ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

ния подтвердили, что наиболее устойчивы стенки вертикальных скважин, даже с применением буровых промывочных жидкостей минимальной плотности. Устойчивость стенок скважины резко снижается при зенитном угле скважины более 30°, а при угле наклона скважины более 45°, поддерживать стенки в устойчивом состоянии проблематично даже с применением буровых растворов высокой плотности. Для проведения безаварийных буровых работ в скважинах с углом наклона более 30°, требуется оптимизировать параметры буровых растворов, применяемые технические средства и технологические приемы бурения скважин.

Заключение:

1.Требуется разработка математической модели устойчивости наклонных скважин, позволяющая определить необходимую плотность промывочной жидкости для бурения интервалов с разными по составу и физико-механическим свойствам горным породам и рекомендовать необходимый зенитный угол ствола скважины для безаварийного проведения буровых работ.

2.Для определения устойчивости стенок скважины необходимо дополнительно провести эксперименты, связанные с определением начальных (изменение структуры начальных упруго-пластичных деформаций) и конечных деформаций (разрушение) породы по времени.

3.На основе экспериментов установить граничные условия, позволяющие контролировать ползучесть породы для проблемных участков Сургутского свода с введением эквивалентного коэффициента запаса прочности породы учитывающего начальные деформационные изменения поровой структуры.

Список литературы

1.РД 5753490-006-2010 Технологический регламент на проектрование и сторотельство нефтяных и газовых скважин (Буровые растворы)[Текст], - Взамен РД

5753490-006-2007; Введен 20.10.2010. - Сургут, 2010125 с.

2.Габдрахманов М.С., Минивалеев Т.Н., Галимов Р.М., Исследование и оценка влияния неравномерности давления промывочной жидкости на работу бурового инструмента[Электронный ресурс]:/ Габдрахманов М.С. - электронная версия журнала Экспозиция нефть и газ; №4, 2012, Режим доступа свободный http://www.runeft.ru/library/burenie/issledovanie_i_otsenka_vliyaniya_neravnomernosti_davl eniya_promyvochnoy_zhidkosti_na_rabotu_burovogo.htm.

3.Уляшева. Н.М. Технология буровых жидкостей : учебное пособие / Уляшева. Н.М. Ухта : Издательство УГТУ, 2007. — 164 с

4.Опоковидные глины [Электронный ресурс]:/ Режим доступа свободный http://ssk-p.ru/opokovidnyie-porodyi/

5.Горная энциклопедия, Анизотропия[Электронный ресурс]:/ Режим доступа свободный http://www.mining-enc.ru/a/anizotropiya/

6.Усачев Е.А., Коваленко Ю.Ф., .Харламов К.Н. Устойчивочть скважин, пробуренных на месторождениях Северного Приобья: / Усачев Е.А. ТюменьШадринск: Издательство ОГУП ”Шадринский Дом Печати”, 2011. - 175с.

321

7.Большая энциклопедия нефти и газа Трансверсально-изотропный материал [Электронный ресурс]:/ Режим доступа свободный http://www.ngpedia.ru/id138695p1.html

8.Ружников А.Г.. Стабильность ствола скважины при бурении на месторождениях южного Ирака.[Электронный ресурс]: / Ружников А.Г // электронная версия Нефтегазовое дело; №6 , 2013. Стр. 58-80. Уфа: УГНТУ, электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». Режим доступа свободный http://www.ogbus.ru/eng/authors/RuzhnikovAG/RuzhnikovAG_1.pdf .

9.Ружников А.Г. Влияние прочностных свойств литифицированных отложений на стабильность ствола скважины[Электронный ресурс]: / Ружников А.Г // электронная версия Нефтегазовое дело; №1,2014, Уфа: УГНТУ, электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». Режим доступа свободный http://www/ogbus.ru.

