Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ЭКСТРАКЦИИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ С ПОМОЩЬЮ СВЕРХКРИТИЧЕСКОЙ ФЛЮИДНОЙ ТЕХНОЛОГИИ

(THE INVESTIGATION OF HARD-TO-RECOVERY HYDROCARBONS DEPOSITS EXTRACTION FROM POROUS MEDIA BY SUPERCRITICAL FLUID TECHNOLOGY)

Филенко Д.Г.

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

В настоящее время наблюдается ярко выраженная тенденция к снижению объемов извлекаемых запасов нефти, в связи с чем проблема исследования и разработки новых, экологически безопасных, энергоресурсосберегающих технологий добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов из различных пористых сред становится для России все более актуальной. Это связано с тем, что в общей структуре сырьевой базы роль этого вида запасов постоянно возрастает. Анализ состояния сырьевой базы России свидетельствует, что решать проблему ее воспроизводства только за счет разработки новых месторождений в труднодоступных районах практически невозможно. Однако в нашей стране около 60% разведанных запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами, эффективность разработки которых традиционными методами невысока.

По результатам проведенного анализа новых технологий повышения нефтеотдачи пластов был выделен метод сверхкритической флюидной экстракции как наиболее перспективный, объединяющий в себе преимущества различных технологий.

Сверхкритическая флюидная экстракция – технологический процесс, основанный на уникальных свойствах вытесняющих агентов, которые они проявляют в сверхкритическом состоянии. В критической точке и выше нее в системе рабочего агента проявляются резкие аномалии термодинамических и транспортных свойств. Созданная уникальная экспериментальная база позволяет исследовать и моделировать процессы извлечения и вытеснения трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья из различных твердых пористых сред в широком диапазоне параметров состояния, включая и критическую область, с использованием различных вытесняющих агентов.

Проведены эксперименты по вытеснению углеводородов из модели пласта в интервале температур 20–100 °С и давлений 5–25 МПа, а также разработана математическая модель процесса сверхкритической экстракции углеводородов. Полученные экспериментальные результаты свидетельствуют о высокой эффективности экстракции углеводородного сырья сверхкритическим диоксидом углерода.

289

РАЗРАБОТКА ЛАБОРАТОРНО-МОДЕЛИРУЮЩЕГО КОМПЛЕКСА ПО ДИСЦИПЛИНЕ «СБОР И ПЕРЕРАБОТКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

(THE DEVELOPMENT OF LABORATORY-MODELING COMPLEX ON DISCIPLINE "COLLECTION AND PROCESSING OF WELL PRODUCTION GAS FIELDS AND GAS CONDENSATE FIELDS")

Филиппов М.А.

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

Для повышения собственной конкурентоспособности современный выпускник должен иметь как хорошие теоретические знания по своей специальности, так и четкое представление о реальном производстве, установках и методиках, применяемых на практике. Оснащенность университета информационно-вычислительной техникой позволяет качественно осуществить переход к более интерактивному обучению, сочетая в себе лучшие стороны теории и практики. В работе предлагается к рассмотрению лабораторно-моделирующий комплекс по дисциплине «Сбор и переработка скважинной продукции газовых и газоконденсатных месторождений», разработанный с целью максимального освоения знаний процессов подготовки скважинной продукции студентами нефтегазовых специальностей.

Комплекс разработан на основе компьютерной техники кафедры и действующих лабораторных работ и состоит из двух основных частей: демонстрационной и тестовой. Демонстрационная часть содержит разработанные графические модели лабораторных стендов, которые детализировано отображают все протекаемые процессы (абсорбция, адсорбция, ректификация) в динамике. В тестовой части реализован входной, промежуточный(в демонстрационной части) и конечный контроль знаний. Конечным результатом является как и стационарная установка комплекса на базе кафедры, так и возможность его оперативного использования на других площадках, например в филиалах РГУ нефти и газ имени И.М. Губкина.

В обеих частях максимально усилена обучающая функция лабораторных работ. Студент самостоятельно управляет ходом опыта, устанавливает необходимые для успешного проведения параметры, перед ним представляется реальный вид существующих установок, выводится вспомогательная теоритическая информация и информация о применении изучаемых технологий на производстве. Как направление дальнейшего развития, рассмотрено создание моделей с использованием высокотехнологичных современных вычислительных программ.

