Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

МОДЕЛИРОВАНИЕ МНОГОФАЗНЫХ ТЕЧЕНИЙ В ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИНАХ

(MODELING OF MULTIPHASE FLOWS IN GAS-CONDESATE

WELLS)

Хисматуллина Л. Г.

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

Одной из основных задач управления разработкой газовых и газоконденсатных месторождений является назначение оптимальных технологических режимов работы скважин. Увеличение отборов газа в осенне-зимний период, особенно в период пиковых нагрузок, приводит к значительному увеличению дебитов эксплуатационных скважин и вместе с тем к возрастанию температуры добываемого газа. В таком случае система подготовки газа испытывает двойные нагрузки: с одной стороны – это естественное снижение давления в системе сбора скважинной продукции, с другой – возрастание устьевых температур, что, например, при использовании в технологии низкотемпературной сепарации отрицательно сказывается на процессе подготовки газа, поскольку требует дополнительных потерь давления для выполнения нормативов транспортировки газа по точке росы (СТО Газпром 089-2010).

Для повышения качества прогноза технологических параметров работы скважин необходимо совершенствование существующих методик расчета устьевых параметров работы с учетом особенностей движения многофазного потока от забоя к устью, реальной геометрии ствола скважин, а также интенсивного теплообмена газожидкостного потока с окружающей породой.

299

ВЛИЯНИЕ ПРОЧНОСТНЫХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД НА УСТОЙЧИВОСТЬ СТЕНОК СКВАЖИН

(INFLUENCE OF STRENGTH PROPERTIES OF ROCKS ON

WELLBORE STABILITY)

Хлопцов Д.В.

(научный руководитель - профессор, д.т.н. Казарян В.А.) Горный Институт НИТУ «МИСиС»

Одной из важнейших геомеханических задач, решаемых при добыче и подземном хранении газа, является прогноз и обеспечение устойчивости скважин.

Данная задача возникает уже на стадии бурения скважин, которое сопровождается перераспределением напряжений в прискважинном массиве, процессами деформирования и разрушения стенок скважин и прилегающих пород.

Вработе выполнен анализ условий формирования критических состояний прискважинного породного массива. При анализе использована расчётная схема в дополнительных напряжениях, обусловленных сооружением скважин, и условие прочности в инвариантах дополнительного напряжённого состояния, учитывающее среднее главное напряжение.

Врезультате анализа установлено, что учёт среднего главного напряжения приводит к заметному увеличению прогнозной устойчивости скважин по сравнению с традиционным условием прочности КулонаМора.

Предложены аналитические и графические зависимости для выбора удельного веса бурового раствора, обеспечивающего устойчивость стенок скважин, исходя из прочностных параметров вмещающих горных пород.

300

КОМПЛЕКС НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ДОБЫЧЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

(COMPLEX OF SCIENTIFIC AND TECHNICAL SOLUTIONS TO IMPROVE THE TECHNOLOGICAL AND AUXILIARY PROCESSES IN NATURAL GAS PRODUCTION)

Хлызов П.А.

ОАО «Севернефтегазпром»

ВОАО «Севернефтегазпром» ведется работа по реконструкции и техническому перевооружению объектов, направленная на повышение эффективности технологических процессов подготовки газа.

Впроцессе эксплуатации блоков огневой регенерации ГП 2054.03 поз. 30БР–1-1;2 производства ОАО «Курганхиммаш» были выявлены недостатки по бесперебойному обеспечению горелок газом с существенным превышением расхода газа от установленных норм, а также при сбое розжига одной из горелок, образование взрывоопасной смеси.

Работы производились в пять этапов.

Мероприятия первого этапа были направлены на разделение общего трубопровода на две линии подачи топливного газа.

На втором этапе была произведена замена горелок фирмы ОАО «Промгаз» ПГ-М/70 (0,7 МВт) на более мощные автоматизированные производства компании «Weishaupt» (0,95 МВт).

