1535

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Список литературы

1.Иванов А.Д., Турбаков М.С. Удаление асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации скважин Сибирского месторождения // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2006. – № 1. – С. 37–40.

2.Турбаков М.С. К выбору реагентов для предупреждения образования и удаления АСПО в добывающих скважинах // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2006. –

№1. – С. 118–121.

3.Лекомцев А.В., Турбаков М.С. Оценка результатов промывок нефтедобывающих скважин теплоносителем и углеводородным растворителем на месторождениях Ножовской группы // Научные исследования и инновации. – 2010. – Т. 4. –

№2. – С. 31–32.

4.Злобин А.А. Анализ фазовых переходов парафинов в поровом пространстве пород-коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. –

№5. – С. 47–56.

5.Аллахвердиев Р.А. Интенсификация притока методом циклического импульсного воздействия на призабойную зону пласта // РНТС. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. – 1985. – Вып. 3. – С. 10–12.

6.Устройство для обработки призабойной зоны скважины: пат. 2102577 Российская Федерация / С.А. Юмадилов, Н.Н. Ситников, В.И. Малыхин, В.И. Фах-

руллин. № 95121298/03; заявл. 19.12.95; опубл. 20.01.98. Бюл. № 2.

7.Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации сква-

жин. – М.: Недра, 1989. – 217 с.

8.Совершенствование системы промысловой подготовки воды для поддержания пластового давления / В.Д. Гребнев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. –

№3. – С. 114–114.

9.Способ депарафинизации нефтедобывающей скважины: пат. 2494231 Российская Федерация / В.А. Мордвинов, М.С. Турбаков, А.А. Ерофеев, А.В. Леком-

цев. № 2012115933/03; заявл. 19.04.12; опубл. 27.09.13. Бюл. № 27.

10.Гребнев В.Д., Турбаков М.С., Кожевников Е.В. Совершенствование конструкции обратных клапанов для системы поддержания пластового давления //

Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 9. – С. 106–107.

11.Совершенствование устройств очистки нефтепроводов от парафина / В.Д. Гребнев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 8. – С. 112–113.

12.Турбаков М.С., Щербаков А.А., Гребнев В.Д. Совершенствование устройств виброволнового воздействия на призабойную зону пласта для интенсификации отборов нефти // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 87–89.

341

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ И КОЭФФИЦИЕНТОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ НА ОБРАЗЦАХ ПОЛНОРАЗМЕРНОГО КЕРНА

А.В. Юрьев, И.П. Белозеров, В.Е. Шулев

Научный руководитель – д-р геол.-мин. наук, профессор М.Г. Губайдуллин Северный (Арктический) федеральный университет им. М.В. Ломоносова

Полноразмерный керн является более представительной моделью, чем образцы керна стандартного размера, так как имеют больший геометрический размер и объем. Исследования на таких образцах более адекватно отражают структуру порового пространства и фильтрующихся каналов, чем на образцах керна стандартного размера. Основная цель исследований заключается в получении и интерпретации данных, полученных в ходе экспериментов, проведенных на образцах полноразмерного керна.

Ключевые слова: полноразмерный керн, коэффициент вытеснения нефти водой, относительные фазовые проницаемости, анизотропия, исследования.

При многофазной фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы ниже ее абсолютного значения. В основном фазовая проницаемость является функцией насыщенности пористой cреды [1]. При этом на фильтрационные характеристики породы существенное влияние оказывают строение порового пространства, смачиваемость поверхности каналов фильтрации, химический состав и свойства жидкости на границах раздела фаз. Совместное двухили трехфазное течение изучают экспериментально и представляют в виде зависимостей относительных фазовых проницаемостей.

