WWW.BOOK.LIB-I.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Электронные ресурсы
 

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

«НЕФТЬ. Нефть и газ NEFT’. Нефть и газ Содержание Content Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа Geology, prospecting and ...»

-- [ Страница 2 ] --

Таким образом, на сегодняшний день Восточно-Мессояхское месторождение не введено в промышленную эксплуатацию. Однако в связи с тем, что значительная часть запасов относится к категории трудноизвлекаемых, вопрос наращивания ресурсной базы уже на данном этапе стоит достаточно остро. В данной работе рассмотрена геологическая позиция залежей газогидратов на Восточно-Мессояхском месторождении, дана их подробная петрофизическая характеристика, проведен сравнительный анализ с уже известными проявлениями газогидратов на севере Западно-Сибирской плиты.

Впервые оценен ресурсный потенциал березовской свиты Восточно-Мессояхского месторождения и посчитаны запасы метана, который содержится в газогидратах.

Список литературы

1. Истомин В. А., Якушев В. С. Газовые гидраты в природных условиях. – М.: Недра, 1992. – 236 с.

2. Дядин Ю. А., Гущин А. Л. Газовые гидраты. Химия // Соросовский образовательный журнал. – 1998. – № 3.

– С. 55-64.

3. Софийский И. Ю., Пухлий В. А., Мирошниченко С. Т. Газовые гидраты и энергосберегающие технологии / И. Ю. Софийский, В. А. Пухлий, С. Т. Мирошниченко // Сборник научных трудов СНУЯЭиП. – Вып. 1 (37). – 2011. – С. 169-177.

4. Matthias Haeckel. Resource potential of marine and terrestrial gas hydrates / AIESEC Energy Symposium, Bremen, 22 nov. 2008. – 57p.

5. Макогон Ю. Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы // Рос. хим.

журн. – 2003. – Т. 47. – № 3. – С. 70-79.

6. Баренбаум А. А. Механизм формирования месторождений нефти и газа / А. А. Баренбаум // Доклады АН. – 2004. – Т. 399. – № 6. – С. 802-805.

7. Komai T., Sakamoto Y., Kawamura T. et al. Formation kinetics of CO2 gas hydrates in sandy sediment and change of permeability during crystal growth – carbon capture and storage system using gas hydrates // Proc. of the 6th Intern. Conf.

on Gas Hydrates. Vancouver, 2008, No. 5342.

8. Suess E., Torres M.E., Bohrman G. At al. Gas hydrate distribution: enhanced dewatering, bentic material turnover and large methane plums at the Cascadia convergent margin // Earth Planet. Sci. Lett. 1999. Vol. 170, № 1-2. P. 1-15.

9. Баренбаум А. А. О возможной связи газогидратов с субмаринными подземными водами / А. А. Баренбаум // Водные ресурсы. – 2007. – № 4. – Т. 34. – С. 1-6.

10. Лапидус А. Л., Локтев С. М. Современные каталитические синтезы углеводородов из окиси углерода и водорода / А. Л. Лапидус, С. М. Локтев // Журн. Всесоюз. хим. о-ва. – 1986. – Т. 31. – № 5. – С. 527-532.

11. Баренбаум А. А. Галактика, Солнечная система, Земля. Соподчиненные процессы и эволюция. – М.: ГЕОС, 2002. – 393 с.

12. Агалаков С. Е., Бакуев О. В. Новые объекты поиска углеводородов в надсеноманских отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. – 1992. – № 11. – С. 25-28.

13. Сулейманов Р. С., Маринин В. И., Зайчиков Г. М. Перспективы развития ресурсной базы Уренгойского нефтегазоносного комплекса // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. – 2007. – № 4. – С. 10-16.

14. Голубев В. А. Геотермический прогноз глубин нижней границы газогидратного слоя в донных отложениях озера Байкал // Докл. АН. – 1997. – Т. 352. – № 5. – С. 652-655.

Сведения об авторах Information about the authors Поднебесных Александр Владимирович, к. г.-м. н., Podnebesnykh A. V., Candidate of Science in Geology главный инженер проекта ООО «Ойлтим НТЦ», and Mineralogy, chief project engineer of LLC «STC г. Сочи, тел.





8(862)2255447, e-mail: PodnebesnyhAV Oilteam», Sochi, phone: 8(862)2255447, e-mail:

@oilteam.ru PodnebesnyhAV@oilteam.ru Марьянович Юрий Владимирович, специалист Maryanovich Yu. V., specialist of Department for the Управления геологии и разработки месторождений fields geology and development, «Yamal», LLC «Ямал» ООО «Газпромнефть НТЦ», г. Тюмень, тел. «Gazpromneft NTC», Tyumen, phone 8(3452)685670, 8(3452)685670, e-mail: Maryanovich.YV@gazpromneft-ntc.ru e-mail: Maryanovich.YV@gazpromneft-ntc.ru Кузнецов Сергей Викторович, ведущий специалист Kuznetsov S. V., leading specialist of Department for Управления геологии и разработки месторождений the fields geology and development, «Yamal» of LLC «Ямал» ООО «Газпромнефть НТЦ», г. Тюмень, тел. «Gazpromneft NTC», Tyumen, phone: 8(3452)685670, 8(3452)685670, e-mail: Kuznetsov.SVik@gazpromneft-ntc.ru e-mail: Kuznetsov.SVik@gazpromneft-ntc.ru Овчинников Василий Павлович, д. т. н., профессор, Ovchinnikov V. P., Doctor of Engineering, Deputy заместитель генерального директора, ЗапСибБурНИПИ, General director of «ZapSibBurNIPI», affiliate of JSC SIC филиал ОАО «НПЦ «Недра», г. Тюмень, тел. «Nedra», Tyumen, phone: 8(3452)204105, e-mail: buree-mail: burenieOVP@rambler.ru nieOVP@rambler.ru

–  –  –

УДК 622

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ ПОВЕДЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ

ЭТАЛОННЫХ КРИВЫХ РЕМИ И ДРУГИХ МЕТОДОВ В НЕФТЯНЫХ

СКВАЖИНАХ

INTERPRETATION OF PRESSURE BEHAVIOR DIAGRAMS USING REMI’S STANDARD

CURVES AND OTHER METHODS IN OIL WELLS

Мохаммед Джавад Зейн Аль-Абидин, Фаик Саад, М. Л. Карнаухов, Ш. Ж. Мирбобоев Mohammed Jawad Zein Al-Abideen, Caad Faiq, M. L. Karnaukhov, Sh. J. Mirboboev Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Киркукский университет, г. Киркук, Ирак Ключевые слова: ИПТ (Испытатель пластов на трубах); типовые кривые; диаграммы давления;

безразмерное давление; безразмерная скорость притока; проницаемость; скин-фактор Key words: formation tester on pipes; standard curves; dimensionless pressure; dimensionless inflow rate;

Permeability; skin-factor Разработка теоретических и методологических проблем — одно из перспективных направлений в науке, занимающихся разработкой и эксплуатацией нефтяных и газовых месторождений. Большой процент неудачных работ с ИПТ (испытатель пластов на трубах) связан с нарушением технологических процессов при управлении забойным оборудованием, которые, в свою очередь, являются результатом погрешностей в интерпретации показателей давления.

Процедура анализа эталонных кривых метода Реми полагается на метод Эрлаугера и используется для интерпретации данных, полученных при работе с ИПТ или slugtest.

Процедура анализа такова.

1. Строятся полулогарифмические и логарифмические графики для Сб б б б и логарифмические графики для функции

–  –  –

Наносится график либо на кальку, либо на полулогарифмическую и логарифмическую бумагу с таким же масштабом, как и у кривых притока.

2. Графики с данными испытания совмещаются с соответствующими типовыми кривыми (функциями) (рис. 1–3), и находится кривая (функция), которая наиболее совпадает с графиком фактической кривой. Рис. 1. позволяет получить высокую точность расчета как начального, так и позднего времени замера, в то время как рис. 2 и 3 более подходят для анализа только позднего или только начального времени испытания соответственно.

Заметим, что и имеют значения между нулем и единицей и не зависят от дебита скважины и свойств пласта. Следовательно, мы просто подбираем одинаковые значения или для теоретических кривых (функций) и фактических кривых по сдвигам графиков по горизонтали относительно друг друга до совпадения соответствующих кривых. Чтобы уменьшить неоднозначность расчетов параметров, связанных с анализом кривых, рекомендуется одновременное сопоставление или со сравнением совпадений по всем трем графикам.

–  –  –

3. После нахождения совпадающих кривых записывается значение параметра корреляции б. Значение этого параметра для обоих б и б должно совпадать.

4. Из наиболее полного совпадения кривых на графиках выбирается наиболее подходящий и отмечается б Сб.

–  –  –

Рис. 3. Логарифмические кривые Реми и др.[1] для анализа ранних данных по приПредлагается следующее решение.

1. Применим полулогарифмические и логарифмические графики для безразмерного давления б от tз и логарифмические графики для безразмерного расхода б от tз в том же масштабе, что и у типовых кривых. В табл. 2 приведены б данные графиков. Например, при времени притока t = 0,0506 ч б и б будут равны при времени притока 0,0675 ч

2. Графики фактических кривых сравним с соответствующими подходящими типовыми графиками и выявим типовую кривую, которая наиболее полно совпадает с эталонной. Заметим, что и имеют значения между 0,0 и 1,0 на обоих графиках, поэтому достаточно выровнять вертикальные оси и сдвинуть графики данных по горизонтали до совпадения. Из рис. 4–6 получаем хорошее совпадение для.

