Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ВСТРЕЧНЫХ УДАРНЫХ ВОЛН РАСПРОСТРАНЯЮЩИХСЯ ОТ ДВУХ ЛИНЕЙНЫХ ИСТОЧНИКОВ

(THE INTERACTION OF COLLIDING SHOCK WAVES PROPAGATED FROM TWO LINEAR SOURCES)

Владимирова А.Ю.

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

В случае взаимодействия ударных волн давление в точке их пересечения резко возрастает. Высокое давление в рассматриваемой точке может способствовать разрушению объектов, находящихся в области взаимодействия двух волн. Поэтому на практике очень важно определить максимальную величину давления при взаимодействии ударных волн распространяющихся навстречу друг к другу. С этой целью приводится математическая постановка задачи о столкновении встречных ударных волн.

Рассматриваются две волны [1], движущиеся одна навстречу другой в однородном покоящемся газе (газ в данном случае совершенный с постоянными теплоемкостями). После соударения образуются две отраженные ударные волны и возможен контактный разрыв. Так как первично распространяющиеся волны имеют одинаковую интенсивность, то, возникающий после столкновения контактный разрыв будет неподвижен и расположен посередине между двумя источниками. Таким образом, рассмотрена симметричная задача с плоскостью симметрии проходящей через точку столкновения двух волн. Поэтому можно заменить эту плоскость стенкой, тогда получаем постановку задачи с заменой взаимодействия ударных волн задачей отражения ударной волны от стенки. Можно воспользоваться представленным решением для нахождениядавления на стенке после отражения от нее ударной волны и скорости отраженной волны.

1. Черный Г.Г. Газовая динамика – М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат.

лит., 1988.- 424 с.

149

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩЕЙ ДЛИНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА НА ПРИМЕРЕ СЕНОМАНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(DETERMINATION OF CURRENT HORIZONTAL WELL LENGTH USING THE EXAMPLE OF CENOMANIAN DEPOSITS, YAMBURG GAS FIELD)

Войсищук А.И.

(научный руководитель - профессор, д.т.н. Алиев З.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

По статистике месторождения на территории Российской Федерации в среднем разрабатываются в течении 45 лет. За этот период из месторождений извлекается от 90 до 95% запасов газа. Столь продолжительный срок разработки прежде всего обуславливается применением вертикальных скважин, более того, для поддержания постоянного годового отбора приходится бурить новые скважины. Такой рост числа скважин сильно снижает рентабельность разработки месторождений при постоянном годовом отборе, следовательно, наступает период падающей добычи.

Применении горизонтальных скважин позволяет отобрать до 70% запасов, сохранив при этом значения начального дебита и депрессии постоянными в процессе разработки, путем удлинения горизонтального участка скважины. А так же использование горизонтальных скважин значительно сокращает фонд скважин. По сравнению с вертикальными, для извлечения одно и того же объема газа потребуется в среднем в 2,5 раза меньше скважин.

Удлинение горизонтального участка становится невозможным при сильном падении пластового давления до значений ≈0,3∙Pпл.нач.. Связано это с большими поглощениями бурового раствора. Стоит отметить, что не каждый отечественный подрядчик возьмется за подобную работу, следовательно, возникает проблема привлечения иностранных специалистов, которые в среднем увеличивают издержки на бурение примерно в 10 раз.

Для выбора числа и размещения горизонтальных скважин необходим учет множества геологических, технологических и технических факторов. К ним можно отнести размеры и форму фрагмента, запасы газа в фрагменте, вскрытие фрагмента, расположение горизонтального ствола по толщине, профиль вскрытия, потери по длине горизонтального участка ствола, годовые отборы и др.

150

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В КАРБОНАТНЫХ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

(THE DEVELOPMENT OF AN AGGREGATE TECHNOLOGY OF WELL COMPLETION AND WORKOWER OF OIL WELLS IN THE CARBONATE LOW-PERMEABLE RESERVOIRS)

Купавых К.С., Волкотрубов Д.А., Петров А.А. (научный руководитель - профессор Николаев Н.И.) Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Работа направлена на повышение эффективности освоения и ремонта нефтяных скважин в коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами нефти путем создания комплексной технологии за счет совмещения цикличного гидродинамического воздействия на низкопроницаемые пласты с кислотной обработкой карбонатной породы-коллектора.

В результате проведенных исследований обоснован оптимальный кислотный состав на основе HCl и HF с добавками катионактивного полимера, как наиболее эффективный. Выполнено физическое моделирование и проведены стендовые исследования процессов заканчивания скважин в осложненных условиях. В результате научных обоснований разработана технология комплексного гидроимпульсного и химического воздействия на низкопроницаемые карбонатные коллектора, позволяющая повысить эффективность капитального ремонта скважин. Апробация данной технологии при капитальном ремонте конкретной скважины показала прирост суточного дебита почти в 3 раза.