ПРЕИМУЩЕСТВА ОТЕЧЕСТВЕННОГО ДЕЭМУЛЬГАТОРА СНПХ-4810А НАД ЗАРУБЕЖНЫМИ АНАЛОГАМИ

Кляхин К.С., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Внастоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на заключительной стадии разработки, для которых характерна высокая обводненность (96-98%) скважиной продукции. Сложность технологии разрушения водонефтяных эмульсий заключается в необходимости одновременного учета множества параметров, меняющихся в динамике. К ним относятся: компонентный состав нефти, степень ее обводненности, температурный режим, необходимость индивидуального подбора химических реагентов – деэмульгаторов, с учетом их стоимости, а также средств понижающих вязкость для каждого конкретного объекта с одновременной корректировкой их дозировок с течением времени в зависимости от изменения условий.

Следует отметить, что при наличии множества импортных и отечественных деэмульгаторов процесс подготовки товарной нефти протекает с относительно большими потерями, что обусловлено высокой степенью обводненности, глубиной залегания добываемой нефти, а также различными прочностными свойствами нефтяных эмульсий. Поэтому исследование факторов, влияющих на эффективность подготовки товарной нефти, является весьма актуальным.

ВООО «РН-Юганскнефтегаз» для подготовки нефти на всех объектах используются только зарубежные деэмульгаторы (Сепарол WF41, Сепарол ES-3344 и др.). Подбор и полная или частичная замена дорогих зарубежных реагентов, покупаемых за границей за валюту, более дешевыми отечественными продуктами с приемлемым уровнем эффективности позволит снизить затраты на подготовку нефти.

Врезультате проводившихся опытно промышленных испытаний реагента СНПХ-4810А [1] в сравнении с Сепарол ES-3344 установлено, что его можно использовать в следующих целях: предотвращение образо-

322

вания парафино-смолисто-асфальтеновых и солевых отложений на твердых поверхностях призабойной зоны пласта, скважины и трубопроводов; для предотвращения образования устойчивых водо-нефтяных эмульсий; для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии; подготовка тяжелых “ловушечных” и амбарных нефтей.

Б.Н. Мастобаев, А.М. Шаммазов, Э.М. Мовсумзаде отмечают, - «В ОАО «НИИнефтепромхим» за последние годы были разработаны и производятся более 15 марок высокоэффективных деэмульгаторов, обладающих различными свойствами и отличающихся условиями применения. После серии проведенных испытаний были определены эффективные деэмульга-

торы СНПХ-4315, СНПХ-4705А-1, СНПХ-4870А, СНПХ-4705ТД-1, СНПХ-4810А » [2, c.85].

Реагент СНПХ-4810А не оказывает отрицательного влияния на качество конечных нефтепродуктов, пригоден для работы в условиях низких температур. Это маловязкий, не расслаивающийся при температурах до

минус 50 С состав. Рабочие концентрации реагента СНПХ-4810А выбираются в зависимости от технологических операций и вводятся начиная с 50 г/т. По сравнению с многими применяемыми отечественными и импортными реагентами он имеет следующие преимущества: получается из полностью доступного отечественного сырья; совместим с другими применяемыми реагентами в широком диапазоне концентраций; растворим в нефти и воде, относясь к 1 категории, что позволяет использовать его при различной обводненности нефти; при использовании в качестве деэмульгатора образует четкую границу раздела фаз и, следовательно, более чистый водный слой по сравнению с другими применяемыми реагентами; обеспечивает глубокое обезвоживание и обессоливание нефти; обладает высоким защитным действием от сероводородной и смешанной (сероводородной и углекислотной) коррозии; имеет хорошую мощную и диспергирующую способность.

По мнению Н.И. Магомедширова ,- «В последнее десятилетие наблюдается рост числа отечественных деэмульгаторов. С учетом высокой стоимости зарубежных деэмульгаторов и накопленного опыта работы с использованием отечественных деэмульгаторов марки СНПХ меньшей стоимости целесообразен переход предварительной подготовки нефти на использование деэмульгаторов СНПХ-4315, СНПХ-4705, СНПХ-4810А на 70-80% , а импортные деэмульгаторы применять только при нарушении режима или повышенной устойчивости обрабатываемых эмульсий» [3, c.6].