–  –  –

3. Интерполируя кривые, получаем параметр корреляции кривых по рис. 4, 5, 6.

4. Выбираем временную точку ; час (рис. 6) и б Сб.

5. Вычисляем безразмерный коэффициент емкости скважины Сб, который определяется уравнением

–  –  –

Рис. 5. Логарифмические кривые Реми и др. [1] для анализа поздних данных притока Основные выводы и рекомендации Реми и др. исследователями были предложены различные эталонные кривые для анализа испытания скважин, но этот метод был разработан для коллекторов с однородным строением, с наличием одного пласта или однопластовой системы однослойных пластов.

Предложенный метод для эталонных кривых учитывает давление, параметры которого находятся в диапазоне от нуля до одного и зависят от скорости потока и других свойств.

Использование метода эталонных кривых уменьшает дополнительные шаги, которые необходимы для получения параметров любого уравнения.

Нефть и газ Рис. 6. Логарифмические кривые Реми и др. [1] для анализа ранних данных притока Разработка таких графиков позволяет учитывать поток, не доходящий до поверхности, при изменениях давления, вызванного закачиванием или выкачиванием воды, нефти или газа из пласта.

Метод Хорнера и старые методы эталонных кривых 1970-го года не могли моделировать случай, когда флюид не может достигнуть поверхности (естественно или с помощью оборудования), и случай, когда скорость потока колеблется.

Скин-фактор и объем нефти в стволе скважины может быть вычислен на основании именно таких эталонных кривых.

Раздвижные тестовые графики имеют следующие совпадения: y-ось крепится к давлению, а х-ось не связана с уравнением непосредственно и зависит только от времени испытания.

Этот метод может быть использован для любого оборудования в испытании скважин и не ограничивается испытателем пластов.

Список литературы

1. Ramey H. J. Jr., Agarwal R. and Martin, I.: «Analysis of Slug Test or DST Flow Period Data», J. Cdn. Pet.

Tech.(July-September 1975) 37.

2. Grader A. S. and Ramey, H. J. Jr.: «Slug-Test Analysis in Double-Porosity Reservoirs», SPEFE (June1988) 329.

3. Rushing J. A. et al.: «Analysis of Slug Test Data From Hydraulically Fractured Coalbed Methane Wells» paper SPE21492 presented at the 1991 SPE Gas Technology Symposium, Houston, 23-25 January.

4. Karsaki K., Long, J. C. S., and Witherspoon, P. A.: «Analytical Models of Slug Tests», Water Resources Research J.

(1988) 24, No.1, 115.

5. Карнаухов М. Л., Пьянкова Е. М. Современные методы гидродинамических исследований скважин. – М.:

Инфра-Инженерия, 2010.

Сведения об авторах Information about the authors Зейн Аль-Абидин Мохаммед Джавад, аспирант Zein Al-Abideen Mohammed Jawad, postgraduate of кафедры «Моделирование и управление процессами the chair «Modeling and control of oil and gas production нефтегазодобычи», Тюменский государственный нефте- processes», Tyumen State Oil and Gas University, phone:

газовый университет, г. Тюмень; Киркукский универси- +79829327362, e-mail: mehemet80@yahoo.com тет, г. Киркук, Ирак; тел. +79829327362, e-mail: mehemet80@yahoo.com Нефть и газ Фаик Саад, аспирант кафедры «Моделирование и Caad Faiq, postgraduate of the chair postgraduate of управление процессами нефтегазодобычи», Тюменский the chair «Modeling and control of oil and gas production государственный нефтегазовый университет, г. Тю- processes», Tyumen State Oil and Gas University, phone:

мень, тел. 89199428514, e-mail: saadalaa79@yahoo.com 89199428514, e-mail: saadalaa79@yahoo.com Карнаухов Михаил Львович, д. т. н., профессор ка- Karnaukhov M. L., Doctor of Engineering, professor of федры «Моделирование и управление процессами нефте- the chair «Modeling and control of oil and gas production газодобычи», Тюменский государственный нефтегазо- processes», Tyumen State Oil and Gas University, phone:

вый университет, г. Тюмень, тел. 89222677181, e-mail: 89222677181, e-mail: karnauhov@front.ru karnauhov@front.ru Мирбобоев Шухрат Ж., аспирант кафедры «Моде- Mirboboev Sh. J., postgraduate of the chair «Modeling лирование и управление процессами нефтегазодобычи», and control of oil and gas production processes», Tyumen Тюменский государственный нефтегазовый универси- State Oil and Gas University, phone: +79324888126, mirboтет, г. Тюмень, тел. +79324888126, mirbo- boev88@mail.ru boev88@mail.ru ___________________________________________________________________________

–  –  –

В. Д. Ковшов, М. Е. Сидоров, С. В. Светлакова V. D. Kovshov, M. E. Sidorov, S. V. Svetlakova Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа Ключевые слова: динамограмма; моделирование; недостаточный приток; станок-качалка;

глубинный штанговый насос Key words: dynamometer card; modeling; poor inflow; beam-pumping unit; sucker rod pump Одной из актуальных проблем нефтедобычи является истощение нефтяного пласта после достаточно длительной эксплуатации скважины. В связи с уменьшением притока нефти к скважине наступает момент, когда нормальная работа глубинного штангового насоса (ГШН) нарушается, и на динамограмме появляются признаки недостаточного притока. Для примера на рис. 1 показаны динамограммы для нормальной работы насоса — 1 и для недостаточного притока — 2. При этом производительность уменьшается, а фактором, отрицательно влияющим на работу насоса, является неполное заполнение насоса, что приводит к ударному воздействию жидкости на плунжер и возникновению дополнительных динамических нагрузок на штанги.

–  –  –

Своевременная диагностика и регулирование (снижение) оборотов электродвигателя станка-качалки с использованием, например, станции управления позволяют устраНефть и газ нить неполное заполнение насоса. Этот способ эксплуатации малодебитных нефтяных скважин более предпочтителен, чем периодическая эксплуатация (пуск, остановка насоса), оправданная при невозможности снижения оборотов электродвигателя.

Отметим, что в момент диагностирования недостаточного притока по динамограмме уровень жидкости в затрубном пространстве ГШН уже «нулевой», то есть диагностика несколько запаздывает. Для предотвращения условия недостаточного притока необходимо контролировать уровень жидкости в затрубном пространстве ГШН или глубину погружения насоса под уровень жидкости и уменьшать обороты электродвигателя станка-качалки при некотором «минимально-необходимом» уровне жидкости в затрубном пространстве ГШН. Поскольку приток жидкости в скважину при нулевом уровне жидкости в затрубном пространстве ГШН максимальный, то поддержание такого режима обеспечивает большую производительность насоса, чем при периодической эксплуатации скважины.

Регулирование оборотов электродвигателя станка-качалки позволяет также увеличить производительность насоса для скважин с диагностикой. При этом возможно появление неполного заполнения насоса вследствие уменьшения уровня жидкости в затрубном пространстве ГШН, если производительность насоса превышает приток жидкости в скважину, что приводит к необходимости контролировать уровень жидкости в затрубном пространстве ГШН и момент диагностирования недостаточного притока по динамограмме.

Поскольку регулирование оборотов электродвигателя производится ступенчато, то станок-качалка работает достаточно длительное время при постоянных оборотах, а время перехода на другие обороты мало. Такой режим работы будем называть квазистационарным.

Моделирование динамограмм ГШН на различных режимах работы позволяет установить факторы, влияющие на вид динамограммы [1], а также, изменяя значения параметров, обусловленных этими факторами, точнее определять неисправности ГШН, используя методы распознавания реальных динамограмм [2], замеряемых датчиками усилий (динамометрами) и передаваемых на различные приборы, станции управления либо на серверы баз данных. Моделирование динамограмм ГШН для станков–качалок с регулированием оборотов электродвигателя позволяет рассчитать влияние уровня жидкости в затрубном пространстве на вид динамограммы и определить значение «минимально-необходимого» уровня жидкости в затрубном пространстве ГШН, при котором недостаточный приток еще не наступил и по динамограмме не диагностируется.

Постановка задачи. Допустим, что расход жидкости, поступающей в скважину, пропорционален перепаду давления (закон Дарси). Тогда приток жидкости в затрубное пространство ГШН при условиях на уровне погружения насоса описывается уравнением

–  –  –

где Ж — средняя плотность жидкости в затрубном пространстве ГШН; НЖ — высота столба жидкости в затрубном пространстве ГШН, p затр — давление газа в затрубном пространстве.

Отметим, что в (1) объем жидкости рассчитывается при условиях на уровне притока жидкости. Чтобы привести этот объем к объему жидкости, распределенному по высоте затрубного пространства, воспользуемся законом сохранения массы:

–  –  –

Тогда для расчета параметров пласта достаточно задать значение H макс, которое может изменяться от глубины погружения насоса на известном стационарном режиме НН до глубины скважины Нскв.

Ниже получены результаты расчетов для ГШН со значениями параметров, приведенными в таблице 1.

–  –  –

На рис. 2 показаны результаты расчетов по формуле (10) зависимости глубины погружения насоса от времени работы ГШН при увеличении QН (числа качаний от исходного n = 1,92 кач/мин) до достижения нулевого значения глубины погружения насоса НЖ = 0 и далее для n = 2,0.

