Тюменниигипрогаз

Секция 1

тельных и отрицательных структур. Тектоническая активность в позднемеловую эпоху и кайнозойскую эру была существенно ниже, чем в раннем мелу. Детально проанализирована история тектонического развития наиболее крупных структур осадочного чехла.

Взападной части Енисей-Хатангского регионального прогиба

ина прилегающей территории Западно-Сибирской геосинеклизы наибольший интерес в отношении нефтегазоносности представляют берриас-аптские отложения, в которых залежи углеводородов могут находиться как в антиклинальных структурах, так и в сложнопостроенных структурно-литологических и литологических ловушках, связанных с шельфовыми и бассейновыми песчаными пластами клиноформного комплекса.

Наиболее перспективными являются поднятия, начавшие формироваться в позднеюрско-раннеготеривское время (70 % структур). Опираясь на стратиграфическую приуроченность залежей углеводородов, все открытые месторождения объединены в группы

илокализованы по площади. На основании этого выделены прогнозные зоны поиска новых залежей углеводородов в отложениях различного возраста.

По результатам выполненных исследований на качественном уровне оценены перспективы нефтегазоносности 19 неизученных глубоким бурением поднятий площадью до 2000 км2, некоторые из них выделены автором впервые. Разработаны рекомендации по доразведке уже разбуренных площадей: Семеновской, Тампейской, Малохетской, Яровской, Паютской и Токачинской.

50

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Опыт создания трехмерной геологической модели сеноманаптских залежей Бованенковского НГКМ

Фролов А. А., Архипов Ю. А., Ильин А. В., Харитонов А. Н., Киселев М. Н. (ООО «Газпром добыча Надым»)

В 1982 г. утверждены запасы углеводородов Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). В то же время построена двумерная геолого-фильтрационная модель месторождения на основе материалов разведочных скважин. В последующие годы были попытки построить также трехмерные модели месторождения. В настоящий момент эти модели безнадежно устарели и не способны решать поставленные перед ООО «Газпром добыча Надым» задачи геолого-геофизического мониторинга освоения месторождения. Между тем в конце 2012 г. осуществлен ввод в эксплуатацию Бованенковского НГКМ и перед геологическими и производственными отделами Общества возникла необходимость создания геологической модели месторождения.

Силами специалистов ООО «Газпром добыча Надым» в 2013 г. такая задача была решена. На основе материалов разведочного и эксплуатационного бурения построена трехмерная геологическая модель сеноман-аптских залежей углеводородов уникального по запасам и сложности многопластового месторождения (рисунок). Модель содержит информацию по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) более чем в 350 скважинах, размерность сетки по горизонтали была выбрана 500х500 метров, общее число ячеек составило 17787924. Запасы газа, оцененные на основе данной геологической модели, практически соответствуют принятым в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых. В настоящее время данная модель используется при решении следующих задач: литологическое расчленение разреза, контроль траектории бурения наклонно-направленных эксплуатационных скважин; контроль качества материалов ГИС; оценка продуктивных характеристик скважин и др.

51

Секция 1

Куб литологии геологической модели Бованенковского НГКМ

Геологическая модель будет основой при создании гидродинамической модели путем ее ремасштабирования и переноса филь- трационно-емкостных свойств. Гидродинамическая модель будет использоваться для прогноза показателей разработки и эксплуатации месторождения.

Создание геологической модели сопровождалось рядом объективных проблем. Первое – отсутствие утвержденного пересчета запасов (несмотря на большой объем новой информации). Второе

– информация по вновь пробуренным скважинам свидетельствует о более сложном строении залежей, чем предполагалось ранее. В связи с этим планируется последующая корректировка и актуализация геологической модели по результатам адаптации модели гидродинамической.

52

Секция 2

Сравнительный анализ установок АВР, АРН-2, Eurodist

Абдулина Р. Р. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Для проектирования разработки и построения модели УКПГ, УПН и т. п. необходимо знать состав и свойства добываемого флюида. Состав определяется на установках АРН-2 по ГОСТ 11011-85 [1], Eurodist, Pilodist, Automax и др. по ASTM D 2892-11a [2]. В

ООО «ТюменНИИгипрогаз» разработаны, спроектированы и активно используются установки атмосферно-вакуумной разгонки (АВР). Параметры установок, влияющие на качество определения фракционного состава, представлены в таблице.