290

МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕЧЕНИЯ ЖИДКОСТИ ВБЛИЗИ КАНАЛА ПЕРФОРАЦИИ

(SIMULATION OF THE FLUID FLOW AROUND

A ROCK PERFORATION)

Хабибрахманов М.М., Шепель К.Ю., (научный руководитель - д.т.н., профессор Исаев В.И.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

При вторичном и последующем вскрытии пласта кумулятивными перфораторами на течение флюида от пласта к скважине значительное влияние оказывает качество перфорации.

Проведено численное моделирование фильтрации однофазной жидкости в изотропной пористой среде в образцах вблизи одного и двух каналов перфорации методом конечных элементов в трехмерном пространстве.

Считалось что фильтрация во всех случаях происходит по закону Форхгеймера = ̅ + | |̅. Исходные данные были взяты из работ

[1, 2]. Результаты получены для песчаных и карбонатных образцов при разных скоростях фильтрации.

Рис. Зависимость относительной продуктивности J от безразмерной величины (отношение длины перфорационного канала Lp к длине образца горной породы Lc).

значения, через которые проведены линии.

Из рисунка видно, что относительная продуктивность каждого из образцов J изменяется по нелинейному закону. С нарастанием Lp/Lc увеличивается разность между относительными продуктивностями для образцов с двумя и одним каналом перфорации.

1.Ликутов А.Р., Шепель К.Ю., Исаев В.И., Сафарханова Л.И. Способ и модель вторичного вскрытия пласта перфорацией // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. – 2012. - №3. – С. 56 – 60.

2.Jamiolahmady, M., Danesh, A., Sohrabi, M., Duncan, D.B., 2006.

Flow around a rock perforation suurounded by crushed zone: Experiments vs. theory. Journal of Petroleum Science and Engineering 50, 102 – 114.

291

ВНЕДРЕНИЕ СИСТЕМ ПО УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО ГАЗА НА НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

(ASSOCIATED GAS UTILIZATION SYSTEMS IMPLEMENTATION IN

OIL FIELD)

Хабибуллин Р.А.

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

Рациональное использование попутного нефтяного газа (ПНГ) является актуальной задачей в российской нефтегазовой промышленности. Россия занимает ведущие позиции в мире не только по объемам добычи нефти, но и, к сожалению, по объемам сжигания ПНГ на факелах. Сжигание ПНГ наносит экологический ущерб окружающей среде, способствующий парниковому эффекту, вызывает необратимые процессы, связанные с ухудшением здоровья людей, проживающих в непосредственной близости к факельным хозяйствам. ПНГ является ценным химическим сырьем, которое можно рационально использовать на благо народного хозяйства страны. В настоящее время, среди крупнейших нефтегазовых компаний РФ, государственные требования по норме использования ПНГ - 95% выполняют только несколько компаний, т.е. проблема остра, особенно при проектировании инженерных систем сбора

иподготовки скважинной продукции на новых месторождениях.

Вработе представлен проект по обустройству нового нефтяного месторождения компании Газпром нефть, расположенного в Западной Сибири. Рассматриваются 2 схемы обустройства – базовая и оптимизированная. Оптимизированная схема предполагает внедрение различных способов утилизации ПНГ, что позволяет увеличить долю используемого газа до 95% а также снизить экономические затраты на

обустройство по сравнению с базовой схемой. Разработанная расчетноэкспериментальная модель сбора и транспорта скважинной продукции от устьев добывающих скважин до потенциальных потребителей, позволила спроектировать различные технологические условия по использованию ПНГ: водогазовое воздействие (ВГВ) на пласт; выработка электроэнергии; закачка ПНГ в подземное хранилище газа; снижение устьевых давлений за счет организации перекачки многофазных систем предвкюченными системами.

Результаты расчетов показали, что реализация предложенных технологий на рассматриваемом объекте, позволит достичь следующих показателей: увеличить коэффициент извлечения нефти на 12%; снизить энергопотребление при реализации процессов добычи, транспорта и поддержания пластового давления, в среднем на 20%; обеспечить запасы собственной электроэнергии на 80%, значительно снизить капитальные затраты.

