Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ДОСТИЖЕНИЯ И СЛОЖНОСТИ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА SAGD НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НГП

(ACHIEVEMENTS AND DIFFICULTIES IN IMPLEMENTATION OF THE PROJECT SAGD FIELD IN THE TIMANO-PECHORA PROVINCE)

Матусевич Г.В.

(научный руководитель - Заместитель генерального директора по технологиям разработки месторождений Чертенков М.В.)

ООО«ЛУКОЙЛ-ИНЖИНИРИНГ»

Вданной работе представлен уникальный опыт по реализации

«РЕЗУЛЬТАТЫ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ НА ПЛАСТ «Д0» ТИМАНСКОГО ГОРИЗОНТА»

(RESULTS OF HORIZONTAL WELLS DRILLING TO D0 LAYER OF

TIMANSKIY HORIZON)

Махлеев Ф.Ф.

(научный руководитель - начальник ГО НГДУ «Альметьевнефть» Миннуллин Р.М.)

НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть»

Для вовлечения в активную разработку трудноизвлекаемых запасов широкое применение нашло бурение горизонтальных скважин.

Бурение горизонтальных скважин – это сложный технологический процесс. Эффективность строительство горизонтальных скважин зависит от геологического строения участка бурения и создания адаптированной геологической модели, а так же от процессов геолого-технологического сопровождения в процессе бурения и освоения скважин. В процессе моделирования рассматриваются различные варианты, в том числе вертикальная скважина, «пилот» и различные условия проводки стволов. На участках относительно выдержанного однородного пласта фактический полученный дебит показал хорошую сходимость с расчетным дебитом.

Однако, большинство участков литологически неоднородные, поэтому соответствие расчетных показателей зависит от количества глинистых пропластков в продуктивном пласте. За счет ввода горизонтальной скважины 2382Д под закачку расчетный дебит скважины 21020 ожидалось довести до 9,6 т/сут. Но фактически после повторного ГРП дебит составил 15 т/сут. Это свидетельствует, что за счет ГРП подключились пропластки которые не были вскрыты в пробуренных скважинах, но все же существующие в межскважинном пространстве.

Распределение дебитов по ГС показало, что лишь 18% имеют дебит более 20т/сут. Это свидетельствует о том, что высокие дебиты достигнуты менее чем в 10% скважин и в основном связаны с геологическими условиями.

В частности, ввод под закачку горизонтальной скважины 2382Д привел к росту дебитов окружающих скважин. Плановый дебит по участку составляет 26,2 т/сут, после пуска скважины 2382Д под закачку дебит по участку составил 32,4 т/сут.

Выводы:

1.Степень соответствия расчетных показателей моделирования к фактическим результатам зависит от сложности геологического строения участка.

2.На участках со сложным геологическим строением весьма эффективен ввод под закачку горизонтальных скважин.

3.Для достижения дебитов, соответствующих инвестиционным требованиям, необходимо обеспечить по участку бурения ГС относительно высокое пластовое давление и производить многозонное ГРП.

220

ПРИМЕНЕНИЕ МОДЕЛИ «ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ» ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

(APPLICATION OF MODELS «HYDRODYNAMIC PROFILE» IN

DESIGN SIDELTRACKS)

Мельник Е. В.

(научный руководитель - к. г.-м. н., профессор Савич А.И.) Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Анализ эффективности геолого-технических мероприятий, производимых в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», показал, что одним из основных методов извлечения остаточных запасов нефти из неоднородных продуктивных пластов является зарезка боковых стволов с уплотнением существующей сетки скважин.

Построение модели ГДП производится для выделения в пределах залежи элементов, в которых отражены присутствующие проницаемые слои, их связь по площади элемента, эффективная толщина, пористость, нефтенасыщенность, проницаемость, глинистость и гидропроводность. Объем элемента устанавливается по одноименному типу разреза, а при площадном заводнении – по элементу нагнетательной скважины.