Коэффициент вытеснения тесно связан с нефтенасыщенностью, он имеет большое значение для оценки продуктивности и определения коэффициента нефтеизвлечения [2]. Определение коэффициента вытеснения на образцах керна в лабораторных условиях проводится путем вытеснения из них нефти водой. Суть метода заключается в применении в качестве модели пористой среды естественных составных образцов породы-коллектора, создании в этих образцах водонефтенасыщения, соответствующего пластовым условиям, и вытеснении нефти водой, применяемой для закачки в данный эксплуатационный объект [3].

Как показывает практика, значения остаточной нефтенасыщенности на образцах полноразмерного керна меньше, чем на образцах керна стандартного размера. Для изучения сложнопостроенных коллекторов, где отдельные элементы пустот пространства сопоставимы с размерами образцов стандартного размера, исследования целесообразно проводить именно на полноразмерном керне с сохраненным диаметром. В качестве объекта исследования выбраны образцы полноразмерного керна по двум месторождениям Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, представленные двумя скважинами. Для получения информации об основных фильтрационно-ёмкостных свойствах, моделирующих термобарических условиях естественного залегания исследования кернов проводились на установке УИК-5(7).

342

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Фазовые проницаемости для нефти и воды и коэффициенты вытеснения нефти водой определялись на образцах полноразмерного керна, предварительно проэкстрагированных в приборах Сокслета от остаточной нефти.

По каждому образцу были определены пористость и абсолютная газопроницаемость. Исследования проводились при моделировании пластовой температуры

иэффективного давления пласта. Первоначально сухие образцы взвешивались, после чего под вакуумом насыщались моделью пластовой воды. Определялась пористость и проницаемость образцов по воде. После этого методом капиллярной вытяжки создавалась остаточная водонасыщенность в образцах. При этом остаточная водонасыщенность в образцах соответствовала или была близка к значениям, полученным в результате капилляриметрии, а затем образцы донасыщались неполярным керосином. После поднятия давления в системе керосин прокачивал-

ся в объеме (3–4)Vпор модели, после чего замещался на модель нефти, которая прокачивалась в том же объеме, (3–4)Vпор, создавая начальную нефтенасыщенность в модели [4]. В ходе экспериментов определение фазовых проницаемостей осуществлялось согласно [5]. Определение коэффициентов вытеснения нефти водой осуществлялось согласно [6].

Определение фазовых проницаемостей для нефти и воды проводилось на 7 режимах совместной стационарной фильтрации в последовательности, при которой водонасыщенность увеличивается от режима к режиму до прекращения вытеснения нефти и достижения остаточной нефтенасыщенности.

При определении коэффициентов вытеснения нефти водой вытеснение осуществлялось при постоянной скорости фильтрации. Наиболее интенсивное вытеснение нефти происходило при прокачке вытесняющей жидкости в объеме 0,5–0,7 от объема пор образца. В дальнейшем вытесняется незначительный объем нефти, а при достижении объемов прокачки 3–3,5 от объема порового пространствам появляется прямой участок, означающий прекращение вытеснения нефти.

Входе исследований было проведено 23 эксперимента по первому месторождению (12 на образцах диаметром 100 мм и 11 на образцах диаметром 67 мм)

и9 экспериментов по второму месторождению (9 – на образцах диаметром 100 мм). Были получены типовые графики и оценены фильтрационно-емкостные свойства пород. Пример графиков функций относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды и сравнение динамики вытеснения нефти водой на образцах полноразмерного керна представлены на рис. 1 и 2.

Таким образом, в ходе исследований были проведены эксперименты по определению коэффициентов вытеснения нефти водой и относительных фазовых проницаемостей при режиме совместной стационарной фильтрации на образцах полноразмерного керна. Получены новые результаты, оценены фильтрационноемкостные свойства исследованных пород. На керновом материале с данных месторождений ранее исследования проводились только на образцах стандартного размера. На основании полученных результатов можно более точно охарактеризовать физико-гидродинамическую картину пласта-коллектора. Помимо этого в ходе работ были проведены дополнительные эксперименты по определению