Приведены следующие режимы:

1 — n увеличивается на 0,1 каждые 0,5 суток до 2,72, при НЖ = 0;

2 — n увеличивается на 0,1 каждые 0,2 суток до 3,12, при НЖ = 0;

3 — n увеличивается на 0,2 каждые 0,1 суток до 3, при НЖ от 66,5 до 0;

4 — n = 3,5 кач/мин до НЖ = 0.

Для построения динамограмм использовались модели, описанные авторами в ранних работах [1].

–  –  –

Отметим, что средняя нагрузка на динамограмме при ходе плунжера вверх для исходного стационарного режима равна примерно 30,5 кН, а для режима недостаточного притока — 31 кН. Данная разница является следствием изменения уровня жидкости в затрубном пространстве от 92 м до 0 м.

Выводы Для моделирования динамограмм на квазистационарных режимах работы ГШН можно рассчитать высоту столба жидкости в затрубном пространстве НЖ, используя значения параметров исходного стационарного режима (при известных НН: и QН) и задавая высоту столба жидкости в затрубном пространстве Нмакс для стационарного режима при QН = 0.

Для реальных динамограмм можно рассчитать высоту столба жидкости в затрубном пространстве НЖ для заданного стационарного режима ГШН, измеряя по динамограмме изменение средней нагрузки при ходе плунжера вверх для данного режима и для режима недостаточного притока при НЖ = 0. Также в режиме недостаточного Нефть и газ притока можно оценить по замеренной динамограмме значение Qмакс и таким образом рассчитать по формуле (14) значение H макс, а значит и параметры пласта ( pпл и K).

При увеличении числа качаний в случае регулирования станцией управления необходимо ограничивать наибольшее число качаний, поскольку при достижении нулевого уровня жидкости в затрубном пространстве (режим недостаточного притока) происходит резкое «схлопывание» динамограммы, что приводит к росту динамических нагрузок.

Список литературы

1. Ковшов В. Д., Светлакова С. В., Сидоров М. Е. Моделирование динамограммы станка-качалки // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 11. – C. 84–87.

2. Ковшов В. Д., Сидоров М. Е., Светлакова С. В. Динамометрирование, моделирование и диагностика состояния глубинной штанговой насосной установки // Известия вузов. Нефть и газ. – Тюмень. – 2011. – № 3. – С. 25–29.

3. Выгодский М. Я. Справочник по высшей математике. – М.: Наука, 1977. – 872 с.

Сведения об авторах Information about the authors Ковшов Владимир Дмитриевич, к. т. н., директор, Kovshov V. D., Candidate of Science in Engineering,

ООО НПП «Грант-Партнер», г. Уфа, тел. director of LLC NPP «Grant-Partner», Ufa, phone:

8(347)2840209, е-mail: info@grant-ufa.ru 8(347)2840209, е-mail: info@grant-ufa.ru Сидоров Михаил Евгеньевич, к. т. н., доцент ка- Sidorov M. E., Candidate of Science in Engineering, федры «Информатика и информационно- associate professor of the chair «nformatics and informaкоммуникационные технологии», Уфимский государст- tion-communication technologies», Ufa State University of венный университет экономики и сервиса, г. Уфа, тел. Economics and Service, Ufa, phone: 8(347)2537173 8(347)2537173 Светлакова Светлана Валерьевна, к. т. н., доцент Svetlakova S. V., Candidate of Science in Engineering, кафедры «Автоматизация технологических процессов и associate professor of the chair «Automation of technologiпроизводств», Уфимский государственный нефтяной cal processes in oil industry», Ufa State University of Ecoтехнический университет, г. Уфа, тел. 89279399611 nomics and Service, Ufa, phone: 89279399611 ___________________________________________________________________________

–  –  –

В. И. Колесов, Г. А. Хмара, А. Л. Портнягин V. I. Kolesov, G. A. Khmara, A. L. Portnyagin Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: моделирование; бурение нефтяных и газовых скважин; рейсовые динамические характеристики; оценка энергоэффективности; программное тестирование модели Key words: modeling; drilling of oil and gas wells; scheduled normalized dynamic characteristics;

power efficiency assessment; soft testing of models Повышение энергоэффективности технологических процессов является главной задачей государства. В ближайшей перспективе ей нет альтернатив. Это в первую очередь касается таких энергоемких технологических процессов, как бурение нефтяных и газовых скважин. Поиск путей решения проблемы немыслим без создания инженерного алгоритмического обеспечения, базирующегося на начальном этапе на результатах имитационного моделирования. Делается попытка приблизиться к решению проблемы.

В задачах исследования динамики бурения нефтяных и газовых скважин широко используется подход, основанный на фундаментальных представлениях теории механических систем с распределенными параметрами [1]. Приведенные в работе [1] результаты являются глубоким обобщением многочисленных экспериментальных данных, порожденных реальной практикой, и подвигают к использованию предложенного подхода для моделирования как рейсовых динамических характеристик бурения скважин, так и оценки энергоэффективности технологического процесса.

Основным посылом к моделированию является установленный в работе [1] факт общности дифференциального уравнения (предложенного Р. А. Бадаловым) для широкого диапазона условий применения

–  –  –

где V— механическая скорость бурения, V(0) V0; и k — константы, причем 0, а kmin k kmax ; k min 0 ; kmax 0.

Учитывая, что процесс бурения складывается из последовательности отдельных рейсов, представляет практический интерес исследование динамики бурения скважины в пределах каждого из них [2]. При рассмотрении одного рейса будем решать задачу с позиции теории подобия путем перехода к безразмерным величинам: механической скорости бурения Vn V V0, проходки за рейс H n H H max и времени бурения Tn t tmax. Задача при этом сводится к установлению взаимосвязи между нормированными величинами V n, H n и Tn на основе решения дифференциального уравнения (1).

Рассмотрим вначале модель Vn (Tn ), используя уравнение (1). Его решение найдем, разделяя переменные и учитывая диапазоны изменения V и t соответственно

–  –  –

Таким образом, во-первых, получены базовые модели рейсовых динамических характеристик процесса бурения нефтяных и газовых скважин (см. 4, 6, 9, 12, 15 и 16), и, во-вторых, предложена прогнозная модель оценки энергоэффективности технологического процесса в пределах рейса (23). Выполнено программное тестирование моделей.

Список литературы

1. Юнин Е. К. Динамика бурения нефтяных и газовых скважин. / Учебное пособие. – Ухта: УГТУ, 2004.

2. Колесов В. И. Моделирование рейсовых динамических характеристик процесса бурения нефтяных и газовых скважин // Энергосбережение и инновационные технологии в ТЭК: материалы Всероссийской НТК / отв. ред. А. Л.

Портнягин. – Тюмень: ТюмГНГУ. – 2013. – С. 370-377.

3. Федоров В. С. Научные основы режимов бурения. – М.: Гостоптехиздат, 1951. – 248 с.

4. Балаба В. И. Обеспечение результативности и эффективности бурения нефтяных и газовых скважин на основе системного подхода: автореф. дис...д-pa техн. наук. – М., 2010. – 50 с.

5. Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ: ВСН 39-86 / Ведомственные строительные нормы. – Изд. офиц. – М.: Типография ХОЗУ Миннефтепрома, 1987. – 156 с.

Сведения об авторах Information about the authors Колесов Виктор Иванович, к. т. н., доцент кафед- Kolesov V. I., Candidate of Science in Engineering, ры «Электроэнергетика», Тюменский государственный associate professor of the chair «Electric power engineerнефтегазовый университет, г.

Тюмень, e- mail: ing», Tyumen State Oil and Gas University, e- mail:

vikolesov@yandex.ru vikolesov@yandex.ru Хмара Гузель Азатовна, к. т. н., доцент кафедры Khmara G. A., Candidate of Science in Engineering, «Электроэнергетика», Тюменский государственный associate professor of the chair «Electric power engineerнефтегазовый университет, г.

Тюмень, e- mail: gu- ing», Tyumen State Oil and Gas University, e- mail:

zelkhmara@rambler.ru guzelkhmara@rambler.ru Нефть и газ Портнягин Алексей Леонидович, к. т. н., заведую- Portnyaguin A. L., Candidate of Science in Engineerщий кафедрой «Электроэнергетика», Тюменский госу- ing, head of the chair «Electric power engineering», Tyumen дарственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, e- State Oil and Gas University, e- mail: pal@tsogu.ru mail: pal@tsogu.ru _______________________________________________________________________________

УДК 622.279.7

ИЗВЛЕЧЕНИЕ ПРИХВАЧЕННОЙ ГИБКОЙ ТРУБЫ ИЗ СКВАЖИНЫ

С ПОМОЩЬЮ РЕЖУЩИХ И ЛОВИЛЬНЫХ ИНСТРУМЕНТОВ,

СПУСКАЕМЫХ В СКВАЖИНУ НА ГИБКОЙ ТРУБЕ

RETRIEVING A STUCK FLEXIBLE PIPE FROM A WELL USING CUTTING

AND FISHING TOOLS RUN INTO THE HOLE ON THE FLEXIBLE PIPE

А. В. Кустышев, Д. А. Кустышев, И. А. Кустышев, Ю. В. Ваганов A. V. Kustуshev, D. A. Kustуshev, I. A. Kustуshev, Yu. V. Vaganov ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень ООО «Сервисная Нефтяная Компания», г. Тюмень

–  –  –

В настоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири находится на стадии падающей добычи и характеризуется возрастанием бездействующего фонда скважин. Вследствие интенсивного обводнения залежи пластовыми водами происходит резкое снижение дебита скважин, порою до полной их остановки [1]. В связи с этим возникает необходимость в реанимации простаивающих скважин. Одним из перспективных направлений при восстановлении таких скважин является применение колтюбинговых технологий с использованием гибкой трубы (ГТ) [2, 3]. Однако процесс реанимации скважин осложняется различными авариями, включая прихват спущенной в ремонтируемую скважину ГТ 4.

