения, в конечном итоге увеличится коэффициент извлечения нефти.

128

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Список литературы

1. О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов России

в2013 г.: гос. докл.

2.Садыков М.Р., Сергиенко В.Н., Кутырев Е.Ф. Проблемы разработки с заводнением низкопроницаемых пластов, недонасыщенных нефтью // Нефтяное хо-

зяйство. – 2006. – № 11. – С. 24–27.

3.Гладков П.Д., Рогачев М.К. Особенности реализации систем заводнения

вусловиях продуктивных горизонтов неокомского комплекса Западной Сибири [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7,

№ 1. – URL: http: //www.ngtp.ru/rub/4/2_2012.pdf.

4.Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. – М.: Недра, 1976. – 156 с.

5.Об особенностях заводнения нефтяных залежей с глиносодержащими коллекторами / Ю.В. Желтов, В.Е. Ступоченко, А.Я. Хавкин, В.Н. Мартос, В.М. Рыжик // Нефтяное хозяйство. – 1981. – № 7. – С. 42–47.

6.Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. – М.: Недра, 1974. – 200 с.

129

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ В ТРЕЩИННО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ПЕРМСКОГО КРАЯ

Д.А. Мартюшев

Научный руководитель – канд. техн. наук, профессор В.А. Мордвинов Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Рассмотрен процесс перетока нефти из матрицы в трещины. С этой целью привлечены материалы гидродинамических исследований скважин, обработанные в соотвествии с моделью Уоррена–Рута с определением коэффициента перетока, и статические методы – коэффициент ранговой корреляции Спирмена. Совместный анализ результатов расчетов и промыслового материала позволил установить, что максимальные объемы нефти получены из участков залежи с максимальными значениями коэффициентов перетока. Также установлено, что снижение забойных давлений влечет за собой существенное уменьшение коэффициента перетока и, как следствие, ухудшает продуктивные характеристики скважины.

Ключевые слова: карбонатный коллектор, параметры трещиноватости, коэффициент перетока, модель Уоррена–Рута, ранговая корреляция Спирмена, коэффициент продуктивности.

Геологическое строение фаменских объектов нефтяных месторождений Соликамской депрессии, приуроченных к карбонатным рифовым постройкам, осложняется развитием зон трещиноватости коллекторов. В работах, посвященных изучению трещиноватости фаменских рифовых построек месторождений Соликамской депрессии, рассматриваются в основном вопросы пространственного размещения этих зон, оценки емкости трещин, реже их раскрытости и проницаемости [2]. При этом практически не уделяется внимание исследованиям особенностей процесса нефтеизвлечения, в частности перетоку нефти из матрицы в трещины. В работах интенсивность массообмена между матрицей – аккумулятором основного объема содержащейся в пласте нефти – и трещинами, выполняющими роль проводников, предложено описывать коэффициентом перетока λ, пропорциональным отношению проницаемости трещин к проницаемости блоков матрицы. Величину коэффициента перетока можно связать с продолжительностью периода времени между началом взаимодействия блоков и трещин и установлением квазистационарного режима, когда пласт ведет себя как единое целое. Данный параметр может принимать различные значения в довольно широком диапазоне, зависящие от ряда факторов, таких как размеры и проницаемость блоков, проницаемость трещин. Коэффициент перетока определяется при обработке кривой восстановления давления (КВД) в программном комплексе Ecrin (модуль Saphir) при диагностировании модели двойной пористости либо при непосредственной обработке КВД по методике Уоррена–Рута. Достоверность результатов применения модели Уоррена–Рута подтверждена представленными в работах [3, 4] материалами.

Для анализа пространственного размещения зон с различными значениями коэффициента перетока на площади залежи построена схема, отражающая это изменение (рис. 1, 2002–2003 гг.). При этом данная схема отражает также резуль-

130