В работе использована модель «гидродинамический профиль» (ГДП) для выбора оптимального варианта зарезки бокового ствола на примере

участка залежи пластов Бб1+2+3+4 Сибирского месторождения нефти.

При оценке послойной неоднородности по ГДП выделялись работающие пласты и рассчитывалась доля их участия в выработке объекта разработки с учетом данных ГИС и потокометрии. На основе этих данных рассчитаны объемы добычи и закачки по каждому элементу.

Для учета послойной неоднородности выражающейся в различных скоростях течения жидкости, для каждого проницаемого слоя построены зональные карты гидропроводности. Данные карты использовались при дифференцированном подсчете, анализе выработки запасов нефти и построении карт текущих удельных запасов, являющиеся основой при проектировании направления бокового ствола.

Применение модели «гидродинамический профиль» позволяет повысить коэффициент успешности при выборе варианта бурения бокового ствола и планировании мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Все проведенные расчеты носят оценочный характер, однако степень их достоверности достаточна для принятия принципиальных решения.

221

ПРОБЛЕМНЫЕ ВОПРОСЫ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНОГО БУРЕНИЯ НА ПЕРСПЕКТИВНЫХ СТРУКТУРАХ ПЕЧОРСКОЙ ГУБЫ

(PROBLEM ISSUES OF EXPLORATION DRILLING

ON THE PECHORA BAY)

Мешковский А.К.

ООО«Газпром флот»

Вработе рассматриваются основные проблемные вопросы бурения поисково-разведочных скважин на перспективных структурах Печорской губы.

Печорская губа представляет собой залив Печорского моря, ограниченный с севера полуостровом Русский Заворот и грядой островов – Гуляевскими кошками. По результатам геолого-сейсмических работ ГНЦ ФГУГУ «Южморгеология» в акватории Печорской губы были выявлены

10 локальных поднятий с прогнозными геологическими ресурсами

480 млн. т.у.т.

Перспективность освоения ресурсов Печорской губы обусловлена близостью к уже имеющейся инфраструктуре района работ. Транспортировку продукции потребителю возможно осуществлять с использованием Варандейского терминала и действующей системы трубопроводов.

Основными проблемами для поисково-разведочного бурения на перспективных структурах являются суровые природно-климатические условия, малая глубина акватории Печорской губы и большая глубина залегания предполагаемых продуктивных горизонтов (до 4000 м).

Печорская губа является мелководным заливом, глубина воды в пределах выявленных структур в среднем составляет 5 м, находясь в диапазоне 3-10 м. Этот факт накладывает значительные ограничения на выбор буровой установки для бурения поисково-разведочных скважин.

Продолжительность ледового периода в Печорской губе составляет 8-10 месяцев, соответственно «окно» для проведения геологоразведочных работ составляет не более 4 месяцев.

Учитывая изложенные выше факторы, возможность поисковоразведочного бурения на структурах Печорской губы ограничена как выбором буровой установки, способной работать в данных условиях, так и технологией проведения работ.

Бурение поисково-разведочных скважин на перспективных структурах Печорской губы необходимо проводить, учитывая опыт геологоразведочных работ ООО «Газпром флот» в условиях мелководного шельфа Обской и Тазовской губ Карского моря с использованием СПБУ «Амазон» и ПБК «Обский».

222

НОВЫЕ РЕШЕНИЯ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН МАЛОГО ДИАМЕТРА

(NEW SOLUTIONS IN THE CONSTRUCTION OF SMALL DIAMETR

WELLS)

Мещеряков К.А.

(научный руководитель - начальник отдела ПСиРС Фефелов Ю.В. филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«ПермНИПИнефть» в г. Перми)

На месторождениях Пермского края имеются остаточные извлекаемые запасы, которые нерентабельно разрабатывать традиционной конструкцией скважин из-за высокой стоимости строительства. Одним из направлений выбрано строительство скважин малого диаметра (СМД). Особенность конструкции СМД заключается в уменьшении диаметров обсадных колонн. С 2011 г. на месторождениях Пермского края проводится бурение СМД. Достигнуто снижение стоимости строительства наклонно-направленной СМД до 25 %.