Нередко для реанимации скважин применяются широко известные технологии, такие как спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) малого диаметра 5 или извлечение прихваченной ГТ из скважины с помощью спускаемой в аварийную скважину новой ГТ 6, 7, 8. Недостатком этих технологий является невозможность извлечь прихваченную ГТ из скважины с помощью спускаемой в аварийную скважину новой НКТ или ГТ по причине отсутствия возможности спуска их в скважину, в которой уже находится ГТ, а также по причине отсутствия специального срезного и ловильного оборудования.

Более широко для реанимации скважин, в которых произошел обрыв ГТ, используется технология, описанная в работе 9. Однако этот способ отмечается недостаточной эффективностью, особенно в случае нахождения в ней ранее спущенной ГТ.

Таким образом, задача, состоящая в том, чтобы извлечь прихваченную ГТ из аварийной скважины с помощью ГТ, до сих пор не решена.

Авторы предлагают конкретное решение данной задачи. Ее решение заключается в том, что в аварийной скважине, находящейся под давлением и с установленной на устье колтюбинговой установкой (рис. 1), включающей собственно установку 1 с барабаном 2 и намотанной на нем ГТ 3, направляющий желоб 4, инжектор 5, блок превенторов 6 (превентор со срезными плашками 7, превентор со спайдерными клиновыми плашками 8, превентор с трубными плашками 9, превентор с глухими плашками 10), размещенный на устьевом оборудовании 11, первоначально осуществляют захват прихваченной в скважине ГТ 3 спайдерными (клиновыми) плашками 8, ее герметизацию трубными плашками 9 и срез ГТ 3 срезными плашками 7, извлечение отрезанной части ГТ 3 из скважины 10.

Далее через инжектор 5 пропускают ГТ меньшего диаметра с обратным клапаном и переводником до уровня выше срезных плашек 8 блока превенторов 6. Осуществляют раскрепление наземного оборудования колтюбинговой установки 1 выше превентора с Нефть и газ трубными плашками 10 от устьевого оборудования 11 ремонтируемой скважины, отсоединяют и подвешивают его с помощью грузоподъемного механизма, например автокрана.

–  –  –

Вытягивают ГТ меньшего диаметра из инжектора 5 и монтируют на устьевом оборудовании 11 выше превентора с трубными плашками 9 шлюзовую камеру. Спускают в нее срезную сборку, включающую труборез, забойный двигатель и гидравлический якорь малого диаметра с внутренним диаметром, меньшим наружного диаметра оставшейся в скважине прихваченной ГТ 3, например песчаной пробкой 19, образовавшейся по причине разрушения горной породы призабойной зоны продуктивного пласта 20.

Присоединяют срезную сборку к переводнику ГТ меньшего диаметра. Монтируют на шлюзовой камере отсоединенную часть наземного оборудования колтюбинговой установки, включая превентор со срезными плашками 7.

Затем (рис. 2) спускают ГТ меньшего диаметра 12 со срезной сборкой в скважину до глубины на 1–2 м выше места прихвата оставшейся части прихваченной ГТ 3. Закрепляют срезную сборку во внутренней полости прихваченной ГТ 3 с помощью гидравлического якоря малого диаметра 18. Осуществляют резку прихваченной ГТ 3 с помощью трубореза 16 (например метчика) при создании циркуляции промывочной жидкости до ее появления в кольцевом пространстве между прихваченной ГТ 3 и спущенной ГТ меньшего диаметра 12. После чего ГТ меньшего диаметра 12 со срезной сборкой поднимают до превентора с трубными плашками 9, трубные плашки 9 закрывают, осуществляя герметизацию ГТ меньшего диаметра 12.

Раскрепляют наземное оборудование колтюбинговой установки выше превентора с трубными плашками 9 от устьевого оборудования 11 ремонтируемой скважины, отсоединяют и подвешивают его с помощью грузоподъемного механизма, например с помощью автокрана. Извлекают из шлюзовой камеры 15 срезную сборку, отсоединяют ее Нефть и газ от переводника 14 ГТ меньшего диаметра 12. Соединяют наземное оборудование колтюбинговой установки 1 с устьевым оборудованием 11 ремонтируемой скважины выше превентора с трубными плашками 9.

–  –  –

Удаляют из скважины отрезанную часть ранее прихваченной ГТ 3, герметизируют скважину глухими плашками 10 блока превенторов 6.

Раскрепляют наземное оборудование колтюбинговой установки выше превентора с трубными плашками 9 от устьевого оборудования 11 ремонтируемой скважины, отсоединяют и подвешивают его с помощью грузоподъемного механизма.

Спускают в шлюзовую камеру 15 ловильную сборку (рис. 3), состоящую из ловителя 21(например метчика), гидравлического домкрата 22, забойного двигателя 17 и гидравлического якоря большого диаметра 23 с наружным диаметром, равным внутреннему диаметру оставшейся в скважине прихваченной ГТ 3. Присоединяют ловильную сборку к переводнику 14 ГТ меньшего диаметра 12, монтируют на шлюзовой камере отсоединенную часть наземного оборудования колтюбинговой установки.

Спускают ГТ меньшего диаметра 12 с ловильной сборкой в скважину до глубины на 1–2 м выше головы отрезанной части прихваченной ГТ 3. Осторожно вводят, при минимальной скорости спуска, ловильную сборку во внутреннюю полость прихваченной ГТ 3. Осуществляют вращение ловителя 21, в нашем случае метчика, для захвата и крепления его с прихваченной ГТ 3 с помощью забойного двигателя 17 при создании циркуляции промывочной жидкости до появления ее в кольцевом пространстве между прихваченной колонной ГТ 3 и спущенной ГТ меньшего диаметра 12. Закрепляют ловильную сборку во внутренней полости эксплуатационной колонны 24 с помощью гидравлического якоря большего диаметра 23.

Применение метчика в качестве ловителя возможно в связи с тем, что извлечение ГТ происходит при ее прихвате, а не при обрыве и падении, когда ГТ претерпевает значительную деформацию и повреждения, когда возможно появление трещин в теле ГТ, и при нарезании резьбы в теле такой трубы возможно дальнейшее развитие и расширение трещин, приводящих к последующему обрыву ГТ из зацепления с метчиком.

Нефть и газ В случае прихвата ГТ не подвержена деформации, и в теле труб нет повреждений, а значит можно в качестве ловителя применять метчик.

Рис. 3. Схема компоновки аварийной скважины при извлечении прихваченной колонны гибких труб Причем для повышения надежности извлечения прихваченной ГТ можно применять метчик с наружным диаметром муфтовой части метчика несколько большим внутреннего диаметра прихваченной ГТ, но не большим их наружного диаметра.

Вытягивают прихваченную ГТ 3 из прихватившей ее песчаной пробки 19 с помощью гидравлического домкрата 22. Вытягивание ГТ 3 происходит за счет вертикального перемещения выходной штанги гидравлического домкрата 22, размещенной во внутренней полости гидравлического домкрата 22, с усилием не более 700 кН.

В заключение из скважины извлекают уже свободную от песчаной пробки 19 ранее прихваченную ГТ 3.

Таким образом, предлагаемая технология проведения аварийных работ в скважине с использованием колтюбинговой установки имеет ряд преимуществ перед традиционными способами извлечения прихваченного оборудования с помощью подъемного агрегата: возможность проведения работ при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины; увеличение скорости спуска инструментов; более быстрое развертывание и свертывание подъемного агрегата и вспомогательного оборудования; снижение расхода трубы и потребляемых материалов, трудовых ресурсов.

При этом предлагаемая технология извлечения прихваченного оборудования значительно расширяет область применения колтюбинговых технологий в сфере капитального ремонта скважин, в частности проведения сложных (с технологической стороны) видов ремонтов скважин, в том числе извлечение прихваченного оборудования.

Особенно данная проблема актуальна на газовых промыслах Крайнего Севера, где большинство месторождений природного газа и газового конденсата перешли в заклюНефть и газ чительную стадию разработки, характеризующуюся падением пластового давления и подъемом подошвенных вод 11.

Ранее в процессе ремонта скважин сложность работ с помощью колтюбинговой установки ограничивалась тяговым усилием инжектора, которое для средних установок составляет 240 кН (диаметр гибкой трубы от 44,5 до 60,3 мм). Включение в компоновку гидравлического домкрата позволяет увеличить нагрузку на ловильный инструмент до 700 кН. Тем не менее, основным недостатком технологии остается отсутствие специфических технических устройств, таких как внутренний овершот, ловитель, труборезка, тросоловитель и др.

Список литературы

1. Кустышев А. В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири. – Тюмень: Вектор Бук, 2002.

2. Листак М. В., Попова Ж. С., Зозуля Е. К., Норицина Н. С., Гейхман М. Г., Кустышев А. В. Комплексный подход к ремонту газовых скважин с помощью колтюбинговых технологий // Известия вузов. Нефть и газ. – 2007. – № 6. – С. 13-18.