Применение химической обработки совместно с волновым движением скважинной жидкости способствует повышенной степени и однородности кислотной обработки пласта, уменьшению продолжительности обработки и уменьшению количества потребляемой кислоты. Использование импульсно-волнового воздействия и размыва позволяет совместить операции освоения скважины и восстановления проницаемости пласта в призабойной зоне. При этом не требуется использование дополнительной техники и проведение дополнительных спускоподъемных работ. Главные преимущества технологии – простота и экономичность, возможность получения достаточного по мощности воздействия на призабойную зону. Существенно сокращаются материальные затраты и время на обработку скважины при высоком качестве работ.

Результаты исследований могут быть внедрены в научноисследовательские и производственные организации нефтегазового профиля для решения задач повышения эффективности освоения и ремонта нефтяных скважин в коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

151

РАСШИРЯЮЩИЕСЯ ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ

(EXPANDING CEMENT COMPOSITIONS)

Вотинов М.В.

(научный руководитель - старший преподаватель Куницких А.А.) Пермский национальный исследовательский политехнический университет

В последние годы для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин нефтяные компании стали широко практиковать применение расширяющихся тампонажных материалов. Принцип расширения заключается в том, что внутри образующейся структуры цементного камня возникает соединение, имеющее объем больше первоначального. В результате этого происходит раздвижка кристаллов твердеющего цемента, выражающаяся в увеличении его объема.

В работе проведен обзор основных типов расширяющих добавок. Исследовано влияние расширяющих добавок на технологические параметры тампонажных растворов.

Существует несколько механизмов расширения. Сульфоалюминатное расширение обеспечивается образованием в твердеющем цементном камне избыточного количества гидросульфоалюмината кальция (эттрингита). В основе действия расширяющей добавки лежит взаимодействие между гидроалюминатами кальция и сульфатом кальция. Другой тип расширения - оксидное расширение, обеспечивающееся за счет образования гидроксида кальция и гидроксида магния, имеющих больший объем по сравнению с первоначально взятыми оксидами. Третий тип расширения – за счет применения газвыделяющих добавок – в практике строительства скважин неприемлем, поскольку при высоких давлениях образующийся газ может растворяться в поровой жидкости цементного камня.

Наиболее подходящим для скважинных условий является оксидный тип расширения тампонажного состава. В качестве основы расширяющей добавки выступает оксид кальция. Время реакции гидратации чистого оксида кальция составляет порядка 0,5...1,0 минуты. Для замедления реакции гидратации было исследовано влияние ряда химических веществ на скорость гидратации оксида кальция.

Оптимальное время гидратации оксида кальция получено при вводе добавок лигносульфонатов (КССБ-2М, ФХЛС-МН). Объем добавок лигносульфонатов составил до 3% от массы сухого оксида кальция.

По результатам исследования взаимодействия данных расширяющих композиций с портландцементом марки ПЦТ-I-G-СС-1 выявлено, что при вводе расширяющей добавки в объеме 3...8% от массы сухого цемента линейное расширение составило до 20% в условиях низких и нормальных температур (22 0С) и до 5% в условиях умеренных температур (75 0С).

152

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЩЕЛОЧНО-ПОЛИМЕРНОЙ КОМПОЗИЦИИ

(THE ANALYSIS OF EFFICIENCY OF APPLICATION ALKALINE-POLYMER COMPOSITION)

Габдрахманов А.Т., Валиахметова А.И. Альметьевский государственный нефтяной институт

Вданной работе приведены результаты анализа прироста запасов нефти в результате закачки щелочно-полимерной композиции на НовоЕлховской площади Ново-Елховского месторождения. Анализ данных проводился на основе промысловой информации НГДУ «Елховнефть».

Технология основана на закачивании в нагнетательные скважины композиций на основе щелочи, водорастворимых полимеров и минерализованной воды, используемой для заводнения продуктивных пластов. При попадании закачанной композиции в высокопроницаемые обводненные части пласта происходит их частичное или полное блокирование. В результате этого изменяется направление фильтрационных потоков пластовых флюидов с последующим подключением в разработку неохваченных ранее дренированием продуктивных пропластков и линз. Данная технология рекомендуется для применения на поздней и завершающей стадиях разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными по проницаемости терригенными коллекторами

Для достижения поставленной цели использовались характеристики вытеснения.

Были проанализированы два участка 976А, 1052, на которых 06.2013г и 07.2013г. соответственно была произведена закачка щелочнополимерной композиции. Были рассчитаны приросты извлекаемых запасов нефти как по добывающим скважинам, так и по участкам в целом.

Было проанализировано влияние различных геологотехнологических факторов на эффективность применения технологии ЩПК в целях увеличения нефтеизвлечения.

