Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ MAXCO3 И VDA КОМПАНИИ SCHLUMBERGER НА АСТРАХАНСКОМ ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

(RESULT ANALYSIS OF SCHLUMBERGER MAXCO3 AND VDA TECHNOLOGIES USE AT ASTRAKHAN GAS CONDENSATE DEPOSIT)

Райский Ю.А.

(научный руководитель - к.т.н., доцент Хайдина М.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) относится к типу карбонатных трещиноватых коллекторов. Продуктивная толща АГКМ сложена, в основном, чистыми известняками. Работы по интенсификации притока газа на эксплуатационных скважинах АГКМ проводятся с 1986 года. За этот период было проведено около 500 обработок, которые различались как по технологии, так и по компонентному составу активной жидкости. Годовой прирост добычи газа от проведённых работ по интенсификации в отдельные годы достигал 1013%, а в среднем за весь период разработки составил 6%.

В работе рассматривались солянокислотные обработки (СКО): метанольная, скоростная, с блокировкой высокопроницаемых интервалов, с применением комбинированных составов, эмульсионная, а также инновационные технологии компании Schlumberger MaxCO3 и VDA. Применяемые технологии типа СКО показывают среднюю кратность эффекта обработки 1,51 с продолжительностью эффекта до 15 месяцев. Максимальное значение кратности эффекта достигнуто при проведении «простых» солянокислотных обработок. Опыт применения новых технологий компании Schlumberger показывает среднюю кратность эффекта обработки 3,4.

По результатам проведённой работы сделаны следующие выводы:

развитие и внедрение новых технологий компании Schlumberger перспективно для АГКМ;

внедрение технологий СКО должно основываться на экономических расчётах, оптимизирующих кратность и продолжительность эффекта от воздействия и затраты.

249

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА ОЧИСТКИ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН ОТ ШЛАМА

(IMPROVED ENGINEERING SOLUTIONS FOR CUTTING

TRANSPORT FROM EXTENDED REACH WELLS)

Райхерт Р.С.

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

При освоении морских нефтегазовых месторождений с помощью горизонтальных и многозабойных скважин на первый план выдвигаются проблемы, связанные условием обеспечения безаварийной проводки. Основной причиной большого количества числа осложнений при бурении направленных скважин, имеющих значительную протяженность ствола, являются трудности беспрепятственного выноса шлама на поверхность. Неэффективная очистка скважины приводит к накоплению шлама в стволе, что служит причиной возникновения серьезных проблем, ликвидация которых может потребовать больших затрат, многократно превышающих затраты на превентивные мероприятия по улучшению очистки ствола скважины.

Всвязи с этим, принимая во внимание особенности строительства протяженных направленных скважин, ряд вопросов остается еще неизученным и требует поиска новых технико-технологических решений.

Вработе рассматривается поведение шлама, находящегося в вертикальном, наклонно-направленном и горизонтальном участках ствола скважины, проводится анализ экспериментальных установок для изучения движения шлама в наклонно-направленной скважине, существующих традиционных методов и современных технических средств, направленных на повышение эффективности очистки скважин от шлама и их практическое использование.

По результатам проведенного анализа теоретических и экспериментальных исследований определены технические параметры специального устройства, которое бы позволяло поддерживать высокий уровень очистки скважины в отсутствии вращения бурильной колонны, и создавало более благоприятные условия для беспрепятственной транспортировки шлама на поверхность.

Основным положительным эффектом, который можно достичь при использовании предлагаемого устройства – удаление шламовых подушек, образующиеся при возрастании значений зенитных углов до 90º.

Предложенный технико-технологический подход позволит повысить качество очистки ствола наклонно-направленных скважин со сверхбольшими отходами от вертикали в сложных геолого-технических условиях.

250

ПРИМЕНЕНИЕ КОЛТЮБИНГОВОЙ УСТАНОВКИ ПРИ БУРЕНИИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН

(THE USE OF COILED TUBING UNIT FOR DRILLING OF VERTICAL

WELLS)

Ризаев Э.Э.