3. Зозуля Г. П., Гейхман М. Г., Кустышев А. В., Чижова Т. И., Романов В. К., Бурдин К. В. Перспективы применения колтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин // Известия вузов. Нефть и газ. – Тюмень:

ТюмГНГУ, 2001. – № 6. – С. 55-59.

4. Кустышев А. В. Сложные ремонты скважин. – М.: ИРЦ Газпром, 2010. – 165 с.

5. Амиров А. Д., Овнатанов С. Е., Яшин А. С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1975. – 194 с.

6. Будников А. Д., Овнатанов С. Е., Яшин А. С. Осложнения при ремонте нефтяных и газовых скважин. – М.:

Недра, 1975. – 194 с.

7. Гейхман М. Г., Зозуля Г. П., Кустышев А. В., Листак М. В. Проблемы и перспективы колтюбинговых технологий в газодобывающей отрасли // Обз. информ. Сер. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. – М.:

ИРЦ Газпром, 2007. – 112 с.

8. Gore Kemp. Oilwell Fishing Operation: Tools and Technigues. – Gulf Publishing Company Book Division, Houston, London, paris, Tokyo // Кемп Г. Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника и технология: Пер. с англ. / Пер. Г. П. Шульженко. – М.: Недра, 1990. – 96 с.

9. Булатов А. И. Колтюбинговые технологии при бурении, заканчивании и ремонте нефтяных и газовых скважин. Справочное пособие. – М.: Изд-во «Просвещение-Юг», 2008.

10. Ваганов Ю. В., Листак М. В., Калимулина М. Я. Некоторый опыт извлечения прихваченной гибкой трубы из скважины в процессе бурения бокового ствола и возможные пути совершенствования такой технологии // Известия вузов. Нефть и газ. – 2015. – № 2. – С. 42-45.

11. Кустышев А. В. Опыт и возможности колтюбинговых технологий при ремонте скважин на месторождениях Крайнего Севера // Время колтюбинга. – 2008. – № 1. – С. 28-31.

Сведения об авторах Information about the authors Кустышев Александр Васильевич, д. т. н., профес- Kustyshev A. V., Doctor of Engineering, professor, сор, гл. науч. сотр. ООО ТюменНИИгипрогаз», тел.

chief researcher, of LLC «TyumenNIIgiprogas», phone:

8(3452)286694, e-mail: kustishevAV@tngg.ru 8(3452)286694, e-mail: kustishevAV@tngg.ru Кустышев Денис Александрович, к. т. н., ст. науч. Kustyshev D. A., Candidate of Science in Engineering, сотр. ООО ТюменНИИгипрогаз», тел. 8(3452)286697, senior researcher of LLC «TyumenNIIgiprogas», phone:

e-mail: denis1982k@mail.ru 8(3452)286697, e-mail: denis1982k@mail.ru Кустышев Игорь Александрович, к. т. н., главный Kustyshev I. A., Candidate of Science in Engineering,, специалист ООО ТюменНИИгипрогаз», тел.

chief specialist of LLC «TyumenNIIgiprogas», phone:

8(3452)286856, e-mail: kustishev@tngg.ru 8(3452)286856, e-mail: kustishev@tngg.ru Ваганов Юрий Владимирович, к. т. н., начальник Vaganov Yu. V., Candidate of Science in Engineering, отдела ООО «Сервисная нефтяная компания», тел. head of the department of LLC «Service oil company» phone:

8(3452)566114, e-mail: vaganov_yv@SNK-tmn.ru 8(3452)566114, e-mail: vaganov_yv@SNK-tmn.ru _______________________________________________________________________________

УДК 622

АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ТОЧНОСТЬ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКИХ

ЗАЛЕЖЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

ANALYSIS OF FACTORS INFLUENCING UPON THE PRECISION OF PREDICTION

OF TECHNOLOGICAL PARAMETERS OF THE WEST SIBERIA CENOMANIAN

DEPOSITS DEVELOPMENT

А. О. Лысов, С. Л. Голофаст, А. В. Красовский А. О. Lysov, S. L. Golofast, A. V. Krasovskiу Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, Ключевые слова: коэффициент пористости; коэффициент проницаемости;

уплотнение породы; погрешность в определении фильтрационно-емкостных свойств;

гидродинамическая модель; газовая залежь

–  –  –

Одной из основных задач при проектировании и управлении разработкой месторождений природного газа является оценка величины начальных геологических и дренируемых запасов. На основе данной оценки создаются геологические и гидродинамические модели, планируются уровни отборов, составляются проекты разработки и обустройства месторождения. Требования к достоверности и точности методов подсчета запасов и исходных данных для них постоянно возрастают. Расхождение величин запасов газа, подсчитанных объемным методом и по данным истории разработки, составляет 5–20 % по сеноманским залежам Западной Сибири [1].

Одной из причин расхождения является погрешность в определении пористости.

Проанализируем причины появления погрешности при определении средней пористости при подсчете запасов. Следует отметить, что со времени проведения пересчетов запасов по большинству уникальных и крупных газовых залежей имеет место существенное уточнение применяемой для этого методики. Так, например, замеры пористости, значения которой использовались при пересчете, были выполнены при атмосферном давлении. Однако в пласте на скелет породы действует эффективное давление, величина которого определяется разностью пластового и горного давлений. На момент времени, когда выполнялся пересчет, исследования зависимости пористости и проницаемости от эффективного давления по сеноманским отложениям не проводились. Подобные исследования керна одного из месторождений Западной Сибири свидетельствуют о том, что в реальном диапазоне изменения ФЕС коллекторов величина коэффициента пористости в нагруженном состоянии варьируется, и изменение его значения составляет 0,01–0,02 д. ед. [2]. Фактически даже такое незначительное изменение рассматриваемого коэффициента приводит при пересчете к существенному (~ на 2,4 %) снижению запасов для дренируемых коллекторов и свидетельствует о необходимости коррекции в определении граничного значения пористости.

Обоснование нижних пределов пористости и проницаемости коллекторов по керну в большинстве случаев осуществляется экспериментально-расчетным методом [1], который основан на сопоставлении коэффициентов эффективной пористости (Кпэф ) с коэффициентами пористости и абсолютной газопроницаемости (рис. 1).

Рис. 1. Зависимость коэффициента эффективной пористости от коэффициента пористости по данным керна Нефть и газ Граничные значения коэффициента пористости Кгр определены при велип гр чине эффективной пористости Кпэф, но исследования проводились в атмосферных условиях, и, следовательно, для пластовых условий значение коэффициента Кгр составит 21·0,976 = 20,496 % 20 % п Исследования сеноманского керна на сжимаемость почти отсутствуют по причине плохой сохранности образцов при извлечении.

Одни из первых исследований по изучению влияния уплотнения породы сеноманской залежи на ФЕС на образцах керна, результаты которых представлены на рис. 2, были выполнены в 2010 г [3]. Коэффициент пористости данных образцов в стандартных условиях варьировался от 0,227 до 0,319. Керн сеноманских отложений характеризуется слабосцементированным состоянием. При насыщении такого керна водой в атмосферных условиях происходит набухание глинистых минералов, что особенно проявляется в пропластках с низкими ФЕС.

Вследствие того, что для части образцов исследования были проведены по воде, величины их пористости оказались завышенными. Необходимо также отметить, что после извлечения керн претерпевает необратимые изменения — извлекаются флюиды, происходит его неупругая деформация и т. д. С увеличением фиктивного давления наблюдается общее уменьшение коэффициента сжимаемости, при этом параметры пористой горной породы нелинейно связаны со значительными изменениями величины пластового давления. Качественно это явление объясняется уплотнением среды, возрастанием площади контактов зерен и коэффициентов упругих смещений твердых частиц.

Рис. 2. Зависимость коэффициентов пористости: а) и проницаемости

б) от эффективного давления Исходя из полученной осредненной зависимости, доля коллекторов, которые при пластовых условиях будут иметь значение пористости ниже граничного, возрастет и составит 21/0,936 = 22,4 %. Следовательно, все коллекторы с пористостью 22,4 % становятся неколлекторами при пластовом эффективном давлении.

Результаты экспериментальных исследований Фатта, М. М. Кусакова, Н. С. Гудок [4, 5] и ряда других авторов показывают существенную зависимость коэффициента проницаемости от величины давления, причем изменение данного коэффициента происходит гораздо в большей степени, чем порового объема. Выполненные в работах Д.

В. Кутовой и А. Т. Горбунова [6, 7] исследования трещиноватых пород показали, что в ряде случаев отмечается затухание фильтрации вследствие смыкания трещин. Данный факт свидетельствует, что высокопроводимые поровые каналы (с проницаемостью породы в несколько Дарси) могут вести себя подобно трещинам и при падении давления резко терять свои фильтрационные свойства. Так, например, данные, представленные на рис. 2, позволяют сделать вывод, что коэффициент проницаемости Кпр на одном Нефть и газ образце керна уменьшился в 7 раз, и при начальном пластовом эффективном давлении его значение составило ~ 15 % от проницаемости в стандартных условиях. По этой причине может происходить выключение из дренирования некоторого объема пород, определенных коллекторами при атмосферном давлении.

