Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015

АНАЛИЗ АДАПТИВНОСТИ МОДЕЛИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЛУБОКОВОДНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ЮЖНО-КИТАЙСКОМ МОРЕ

(ADAPTABILITY ANALYSIS OF THE DEEP WATER DEVELOPMENT

OF FIELDS LOCATED IN SOUTH CHINA SEA)

Чжэн Чжоу (научный руководитель - доцент Богатырева Е.В.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Южно-Китайское море богато ресурсами нефти и газа, из которых 70% расположены в глубоководных зонах. По данным Управления по информации в области энергетики (EIA), запасы Южно-Китайского моря могут составлять около 11,2 млрд. баррелей нефти и 190 трлн. куб. м газа. Что касается прогнозных ресурсов, то в отчете Геологического общества (USGS) за 2010 год указано 22 млрд. баррелей нефти и 290 трлн. куб. м газа. По прогнозу, в период 12-й пятилетки /2011-2015 гг./ Китай выделит 250 млрд. юаней (1 доллар США=6,3 юаня) на освоение морских нефтегазовых месторождений. Объем ежегодно добываемых Китаем нефти и газа со дна моря увеличится с 50 млн. т в настоящее время до 100-120 млн. т в 2015 г.

В последние годы продвинулись технологии КНР в подводном бурении. Первая глубоководная полупогружная буровая платформа шестого поколения "Хайян Шию-981" /"Морская нефть-981"/ была спроектирована и построена в Китае без участия других стран. К 22-го августа 2012 года уже было пробурено три скважины с помощью платформы "Хайян Шию-981", находящейся в блоке "Ливань" в ЮжноКитайском море, где глубина моря составляет около 2450 м.

В настоящее время, китайская техника дабычи в мелких водах уже достигла продвинутого уровня в мире, но в технике добычи в водах с глубиной 300-3000 м ещё существует большая разница с другими странами. Разработка глубоководных ресурсов нефти и газа сможет удовлетворить спрос быстрого развития экономики, решить проблему недостатка энергии в КНР и обеспечить энергетическую безопасность страны.

На основе изучения проектов эксплуатации некоторых глубоководных нефтегазовых месторождений, разрабатываемых разными странами, были проанализированы оптимальные инженерные модели эксплуатации глубоководных нефтегазовых месторождений в зависимости от особенностей, назначения и условий их использования. Также были учтены индивидуальные особенности морских условий и потенциальных нефтегазоносных структур. Итогом данной работы являются рекомендации по выбору инженерных моделей эксплуатации глубоководных нефтегазовых месторождений, которые могут быть использованы в Южно-Китайском море.

309

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАСТВОРЕНИЯ АСПО ПОСЛЕ ТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

(RESEARCH ON THE EFFECTIVENESS DISSOLUTION OF THE PARAFFIN AFTER THERMAL EFFECTS)

Шайдуллин Л.К.

(научный руководитель - ст.преподаватель Гумерова Д.М.) Альметьевский государственный нефтяной институт

Для борьбы с парафинообразованием применяют тепловые, физические, химические и механические методы. Эффективность ряда методов удаления АСПО с поверхности скважинного оборудования и ПЗП зависит от механических свойств отложений, их состава и структуры.

В рамках данной работы проведены лабораторные эксперименты по изучению изменения механических свойств АСПО до и после термического воздействия, а также последующего воздействия растворителем «МИА-Пром». Растворитель «МИА-Пром» представляет собой композиционную смесь широкой фракции легких и ароматических углеводородов. Для проведения исследований был выполнен отбор образцов АСПО со скважины НГДУ «Альметьевнефть». В качестве одного из способов оценки твердости отложений был принят ГОСТ 25771-83 «Метод определения пенетрации иглой». Механическая прочность АСПО оценивалась при предварительном нагреве образцов АСПО до различных температур (30, 40, 50, 60°С), последующем охлаждении до температуры 20°С и дальнейшей статической выдержки проб в растворе реагента при температуре 20°С в течение 30 мин. Также определялась масса образцов до и после растворения в «МИА-Пром».