Опытно-промышленные испытания реагента CНПХ-4810А проводились на предприятиях ООО «РН-Юганскнефтегаз». Особое внимание было уделено опытно-промышленным испытаниям в условиях раскачки нефтяных амбаров, так как ведение технологического режима подготовки нефти в весенний период осложнено за счет поступления устойчивых, трудноразрушаемых эмульсий. Результаты испытаний показали, что технологиче-

323

ский режим на установках подготовки нефти как предварительного, так и глубокого обезвоживания нефти велся стабильно, без срывов, с удельными расходами деэмульгатора CНПХ-4810А 17-18 г/т. Удельный расход импортного деэмульгатора Сепарол ES-3344 за аналогичный период времени в ЦППН-1 составил 27-28 г/т.

Список литературы

1.«Заключительный акт» опытно-промышленных испытаний отечественного деэмульгатора СНПХ-4810А от 20.06.2001г.

2.Мастабаев,Б.Н, Шаммазов,А.М, Мовсумзаде, Э.М. Химические средства

итехнологии в трубопроводном транспорте нефти

[http://do.rulitru.ru/v18064/мастобаев_б.н.,_шаммазов_а.м.,_мовсумзаде_э.м._химически е_средства_и_технологии_в_трубопроводном_транспорте_нефти] //Б.Н. Мастобаев, А.М. Шаммазов, Э.М. Мовсумзаде, Москва, 2002-296с.

3.Магомедшерифов, И.Н. «Исследование и разработка методов обезвоживания скважиной продукции нефтяных месторождений

[http://earthpapers.net/issledovanie-i-razrabotka-metodov-obezvozhivaniya-skvazhinnoy- produktsii-neftyanyh-mestorozhdeniy]//Н.И. Магомедшерифов, Тюмень, 200825с.

ПРОГНОЗ ОСЕДАНИЯ ЗЕМНОЙ ПОВЕРХНОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ИХ РАЗРАБОТКЕ

Олейник А.М., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Разработка нефтегазовых месторождений сопряжена с понижением пластового давления, вследствие чего происходят процессы объемного сжатия пор и перегруппировка отдельных гранул и зерен. Уплотнение продуктивных пород-коллекторов приводит к деформациям земной поверхности, которые могут иметь абсолютные значения от нескольких миллиметров до нескольких метров. Для большей части месторождений такие деформации составляют от одного-двух сантиметров в год, а их суммарные значения для длительно разрабатываемых месторождений могут достигать до нескольких десятков сантиметров [1]. На основе большого объема инструментальных геодезических наблюдений и теоретических расчетов геомеханического состояния горных пород можно сделать вывод, что интенсивность протекания и величины деформаций зависят от: площади разрабатываемого месторождения; мощности продуктивных отложений; глубины разрабатываемых интервалов геологического разреза; пористости пород коллектора; физикомеханических и прочностных характеристик свойств пород; системы поддержки пластового давления.

Предположим, что уплотнение частиц коллектора происходит только в вертикальном направлении (одномерное уплотнение), т.е. отсутствует или имеет незначительное развитие деформаций в горизонтальном направлении в виду значительных размеров в плане северных

324

газоконденсатных месторождений. Тогда коэффициент одномерного уплотнения породы составит:

где h – изменение высоты h образца породы; ах – осевая нагрузка.

В случае, когда породы упруги и изотропны, коэффициент одномерного уплотнения можно определить по модулю упругости и коэффициенту Пуассона:

(2)

где Е – модуль упругости; – коэффициент Пуассона.

По коэффициенту одномерного уплотнения одномерного упругого коллектора можно найти его уплотнение с:

давления; В, G – коэффициенты Пуассона, соответственно, пористого материала и материала зерен, формирующих породу; ЕВ, ЕG – модули упругости, соответственно, пористого материала и материала зерен, формирующих породу.

Коэффициент Био отражает различие упругих свойств породной матрицы и формирующих ее минеральных зерен и вычисляется по формуле

[2]:

где КВ, КG – модули объемной упругости, соответственно, пористого материала и материала зерен, формирующих породу.