Кроме того, абсолютная погрешность в определении пористости оценена в последнем подсчете запасов в размере ~ 6 % (рис. 3). Если при учете данной погрешности поровый объем корректируется в большую сторону ровно на 6 %, то учет ее при коррекции в меньшую сторону может привести к тому, что величина пористости может оказаться ниже ее граничного значения для той породы, которая была определена коллектором.

Рис. 3. Погрешность в определении коэффициента пористости

Представленные выводы применимы для любых аналогичных по условиям залегания газовых залежей и могут использоваться при адаптации моделей на историю разработки.

Отсутствие детальной информации о геологическом строении пласта в межскважинном пространстве и на периферии, наряду с методикой интерпретации ГИС залежи и погрешности инструментальных замеров, определяет ошибки подсчета начальных запасов газа. Замеры фильтрационно-емкостных параметров в отдельных точках пласта, ввиду неоднородности среды, не позволяют достоверно определить величины параметров в межскважинном пространстве. Осреднение подсчетных параметров при выполнении работ по подсчету запасов газа вносит дополнительную неопределенность. В связи с этим использование данных контроля за разработкой (добыча, давление, подъем ГВК) для адаптации фильтрационной модели позволяет уточнить начальные запасы газа.

В заключение необходимо отметить, что все описанные выше факторы оказывают существенное влияние на величину погрешности при определении пористости и согласуются между собой.

Таким образом, можно сделать следующие выводы:

замеры пористости необходимо производить в условиях максимально приближенных к пластовым, так как в противном случае в расчет изначально закладывается ошибка;

на погрешность, возникающую при подсчете запасов, оказывает влияние ряд технологических и геологических факторов, часть из которых на настоящий день не поддается корректному учету;

при адаптации гидродинамической модели на историю разработки следует учитывать погрешности в определении пористости и проницаемости по исследованиям керна.

Нефть и газ Список литературы

1. Крылов Г. В., Лапердин А. Н., Маслов В. Н. Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири. – Новосибирск: Издательство СО РАН, 2005. – 392 с.

2. Драцов В. Г., Трухин В. Ю., Кондратьева Л. А., Закуражнова И. А. и др. Пересчет запасов газа сеноманской залежи Ямбургского месторождения (по состоянию изученности на 01.01.2008). ООО «ЦНИП ГИС». – М., 2008. – 379 с.

3. Обобщение ранее выполненных исследований и проведение дополнительных петрофизических, литологоминералогических исследований керна сеноманской залежи Ямбургского НГКМ: Отчет о НИР (промежуточ.) / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель А. Г. Борисов. – Тюмень, 2013. – 59 с.

4. Fatt I. Compressibility of Sandstones at low to Moderate Pressures. Bull. Amer. Assoc. of Petrol. Geolog. vol. 42, No.

8, August, 1958. – P. 1924-1957.

5. Кусаков М. М., Гудок Н. С. Влияние внешнего давления на фильтрационные свойства нефтесодержащих пород // Нефтяное хозяйство. – 1958. – № 6. – С. 40-47.

6. Кутовая Д. В. Влияние внешнего давления на фильтрационные свойства трещиноватых пород и раскрытие трещин // Нефтяная и газовая промышленность. – Киев. – 1962. – № 1. – С. 34-35.

7. Горбунов А. Т. Вопросы разработки нефтяных месторождений, представленных трещиноватыми коллекторами. Дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. – М.: ВНИИнефтегаз, 1963.

Сведения об авторах Information about the authors Лысов Андрей Олегович, аспирант, Тюменский го- Lysov A. O., postgraduate, Tyumen State Oil and Gas сударственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, University, е-mail: LysovAO@tngg.ru е-mail: LysovAO@tngg.ru Голофаст Сергей Леонидович, д. т. н., профессор, Golofast S. L., Doctor of Engineering, professor of

Тюменский государственный нефтегазовый универси- Tyumen State Oil and Gas University, phone:

тет, г. Тюмень, тел. 8(3452)488111, е-mail: tras- 8(3452)488111, е-mail: trasser@inbox.ru ser@inbox.ru Красовский Александр Викторович, к. т. н, зам. Krasovski у A. V., Candidate of Science in Engineering, генерального директора, ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Deputy General Director of LLC «TyumenNIIgiprogas», Тюмень, е-mail:Krasovskyi@tngg.ru е-mail:Krasovskyi@tngg.ru _______________________________________________________________________________

–  –  –

Залежи нефти в карбонатных коллекторах по различным оценкам содержат 40–45 % мировых запасов нефти. Эти запасы относятся к категории трудноизвлекаемых. В Татарстане доля добываемой нефти из карбонатных коллекторов растет, в год добывается около 4,5 млн тонн. Налоговые льготы, принятые федеральным законодательством в 2013 году, делают экономически «привлекательной» добычу нефти из пород, проницаемость которых не превышает 2 мД. Под эту категорию попадают и карбонатные коллекторы.

Одним из направлений повышения эффективности разработки малопродуктивных трещиноватых коллекторов является кислотный гидравлический разрыв пласта (КГРП) [1].

Кислотные обработки карбонатных коллекторов являются наиболее распространенным способом химического воздействия на призабойную зону скважин для интенсификации добычи нефти. Несмотря на многолетний опыт применения и большой объем проведенных исследований, направленных на совершенствование и повышение эффективности метода, значительная часть обработок дает невысокие результаты.

Изучение оптимальных технологических параметров выполнения работ по кислотному гидроразрыву во многом определяет успешность работ. Критерием оптимальности кислотной обработки является глубина проникновения, геометрическая форма каналов «червоточин» и как результат технологический эффект обработок. ГеометричеНефть и газ скую структуру образуемых «червоточин» в литературе связывают с числом Дамкелера, определяемым как отношение скорости химической реакции к скорости подвода реагента к поверхности реакции [2].

В общем случае его можно выразить как отношение характерного времени физического процесса tphys к характерному времени химической реакции tchem:

t phys Dа. (1) tchem Его значение определяет тип реакции: диффузионный при больших значениях числа и кинетический при малых. При характерных скоростях фильтрации жидкости через горные породы реализуется кинетический тип реакции, поэтому число Дамкелера для анализируемых процессов формулируется как отношение скорости реакции к скорости фильтрации раствора кислоты в пористой среде. Многочисленные опубликованные эксперименты показали, что оптимальный с точки зрения эффективности процесс закачки раствора кислоты соответствует значению числа Дамкелера, равному 0,3 (рис. 1) [1].

Экспериментальные данные основаны на анализе микроструктуры потока, в реальности в призабойной зоне образуется достаточно большое количество таких «червоточин» [2].

В соответствии с вышеизложенным оптимальным будет такой темп, при котором скорость химической реакции будет в 3 раза превышать скорость физического проникновения кислоты в пласт. С целью оценки возможности оптимизации технологического процесса по кислотному гидроразрыву авторами рассматриваются фактические параметры выполнения работ.

Рис. 1. Универсальная зависимость объема прокаченного раствора кислоты до момента ее прорыва на выходе из образца, отнесенная к поровому объему, от обратного числа Дамкелера С целью изучения влияния технологических показателей выполнения работ по кислотному гидроразрыву на объем дополнительной добычи были проанализированы следующие показатели: темп закачки, объемы кислотной композиции, время закачки и результат прироста дебитов применительно к условиям выполнения работ в ОАО «Татнефть».

Для приведения всех рассматриваемых параметров в единую размерность учитывались удельные величины, в частности удельный расход, объем композиции и прирост дебита на 1 метр вскрытой толщины пласта.

На рис. 2 представлены результаты изучения парной зависимости между темпом закачки и объемом кислотной композиции. Для корректного отражения удельных величин на рисунке представлены результаты обработки с сопоставимыми значениями обрабатываемых толщин пласта, равных в среднем 10 м.

Изучение условий выполнения работ по кислотному гидроразрыву показало, что средний удельный объем кислотной композиции при выполнении кислотного гидроразрыва пластов изменяется от 4,4 м3/м до 14 м3/м перфорированной толщины пластов при подаче кислотной композиции с темпом от 1,8 до 10 м3/(часм). Зависимость между

–  –  –

Рис. 2. Зависимость удельного темпа закачки кислотного состава и удельного объема композиции на 1 м обрабатываемой толщины пласта По данным построения естественной является тенденция зависимости между темпом закачки и удельным объемом кислотной композиции. Для месторождений, представленных карбонатными коллекторами, увеличение объема и расхода кислоты ограничено давлением закачки, которое не должно превышать критический градиент давления на цементный камень или перемычку между нефтенасыщенными и водонасыщенными пластами.

Технология кислотного гидроразрыва пласта представляет собой последовательную закачку жидкости разрыва и кислотного состава. Различают два варианта проведения КГРП: обработка в режиме образования новой трещины и режим раскрытия существующей системы трещин. Давление закачки в первом случае превышает давление гидроразрыва, во втором закачка проходит при давлениях ниже давлений гидроразрыва.

Далее рассмотрены показатели успешности выполнения работ совместно с технологическими показателями выполнения, в частности темпом закачки, количеством кислотной композиции и временем закачки кислоты.

Изучение влияния объема закаченной композиции на результат прироста дебита показано на рис. 3.

Удельный объем кислотной композиции, м 3/м

–  –  –

Рис. 3. Зависимость удельного прироста дебита от объема кислотной композиции Нефть и газ Анализ рисунка позволяет отметить, что влияние объема кислотной композиции на результат при объемах закачки более 4 м3 на 1 метр обрабатываемой толщины пласта проявляется в меньшей степени.