343

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 1. График функций относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды на образце керна одного из исследованных месторождений

Рис. 2. Сравнение динамики вытеснения нефти водой на образцах полноразмерного керна одного из исследованных месторождений

относительных фазовых проницаемостей на 11 образцах керна первого месторождения диаметром 67 мм, выпиленных параллельно напластованию с целью исключения влияния анизотропии среды. Характер кривых на образцах полноразмерного керна диаметром 100 и 67 мм аналогичен. В результате можно сделать вывод о том, что породы исследуемого интервала практически однородны, проницаемость в вертикальном и горизонтальном направлениях практически одинакова, анизотропия среды минимальна.

344

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Список литературы

1. Фазовые проницаемости для нефти и воды [Электронный ресурс]. – URL: http://oil-gas-geology.narod.ru/index/0-65.

2.Быков Н.Е., Максимов М.И., Фурсов А.Я. Справочник по нефтепромысловой геологии. – М.: Недра, 1981. – 525 с.

3.Кошляк В.А. Изучение нефтеотдачи пластов методами промысловой раз-

ведки. – М.: Недра, 1980. – 193 с.

4.ГОСТ 26450.0–85; ГОСТ 26450.2–85. Породы горные. Методы определения коллекторских свойств.

5.ОСТ-39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации.

6.ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.

345

Секция 4. Геодезия и геомеханика

дамента (репер 906), анкерные болты опор высоковольтных ЛЭП (реперы 908 и 909), стенные марки на зданиях (реперы 910, 911 и 912). Схема ходов нивелирования I класса показана на рис. 1.

Нивелирование I класса во всех циклах наблюдений производилось в соответствии с действующими нормативными документами [1, 2, 3, 4, 5] применительно к условиям химического предприятия. Нивелирование I класса по опорным реперам выполняется двумя цифровыми нивелирами DL-101С фирмы «Topcon» (Япония) с использованием двухметровых инварных штрихкодовых реек. Уравнивание результатов нивелирования производится в каждом цикле строгим методом на персональном компьютере при помощи программы «Нивелир» программного комплекса «CREDO».

Рис. 1. Схема ходов нивелирования I класса

В данной работе по уравненным отметкам опорных реперов «старого» хода вычислены их осадки относительно 39-го цикла наблюдений, принятого за исходный цикл. Осадки реперов «старого» хода по циклам вычислены по формуле

Si = Hi – H39,

где Si – осадка репера в i-м цикле наблюдений (i = 40, 41, 42,…,49а); Hi – уравненная отметка репера в i-м цикле наблюдений (i = 40, 41, 42,…,49а); H39 – уравненная отметка репера в начальном 39-м цикле. Вычисленные осадки реперов хода приведены в таблице.

По осадкам построены графики осадок реперов от начального 39-го цикла (графики осадок реперов во времени) (рис. 2) и развернутые графики осадок для циклов 40, 42, 44, 46, 48, 49а (рис. 3).

347

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Осадки реперов сети нивелирования I класса по «старому» ходу

Рис. 2. Графики осадок реперов во времени «старого хода»:

1 – Рп 901; 2 – Рп 903; 3 – Рп 928; 4 – Рп 926; 5 – Рп 902; 6 – Рп 900

Рис. 3. Развернутые графики осадок реперов «старого хода»:

1 – 40 (2004 г.); 2 – 42 (2006 г.); 3 – 44 (2008 г.); 4 – 46 (2010 г.); 5 – 48 (2012 г.); 6 – 49а (2013 г.)

348

Секция 4. Геодезия и геомеханика

Совместный анализ данных таблицы и графиков осадок приводит к следующим основным выводам:

1.До начала затопления подземных выработок в результате аварии на БКРУ-1 положение реперов «старого» хода было относительно стабильным, и их отметки правомерно использовались в качестве исходных при вычислении отметок осадочных марок.