292

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ С ПОМОЩЬЮ ЗАКАЧКИ ХИМИЧЕСКИ АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ

(MATHEMATICAL MODELING OF INTENSIFICATION PRODUCTION PROCESSES OF HARD-EXTRACTED RESERVES BY INJECTION CHEMICALLY ACTIVE SUBSTANCES)

Хавкин Б.А.

(научный руководитель - к.ф.-м.н. Кравченко М.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Добыча трудноизвлекаемых запасов является одной из самых актуальных проблем в разработке нефтяных и газовых месторождений.

Впоследнее время существенно ухудшилась структура остаточных извлекаемых запасов большинства месторождений нефтегазовой отрасли. Разработка этих запасов с помощью традиционных методов и технологий оказывается недостаточно эффективной. В связи с этим необходимы новые способы разработки таких месторождений, к которым, в частности, относятся физико-химические методы.

Вработе рассмотрены инновационные методы увеличения нефтеотдачи, основанные на применении: специальных многофункциональных химреагентов; материалов, обеспечивающих определенную управляемость кислотного воздействия на пласт; технологии термогазового воздействия.

При выборе химреагента использовался комплексный подход, основанный на физико-химических исследованиях характеристик основных свойств химреагентов и изменений их под действием геологических и технологических факторов пластовой среды.

Примером второго вида рассмотренных инновационных методов является технология кислотных обработок с применением самоотклоняющихся кислотных систем, содержащих специфические ПАВ.

Технология термогазового воздействия предусматривает закачку воздуха или водовоздушной смеси и предполагает формирование в дренируемой части залежи тепловой оторочки.

Вданной работе выполнен анализ указанных инновационных методов повышения нефтеотдачи и приведена их сравнительная характеристика. Кроме того, в работе также представлено моделирование соответствующих процессов, наблюдаемых при использовании приведенных методов.

Изложенные методики имеют практическую значимость и позволяют улучшить показатели добычи трудноизвлекаемых запасов нефтяных и газовых месторождений.

293

РАЗРАБОТКА АЗОТАНАПОЛНЕННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН В ИНТЕРВАЛАХ АНПД

(DEVELOPMENT OF NITROGEN FILLED PLUGGING SYSTEMS FOR CEMENTING IN THE ABNORMALLY LOW RESERVOIR PRESSURE (ALRP) INTERVALS)

Хакназаров С. А.

(научный руководитель - д.т.н., профессор Зозуля В.П.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте

Из сложившегося на сегодняшний день практического опыта цементирования обсадных колонн методом встречных заливок (или комбинированным способом цементирования) и применения рецептур облегченных тампонажных композиций, отмечаются следующие проблемы: недоподъем тампонажного раствора до устья, отсутствие цементного камня в зоне схождения первой и второй ступеней, значительный процент „отсутствия“ и „плохого“ сцепления цементного камня с колонной, наличие заколонных давлений и межколонных перетоков.

Указанные явления обусловлены:

—гидроразрывом пластов при встречном цементировании;

—использованием в качестве облегчающих добавок водо – и воздухововлекающих материалов (глинопорошок, вермикулит), полимерных и других добавок.

На нефтяных, газовых и газоконденсатных промыслах Узбекистана с каждым годом возрастают объемы бурения, постоянно увеличиваются глубины скважин, а также количество вводимых в разработку месторождений со сложными геологическими условиями. В большинстве случаев осложнения связаны с наличием в разрезе скважин пластов с аномальными давлениями. Цементирование таких скважин — очень ответственная операция в цикле их сооружения. Необходимым условием высококачественного их крепления и разобщения, особенно в условиях аномальных пластовых давлений, является правильно подобранный состав тампонажного раствора в сочетании технико-технологическим оборудованием. Пласты с низкими давлениями, склонные к поглощению цементного раствора, часто являются причинами недоподъема тампонажной композиции до расчетной высоты. Частичное поглощение цементного раствора продуктивными пластами приводит к созданию экранов с соответствующими последствиями при вызове притока. Тампонажные растворы наиболее интенсивно поглощаются при цементировании трещиноватых и кавернозных пород, а также пористых продуктивных пластов.

294

ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ, ВСКРЫВШЕЙ МНОГОПЛАСТОВУЮ ГАЗОВУЮ ЗАЛЕЖЬ

(VALIDATION OF HORIZONTAL WELL CONSTRUCTION AND

MULTI-HORIZONTAL FIELD COMPLETION)

Халилов А.А.