Врезультате было установлено, что основными причинами отсутствия технологического эффекта является обводненность и глубина залегания пластов.

153

ВЛИЯНИЕ СМЕНЫ ВОД С ПЛАСТОВОЙ НА ПРЕСНУЮ С ЦЕЛЬЮ ВОЗМОЖНОСТИ ЗАКАЧКИ ПАРА В РЫХЛЫЕ ГЛИНИЗИРОВАННЫЕ ПЕСЧАНЫЕ ПОРОДЫ

Габисов А.С.

(научный руководитель - к.ф.-м.н., доцент Васильева З.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Основные направления научных исследований:

Физическое обоснование эффективности базовых, широко применяемых на практике, и новых технологий разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений:

Физическое обеспечение современных численных моделей конкретных месторождений (измерение фазовых проницаемостей, коэффициентов вытеснения, остаточной нефтенасыщенности)

Исследование физико-химических методов повышения нефтеотдачи (закачка полимеров, композиционных ПАВ)

Исследование термических и термохимических методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи (закачка горячей воды, пара в комбинации с композиционными ПАВ и гелеобразующими составами)

Исследование водо-газового воздействия на пласт (в том числе мелкодисперсной водо-газовой смесью) с целью повышения нефтеотдачи

Оценка эффективности дестабилизации остаточной после заводнения нефти путем вибро-сейсмического воздействия на пласт.

154

ТЕХНОЛОГИЯ ИСПЫТАНИЯ ПЛАСТОВ НА ТРУБАХ В СЛАНЦЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ПАЛЕОГЕНА НА ПРИМЕРЕ ОДНОГО ИЗ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ. ( TECHNOLOGY OFFORMATION TESTING ON PIPES IN PALEOGENE SHALE DEPOSITS BY THE EXAMPLE OF ONE OF THE OIL-FIELDS IN EAST CISCAUCASIA)

Гагиева Э.Р.

(научный руководитель - д.т.н. Керимов Абдул-Гапур Гусейнович) Северо-Кавказский федеральный университет

Одними из перспективных, с точки зрения доразведки и переоценки запасов углеводородов на территории Восточного Предкавказья, являются сланцевые коллектора палеогеновых отложений. Для данных отложений авторами предлагается рассмотреть комплекс геолого-геофизических мероприятий повышающих эффективность поисковых работ. Исходя из этого, в статье рассмотрен один из прямых методов исследований геологического разреза – трубный испытатель пластов. Также в статье представлена технология испытания пластов на трубах применительно для сланцевых коллекторов одного из нефтяных месторождений Восточного Предкавказья.

Встатье представлен краткий геолого-геофизический обзор продуктивной толщи исследуемого объекта.

Встатье рассматриваются теория методов испытаний пластов и комплекс практических работ, проводимых в скважинах старого фонда для качественного отбора пластового флюида в различных типах коллекторов. На основе проведенного анализа применяемых различных видов испытаний пластов, даны рекомендации по повышению их эффективности.

155

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С МНОГОЗОННЫМ ГИДРОРАЗРЫВОМ ПЛАСТА ДЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ В ОАО «ЛУКОЙЛ»

(LUKOIL COMPANY EXPERIENCE OF HORIZONTAL WELLS MULTI-STAGE FRACTURING FOR HARD-TO-EXTRACT OIL RESERVES DEVELOPMENT)

Галкина О.А.

(научный руководитель - начальник Управления повышения нефтеотдачи пластов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», к.т.н. Веремко Н.А.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Разработка низкопроницаемых объектов (Ач, ЮВ, ЮС) Западной Сибири, как правило, велась наклонно-направленными скважинами с гидроразрывом пласта и характеризовалась низкой рентабельностью по причине невысоких дебитов скважин, не превышавших 5-20 т/сут. В 2011 году Компания ОАО «ЛУКОЙЛ» в промышленных масштабах начала внедрение технологии многозонного гидроразрыва пласта (МГРП) на горизонтальных скважинах для разработки данных объектов.

Целью работы является анализ применения технологии МГРП на горизонтальных скважинах и разработка предложений по повышению ее эффективности на месторождениях Западной Сибири.

В системах заканчивания горизонтальных скважин с МГРП используются шаровые системы, а также гибкие трубы и гидропескоструйная перфорация. При проведении МГРП в пласте создаются закрепленные проппантом трещины (от 4 до 8), в связи с этим увеличивается эффективный радиус скважины и приток жидкости. Интервалы ГРП в компоновках заканчивания изолированы друг от друга пакерами.

Технология МГРП на горизонтальных скважинах имеет свои преимущества по сравнению с другими технологическими схемами ГРП: сокращается количество скважин к бурению, в разработку вовлекаются трудноизвлекаемые запасы низкопроницаемых коллекторов, увеличивается коэффициент охвата пластов выработкой и коэффициент извлечения нефти (КИН), максимально учитывается геологическое строение пласта. Использование заколонных набухающих пакеров позволяет изолировать обводненные интервалы.