2.С началом затопления рудника положение реперов «старого» хода по высоте стало меняться. Реперы 928, 903, 901 стали оседать от +0,30 мм в 42-м цикле до –34,38 мм в 47-м цикле, а реперы 900, 902, 926 стали подниматься от –0,36 мм

в42-м цикле до +11,44 в 44-м цикле.

3.Начиная с 47-го цикла, положение реперов «старого» хода относительно стабилизировалось, по-видимому, произошло полное затопление подземных выработок.

4.Следует отметить, что специалистами кафедры, выполняющими наблюдения за осадками объектов филиала «Азот», приняты своевременные меры по изменению опорной сети реперов и включению в систему наблюдения реперов «нового» хода, удаленных от зоны подработки на достаточно большое расстояние (более 1 км).

5. Реперы «старого» хода целесообразно включать в сеть нивелирования I класса и использовать их для привязки сети нивелирования II класса, но в качестве исходного репера при вычислении отметок принимать репер, наиболее удаленный от зоны подработки.

Список литературы

1.ГОСТ 24846–81. Грунты. Методы измерения деформаций оснований зданий и сооружений.

2.СНиП III-2-75. Геодезические работы встроительстве. – М.: Стройиздат, 1975.

3.Руководство по наблюдениям за деформациями оснований и фундаментов зданий и сооружений. – М.: Стройиздат, 1975. – 85 с.

4.Инструкция по нивелированию I, II, III и IV классов / Федеральная служба геодезии и картографии России. – М.: Картгеоцентр-Геодезиздат, 2004. – 244 с.

5.СНиП 2.02.01.-83. Основания зданий и сооружений. – М.: Стройиздат, 1983.

349

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

РАЗРАБОТКА ДИФФУЗИОННО-ФИЛЬТРАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ ЭМИССИИ БИОГАЗА C ПОЛИГОНОВ ТБО

Е.Н. Еланцева, М.А. Михайлова

Научный руководитель – д-р техн. наук С.Н. Костарев Пермский национальный исследовательский политехнический университет

В работе рассмотрены процессы образования и миграции биогаза полигонов твердых бытовых отходов (ТБО), а также их влияние на структуру порового пространства. Рассмотрена одномерная задача с вертикальным слоем отходов.

Ключевые слова: биогаз, диффузионно-фильтрационные модели, ТБО, массоперенос.

Разработка диффузионно-фильтрационной модели эмиссии биогаза необходима для прогнозирования времени их образования с массива ТБО. Биогаз ТБО относится к числу так называемых парниковых газов, что придает ему «глобальную» значимость и делает его объектом пристального внимания мирового сообщества. Глобальная эмиссия СГ является важным параметром для расчета прогнозных моделей изменения климата Земли в целом. При максимально благоприятных условиях для жизнедеятельности метанообразующих бактерий из каждой тонны ТБО образуется до 250 м3 сырого биогаза, имеющего теплоту сгорания 18 900–25 100 кДж/м3. В среднем газогенерация заканчивается в свалочном теле в течение 10–50 лет, при этом удельный выход газа составляет 120–200 м3 на тонну ТБО [1]. Годовое количество биогаза в период относительно стабильного газовыделения составляет 3 ·10 м3 в год на тонну накопленных ТБО.

Стехиометрия процесса газообразования может быть описана следующим упрошенным уравнением реакции:

Существенное варьирование газопродуктивности и скорости процесса определяется условиями среды, сложившимися в конкретном свалочном теле. К числу параметров, контролирующих биоконверсию, относятся влажность, температура, рН, состав органических фракций. Их комплексное влияние отражается в следующем уравнении кинетики реакции газообразования первого порядка [1]:

где Q – количество биогаза (м3), генерированное за время t (годы); М – масса отходов (т); q – удельный газовый потенциал (м3/т): k – константа скорости реакции газообразования (год–1).

В общем виде протекание химико-биологических реакций в массиве ТБО может быть описано в следующем виде [2]:

i=1

350