(научный руководитель - профессор, д.т.н. Оганов А.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте

Впоследние годы фактически все нефтегазовые компании мира огромное внимание уделяют качеству строительства скважин. Для этого широко привлeкают новые прогрессивные технологии бурения, которые, в свою очередь, должны являться достаточно эффективными, а также и экономически выгодными.

Одной из таких предлагаемых нами технологий для бурения новых, в данном случае, именно вертикальных скважин является внедрение колтюбинговой установки. Колтюбинговый способ бурения и разработки, основанный на применении безмуфтовых гибких труб, находит широкое использование при бурении новых скважин и новых стволов из старых уже эксплуатируемых скважин.

Вданной работе были рассмотрены способы бурения новой скважины для дальнейшей эксплуатации месторождения Ходжиказган в исследуемом участке. Мы предлагаем пробурить вертикальную скважину с использованием гибких труб. После проведенных расчетов нами было выдвинуто предложение по увеличению нагрузки на дoлотo и oбеспечению устойчивости гибкой трубы. Она снабжается тяжелым низoм из утяжелeнных бурильныx труб. Замена основной части колонны бурильных труб на гибкую существенно позволит:

исключить все процедуры, которые связаны с наращиванием колонны;

вести бурение на депрессии

После чего станет возможным:

увеличить скорость проводки скважины;

уменьшить трудоемкость буровых работ и объем персoналa, что ведет к экономической выгоде;

значительно увеличить безопасность осуществления бурения;

уменьшить площадь, занимаемую буровой установкой;

улучшить экологические показатели процесса бурения, полностью исключив разлив нефти и другие виды загрязнения;

уменьшить общее время строительства скважины и ускорить ее введение в эксплуaтацию.

251

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

(ANALYSIS OF NON-STATIONARY FLOODING EFFECTIVENESS IN WESTERN

SIBERIA

Романова М.Ю.

(научный руководитель - к.т.н., доцент Синцов И.А.) Тюменский государственный нефтегазовый университет

Внастоящее время в нашей странеболее 90% добычи нефти осуществляется методом заводнения. Наряду с большим расходом воды на добычу нефти заводнение дает низкие результаты при высокой неоднородности пластов и повышенной вязкости нефти. Снижение полноты охвата пластов заводнением приводит к тому, что все большее количество остаточных запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными.

Одним из эффективных и недорогих способов увеличения коэффициента охвата и сокращения удельных расходов воды на добычу нефти является метод циклического (нестационарного) заводнения.

Вданной работе оценивается чистый эффект от нестационарного заводнения (НЗ) без дополнительных воздействий. Для определения данного эффекта в программе «TempestMore» была построена гидродинамическая модель, схожая по строению и фильтрационноемкостным свойствам (ФЕС) с коллекторами Западной Сибири (юрские отложения), при этом была рассмотрена только послойная неоднородность. Рассмотрены различные варианты применения технологии НЗ, основанные на особенностях геолого-физических свойств коллектора, а также условиях проведения данного метода.

Результаты расчетов показали, что только по одному из вариантов на поздней стадии разработки достигается незначительный прирост добычи нефти (85 т) по сравнению с обычным заводнением. По всем остальным вариантам наблюдается отрицательный эффект, уменьшение добычи нефти по сравнению с базовым вариантом. Для более точной оценки влияния степени выработки запасов на эффект нестационарного воздействия, данное мероприятие было проведено на более ранней стадии, через 5 лет от начала разработки при обводненности 78%. Прирост нефти был достигнут также только по одному варианту, однако эффект был существенно выше и составил 460 т. Таким образом, нестационарное заводнение в чистом виде без проведения дополнительных мероприятий может характеризоваться как положительным, так и отрицательным эффектом, что говорит о необходимости тщательного подбора вида НЗ. Также доказано, что на ранних стадиях разработки эффективность НЗ выше.

252

ИССЛЕДОВАНИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИКОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ОТ ШЛАМА ПРИ БУРЕНИИ МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН.

(RESEARCH AND IMPROVEMENT OF TECHNICAL AND TECHNOLOGICAL SOLUTIONS TO IMPROVE THE CLEANING OF THE BOTTOMHOHE ZONE FROM CUTTING DURING THE DRILLING OF MULTILATERAL WELLS)

Рузиева А.В.