В 2014 г. успешно пробурена первая горизонтальная СМД (ГСМД). Данная технология строительства ранее не применялась в Пермском крае. Забой скважины составил 1333 м, длина горизонтального участка – 233 м, проектный горизонт – верейский. Принципиальным отличием бурения ГСМД от конструкции стандартных горизонтальных скважин является то, что из-под технической колонны и до проектного забоя ствол скважины бурится одним диаметром долота – 146 мм. Только после этого спускается эксплуатационная колонна диаметром 114 мм на кровлю продуктивного пласта и цементируется до устья. При бурении стандартной горизонтальной скважины сначала бурится ствол долотом 215,9 мм, далее спускается эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, и уже затем бурится горизонтальный участок диаметром 146 мм. Стоимость строительства ГСМД снижается на 20%, уменьшения коммерческой скорости не происходит.

Несмотря на многие преимущества, конструкция СМД имеет существенный недостаток – отсутствует надежная технология бурения бокового ствола.

Этот вопрос был проработан и внесены изменения в конструкцию СМД, которые учитывают данный недостаток. Идея заключается в увеличении глубины спуска технической колонны Ø168 мм на 100 м. Эксплуатационная колонна Ø114 мм крепится с помощью подвески с заходом в техническую колонну на 75 м.

Новая конструкция позволяет осуществлять в дальнейшем бурение бокового ствола с зарезкой в технической колонне и, как следствие, дополнительно сэкономить 24 % от стоимости новой СМД.

223

ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ НА ОБСАДНЫХ ТРУБАХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КАЗАХСТАНА

(INVESTIGATION OF TECHNOLOGY CASING DRILLING IN

KAZAKHSTAN OIL FIELDS)

Мирхаликов М.М (научный руководитель - д.т.н., профессор Подгорнов В.М.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

На сегодняшний день в процессе бурения скважин, возникает всё больше осложнений: пласты с переменным давлением, нестабильность ствола скважины, поглощения бурового раствора. Как правило, борьба с этими осложнениями увеличивает общее время бурения скважины на 3040%. Один из способов борьбы с осложнениями в процессе бурения - это бурение на обсадных трубах.

По данной технологии во многих странах было пробурено более 260 скважин с суммарной глубиной 365 800 м.

Геологические условия месторождений Казахстана требуют при строительстве инновационных решений. Данным решением является бурение скважин на обсадных трубах. Наибольший эффект от применения вышеуказанной технологии в Казахстане ожидается при бурении проблемных участков, включающих в себя зоны с нестабильностью ствола скважины, зоны с потерей циркуляции и затрудненным спуском обсадной колонны.

Вэтой работе рассматривается целесообразность применения данной технологии для месторождений Казахстана.

Вкачестве примера взята вертикальная скважина на месторождение Кенлык, Кызылординская область, Казахстан. В результате исследования особенностей технологии бурению на обсадных трубах и бурение на хвостовике на месторождении Кенлык были выявлены:

- ускорение процесса; - снижение времени на шаблонировку ствола скважины;

- использование меньшего числа обсадных колонн на верхнем интервале; - экономия времени за счет исключения затрат времени на СПО и

подготовку ствола скважины, что несёт большую экономическую выгоду; - позволяет бурить скважину в более сложных геологических

условиях; - метод бурение на хвостовике позволяет бурить в нижних

интервалах, где часто встречаются осыпи, обвалы и поглощения; - улучшение состояния техники безопасности.

224

ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ПРОМЫВКИ ПРИ БУРЕНИИ ОБСАДНЫМИ ТРУБАМИ

(HYDRAULIC HOLE CLEANING PROGRAM DURING THE CASING

DRILLING)

Мирхаликов М.М, Якунин С.А.