Аналогичные построения, учитывающие темп закачки, представлены на рис. 4. По данным рисунка отмечается зависимость между темпом закачки и приростом дебита.

По представленным данным можно констатировать факт, что увеличение темпа закачки кислотной композиции способствует повышению эффективности кислотного гидроразрыва, что естественно при учете глубины проникновения в пласт и скорости нейтрализации кислоты в пласте.

Удельный темп закачки кислотной композиции на

–  –  –

Рис. 4. Зависимость удельного прироста дебита от объема кислотной композиции Влияние времени прокачки кислоты в пласт и ее нейтрализации в карбонатном коллекторе играет решающую роль в охвате пласта воздействием. Зависимость между временем закачки кислотной композиции и дополнительной добычей представлена на рис. 5. Согласно данным рисунка, сокращение времени закачки в конечном счете позволяет при прочих равных условиях увеличить скорость подвода кислоты в пласт и приблизить это значение к оптимальному, когда соотношение между химической реакцией и физическим проникновением кислотной композиции в пласт будет соответствовать оптимальному значению, равному 0,3.

Продолжительность закачки кислотной

–  –  –

Нефть и газ Результаты (см. рис. 5) получены путем группировки по данным выборки результатов выполнения работ. Результаты анализа показывают, что уменьшение времени проникновения кислотной композиции в пласт позволяет получить более высокие результаты. Однако необходимо учесть совокупно все зависимости. По данным анализов становится очевидным, что существует оптимальное сочетание между темпом и объемом закачки, позволяющее получить больший технологический эффект.

Эффективность кислотных обработок зависит от порядка скорости реакции, начальной концентрации, объема закачиваемой оторочки и достигает максимума при определенных скоростях закачки.

Результаты анализа промысловых данных позволяют утверждать, что темп закачки кислотной композиции при КГРП не достиг своего максимального значения, учитывающего скорость реакции кислоты с породой, в соответствии с данными числа Дамкелера. Эффект от обработок в первую очередь зависит от темпа закачки, который первичен при выполнении КГРП, остальные показатели вторичны.

Список литературы

1. Гарипова Л. И., Маннанов И. И. О перспективах применения кислотного ГРП на месторождениях ОАО «Татнефть» // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородного сырья опыт и прогнозы: материалы Международной научно-практической конференции (Казань, 3–4 сентября 2014 года). – Казань: Издательство «ФЭН», 2014.

– С.184-186.

2. Смирнов А. С. Математическое моделирование процесса закачки кислоты в карбонатный пласт с учетом формирования «червоточин»: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата физикоматематических наук. Специальность: 01.02.05 – «Механика жидкости, газа и плазмы». – Тюмень: Тюменский государственный университет, 2011. – 25 с.

3. Хисамов Р. С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Учебное пособие. – Казань: Издательство «ФЭН» Академии наук Республики Татарстан, 2013. – 310 с.

Сведения об авторах Information about the authors Маннанов Ильдар Илгизович, к. т. н., доцент ка- Mannanov I. I., PhD in Engineering, Associate profesфедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых sor of the chair «Development and operation oil and gas месторождений», Альметьевский государственный fields», Almetyevsk State Petroleum Institute, ASOI, Republic нефтяной институт, г. Альметьевск, тел. 89172950422 of Tatarstan, phone: 89172950422 Гарипова Лилия Ильясовна, к. т. н., доцент кафед- Garipova L. I., PhD in Engineering, Associate profesры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых sor of the chair «Development and operation oil and gas месторождений», Альметьевский государственный fields», Almetyevsk State Petroleum Institute, ASOI, Republic нефтяной институт, г. Альметьевск, e-mail: garipo- of Tatarstan, e-mail: garipova_lilya@mail.ru va_lilya@mail.ru _______________________________________________________________________

–  –  –

В. В. Паникаровский, Е. В. Паникаровский, С. К. Сохошко V. V. Panikarovski, E. V. Panikarovski, S. K. Sohoshko Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень.

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта; интервал перфорации; трещина ГРП;

толщина глинистого экрана Key words: formation hydraulic fracturing; perforation interval; FHF fracture; clay screen thickness В практике разработки нефтяных и газовых скважин существуют два основных метода увеличения нефтеотдачи — это методы интенсификации притоков скважин, которые увеличивают текущую добычу нефти и газа в процессе эксплуатации скважин, и методы увеличения нефтеотдачи, основным назначением которых является повышение нефтеотдачи пластов за счет вовлечения в разработку ранее невыработанных запасов.

Такое деление данных методов увеличения нефтеотдачи носит некоторую долю условности, так как все эти методы увеличивают конечную нефтеотдачу.

Процесс заводнения продуктивных пластов является обычным базовым вариантом при составлении проектов разработки нефтяных месторождений.

Нефть и газ В случае, когда возникает необходимость уплотнения эксплуатационной сетки скважин или использования в процессе разработки методов увеличения нефтеотдачи, то эффективность оценивается по базовому варианту разработки месторождения.

Если разработка месторождения базовым методом — методом заводнения — уже завершена, то вся последующая добыча ведется за счет применения методов увеличения нефтеотдачи. Эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи может определяться после определенного периода эксплуатации объекта на базовом режиме разработки при наличии фактических промысловых данных по этому периоду и фактических промысловых результатов применения методов увеличения нефтеотдачи с показателями базового метода разработки.

Применение методов увеличения нефтеотдачи, таких как гидравлический разрыв пласта (ГРП), позволяет удерживать темпы падения добычи нефти и газа на низком уровне, что обеспечивает проведение рациональной разработки месторождений нефти и газа. Обобщенный анализ влияния ГРП на показатели разработки месторождений Западной Сибири показывает, что в большинстве имеются общие признаки, характеризующие успешность проведения данного вида работ. В обобщенном виде они представляют собой систему критериев, отражающих совокупность диапазонов изменения геолого-промысловых, технологических, экономических критериев, в пределах которых можно ожидать высокой эффективности применения ГРП. Основное назначение критериев — обеспечение возможности выполнения оперативной выборки фонда скважин для проведения ГРП на данном объекте разработки. В представленную группу критериев входят геологические и технологические факторы.

К геологическим факторам относятся текущие запасы нефти и газа на участке разработки, которые обеспечат дополнительный объем добычи. В процессе ГРП не должна произойти разгерметизация залежи и подключение к добыче водоносных горизонтов. Наличие у залежи нефти газовой шапки, близость трещины ГРП к водонефтяному контакту (ВНК) могут привести к прорыву газа из газовой шапки или к преждевременному обводнению скважины подошвенной водой.

Из технологических причин на проведение ГРП влияют следующие факторы: объем жидкости гидроразрыва; концентрация расклинивающего материала. Данные факторы определяют глубину проникновения трещины ГРП в пласт и ее проводимость.

Основные требования к эксплуатационным скважинам для проведения ГРП сводятся к следующим критериям. Толщина перекрывающих и подстилающих экранов в разрезе скважин, где проводится процесс ГРП, должна быть не менее 5 м, а отношение текущего пластового давления к начальному пластовому давлению должно составлять не менее 0,9 и должно поддерживаться с помощью нагнетательных скважин за два или три месяца до проведения ГРП. Особые требования предъявляются к техническому состоянию скважин, связанному с состоянием заколонного пространства и качеством цементирования. Цементирование заколонного пространства должно быть на 20 м выше и ниже интервала перфорации при наличии водоносных горизонтов. Рекомендуемый для проведения ГРП объект должен иметь толщину не менее 5 м и давать приток нефти с обводненностью менее 50 %.

Аналогичные требования предъявляются для нагнетательных скважин.

Все эти критерии и факторы влияют на технологическую эффективность проведения ГРП и получение дополнительной добычи нефти.

На Красноленинском месторождении гидроразрыв пласта в эксплуатационных скважинах проводится по технологии фирм «Haliburton» и «Катконефть». Основная часть процессов ГРП проведена в песчаниках викуловской свиты Ем-Ёговской и Каменной площадей.

На Ем-Ёговской площади дебит нефти после проведения ГРП по технологии «Haliburton» в среднем увеличился с 2,7 до 25,8 т/сут, дебит жидкости возрос с 3,1 до 40,0 т/сут, обводненность возросла с 18,7 до 23,7 % [1].

ГРП, проведенные по технологии «Катконефть» позволили увеличить дебит нефти с 2,9 до 20,3 т/сут, дебит жидкости вырос с 3,8 до 47,0 т/сут, обводненность скважин возросла с 23,6 до 56,8 %. Продолжительность действия ГРП оценивается в 24 месяца, а дополнительная добыча за счет одной операции ГРП составляет 7,2 тыс. т.

Нефть и газ В качестве основного критерия результативности ГРП принимается величина дополнительной добычи за счет ГРП, которая обеспечивает целесообразность применения данного метода. Дополнительная добыча рассчитывается по приросту дебита нефти в результате проведения ГРП относительно среднего дебита нефти, взятого за 5 месяцев работы скважины перед проведением ГРП. Временем завершения действия эффекта ГРП принимается снижение дебита нефти ниже базового дебита.

Всего рассматривались две группы скважин с достигнутым эффектом ГРП и дополнительной добычей нефти более 2 300 т на одну скважино-операцию, а также скважины с малой дополнительной добычей менее 2 300 т на одну скважино-операцию.