(научный руководитель - к.т.н., доцент Зозуля Н.Е.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте

Одним из наиболее важных вопросов в практике строительства скважины является проблема транспортирования частиц выбуренной породы с забоя к устью, что приводит к непредвиденным событиям и непродуктивным затратам времени. Качественная транспортировка шлама на поверхность является важным фактором при бурении многозабойных скважин.

Для получения качественной оценки режимов течения и изучения гидродинамических процессов в кольцевом пространстве наклонных и горизонтальных скважин в ООО «ВНИИГАЗ» создан экспериментальный

гидродинамический стенд. Общее назначение стенда следующее: -экспериментальное изучение процессов гидротранспорта

выбуренной породы; - оценка удерживающей и несущей способности буровых растворов;

Экспериментальные работы при визуальном контроле позволят не только апробировать полученные ранее теоретические результаты, но установить новые закономерности.

Внастоящее время промышленностью выпускается большое количество устройств, которые позволяют улучшить и ускорить очистку. Всё множество выпускаемых устройств можно разделить на несколько типов: циркуляционные переводники, приводимые в действие при помощи сбрасываемых шаров и выполненные на базе толстостенных бурильных труб; лопастные элементы, которые взаимодействуют со шламовой подушкой, поднимая скопившийся шлам в область повышенных скоростей потока.

Вработе рассмотрены следующие устройства: буровой клапан «Well Commander» производство компании Mi-Swaco, усовершенствованная бурильная труба «Hydroclean» компании Vam Drilling.

Данный технологический подход может позволить повысить качество очистки ствола скважины направленных, многозабойных скважин со сверхбольшими отходами от вертикали и рекомендован в применении в сложных геолого-технических условиях Узбекистана.

253

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ ГАЗОГИДРАТНОГО ПЛАСТА ЧАСТИЧНО НАСЫЩЕННОГО ГАЗОМ

(THEORETICAL FOUNDATION OF THE EXPLOITATION OF GAS HYDRATE RESERVOIR PARTIALLY SATURATED GAS)

Русинов А.А., Чиглинцева А.С.

(научный руководитель - профессор Шагапов В.Ш.) Бирский филиал Башкирского государственного университета

Согласно геологическим данным известно, что достаточно большие объемы газов сосредоточены в составе гидратов, залегающих как в недрах Земли, так и на дне Мирового океана. Поэтому в современном мире остро стоит проблема, как в освоении таких источников энергии, так и хранении больших объемов газа в гидратном состоянии. Одной из перспективных технологий утилизации газа является хранение его в газогидратном состоянии. Так в естественных условиях, например в подземных залежах, можно создать хранилища, в которых будет законсервирован газ достаточно больших объемов, чем в резервуарах с «чистым» газом. Поэтому в настоящее время значительный интерес представляют исследования по проблемам, касающихся возможного создания различных технологий связанных с процессами консервации газа в гидратное состояние и последующего его извлечения из таких резервуаров.

В работе построена теоретическая модель газогидратного пласта, представляющего собой своеобразный природный химический реактор, и проанализирована принципиальная возможность полного извлечения газа, находящегося в составе гидрата, за счет тепловых резервов самих пластов

иокружающих его горных пород. Изучено влияние толщины пластов и параметров, определяющих его исходное состояние (температура, давление, гидратонасыщенность) на эволюцию газогидратного пласта.

Установлено, что для пластов толщиной несколько десятков метров, наиболее полный отбор газа, включая долю, входящую в состав гидрата, без подвода внешних энергетических источников можно осуществить за время порядка полсотни лет. При циклическом режиме эксплуатации, когда активное извлечение газа чередуется последующей консервацией гидратной залежи, за счет надлежащего подбора периода элементов цикла

иинтенсивности отбора, можно сократить общее время разработки газогидратной залежи на десятки лет.

254

ВЛИЯНИЕ ВВОДИМЫХ МИНЕРАЛЬНЫХ ДОБАВОК НА ПРОЧНОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ

(INFLUENCE OF MINERAL ADDITIVES ON THE STRENGTH OF

THE CEMENT STONE)

Куницких А.А., Русинов Д.Ю. (научный руководитель - профессор Крысин Н.И.)