Для коллекторов, с определенными размерами границ, величина уплотнения коллектора с и оседание земной поверхности h могут быть рассчитаны по следующим формулам [3, 4]:

где с1, с2 – коэффициенты, зависящие от упругих свойств покрывающих пород коллектора, глубины и размеров коллектора; с – коэффициент Пуассона, покрывающих пород; – отношение глубины коллектора к его

Максимальная горизонтальная деформация на земной поверхности может быть рассчитана по формуле [5]:

где - угол падения залежи; hм – максимальное оседание земной поверхности; Н – глубина разработки.

В табл. 1 приведены максимальные горизонтальные деформации на земной поверхности при различных значениях глубины разработки месторождения и оседании земной поверхности [6].

Следует отметить, что деформации, при которых промышленные и гражданские сооружения начинают терять нормальную эксплуатацию, составляют =2мм/м [5], т.е. только при максимальном значении оседания земной поверхности равном 3-5м и небольшой глубине разработки 10001500м нефтегазового месторождения значения горизонтальной деформации могут повлиять на нормальную работу промысловых сооружений (табл. 1).

Дополнительно промысловые сооружения подвергаются деформациям, вызванными локальными неравномерными нагрузками на основание от собственного веса, неоднородностью состава грунта основания, режимами работы сооружений и технологического оборудования и т.п. Суммарная деформация от перечисленных факторов может привести к потере нормальной эксплуатации сооружений на более ранних этапах разработки месторождений.

Таблица 1

Значения горизонтальных деформаций земной поверхности при =0

Несмотря на достаточно хорошую надежность методов прогноза практически во всех странах, включая и Россию, производится инструментальный геодезический контроль протекания деформаций, если

326

добыча нефти и газа осуществляется в непосредственной близости от промышленных объектов и многоэтажной застройки. Одним из факторов, который также способствует проведению инструментального геодезического контроля является наличие тектонических разломов земной коры и структурных неоднородностей массива горных пород в которых наблюдаются суперинтенсивные деформации.

Список литературы

1.Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. – 467с.

2.Biot M.A. General theory of tree-dimensional. J. Appl. Phys. 1941, 12, pp.

155-164.

3.Мазницкий А.С. Геодезический мониторинг и прогноз техногенной геодинамики на месторождения нефти и газа/Автореф. дис. докт. наук. – Киев: КНУСИА, 2003. – 32с.

4.Мазницкий А.С., Середницкий Л.М. Влияние параметров упругости пород на уплотнение коллектора и оседание земной поверхности при разработке нефтяных месторождений// Нефтяное хозяйство. - №6. – М. – 1991 – С.14-16.

5.Правила охраны сооружений и природных объектов от вредного влияния подземных горных выработок на угольных месторождениях. – СПб: Изд-во ВНИМИ, 1998. – 291с.

6.Олейник А.М. Геодезический мониторинг геотехнических систем добычи

итранспорта газа в условиях распространения многолетнемерзлых грунтов: теория и практика: Монография. – Тюмень: ТГСХА, 2011.- 356с.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ПЕРСПЕКТИВНОСТИ ПОИСКОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА НА ЮЖНОМ

ОБРАМЛЕНИИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НИЗМЕННОСТИ

Пешков В.Е. 1, Паровинчак М.С. 2, Ростовцев В.Н. 2, Ростовцев В.В. 2, Кокунов Н.Д. 2, Останин В.А.1, Синицын Е.А. 2, Ким Р.А. 2,

1Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья, г. Томск; 2ООО «Сибнефтегазинновация 21 век», г.Томск

Геологические особенности месторождений сланцевого газа:

-небольшая 200-1000 м глубина залегания залежей сланцевого газа, следовательно, низкое пластовое давление.

-при небольшом 2-10 мПа пластовом давлении, уменьшаются про-

порционально давлению запасы, добыча при небольших депрессиях и при выпадении в пласт конденсата обуславливает дебиты ниже – 50 н.м3/сут., что позволяет считать такие запасы некондиционными для промышленной эксплуатации.