Реализован единый алгоритм автоматического управления интеллектуальными модулями БОР с режимом «Холодный старт», который позволяет производить плавный прогрев блока огневой регенерации до 1500С, также реализована задача «Стабилизации процесса регенерации гликоля» с обеспечением температуры ТЭГа в испарителе (2600х16 мм), достаточной для достижения заданной концентрации регенерированного гликоля при управлении мощностью горелок.

На третьем этапе были разделены топочно-дымовые тракты испарителя БОР с монтажом центральных перегородок, и произвели замену поворотных и дымовых камер.

Для обеспечения дополнительной продувки топочных камер испарителя перед розжигом горелок и при плановом или аварийном останове БОР произвели установку автономных вентиляторов для каждой камеры.

Для исключения разрушения БОР при возможном образовании и возгорании взрывоопасной смеси в топочно-дымовых камерах смонтировали взрывные клапаны Ду 450 на боковых стенках передней дымовой поворотной камеры.

Реконструкция блоков огневой регенерации позволила достичь максимально безопасных условий производства и повышения надежности работы установки регенерации триэтиленгликоля.

301

ИССЛЕДОВАНИЕ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ В КОМПЛЕКСНОЙ СИСТЕМЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ИНГИБИТОРОВ

(INVESTIGATION ON THE SCALING PREVENTION IN THE COMPLEX SYSTEM OF OIL FIELD DEVELOPMENT USING THE INHIBITORS)

Хормали Азизоллах (научный руководитель - доцент Петраков Д.Г.)

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Образование и отложение неорганических солей на нефтяных залежах и в скважинном оборудовании является одной из основных эксплуатационных проблем при добыче нефти. В работе, проводится анализ прогнозирования методик выпадения карбоната кальция, в сложных системах нефтяных месторождений. Данные системы, обуславливаются необходимостью поддержания пластового давления с наличие ингибиторов парафина, асфальтена и деэмульгатора. При закачке используемой жидкости для поддержания пластового давления, существует вероятность выпадения неорганических солей, включая карбоната кальция, если жидкость перенасыщена очень высоким кальцием, карбонатом или бикарбонатом. При исследовании вероятности образования осложнения, в качестве критерия оценки, используется индекс насыщения через измерение концентрации ионов при смещении пластовой и закачиваемой вод. В жидкости (морская вода), используемой в качестве реагента поддержания пластового давления, имеется тенденция увеличения количественного значения ионами, являющимися побочными продуктами испарения воды. Прогнозирование выпадения карбоната кальция основано на процессах, способствующих образованию осажденного твёрдого вещества. В работе, особенности кинетики кристаллизации карбоната кальция были исследованы на пробах перенасыщенных растворов, в ходе экспериментальных работ были получены синергетические эффекты при смешении некоторых ингибиторов. Это позволило выявить, что деэмульгатор снижает эффективность ингибиторов солеотложения, при этом с увеличением дозировки деэмульгатора, эффективность снижается более интенсивно. Использование смеси ингибиторов является более эффективным по сравнению с применением одного ингибитора для предотвращения образования карбоната кальция. С помощью моделей жидкости, можно оптимизировать основные эксплуатационные характеристики эксплуатации залежи, такие как отношение закачиваемой воды к пластовой воде, поверхностное давление, и отбор закачиваемой воды. Результаты экспериментов позволяют сделать вывод об эффективной защите коллекторов нефти и оборудования.

302

БУРЕНИЕ НА ДЕПРЕССИИ

(UNDERBALANCED DRILLING)

Храбров В. А., Хисамов Д. Ф. (научный руководитель - доцент Балицкий В. П.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Внастоящее время существует 3 вида бурения: традиционное бурение, при котором давление на забое превышает пластовое давление; бурение при равновесии пластового и забойного давлений; и бурение на депрессии, когда давление промывочной жидкости в скважине меньше пластового давления. Технология бурения на депрессии не является такой уж новой. Возрождение бурения на депрессии в последнее время было вызвано необходимостью повысить качество бурения.