По результатам экспериментов установлено, что растворитель наиболее эффективен при предварительном нагреве образца до 30°С; с увеличением предварительного нагрева до 60°С эффективность снижается в 2,38 раз, что, очевидно, связано с увеличением пластичности отложений после термического воздействия.

Таким образом, эффективное применение технологий удаления АСПО с использованием растворителя обуславливается предысторией применения технологий удаления АСПО.

310

ПРИМЕНЕНИЕ ПЕСЧАНЫХ ФИЛЬТРОВ, КАК СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ ГАЗА

(SAND SCREENS AS EFFECTIVE METHOD OF TECHNOLOGICAL

PROCESSES OF GAS PRODUCTION)

Шамков А.В., Гатиятуллина А.Ф. (научный руководитель - доцент Деньгаев А.В.)

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Важной научно-технической проблемой разработки месторождений является одновременное обеспечение высоких уровней и темпов добычи углеводородного сырья при наиболее полном извлечении его из недр с высокими технико-экономическими показателями работы газодобывающих предприятий.

Одной из основных причин, не позволяющих решить эту проблему, является песок, выносимый вместе с продукцией скважины из рыхлых пластов. Проблема еще более обостряется для месторождений, которые эксплуатируются на завершающей стадии разработки.

Появление песка на забое газовых скважин обусловлено различными причинами, связанными в основном с механическими свойствами продуктивного пласта. Следовательно, основными задачами, решаемыми при эксплуатации газовых скважин с пескопроявлениями на забое является: с одной стороны, предотвращение образования песчаных пробок за счет ограничения дебита скважин; с другой стороны, выбор такого дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, на поверхность, к устью скважины. Наконец, если снижение дебита скважины для предотвращения образования песчаных пробок окажется намного меньше потенциального дебита скважины, то необходимо решать вопрос о применении скважинных фильтров для защиты призабойной зоны скважины от попадания песка и образования песчаных пробок с сохранением высокого дебита скважины.

Вданной работе проведен анализ эффективности применения песчаных фильтров на забое скважин для максимального снижения выноса песка в газовую скважину и укрепления призабойной зоны скважины.

Впроцессе исследований проведены эксперименты на стенде кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина, позволяющие дать рекомендации по подбору песчаных фильтров для газовых скважин. Использование полученных результатов поможет избежать некоторых проблем, осложняющих эксплуатацию газовых скважин, обеспечить длительную и эффективную работоспособность газовых скважин, увеличить конечный коэффициент извлечения газа из залежей.

311

АНАЛИЗ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ "ПОЛЕТОВ" ЭЦН В СКВАЖИНЕ И ПУТИ РЕШЕНИЯ ЭТОЙ ПРОБЛЕМЫ

(ANALYSIS OF THE CAUSES OF THE "FLIGHT" OF ESP IN THE

WELL AND SOLVE THIS PROBLEM)

Шарафутдинов А.Н.

(научный руководитель – старший преподаватель Думлер Е.Б.) Альметьевский государственный нефтяной институт

Эксплуатация нефтяных скважин и добыча нефти при помощи установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) наиболее распространенная технология на российском рынке нефтедобычи.

Недостатком является низкая долговечность и работоспособность установки за счет усталостного разрушения соединительных элементов.

В данной работе рассматривается повышение долговечности и работоспособности УЭЦН за счет демпфирования ударов погружного агрегата об обсадные трубы и уменьшения амплитуды его колебаний во время эксплуатации.

Технический результат достигается тем, что в электроцентробежной насосной установке, модули соединены с помощью устройства, содержащего дифференциальный полый поршень, опорные элементы в виде рычагов со шлипсами и эластичных подложек и корпус с расточками, образующими дифференциальный цилиндр, соответствующий по диаметрам дифференциальному полому поршню, снабженный продольными окнами, в которых размещены с запасом осевого хода рычаги опорных элементов, кинематически связанные с дифференциальным полым поршнем и снабженные внутренними коническими расточками, взаимодействующими с эластичной подложкой, выполненной с наружной конической поверхностью.