Технология внедрена на 15 месторождениях ООО «ЛУКОЙЛЗападная Сибирь». С начала внедрения технологии было введено 335 горизонтальных скважин с МГРП и добыто 7,8 млн. тонн нефти, что является результатом успешного применения разработанной технологии.

156

ПРИМЕНЕНИЕ ГЭР ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ ЗАЛЕЖИ №62 НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(THE APPLICATION OF HYDROPHOBIC EMULSION SOLUTION TO IMPROVE THE EFFICIENCY OF DEVELOPMENT IN CONDITIONS OF DEPOSITS №62 NOVO-ELKHOVSKOYE FIELD)

Ганиев Д.И.

(научный руководитель - к.т.н., доцент кафедры Габдрахманов А.Т.) Альметьевский государственный нефтяной институт

Все основные нефтяные месторождения ОАО «Татнефть» находятся на последней стадии разработки, которая сопровождается высокой обводненностью продукции, снижением отборов и увеличением доли трудноизвлекаемых запасов. Для решения этой проблемы обычного метода заводнения недостаточно, поэтому для уменьшения обводненности и увеличения охвата выработки запасов необходимо использовать различные методы увеличения нефтеизвлечения.

Одним из перспективных направлений в данном направлении является проведение водоизоляционных работ с применением гидрофобных эмульсий. В различных геолого-промысловых условиях технологии изоляции зон, промытых водой, аналогичными реагентами показывают малую эффективность.

Задача проведения гидрофобно-эмульсионной обработки заключается в увеличении охвата пласта по толщине и тем самым выравнивании его профиля приемистости; довытеснении остаточной нефти в «промытых» пропластках; стабилизации и снижении обводненности продукции добывающих скважин; повышении нефтеизвлечения пласта по обрабатываемому участку.

Благодаря реологическим свойствам, гидрофобно-эмульсионный раствор попадает только в крупные трещины. Вязкость раствора сильно увеличивается при уменьшении скорости сдвига. Эмульсия уменьшает вязкость при смешении с нефтью и увеличивает вязкость при смешении с водой. Поэтому ГЭР может быть использован в качестве тампонажного материала, а также для изоляции воды, например, при глушении скважин.

В рамках данной работы для расчета эффективности применения ГЭР на залежи применен метод характеристик вытеснения, по ним рассчитана дополнительная добыча по участкам. За рассматриваемый период времени технология применена на 3 нагнетательных скважинах, в зоне влияния которой находятся 8 добывающих скважин, общий прирост дебита за 12 месяцев после применения технологии составил 260,77 т/сут.

157

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА СТОЛБОВОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

(ESTIMATION OF EFFICIENCY OF GAS INJECTION EOR

APPLICATION IN STOLBOVOYE OILFIELD)

Гарипов В.Н.

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

Внастоящее время разработано большое количество методов увеличения нефтеотдачи пластов. Одним из перспективных направлений является технология водогазового воздействия на пласт (далее по тексту ВГВ), применение которой направлено как на увеличение коэффициента охвата, так и на увеличение коэффициента вытеснения. Технология ВГВ может быть реализована различными способами, но основными из них являются: 1) попеременная закачка фаз; 2) циклическая система подачи четок «вода-газ-вода»; 3) закачка в пласт диспергированной водогазовой смеси.

Помимо данных технологий и технологии закачки газа в качестве агента для ППД, существуют примеры разработки месторождений с применением технологий раздельной одновременной закачки газа и воды в пласт (через разные нагнетательные скважины).

На Столбовом месторождении, прежде разрабатываемом с ППД по классической схеме с внутриконтурным заводнением, данная технология применяется с 2013 года, причем решаются сразу две задачи:

1. Увеличение КИН.

2. Утилизация попутного нефтяного газа.

Научная работа нацелена на исследование влияния закачиваемого газа

иводы на процессы, происходящие в пласте и оценку эффективности применения данной технологии на Столбовом месторождении. Также были определены степень влияния и взаимосвязь параметров режима работы нагнетательных скважин и фильтрационно-емкостных свойств в призабойных зонах добывающих скважин.

Вданной работе представлены следующие результаты: 1) оценка эффективности применения технологии раздельной одновременной закачки воды и газа; 2) прогнозирование изменения накопленной добычи нефти при использовании данной технологии; 3) прогнозирование изменения показателей разработки при переходе на использование технологии ВГВ способом попеременной закачки в пласт.

Вработе также даны рекомендации по выбору оптимального режима работы газокомпрессорного и устьевого оборудования и по выбору оптимального количества и времени закачки оторочек газа и воды.

158