Существует много способов для достижения условий депрессии в бурении. Наиболее часто применяемый – это использование бурового раствора с плотностью, обеспечивающей гидростатическое давление в скважине меньше, чем давление в пласте.

При бурении на депрессии скорость проходки по сравнению с бурением традиционным способом выше. Так же при бурении на депрессии увеличивается проходка на долото, так как на разбуриваемую породу не действуют уплотняющие силы. Это снижает её крепость и уменьшает затрачиваемую на её разрушение работу. При бурении на депрессии увеличивается время работы долота до его износа, уменьшаются потери бурового раствора в скважине, и снижается вероятность дифференциального прихвата.

Какие же недостатки бурения на депрессии? В процессе бурения может возникать неустойчивость стенок скважины. Другими недостатками бурения в условиях депрессии являются: сложность самого процесса, слишком большой приток углеводородов, ухудшается очистка забоя от шлама.

Вцелом, объемы применения данной технологии в общем объеме буровых работ постепенно возрастают. Увеличение затрат на строительство скважин с применением технологии вскрытия продуктивных пластов на депрессии на 30% компенсируется 2-Зх кратным приростом добычи нефти и сокращает срок окупаемости примерно в два раза.

303

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН БОЛЬШОЙ ПРОТЯЖЕННОСТИ ПРИ МАЛЫХ ГЛУБИНАХ ЗАЛЕГАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

(DEVELOPMENT OF EXTENDED REACH DRILLING TECHNOLOGY

FOR SHALLOW PAYS)

Цукренко М.С.

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

Проектируемые траектории скважин представляют собой, как правило, различные комбинации отрезков прямых линий гладко сопрягаемых с дугами окружностей различных диаметров. Следствием этого является кусочно-плоский характер проектируемого профиля. Большое количество запатентованных профилей скважин отличаются друг от друга только последовательностью чередования линейных и круговых участков. В точках сопряжения прямолинейных и криволинейных участков проектируемого профиля возникает скачек кривизны профиля, что приводит к износу колонны и различным аварийным ситуациям.

Работа содержит анализ принципиально новых математических подходов и моделей, необходимых при проектировании и управлении бурением скважин. Созданная, на основе предлагаемой в литературе теории, математическая модель позволяет, используя в качестве входных параметров экспериментальные (промысловые) данные геометрического характера (набор углов и измеренные глубины), получать на выходе рекомендации по проектируемому профилю скважины.

По результатам анализа выделены основные свойства клотоиды, определены основные комбинации профиля с использованием клотоиды как переходной кривой на криволинейных участках проектируемого профиля с большими отходами от вертикали и малой глубиной залегания продуктивного пласта. Проведен начальный этап сравнения традиционного профиля с профилем с использованием клотоиды.

В работе предложено использовать профиль с биклотоидой, как эффективное решение при строительстве скважин с большими интенсивностями набора кривизны и зенитными углами. Биклотоида позволяет расширить выбор возможных профилей для малых глубин залегания продуктивного пласта. Изгибающий момент плавно изменяется по всей длине искривленного участка, положительно сказывается на снижении интенсивности желобообразования. Применение клотоиды позволит увеличить срок службы бурового инструмента и снизит аварийность бурения.

304

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

(COMPLITION DRILLING FLUIDS)

Чанышев А.Ф.

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

Вработе рассматриваются буровые растворы для качественного вскрытия продуктивного пласта. Буровые растворы обеспечивают дальнейший дебит и рентабельность скважины. В жизненном цикле скважины одним из основных направлений повышения продуктивности скважин и увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) является обеспечение сохранности фильтрационно-емкостных свойств пласта в процессе строительства скважин и прежде всего при первичном вскрытии продуктивных пластов.