Библиографический список

1.Пат. 2386055 РФ. F04D 13/10, F04D 29/62.Установка электроцентробежная насосная / Зубаиров С.Г., Яхин Р.Р., Салихов И.А., Халимов Ф.Г., Урихин А.А. Опубл. 10.04.2010 // Бюл. 2010. № 10. С. 6

2.«Установки электропогружных центробежных насосов для добычи нефти», Думлер Е.Б., Бикбулатова Г.И., Альметьевск, Типография АГНИ, 2008г, 80стр.

3.Бриллиант С. Г. Слабые звенья в оборудовании УЭЦН при эксплуатации и капитальном ремонте скважин в ОАО «Самаранефтегаз» // Нефть. Газ. Новации. 2010. №6. С.35.

4.Р. Р. Яхин, С. Г. Зубаиров, А. Н. Ермоленко «Исследование демпфирующих свойств компенсатора колебаний УЭЦН на специализированных стендах» результаты испытаний на стенде. Уфа: УГАТУ, 2011

312

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ КУМУЛЯТИВНОЙ ПЕРФОРАЦИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЕРФОРАЦИОННОЙ ЖИДКОСТИ

С ДОБАВКАМИ ПАВ

(LABORATORY TESTING JET PERFORATING WITH USING LIQUID PERFORATION WITH A SURFACTANT ADDED)

Шепель К.Ю.

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

Приводятся результаты лабораторных испытаний перфорации кумулятивными зарядами с использованием перфорационной жидкости на водной основе с добавками различных видов поверхностно-активных веществ

(ПАВ).

Рассматривается проблема заполнения перфорационных каналов продуктами взрыва и частицами кумулятивных зарядов, цементного камня, породы при вторичном вскрытии пласта кумулятивной перфорацией.

Целью испытаний явилась оценка влияния раствора ПАВ и динамической депрессии на заполнение перфорационного канала продуктами взрыва после кумулятивной перфорации в условиях повышенного давления.

Испытания проведены на испытательной станции ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» на 14 цементно-песчаных мишенях длиной 300 мм в термобарических условиях (t=20 ОС и Р=15 МПа) с использованием моделей перфорационной жидкости: пресной водопроводной воды и воды с различной степенью концентрации (0,5-3,0%) 3-х видов ПАВ в сосуде высокого давления (СВД). В ряде экспериментов перфорация производилась совместно с применением депрессионной камеры.

Перфорация осуществлялась с измерением температуры и давления в СВД геофизическим прибором МИГ-36 и/или встроенными датчиками давления и температуры СВД.

Для создания порового давления в образцах, они предварительно насыщались в СВД перфорационной жидкостью в течение 20 минут при давлении 15 МПа.

После завершения испытаний, 12 из 14 образцов были подвержены распиловке по образующим без повреждения перфорационных каналов для оценки их заполнения продуктами взрыва. В последних двух образцах оценка заполнения перфорационного канала продуктами взрыва проводилась на рентгеновском томографе в ОАО «НПЦ «Тверьгеофизика» (г. Тверь) и на рентгеновском томографе в ОАО «РциХимТех» (г. Казань).

Использование кратковременной динамической депрессии с заполнением интервала перфорации жидкостью перфорации с добавками ПАВ позволяет повысить эффективность вторичного вскрытия нефтегазовых пластов кумулятивной перфорацией.

313

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТЕЙ ИЗ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

(TECHNOLOGICAL FEATURES OF LOW-PERMEABILITY RESERVOIRS OIL EXTRACTION IN THE FAR NORTH)

Шулев В.Е.

(научный руководитель - профессор, д.т.н. Золотухин А.Б.) САФУ имени М.В. Ломоносова

Вработе представлен анализ и оценка технологий разработки низкопроницаемых коллекторов нефти в условиях Крайнего Севера и повсеместного распространения многолетнемерзлых пород (ММП).

Нетрадиционные источники углеводородного сырья, в особенности нефть сланцевых плеев и низкопроницаемых коллекторов, в настоящее время играют важную роль в балансе энергообеспечения. Однако на данный момент существует неопределенность с терминологией в описании тех или иных низкопроницаемых коллекторов, насыщающих их нефтей и, как следствие, возникает ошибочное представление о применимости технологий извлечения нефтей, таких как ГРП или внутрипластовое горение (ВПГ). В работе приведены терминология и описание соответствующих низкопроницаемых пород для упрощения понимания применяемых технологий.