(научный руководитель - д.т.н, профессор Подгорнов В.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Вмировой практике строительства скважин все чаще встречаются стратиграфически сложные разрезы, связанные с геологическими осложнениями, бурение обычными способами которых, не позволяет достичь планируемых значений и для обеспечения успешного строительства скважин требуются, инновационных решений. Одним из таких решений является бурение на обсадных трубах.

Бурение на обсадных трубах ‒ наиболее перспективное направление снижения гидродинамического воздействия на неустойчивые стенки ствола скважины.

При традиционном бурении выполнение технологических операций, как спуск и подъём (СПО) бурильных труб вызывают перепады давления

исоздают эффект свабирования в стволе скважины. Эти перепады давления приводят к потере циркуляции. Также эффект свабирования может привести к неустойчивости открытого ствола, что влечет за собой частичное осыпание или полное разрушение стенок скважины. Как правило, устранение такого рода проблем приводит к значительным потерям времени и средств.

Вработе рассматривается функциональность гидравлической системы бурения на обсадных трубах: вынос выбуренной породы из скважины; противодействие притоку пластовой жидкости в скважину; способствование устойчивости стенок скважины. В рамках работы проектировалась гидравлическая программа промывки для бурения на обсадных трубах посредствам компьютерного моделирования.

Вкачестве примера для моделирования взята наклоннонаправленная скважина, пробуренная на месторождение ОАО «Газпром»

Врезультате моделирования разработана гидравлическая программа промывки для бурения на обсадных трубах.

225

ТЕСТИРОВАНИЕ ПРИРОДНЫХ НЕФТЕЙ НА «СОВМЕСТИМОСТЬ» В ПРОЦЕССАХ ИХ ДОБЫЧИ, ТРАНСПОРТИРОВКИ И ХРАНЕНИИ

(TESTING OF CRUDE OILS FOR «COMPATIBILITY» IN THE

PROCESSES OF PRODUCTION, TRANSPORTATION AND

STORAGE)

Могильниченко М.А.

(научный руководитель - профессор Евдокимов И.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Хорошо известно, что при смешении сырых нефтей, асфальтены могут выпадать в виде твердого осадка. Это явление оказывает негативное влияние на процессы добычи, транспортировки и хранения нефтей. Например, выпавшие осадки могут закупорить скважины или трубопроводы. Смешение сырых нефтей – распространенное явление, и возникающие при этом проблемы могут повлечь за собой серьезные экономические затраты. Нефти, при смешении которых происходит выпадение асфальтенов, принято называть «несовместимыми».

Для мониторинга описанной выше проблемы нередко используют визуальные методы наблюдения за процессами, происходящими при смешении сырых нефтей. Однако, зачастую, результаты, полученные при этом, могут являться недостоверными. Поэтому для прогнозирования потенциальной «несовместимости» используют различные тесты. В своих исследованиях мы изучали «совместимость» нефтей с Усинского и Поточного месторождений при помощи двухпараметрического «тест совместимости». Одним из достоинств данного теста является отсутствие необходимости знать точный состав нефтей. В данном тесте определяют два параметра:

1) «Число растворимости смешения» SBN, характеризующее способность данной нефти растворять асфальтены в смеси; 2) «Число нерастворимости при смешении » IN, характеризующее тенденцию асфальтенов данной нефти к образованию коллоидных осадков в смеси.

Для определения искомых параметров изготавливают растворы сырой нефти в толуоле, который является растворителем для асфальтенов, а затем малыми порциями добавляют осадитель н – гептан. Главная задача заключается в регистрации концентрации н – гептана, при которой происходит коагуляция асфальтенов. Для её решения мы использовали метод ИК - спектрофотометрии.

В результате исследования было получено, что нефть с месторождения Поточное и нефть с Усинского месторождения являются «совместимыми», и при их смешивании не произойдет выпадение в осадок твердых органических веществ.