(научный руководитель - к.т.н. Котлярова Е.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Содержание работы заключается в обосновании вскрытия продуктивного интервала неоднородных пластов, не имеющихся гидродинамических связей между пропластками, горизонтальными скважинами ступенчатого профиля.

В настоящее время многие крупные месторождения севера Западной Сибири, такие как: Вынгапуровское, Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское, - разрабатываются уже более 30 лет и к настоящему времени сильно истощены, газоотдача по ним составляет 60-80 %.

Проблемы добычи газа на данных месторождениях сопровождается с падением пластового давления, подъема подошвенной воды и разрушения продуктивного коллектора (более 50 % скважин сеноманских залежей эксплуатируются с осложнениями). Эти проблемы характеризуются в большинство случаев не оптимальностью вскрытия неоднородных пластов с разными фильтрационно-емкостными свойствами, в которых отсутствует гидродинамическая связь между пропластками.

Актуальность. В силу этих причин в последнее время особенно активно обсуждаются перспективы извлечения из пласта низконапорного газа, запасы которого оцениваются на уровне 3-5 трлн.м3. Это станет возможным только за счет использования новых технико-технологических решений по эксплуатации скважин. Поэтому актуальной задачей является выработка единой, научно обоснованной методики эффективности и внедрение расширенной эксплуатации ступенчатых горизонтальных скважин предлагаемой в этой статье.

Цель работы. Повышение коэффициента газоотдачи сеноманских газовых месторождений на стадии падающей добычи за счет эксплуатации горизонтальных скважин ступенчатого профиля.

295

ВЛИЯНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ПАРАМЕТРОВ НА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ЗАРЕЗОК.

ТНЕ INFLUENCE OF VARIOUS PARAMETERS ON OUTPUT OF

HORIZONTAL SIDETRACKS.

Хамитова Е.Р.

(научный руководитель - профессор Алиев З.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина в г.Ташкенте

Исходные данные, использованные в статье, соответствуют параметрам реального газоконденсатного месторождения расположенного в непосредственной близости к крупно населенному пункту. Месторождение расположено в долине реки Урал, находится на поздней стадии разработки. Тип залежи - массивно-пластовый.

В данной статье приведены расчетные данные, по которым было определено влияние длины горизонтальной зарезки (300; 600; 900;1000 м); депрессии на пласт (10; 15; 20 атм); параметров анизотропии и асимметричности размещения горизонтального ствола (0,25h; 0,50h; 0,75h; 0,9h) с каждой длиной зарезки на производительность скважины.

Степень вскрытия полосообразного пласта горизонтальной скважиной существенно влияет на ее производительность и зависит от отношения длины пласта к длине фрагмента полосообразного пласта. Значительное увеличение производительности скважин происходит при повышении депрессии на пласт и с увеличением длины горизонтального ствола. С увеличением диаметра скважины ее производительность уменьшается, но не значительно. С уменьшением параметра асимметричности производительность уменьшается.

Максимальный дебит по скважине будет получен при длине горизонтального участка равной 900 м, депрессии на пласт - 20 атм и диаметре скважины - 0,152 м. Следует отметить, что дебит в случае восстановления в рассмотренной скважины бурением горизонтальной зарезки значительно увеличивается. Так как в скважине имеется столб жидкости, дебит увеличивается в среднем в 1,5 - 2 раза по сравнению с дебитом вертикальной скважины и только при длине горизонтального ствола не менее 600 м.

296

ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ ЮРСКИХ ГАЗОВ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УСТЮРТСКОГО РЕГИОНА

(CHEMICAL CONTENT OF JURASSIC GASES OF GAS-CONDENSATE DEPOSITS OF USTYURT REGION)

Хамитова Е.Р.

(научный руководитель - к.г.-м.н. Акрамова Н.М.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина в г.Ташкенте

В химическом составе газов из верхне- и среднеюрских отложений газоконденсатных месторождений юрских отложений Судочьего прогиба (Урга, Восточный Бердах, Сургиль, Шагырлык) количество метана

изменяется от 84,4% до 92,1%. На долю его гомологов C2+высшие приходится 6,8-12,9%, суммарное содержание пентана и гексана (С5+высшие) в большинстве случаев не превышает 0,4-1,0%. Для газов характерны

небольшие примеси неуглеводородных компонентов (гелия – 0,002- 0,005, азота – чаще 0,40-1,42, углекислого газа – 0,2-0,5, реже до 1,1, кислорода – 0,01-0,7). Сероводород практически отсутствует.