Взависимости от типа низкопроницаемых коллекторов представлены и проанализированы технологии, позволяющие максимально эффективно разработать то или иное месторождение, приведены опытные примеры использования технологий на зарубежных аналогах. Особое внимание уделено оценке возможности применения представленных технологий в условиях Крайнего севера и повсеместного распространения ММП, осложняющих и сужающих область применения существующих технологий.

Кроме того, в работе даны рекомендации по адаптации существующих технологий, таких как ГРП и ВПГ, для разработки низкопроницаемых коллекторов к особым условиям Крайнего Севера.

314

ПРОЕКТИРОВАНИЕ МНОГОСТВОЛЬНЫХ НАКЛОННОНАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

(DESIGN MULTILATERAL DIRECTIONAL WELLS IN WESTERN

SIBERIA)

Щербаков А.В.

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

Опыт строительства многоствольной скважины на Когалымском месторождении [1] показал необходимость увеличить требования к проектированию профиля скважины для успешного завершения строительства и безаварийной проводки в интервалах глинистоаргиллитовых пород.

Вданной работе предлагается один из методов снижения рисков возможных осложнений при строительстве двуствольных наклоннонаправленных скважин на стадии проектирования, за счет изменения принципов построения профиля и определения точки зарезки бокового ствола.

Врезультате расчетов можно сделать вывод о том, что данная методика проектирования профиля многоствольной наклоннонаправленной скважины позволяет распределить риски между основным стволом и боковым, в сторону уменьшения для бокового ствола. Тем самым возможно решить задачу по снижению риска недоспуска хвостовика бокового ствола, без материальных затрат.

Промысловые испытания были проведены на двух многоствольных наклонно-направленных скважинах 2081 и 4301.

Настоящая работа выполнена в Филиале ООО «ЛУКОЙЛИнжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени Щербаковым А.В, ведущим инженером Отдела проектирования строительства и реконструкции скважин Управления проектирования и мониторинга строительства скважин.

315

МЕТОД ПРОГНОЗИРОВАНИЯ УСПЕШНОСТИ СПУСКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ПРИ КРЕПЛЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

(PREDICTING METHODS OF PRODUCTION CASING SUCCESSFUL LANDING WHEN CEMENTING HORIZONTAL WELLS)

Юр Д.Н.

(научные руководители: профессор Крылов В.И., ст. преп. Гришин Д.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Процесс спуска обсадной колонны является одним из основных звеньев в строительстве скважин. Эксплуатационная колонна, спущенная в скважину, является каналом связи продуктивного пласта с земной поверхностью. На сегодняшний день человек не выработал других методов, технологий, как доставить флюид на поверхность.

Разрез скважины можно представить как систему различных по физическим, механическим и фильтрационным свойствам пластов, пропластков, которые имеют и разный коэффициент трения. Напрашивается мысль о том, что мы делаем грубую ошибку, когда принимаем, к примеру, на участке длиной в 2 км коэффициент равный 0,15. Проблема в том и заключается, что в расчете проходимости колонн значение коэффициента берут условно!

За исходные данные, с помощью которых определялись фактические значения коэффициента трения, приняты весовые данные на крюке буровой установки, измеренные станцией геолого-технологических исследований при спуске эксплуатационной колонны в реальную скважину.

В процессе бурения скважины происходят осыпи, обвалы, образуются каверны. Поэтому процесс спуска осложнен посадками, затяжками и прихватами колонн. Был определен диапазон веса на крюке, по которому можно отфильтровать значения коэффициента и понять: колонна попала в каверну или произошла посадка. В основе расчета диапазона - область допустимых значений коэффициента трения: он не может быть меньше 0 и больше 1. Найдя и сравнив эти значения с полученными со станции геолого-технологических исследований, можно судить о состоянии колонны - она в каверне или произошла посадка.

Отфильтрованные значения коэффициента трения стали о породу средствами станции ГТИ сохраняются в базе данных с привязкой к глубине по вертикали и времени с момента вскрытия участка ствола скважины до момента замера. Затем информацию из базы данных можно применить для прогнозирования успешности спуска колонн на аналогичных месторождениях.