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Современные требования к надежности и прочности конструкции скважины обуславливают необходимость развития технологий и материалов для ее строительства. Не малую роль в надежности конструкции скважины играет цементное кольцо, расположенное за обсадной колонной. В процессе заключительных работ по сооружению скважины и ее эксплуатации крепь воспринимает значительные нагрузки, носящие постоянный, периодичный и кратковременный характер.

Состояние цементного кольца за обсадной колонной напрямую влияет на герметичность разобщения продуктивных и водоносных горизонтов между собой и изоляцию обсадных колонн от негативного влияния пластовых флюидов. Соответственно разрушение тампонажного камня приводит к возникновению межколонных давлений, появлению грифонов, межпластовым перетокам и преждевременному обводнению пласта.

Для исключения возникновения данных проблем к цементному камню предъявляется ряд требований. Тампонажный камень должен обладать, вопервых, низкой проницаемостью, во-вторых, хорошей адгезией к горным породам и обсадной колонне, в-третьих, высокими прочностными показателями.

На проницаемость и прочностные параметры тампонажного камня влияют как характеристики самого цемента (минералогический состав клинкера, гранулометрический состав портландцемента), так и условия, в которых происходит гидратация и твердение образцов.

Наиболее перспективным направлением повышения прочности цементного камня, удовлетворяющим условиям и технологиям цементирования нефтяных и газовых скважин является ввод в

тампонажную смесь ультрадисперсных минеральных добавок. Тонкомолотые минеральные добавки-уплотнители могут активно участвовать в процессах структурообразования и заполнять пространство между частицами цемента, уплотняя тем самым его структуру. Кроме добавок-уплотнителей по гранулометрическому составу выделяют добавки-разбавители и добавки-наполнители. Для получения максимальной прочности тампонажного камня в цементе должны присутствовать добавки различного гранулометрического состава.

255

ПРИМЕНЕНИЕ ОПТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

(APPLICATION OF OPTICAL METHODS TO MONITOR

EFFECTIVENESS OF FRACTURING)

Рыбаков А.А.

(научный руководитель - д.т.н., профессор Гуськова И.А.) Альметьевский государственный нефтяной институт

Одной из основных проблем разработки нефтяных месторождений на поздней стадии разработки является мониторинг выработки остаточных запасов нефти. Для более полной выработки остаточных запасов необходимы оценка качества вовлекаемых в разработку запасов нефти и выбор на её основе технологии нефтеизвлечения, полностью соответствующей геолого-промысловым условиям и требованиям конкретного объекта. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – мощное средство воздействия на пласт, которое проявляется не только в интенсификации добычи, но и в существенном повышении текущей и конечной нефтеотдачи пласта, за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков с непреобразованными запасами нефти. ГРП не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях существенно расширяет эту зону, приобщив к выработке слабодренируемые участки и прослои пласта, и, следовательно, позволяет достичь более высокой конечной нефтеотдачи (увеличение КИН), то есть увеличить не только коэффициент вытеснения (kвыт), но и коэффициент охвата (kохв). Для оценки эффективности ГРП немаловажное значение имеет определение качества вовлекаемых запасов по объекту в целом и отдельно по каждой скважине. Предложена методика комплексного анализа технологических характеристик работы скважин, изменения физических свойств нефти и коэффициента светопоглощения для оценки характера направления преимущественного воздействия технологии ГРП при извлечении остаточных запасов нефти. Исследования проведены на добывающих скважинах НГДУ «Азнакаевскнефть» и «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». В результате проведенных лабораторных исследований по данной методике установлена корреляционная зависимость между коэффициентом светопоглощения, технологическими показателями работы скважины, физическими свойствами и компонентным составом нефти. Данное предложенное комплексное исследование на основе спектрофотометрии позволяет не только оценить качество вовлекаемых в разработку запасов в результате проведения гидравлического разрыва пласта, но и определить направленность ГРП, как метода увеличения нефтеизвлечения или как метода интенсификации.

256

ПРИМЕНЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА РАЗЛИЧНЫХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(HORIZONTAL WELLS ARE USED AT DIFFERENT STAGES OF DEVELOPMENT OF А GAS CONDENSATE DEPOSIT)

Рябова Л.А.

Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте

Всвязи с ухудшением фильтрационно-емкостных свойств пластовколлекторов на сегодняшний день инженеры активно ищут пути увеличения интенсификации притока углеводородных продуктов к забою скважины. Наиболее эффективным и менее пагубно влияющим способом на экологию является бурение горизонтальных скважин или производить зарезку боковых стволов на старых и обводнённых месторождениях углеводородов.

Хотя горизонтальные скважины по цене их строительства в несколько раз дороже вертикальных скважин, всё-таки это окупается, тем, что каждая последующая горизонтальная скважина стоит дешевле предыдущей и капитал, который мы вложим (потратим) на строительство горизонтальных скважин, обязательным образом окупается значительным увеличением запасов углеводорода по отдельным месторождениям.

Многие предприятия придерживаются консервативных взглядов и бояться рисковать, но по истечению немногих лет наступит тот момент, когда, или ничего не добываем из недр или мы рискуем и отрабатываем свой пласт на ещё несколько млн. куб. метров запасов углеводорода.

Вработе проведён анализ и сравнение показателей разработки газоконденсатного месторождения на территории Узбекистана. Было предложено три варианта разработки: 1) до полного истощения залежи эксплуатируем месторождение системой вертикальных скважин; 2) с 2012 года осуществляем зарезку боковых стволов на скважинах с низкой продуктивностью; 3) смоделировали данное месторождение системой горизонтальных скважин со второго года его эксплуатации.

Оптимальным вариантом разработки газоконденсатного месторождения оказался тот, в котором залежь отрабатывается системой горизонтальных скважин на начальной стадии разработки. Это объясняется тем, что залежь охватывается большей областью дренирования и меньшей металлоемкостью наземного оборудования в ходе эксплуатации скважин. Экономически выходит также выгодней, чем осуществлять зарезку боковых стволов в залежи, которая отдала 72% своих запасов.

И так как за последние годы крупных месторождений открыто не много, предлагаю разрабатывать новые месторождения и производить их эксплуатацию системой горизонтальных скважин изначально.

257

МЕТОДИКА МОДЕЛИРОВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

(THE METHODOLOGY OF FRACTURED RESERVOIRS MODELING)

Савранская Т.П.

(научный руководитель - профессор Белкина В.А.) Тюменский государственный нефтегазовый университет

Оценка запасов и прогнозирование эффективности разработки являются сложными многовариантными задачами. Решение которых основывается на построении геологических и гидродинамических моделей.

Западная Сибирь — один из самых крупных осадочных бассейнов мира. Его запасы составляют до 70% доказанных запасов нефти России. Однако к настоящему времени в пределах бассейна практически не осталось месторождений с традиционными терригенными коллекторами, которые не введены в разработку. Многие нефтяные месторождения Западной Сибири характеризуются ускоренным темпом обводнения добывающих скважин. Это связано с высокой неоднородностью пластов, которая часто не выявляется методами стандартного каротажа. Данные факторы дают основание предполагать, что такое поведение коллекторов присуще пластам с развитой системой трещин. Однако, для того, чтобы рассматривать резервуар, непосредственно как трещиноватый, необходимо подтвердить наличие сети трещин, а также основные свойства их параметров, влияющие на эффективность разработки.

В данной работе наиболее подробно рассмотрен метод гидродинамических исследований скважин. Ценность данного метода заключается в возможности получения характеристики параметров пласта, а также характеристики продуктивности скважины.

Очевидно, что на эффективность разработки естественно - трещиноватых коллекторов влияет сложность получения количественной информации (длина, открытость, проводимость трещин, плотность сети трещин и т.д.). С целью сокращения неточностей приведенных выше параметров, выполнено моделирование дискретной сети трещин. Для оценки результатов моделирования использовался метод ГДИС, а именно диагностический график кривой восстановления давления.

предполагающая, наличие в коллекторе двух сред, отличных по пористости и проницаемости.

Как результат интерпретации построенных моделей, выделены наиболее влияющие параметры трещиноватых коллекторов на изменение графика КВД.

258