Сравнение установок АРН-2, Eurodist, АВР по основным параметрам

54

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Из таблицы видно, что на установках, работающих по ASTM D 2892-11a, большинство параметров, влияющих на качество фракций, регулируется автоматически. На установках, работающих по ГОСТ 11011-85, эти параметры регулируются оператором или не регулируются вообще.

Сравнительный анализ АРН-2, Eurodist и АВР показал, что установка, разработанная в ООО «ТюменНИИгипрогаз», соответствует ASTM D 2892-11a. Аппараты, работающие по ASTM D 2892-11a (Eurodist, Pilodist, Automax, АВР), определяют состав и свойства добываемого флюида с большей точностью, что позволяет корректно проектировать разработку месторождений и строить модели УКПГ, УПН и т. п.

Список литературы:

1.ГОСТ 11011-85. Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2. М.: Стандартинформ, 2006.

2.ASTM D 2892-11a Стандартный метод перегонки сырой нефти (ректификационная колонна с 15 теоретическими тарелками). М.: КВФ «Интерстандарт», 2012.

55

Секция 2

Предложения по совершенствованию системы разработки пластов ТП1-4 и ПК1 Харасавэйского ГКМ

Акимов М. И., Архипов Ю. А., Харитонов А. Н., Киселев М. Н. (ООО «Газпром добыча Надым»)

В настоящее время значительная часть добываемого в России природного газа отбирается из сеноманских залежей месторождений севера Западной Сибири, наиболее изученных в геологическом отношении. Газовые промыслы этих месторождений являются передовыми с позиции применяемых здесь технологий добычи газа. Использование традиционных вертикальных и наклонных скважин при разработке сеноманских залежей приводит к неравномерному извлечению запасов, вследствие сравнительно небольших объемов дренирования и опережающего обводнения продуктивного разреза. Приток подошвенной воды к забоям скважин вынуждает недропользователя нести затраты на водоизоляционные работы и другие виды ремонтных мероприятий.

При эксплуатации сеноманских залежей горизонтальные скважины применяются сравнительно редко. Основными причинами этого являются: увеличение стоимости бурения, отсутствие достаточного опыта их эксплуатации в условиях слабосцементированных коллекторов и сомнительная, на первый взгляд, эффективность горизонтальных скважин при разработке высокопроницаемых отложений.

Авторами проведен ретроспективный анализ эксплуатации месторождений углеводородов горизонтальными скважинами, анализ эксплуатации горизонтальных скважин на Ямсовейском нефтегазоконденсатном месторождении. Даны предложения по совершенствованию разработки пластов ТП1-4 и ПК1 Харасавэйского ГКМ с использованием скважин с горизонтальным окончанием длиной до 3,5 км для отработки запасов газа в акваториальной части залежи. Также рассмотрена схема вскрытия пласта с использованием скважин различных конструкций в кусте с целью сокращения объемов водоизоляционных работ в процессе разработки месторождения.

56

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Особенности промывки скважин в условиях аномально низких пластовых давлений

Антонов М. Д. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Большинство месторождений Западной Сибири находятся на завершающей стадии разработки, характеризующейся низкими пластовыми давлениями. В этих условиях особую важность приобретают технологии промывки скважин, которые не должны оказывать кольматирующее воздействие на пласт.

В связи с низкими устьевыми параметрами большое количество ремонтных работ, связанных с гидравлическим разрывом пласта (ГРП), направлены на повышение эффективности добычи углеводородного сырья. В процессе ГРП большое значение имеет нормализация забоя скважины, для чего проводится промывка проппантной пробки.

Существует два основных вида промывки: прямая и обратная. При прямой промывке агент подается из емкости насосами

внагнетательную линию, после чего по трубному пространству скважины поступает на забой, осуществляет его промывку и по затрубному (кольцевому) пространству между эксплуатационной колонной и промывочными трубами поднимается на поверхность

ввыкидную линию. При обратной промывке агент нагнетается в затрубное пространство скважины и, промыв забой, возвращается по промывочным трубам в выкидную линию.