Неправильный коэффициент трения и, в свою очередь, неправильное представление о состоянии колонны в скважине может служить причиной аварии - спуск обсадной колонны не на проектную глубину.

316

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО СОСТАВА ФРИКЦИОННОГО МАТЕРИАЛА ДЛЯ ТОРМОЗНЫЕ КОЛОДКИ БУРОВЫХ УСТАНОВОК

(DETERMINATION OF THE OPTIMAL COMPOSITION OF THE

FRICTION MATERIAL FOR BRAKE PADS RIGS)

Юсубов.Ф.Ф.

(научный руководитель - профессор Алиев А.М.) Азербайджанская государственная нефтяная академия

Как известно, современные машины и оборудование работают с большими скоростями движения. Из за большим скоростями движения машины и оборудование буровых установок создают высокий напряженность для тормозные колодки буровых установок. Поверхности трения тормозные колодки буровых установок разогреваются до температура 1020 0 С. Это явления отрицательно влияет наиболее важными показателями на тормозные колодки буровых установок. В этой связи имеют важное значение создание новых тормозных колодок буровых установок. Эти новые тормозные устройства должны работать в условиях жестоко режима, высокой температуры, не подвергаться преждевременному износу и уменьшению времени использования. В состав материала (тормозных колодок буровых установках) «Ретинакса» входит модифицированная фенолформаль-дегидная смола (25%), барит

(35%), асбест (40%).

С целью интенсивного ведения операций подъемного комплекса, тормозные колодки тормозной системы можно изготавливать на основе нанотехнологии. Новый материал тормозной колодки позволит заменить асбест, который вреден для здоровья человека. При этом также увеличивается крепкость тормозной колодки, теплостойкость, коэффициента трения и величина износа трущихся тел. Надежностью и стабильностью процесса торможение применяемые в работе буровых установках может быть достигнута высокая эффективности. Пользуясь методом планирования экспериментов, были проведены исследования оптимального состава нового материала ретинакса для тормозные колодки. Была построена регрессионная модель на основе её оптимизации. Проведенные опыты показали, что найденный оптимальный режим полностью подтверждает достоверности полученных результатов.

317

ПОЛУЧЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СУЛЬФАНОЛА ДЛЯ ОБЛЕГЧЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

(SULFANOLE TECHNICAL FOR OBTAINING RELIEF DRILLING

FLUIDS)

Юсупов Ш.Ф.

(научный руководитель - д.т.н., профессор Зозуля В.П.)

Сульфанол относится к ряду анионных поверхностно-активных веществ, применяется при бурении скважин на нефть и газ. Простое решение технологии получения технического сульфанола и низкая себестоимость позволяет эффективного освоения его производства, а также использовать его при бурении скважин на нефть и газ. На основе синтеза алкенсульфонатов (олефинсульфонатов) – сульфирование олефинов, получаемых крекингом парафинов или олигомеризацией этилена, газообразным SO3 с последующим нейтрализацией и щелочным гидролизом находящихся в реакции смеси изомеров сульфокислот и сультонов. После отгонки непрореагировавших углеводородов готовый продукт содержит основное компонент 90% алкенсульфонатов, остальное - гидроксиалкансульфонаты. Алкенсульфонаты С14 - С18 на основе алкенов, кипящих при 240 – 320°С, хорошо растворяется в воде, обладают сильным моющим действием, являются основой высококачественных порошковых и жидких синтетических моющих средств; алкенсульфонаты С10-С14 (т. кип. 200-320°С) - пенообразователи. Важное свойство олефинсульфонатов - высокая биоразлагаемость в природных условиях.

Таблица 1. Технологические свойства буровых растворов с добавкой сульфанола ОС-1 (бентонит марки ПБГ)

Сульфанол получили сульфированием низкомолекулярной фракции полиэтилена при помощи олеума, с последующей щелочной нейтрализацией. Цвет и агрегатное состояние полученного сульфанола - светло-коричневый жидкость. Массовая доля несульфированных соединений в продукте составляеть не более 3,0 - 4,0%. Полученный сульфанол хорошо растворяется в воде и проявляет анионно-активные

318