226

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ НА ПРИМЕРЕ ДОРАЗРАБОТКИ БЕЙСУГСКОГО ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(ENGINEERING AND TECHNOLOGY PRODUCTION AND PROCESSING OF HYDROCARBONS ON THE EXAMPLE OF REDEVELOPMENT BEYSUGSKOGO GAS FIELD)

Молодан Е.А.

ООО«Газпром добыча Краснодар»

ООО«Газпром добыча Краснодар» является одним из старейших дочерних Обществ ОАО «Газпром». История предприятия неразрывно связана со становлением газовой отрасли страны. В 1960-е годы именно Кубань снабжала газом Москву и центральные районы России.

В настоящее время Общество осуществляет добычу углеводородного сырья на 52 месторождениях, большая часть из которых находится в завершающей стадии разработки.

Вопрос выбора эффективной и экономически обоснованной технологии добычи и подготовки углеводородного сырья является для Общества приоритетным.

В работе представлен выбор оптимальной техники и технологии добычи и подготовки углеводородного сырья на примере доразработки Бейсугского месторождения, которое является одним из старейших газовых месторождений в Обществе:

 предложены две схемы бурения:

-с бурением вертикальных скважин с горизонтальным окончанием в пределах Бейсугского лимана с помощью самоходной морской платформы;

-с бурением наклонно - направленных скважин с горизонтальным окончанием и кустовым расположением устьев в пределах двух насыпных площадок на берегу Бейсугского лимана.

 рекомендованы к применению при строительстве скважин

оптимальные технические решения;

предусмотрено максимальное задействование существующей инфраструктуры месторождения;

представлены эффективные технические решения, вошедшие в проект дообустройства Бейсугского месторождения.

Внедрение вышеперечисленных проектных решений позволит сократить объем и стоимость строительно-монтажных работ, снизить эксплуатационные затраты по принципу применения «безлюдных технологий», увеличить надежность эксплуатации оборудования, продлить срок его службы, а также максимально снизить риски негативного воздействия на окружающую среду.

227

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВОГО РАСТВОРА СО СТЕПЕННЫМ РЕОЛОГИЧЕСКИМ ЗАКОНОМ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ПОДАЧИ НАСОСА

(FORECASTING OF LOST CIRCULATION WITH POWER-LAW RHEOLOGICAL LAW, DEPENDING ON THE PUMP FLOW)

Мохнатова Е.Н.

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

Приведена теория и расчет совместных ламинарных установившихся осесимметричных течений степенной несжимаемой жидкости в круговой щели и в кольцевом канале. В модели круговой щели учтено, что она может быть заполнена пористой средой.

Получено решение системы гидродинамических уравнений, которая состоит из уравнения движения жидкости в круговой щели, связывающее разность давлений между входом и выходом и расходом жидкости в щели, и уравнения движения жидкости в кольцевом канале. Рассмотрен также частный случай, когда потерями давления на трение в кольцевом канале можно пренебречь. Однако этими потерями нельзя пренебрегать, например, при цементировании скважины. Общее решение представлено в виде трансцендентного уравнения, которое связывает производительность насоса, интенсивность поглощения/притока, плотность бурового раствора, глубину залегания пласта, толщину круговой щели, диаметры скважины, наружные диаметры спущенных труб, реологические свойства раствора. Построены графики, по которым можно определить условия, которыми можно управлять, например, происходит поглощение или приток.

Проведенные расчеты и графики могут служить отправной точной при оценке поглощений бурового раствора при бурении и при закачке жидкости в пласт и при добыче жидкости, подчиняющейся степенному закону. Особенно это актуально в связи с разработкой месторождений нефти с аномальными свойствами, которые можно аппроксимировать степенными реологическими законами. Также полученные результаты можно использовать для недопущения загрязнения пласта буровым раствором и недопущения газонефтеводопроявления при бурении и заканчивании скважины.

228