Зарубежный опыт добычи углеводородного сырья (УВС) из таких месторождений в районах с построенной инфраструктурой и близостью потребителей показал достаточную рентабельность работы таких промыслов.

327

Генетически сланцевый газ связан с месторождениями каменного угля и битуминозными породами, залегающими в геосинклинальных областях и их окраинах. При активизации геосинклинальных процессов горообразования в порово-трещинных ёмкостях горных (материнских) породах, возникают аномально-высокие пластовые давления, которые выдавливают флюиды в ближайшие платформенные области с осадочными породами, в которых величина пластовых давлений близка к гидростатическому. Чем дальше от геосинклинальных супердавлений, тем шире и выше становится поток (как из пульвилизатора).

Такое представление о миграции УВС подтверждается аномальновысоким (АВПД) пластовым давлением в глубоких (300-400м) продуктивных пластах на Уренгойском газовом месторождении и огромным этажом нефтегазоносности в его осадочном чехле.

По авторской версии генераторами УВС для Западной Сибири являлись молодые геосинклинальные области окружающие её. В открытых зонах этих областей залегают огромные скопления каменного угля, представленные Кузбасским, Экибастузским, Карагандинским, Минусинским и Челябинским угольными бассейнами и многокилометровыми толщами пород генерирующих жидкие углеводороды, которые хорошо изучены в Северной Хакассии [1].

В процессе горообразования в этих областях, растворённые в воде углеводороды, мигрировали в окружающие их области разгрузки и заполнили отлагающиеся в них осадочные породы.

Описанный генезис формирования УВС подтверждается - наличием битуминозности в известняках карбонового возраста обнажённых вдоль берегов реки Томи.

Аномально высокие градиенты давлений на окраинах ЗападноСибирской низменности во время интенсивной миграции растворённых углеводородов дают основания полагать, что выделение из них растворов возможно в высокоамплитудных ловушках с техническими, стратиграфическими и литологическими экранами.

По этой причине поиски залежей УВС на юге Западной Сибири, в антиклинальных сводовых ловушках, не увенчались успехом. На наш взгляд залежи УВС в этой области должны быть более надёжно экранированы: к таким типам ловушек можно отнести высокоамплитудные антиклинали с выклиниванием в своде пластов коллекторов – как «лысые» структуры в Чаинском НГН районе; или экранированные бортами каньонов, как Шеркалинская свита на Красноленинском своде [2] или стратиграфически экранированные бортами каньонов ловушки типа Приразломного и Приобского месторождений на склоне Салымского свода. Такая предпосылка по поиску сложнопостроенных залежей побудтла группу Томских учёных под руководством профессора НИ ТПУ разработать и

328

практически опробовать оригинальную дистанционную технологию по выполнению перспективных на нефть и гах территорий [3].

Скважина Р-7 Трубачевская пробурена АО «ТОМКО» подтвердила достоверность полученных прогнозов путём получения признаков нефтегазоносности в 4-х пластах от юрских сланцев до песчаников сеномана. Визуально оценённые дебиты газа достигают 20-50 т.н.м3/сут. с конденсатным фактором порядка 20-50 см3/ м3. Эти результаты позволили авторам [3] оценить перспективы нефтегазоносности в целом ряде районов на юге Томской области.

Учитывая близость этих зон к населённым пунктам, занимающимся сельским, лесным и промышленным хозяйством это УВС можно отнести к категории сланцевого газа и организовав его поиски и разведку, обосновать рентабельность его использования для развития местной промышленности и сельского хозяйства.

Вцелях ускорения поисков залежей УВС в этих зонах авторы [4] провели опытные геохимические работы и показали на ряде разрабатываемых месторождений нефти и газа возможность выявления контуров залежей по результатам наземной геохимической съёмки.