При вскрытии продуктивного пласта происходит кольматация приствольной части пласта твердой фазой жидкости заканчивания; проницаемая зона блокируется фильтратом бурового и цементного растворов; происходит физико-химическое взаимодействие фильтрата с пластовым флюидом и породообразующими минералами пласта и т.д. Таким образом, продуктивный пласт загрязняется как при первичном вскрытии, так и при последующем цементировании, перфорации обсадной колонны и освоении. Поэтому повышение качества вскрытия продуктивных пластов является наиболее важной задачей заканчивания скважин.

Внастоящее время при вскрытии пластов с коэффициентом аномальности 0,85-1,20 в России используют следующие системы:

«ФлоПро Эн-Ти», «ФлоТру», «Мегадрилл» (компания «Эм-Ай Свако»);

«Барадрил-Эн», «Квикдрил» (компания «Бароид»);

«Макс-Флоу» (ООО «Акрос»);

«ИКАРБ» (ЗАО «ИКФ Сервис»).

В работе дается краткий анализ систем и их успешное применение на месторождениях России. Также рассматриваются факторы, влияние которых определяет успешность заканчивания скважин с максимальным сохранением коллекторских свойств.

305

ТРЕХМЕРНАЯ ВИЗУАЛИЗАЦИЯ ОСОБЕННОСТЕЙ ТЕРМОШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ ЯРЕГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(THREE-DIMENSIONAL VISUALIZATION FEATURES OF THERMOMINE DEVELOPMENT THE YAREGSKOYE FIELD)

Чепиль Р. С., Сердюков Н.И.

(научный руководитель - к. т. н., доцент Кулешов В.Е.) Ухтинский государственный технический университет

Вданной статье демонстрируется пошаговое создание визуализации геологического строения и систем разработки Ярегского месторождения выполненного в video формате. Конечный продукт может существенно ускорить понимание изучаемого объекта студентов нефтегазового дела в ходе обучения и использоваться в процессе подготовки, переподготовки кадров непосредственно на производстве.

Трехмерная визуализация термошахтной разработки Ярегского месторождения, является продолжением работы по отображению особенностей геологического строения начатой в 2013 году и наглядно отображает системы разработки на естественном режиме истощения пластовой энергии и с паротепловым воздействием на пласт. Визуализация отображает пошаговую эксплуатацию отдельно взятого блока, выделенного на схеме расположения разрабатываемых площадей и горных выработок.

Ярегское нефтетитановое месторождение единственное в нашей стране разрабатываемое термошахтным способом в промышленных масштабах, поэтому оно требует особого внимания. Месторождение разрабатывалось как на естественном режиме истощения пластовой энергии, так и с применением паротеплового воздействия на пласт. За период эксплуатации месторождения было применено 12 систем разработки, эксплуатация месторождения велась как с поверхности вертикальными и горизонтальными скважинами, так и с туфитового горизонта и продуктивного пласта шахтными, термошахтными способами.

Вконечном продукте, выполненном в video формате, отображены особенности геологического строения, смена напластования пластов слогающих месторождение, сводный стратиграфический разрез, схема горных выработок, горные породы слагающие месторождение, одноименные системы разработки, применяемые на месторождении.

Использование работ подобного рода в процессе подготовки и переподготовки кадров на предприятии и обучения студентов является принципиально новым подходом. Такой подход (визуализация) позволит более наглядно представить рассматриваемый объект и повысить качество образовательного процесса, поскольку в ходе просмотра наглядно демонстрируются особенности изучаемого объекта.

306

АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП НА КЫРТАЕЛЬСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

(THE ANALYSIS OF TECHNOLOGICAL

THE EFFICIENCY OF HYDRAULIC FRACTURING ON CARTELISM

FIELD)

Чепиль Р. С.