На Куаныш-Коскалинском валу в составе газов содержание метана колеблется от 64,1-68,3 (Куаныш, скв.1, 5, 6, нижняя юра) до 90,7-94,8% (Центральный Кушкаир, скв.1, средняя юра), гомологов метана от 1,17 % (Каракудук, скв. 1 оп, нижняя юра) до 27,9% (Куаныш, скв. 5, нижняя юра). В газах скважин Акчалака-2, 5, 11, 8 и Куаныш-1оп содержится значительное количество азота (6,6-10,2%).

В Косбулакском прогибе газы газоконденсатных залежей отличаются меньшим содержанием метана (67,2-76,2%). Им сопутствуют высокие концентрации азота (11,5-16,2%) и водорода (1,9%). Содержание углекислого газа составляет 0,1-0,4%, гелия - 0,01-0,02%. С глубиной в газах уменьшается количество гомологов метана.

На Шахпахтинской ступени газы из юрских отложений газового многопластового месторождения Шахпахты по сравнению с одновозрастными газами Куаныш-Коскалинского вала и Судочего прогиба более легкие.

Таким образом, в Судочьем прогибе (по классификации Старобинца И.С., 1986г.) газы – полужирные, низкоуглекислые и низкоазотные.

-в Куаныш-Коскалинском валу средне- и нижнеюрские газы - сухие, полужирные и жирные, углекислые и азотные.

-в Косбулакском прогибе (Западный Арал) среднеюрские газы - полужирные, низкоуглекислые, азотные и высокоазотные.

-на Шахпахтинской ступени (Шахпахты, Джел) газы - сухие, низкоуглекислые и азотные. По концентрации гелия исследованные газы относятся к низкогелионосным.

297

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВОГО РАСТВОРА

(NEW TECHNOLOGICAL SOLUTIONS FOR ELIMINATION

OF MUD-LESS)

Харитонов А.Д.

(научные руководители: доцент Нечаева О.А., доцент Живаева В.В.) Самарский государственный технический университет

Поглощение буровых растворов - осложнение процесса строительства скважины, приводящее к значительным затратам времени и материальных ресурсов [1]. Своевременное предупреждение или быстрое и эффективное устранение поглощений сэкономит много времени и средств при строительстве скважин. Поэтому вопросы, связанные с выбором методов борьбы с потерей циркуляции бурового раствора, остаются актуальными.

Для проведения расчётов поглощающего пласта и выбора возможных методов по борьбе с поглощениями бурового раствора на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» разработан программный продукт Insulating Compositions – Selection. Программа позволяет составлять и оценивать индикаторные диаграммы, определять тип коллектора в зоне поглощения и производить дальнейший расчет удельной приёмистости поглощающего горизонта.

На основе полученной информации и рассчитанных данных, предлагается методика ликвидации аварии и производится расчёт необходимого количества изолирующего материала.

Одним из возможных методов ликвидации поглощений является применение блокирующих материалов. В поисках новой рецептуры изолирующего вещества, направленного на борьбу с поглощениями бурового раствора, изначально было принято решение использовать в качестве основы гель-раствор, который был разработан ранее на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» [2]. В последствии были приготовлены новые композиции посредством корректировки их первоначальной рецептуры, экспериментальным путем подобраны наиболее эффективные концентрации всех реагентов в составе.

Далее выбранный состав был исследован на предмет динамики его структурообразования, определены интервалы схватывания, рассмотрено взаимодействие состава с пластовой водой.

Таким образом, полученный материал обладает гидроизоляционными свойствами и может быть рекомендован для борьбы с частичными и полными поглощениями бурового раствора в процессе строительства скважин.

Список литературы:

1.Калаянова О.А. Временная инструкция по ликвидации поглощений прибурении глубоких скважин в Восточной Сибири и Якутии//ВостСибНИИГГиМС, Иркутск, 1983. – С. 3-11.

2.Нечаева О.А. Обоснование и разработка многофункционального бурового раствора на основе синтезируемых гелей для строительства скважин// НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» ВНИИОЭНГ, №5, Москва, 2012. - С. 40-44.

298