Авторы этой работы установили на ряде месторождений уменьшение

количества (СН4) в почвенном газе в 2-3 раза в нутрии контура месторождений, то есть по приращению содержания углеводородных газов в подпочвенных слоях показывает отсутствие ловушки, а над ловушкой содержание УВ газов значительно меньше.

Карта магнитного поля, составленная Антоновичем Р.М., по данным детальных и наземных съёмок показала возможность оценить рельеф поверхности фундамента и выбрать зоны по контурам возможных ловушек.

Вработе [6] описаны инновационные методы моделирования сложнопостроенных залежей. Оригинальность этого подхода заключается в использовании методики определения зон разуплотнения материалов, широко известной в строительстве объектов с искривлёнными поверхностями. Оказалось, что точки концентрации напряжений хорошо коррелируются с зонами максимальной гидропроводности пласта. Такой подход позволяет заложить поисковые и разведочные скважины в места, в которых будут получены максимальные дебиты первыми разведочными скважинами, что минимума сократит срок окупаемости проекта. Срок окупаемости так же будет минимизирован за счёт применения ресурсо-сберегающих технологий:

- облегчение конструкции скважины за счёт малого её диаметра при эксплуатационной колонне Ø 89 мм. Для бурения таких скважин разработан имплозивный переводник конструкции Номина В.И. (ПИН) его достоинства:

- создаёт дополнительную центростремительную нагрузку на долото;

329

-снижает давление столба жидкости на забой, за счёт этого увеличивается механическая скорость бурения;

-предотвращается опережающее проникновение фильтрата глинистого раствора в пласт, повышается информативность промысловогеофизических исследований;

-для вторичного вскрытия пластов в обсаженной скважине разработан и прошел промысловые испытания гидропескоструйный перфоратор

[8].

Этот аппарат позволяет в течение 40-50 минут прорезать 4-6 щелей шириной 40-60 мм, глубиной от стенки скважины до 5-10 метров и высотой 0,6-1,2 м, но главное его преимущество перед гидроразрывом пласта

втом, что кольцевые напряжения не сжимают стенки щели, а концентрируются на их окончаниях, и за счёт этого фильтрационная способность системы пласт скважина не уменьшается в течении всего периода эксплуатации скважины.

При проектировании системы разработки рекомендуется использовать Патент на изобретение № 2308594, предусматривающий очаговое расположение скважин в высокодебитных зонах.

Для добычи нефти с любыми физическими свойствами и газа, при условиях неполного выноса конденсата и его накоплении в стволе скважины, что вполне реально при низких (4-7 мПа) пластовых давлениях, разработана конструкция струйного насоса для скважин сверхмалого диаметра эксплуатационной колонны и НКТ диаметром 42 мм.

Томский филиал Сибирского научно-исследовательского института геологии геофизики и минерального сырья готово научно обосновать, выполнить все необходимые проектные работы, осуществить авторский надзор и супервайзерское сопровождение при производстве всех видов геологоразведочных работ и пробной эксплуатации промысловых объектов и обеспечить их высокую экономическую эффективность при минимизированных сроках окупаемости проектов.

Список литературы

1.Серебренникова О.В., Туров Ю.П., Филиппова Т.Ю. «Состав нафтидов Северо-Минусинской впадины» Изд-во Института оптики атмосфер СОРАН, г.Новосибирск, 2003г.

2.Карагодин Ю.Н., Антонов Ю.Н., Рудницкая Д.Н., Юшин Ю.П. «Инновационные эксклюзивные методы моделирования сложнопостроенных залежей нефти и

газа» Материалы Международной конференции посвящённой 50-ю кафедры геологии

иразработки нефтяных месторождений (горючих ископаемых), г.Томск, 2002г.*

3.Балдин С.Ф., Новиков О.Г., Ростовцев В.Н., Ростовцев В.В. «Перспективы поисков новых месторождений нефти и газа на территории Сибири на основе энергоинформационного метода» В*

4.Обжиров А.И., Кокунов Н.Д. «Томская нефтегазовая школа, история становления геологии и некоторые результаты исследований» В книге «Нефтегазовый

330