Осложняющим фактором является необходимость при переходе между видами промывки проводить переобвязку нагнетательной и выкидной линий с одной схемы на другую, что ведет к лишним трудовым и временным затратам.

Обычно обратная промывка забоя скважины проводится плавным и равномерным спуском установленного на колонне труб промывочного устройства на забой. При этом обеспечивается необходимая подача агентов и давление на нагнетательной линии. При отсутствии проходки меняется способ промывки – с обратного на прямой. В этом случае останавливают насосную установку, поднимают компоновку, делают переобвязку нагнетательной и выкидной линий и проводят опрессовку.

Способ малоэффективен вследствие большой продолжительности ремонта скважины и высокого расхода технологических жидкостей. Также существует риск возникновения аварийной ситуации (прихват инструмента).

57

Секция 2

Можно воспользоваться методом нормализации забоя с использованием блока манифольда, что позволит проводить переход с прямой на обратную промывку с меньшими затратами времени и без переобвязки трубопроводов.

Промывочный манифольд обвязывается с нагнетательной и выкидной линиями. При необходимости осуществляется смена способа промывки путем перекрытия или открытия необходимых кранов манифольда. Используя промывочный манифольд, можно решить часть проблем, связанных с трудоемкостью технологического процесса. При этом процесс станет более эффективным и динамичным, снизятся затраты на ремонт скважин, а также уменьшится риск возникновения аварийной ситуации.

Использование промывочного манифольда позволит достичь более высокого уровня эффективности при проведении работ по нормализации забоя, но все же он имеет свои недостатки. Главный из них – это большие габаритные размеры. По этой причине для его транспортировки и монтажа необходимо задействовать специальную технику. Кроме того, для перехода с одного способа промывки на другой приходится останавливать процесс для переключения задвижек высокого давления в необходимое положение.

Вопрос промывки скважин остается актуальным всегда, и поэтому необходимо внедрить технологии и новое оборудование, позволяющие сделать технологический процесс еще более эффективным и доступным.

58

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Осложнения при эксплуатации скважин, вызванные наличием межколонных газоперетоков

Антонов М. Д., Бенгард И. А. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Одной из основных проблем, характерных для разра­батываемых месторождений природного газа, является наличие межколонных газоперетоков, приводящих к возникновению давления в межколонном пространстве. Анализ промысловой статистики показывает, что в целом по газовым и газоконденсатным месторождениям Западной Сибири доля скважин, имеющих межколонное давление, составляет от 25 до 30 %. На месторождениях, характеризующихся тяжелыми условиями эксплуатации (большие глубины залегания, аномально высокие пластовые давления, большие перепады­ температур), она достигает 50 % и более.

Безопасность производственного объекта определяется предсказуемо­стью его работы, возможностью контроля и управления им. В то же время межколонные перетоки – это явление движения газа, трудно поддающееся контролю. Эксплуатация скважин с межколонными газопроявлениями представляет опасность возникновения инцидентов, техногенных аварий и нанесения ущерба окружающей среде.

Особенно остро проблема сохранения и восстановления герме­ тичности крепи скважин ощущается на месторождениях, имеющих в добываемой продукции агрессивные компоненты, так как по условиям безопасности эксплуатация таких скважин запрещается. Проникновение агрессивных компонентов за пределы эксплуатационной колонны (в вышезалегающие низконапорные горизонты или межколонное пространство) может создать неконтролируемую аварийную ситуацию.

Факторы, приводящие к газопроявлениям, в самом общем виде можно подразделить на пять классов: геологические, технические, технологические, физико-химические и механические.

С учетом этих факторов имеющиеся технологии для ликвидации межколонных перетоков можно разделить на две группы:

––ликвидация межколонных перетоков по трещинам, порам, пустотам цементного камня, или по микрозазору между эксплуатационной колонной и цементным камнем;

––ликвидация межколонных перетоков, связанных с негерметичностью резьбовых соединений обсадных колонн.

59