(научный руководитель - к. т. н., доцент Кулешов В.Е.) Ухтинский государственный технический университет

За период 2008-2011гг на месторождениях южной группы ТиманоПечорской провинции было подвергнуто обработке по технологии ГРП 153 скважина, кроме того, в течение. Однако, подбор параметров скважин (выбор интервалов пласта для обработки, объёмы жидкости разрыва, массы закачиваемого пропанта, моделирование дизайнов процесса ГРП) осуществляется на примере комплексных анализов ГРП месторождений Западной Сибири, геологическое строение которых существенно отличается от строения месторождений южной группы. Актуальность работы заключается в проведении всестороннего анализа ГРП, выполненных на Кыртаельском месторождении недроаользователем которого является ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз».

Целью является выявление комплекса факторов, влияющих на величину и продолжительность приростов нефти на скважинах после проведения ГРП.

В ходе выполнения анализа обработке подверглись 12 скважин, на которых в 2012 году проводился гидравлический разрыв пласта. Эффективность проведения ГРП определяется: геологическими факторами, технологическими факторами, состоянием разработки участка. Поэтому были построены зависимость дебита нефти после проведения ГРП от коэффициента песчанистости, коэффициента расчленённости, коэффициента нефтенасыщения, коэффициента продуктивности до ГРП, обводнённости продукции до ГРП, объёма жидкости разрыва, массы пропанта в пласте, максимального давления закачки, закреплённой длины трещины, закреплённой высоты трещины, зависимость дебита нефти, после проведения гидравлического разрыва пласта от удельной массы пропанта. Исходя из построенных зависимостей были выявлены геологические и технологические факторы от которых зависит результативность проведения мероприятия ГРП.

307

ПЕРВЫЙ ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРОТИВОПЕСОЧНЫХ ФИЛЬТРОВ НА УСТЬЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

(THE FIRST DOMESTIC EXPERIENCE USING ANTI-SAND

FILTERS AT THE WELLHEAD)

Червяков М.В., Плосков А.А., Мартынов В.М. (научный руководитель - к.т.н. Дикамов Д.В.)

ООО «Газпром добыча Надым»

Месторождение Медвежье находится на завершающем этапе разработки. Работа скважин осложняется из-за разрушения призабойной зоны продуктивного пласта и выносом песка к устью. В 2008 году впервые в России на газовых скважинах №722 и № 814 Медвежьего НГКМ были установлены противопесочные фильтры, позволившие в процессе длительной эксплуатации скважин в режиме реального времени контролировать интенсивность выноса песка и механических примесей из скважины по величине изменения разности давлений. Фильтры используются непрерывно уже более 8 лет.

В данной работе рассмотрен опыт использования противопесочных фильтров со сменными фильтрующими элементами, установленными на трубопроводах от центральной лифтовой колонны и межтрубного кольцевого пространства в составе автономного устьевого автоматизированного управляющего комплекса для эксплуатации скважин сеноманской залежи по технологии концентрических лифтовых колонн (далее – комплекс). Фильтры предназначены для предотвращения аварийных ситуаций, связанных с эрозией оборудования комплекса: расходомеров с сужающими устройствами типа труб Вентури, регулирующих клапанов с электропневматическим приводом и запорной арматуры. Контроль за состоянием фильтров осуществлялся путем непрерывного автоматического измерения разности давлений на входе и выходе из корпуса фильтра. При увеличении разности давлений до уровня 0,05-0,07 МПа корпус фильтра отключали от технологического трубопровода и производили очистку картриджа от механических примесей (песка). В процессе работы фильтр периодически, по мере необходимости, освобождают от скопления песка путем замены картриджа или продувки фильтров. Длительность процедуры замены или продувки фильтра не превышает 20 минут. Очистку загрязненного фильтра, извлеченного из корпуса фильтрующего элемента (картриджа), проводят промывкой чистой водой. Периодичность очистки картриджа составляет от 5 до 30 дней. Использование фильтров полностью исключило абразивный износ регулирующего клапана и позволило в течение длительного времени надежно управлять работой скважины в автоматическом режиме.

308