По всем скважинам были определены геолого-геофизические параметры и оценена динамика добычи нефти, обводненности продукции как до проведения ГРП, так и после него.

Всего на Ем-Ёговской площади с малой дополнительной добычей после ГРП отмечены 10 из 78 скважин, где был проведен ГРП в пластах викуловской свиты.

Исследование результатов работы скважин позволили выделить основные причины низкой эффективности ГРП в отдельных скважинах.

В первой группе скважин низкий прирост дебита нефти и жидкости после проведения ГРП связан с низкими потенциальными возможностями пласта. У второй группы скважин наблюдается прирост дебита жидкости и низкий прирост дебита нефти после проведения ГРП, который происходит в результате обводнения эксплуатационных скважин, расположенных в районе нагнетательных скважин и наличия межколонных перетоков.

Основными параметрами, определяющими величину дебитов скважин, являются эффективная толщина пород-коллекторов и фильтрационно-емкостные свойства пород призабойной зоны пласта.

Состав притока в скважине, предложенной для проведения ГРП, определяется текущей нефтенасыщенностью пород-коллекторов, соотношением толщин нефтенасыщенных и водонасыщенных пластов и размерами толщин, вскрытых при ГРП, нефтенасыщенных и водонасыщенных пород-коллекторов.

Нижний предел нефтенасыщенности, при котором породы-коллекторы могут отдавать нефть и воду, составляет от 46 до 52 %, а нижний предел нефтенасыщенности, при которой породы не содержат подвижной нефти, составляет от 28 до 36 %.

Минимальная толщина глинистого раздела между нефтенасыщенными и водонасыщенными коллекторами, обеспечивающими водоизоляцию от водоносных горизонтов, должна быть от 6 до 14 м в зависимости от технологии ГРП, что обусловлено ограничениями на высоту трещины.

Расчетным путем могут быть определены зависимости высоты, прорываемого трещиной глинистого экрана от толщины пласта, темпов закачки жидкости ГРП и ее вязкости. В этом случае принимаются средние для месторождений значения параметров, характеризующие прочностные характеристики пород: модуль Юнга и коэффициент Пуассона. Величина напряжений между пластом и глинистым экраном принимается равной 4 МПа для пластов с коэффициентом песчаннистости ниже 0,6, а при напряжении 5 МПа — с коэффициентом песчаннистости выше 0,6.

При минимальных темпах закачки жидкости ГРП от 2,0 до 2,5м3/мин проникновение трещины в глинистый экран составляет от 5 до 7 м. При смещении интервала перфорации относительно середины пласта изменяется глубина проникновения трещины ГРП в перекрывающие и подстилающие глинистые экраны.

Для вычисления проникновения трещины ГРП в верхний и нижний экраны используют следующие формулы:

Dв =h/2 – (hпер – hкр); Dн = h/2 – (hпод – hпер), где Dв — глубина проникновения трещины в верхний экран, м; Dн — глубина проникновения трещины в нижний экран, м; h — максимальная высота трещины, м; hпер — глубина середины интервала перфорации, м; hкр, hпод. — глубины кровли и подошвы пласта, м.

Абсолютная величина толщины глинистого раздела между нефтенасыщенными и водонасыщенными пластами может ограничивать проведение ГРП в каждой скважине.

Для принятия окончательного решения для проведения ГРП необходимо учитывать Нефть и газ общую толщину пласта, расчлененность разреза, положение интервала перфорации для предложенной технологии ГРП.

Для уточнения предельных значений толщины глинистого экрана необходимо проведение большого объема дополнительных исследований прочностных свойств пород.

Перед проведением процесса ГРП определяется техническое состояние скважины, отсутствие слома или смятия эксплуатационной колонны, ее герметичность, качество цементирования колонны в интервале перфорации на 15–20 м вверх и вниз от него в зависимости от технологии ГРП. Данные требования определяются образованием трещин ГРП, которые могут достигать высоты от 30 до 50 м.

Оптимальная величина угла отклонения скважины от вертикали при входе в продуктивный пласт должна быть не более 10°, а интервал перфорации должен быть не менее 2–4 м при глубине перфорации от 0,2 до 0,8 м.

Выполнение данных условий по изучению влияния зенитного и азимутального углов ствола скважины на структуру образующихся трещин на моделях обсаженных скважин позволило установить, что при значении зенитного угла не более 10° образуется единая трещина ГРП, а не система трещин. В скважинах с зенитным углом от 10° до 30° необходимо обеспечивать эффективный объем перфорации с учетом соотношения высоты интервала перфорации и глубины проникновения перфорационных каналов в пласт.

Меньшему интервалу перфорации должна соответствовать большая глубина перфорационных каналов.

Критериями выбора скважины для проведения ГРП, определяющими данное условие, являются: близость зоны нагнетания, состояние выработки запасов и состояние пластового давления в залежи [2].

Необходимым условием успешности проведения ГРП является обеспеченность запасами в зоне дренирования скважин. При отборе более 75 % от извлекаемых запасов возрастает вероятность увеличения обводненности после проведения ГРП.

Необходимо избегать проведения ГРП в зонах нагнетания воды, где по выше- и нижезалегающему объекту при толщине глинистых разделов от 10 до 15 м увеличивается вероятность заколонных перетоков.

С целью подбора скважин для проведения ГРП проведена обработка действующего фонда скважин Ем-Ёговской площади. Среди добывающих скважин действующих и бездействующих выделены группы скважин по величине текущего дебита жидкости и величине текущей обводненности. По величине текущего дебита жидкости выделены две группы скважин: низкодебитные (с дебитами менее 20 т/сут) и высокодебитные (с дебитами более 20 т/сут). В данных группах установлены две группы скважин по величине текущей обводненности: с обводненностью меньше 50 % и высокообводненные (с обводненностью более 50 %).

При данном делении скважин на группы и подгруппы упрощается выбор скважин для проведения ГРП.

Рис. 1. Распределение объемов геологических мероприятий на Красноленинском месторождении за период 2012–2014 гг.

Нефть и газ Для условий Ем-Ёговской площади целесообразно рассматривать возможность проведения ГРП в скважинах, где величины текущего дебита по жидкости не более 5 т/сут.

Высокодебитные скважины с низкой обводненностью должны быть исключены из кандидатов на проведение ГРП ввиду нецелесообразности его проведения.

Успешность проведения ГРП на Ем-Ёговской площади Красноленинского месторождения достаточно высокая (рис. 1).

Исходя из структуры остаточных запасов на месторождении, необходимо подобрать скважины для проведения ГРП в низкопродуктивной части коллектора, а в ближайшей перспективе необходимо проведение ряда повторных ГРП в низкопроницаемой части пород-коллекторов в добывающих скважинах. Проведение ГРП в нагнетательных скважинах требует проведения дополнительных исследований.

Список литературы

1. Ревенко В. М., Гузеев В. В. и др. Особенности разработки Красноленинского свода. – М., 2010. – 36 с.

2. Каневская Р. Д., Дияшев И. Р. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. – М., 2002. – 89 с.

Сведения об авторах Information about the authors Паникаровский Валентин Васильевич, д. т. н., Panikarovski V. V., Doctor of Engineering, professor of профессор кафедры «Геология месторождений нефти и the chair «Geology of oil and gas fields», Tyumen State Oil газа», Тюменский государственный нефтегазовый уни- and Gas University, phone: 8(3452)305700 верситет, г. Тюмень, тел. 8(3452)305700 Паникаровский Евгений Валентинович, к. т. н., Panikarovski E. V.

Candidate of Science in Engineerдоцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых сква- ing, associate professor of the chair «Drilling of oil and gas жин», Тюменский государственный нефтегазовый уни- wells», Tyumen State Oil and Gas University, phone:

верситет, г. Тюмень, тел. 8(3452)296697 8(3452)296697 Сохошко Сергей Константинович, д. т. н., про- Sohoshko S. K., Doctor of Engineering, professor of the фессор, заведующий кафедрой «Моделирование и управ- chair «Modeling and management of oil and gas production ление процессами нефтегазодобычи», Тюменский госу- processes», Tyumen State Oil and Gas University, phone:

дарственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, 8 (3452)416889 тел. 8(3452)416889 ___________________________________________________________________________

–  –  –

А. М. Сагдатуллин A. М. Sagdatullin Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск Ключевые слова: энергоэффективность; скважинные системы; установки штанговых скважинных насосов; цепной привод; балансирный станок-качалка Key words: power-efficiency; downhole system; downhole sucker rod pumping units; chain drive;

walking-beam jack pump Поздняя стадия разработки месторождений характеризуется необходимостью новых подходов к эксплуатации и подбору оборудования эксплуатируемых добывающих скважин, обеспечивающих добычу нефтегазовой эмульсии в осложненных условиях при наименьших затратах. Особенностью месторождений на поздней стадии разработки является высокая обводненность нефтяных скважин, в дебите которых более 50 % составляет нагнетаемая в систему поддержания пластового давления жидкость. Как правило, высокообводненные скважины со средними и высокими дебитами эксплуатируются одним из механизированных способов – с помощью установок электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН). Вследствие невысокого коэффициента полезного действия (КПД) затраты электроэнергии на добычу нефти с помощью УЭЦН значительно выше, при этом потери в погружном электронасосе возрастают обратно пропорционально скорости вращения ротора электродвигателя из-за уменьшения КПД УЭЦН на низких оборотах его вращения [1, 2, 3].

Нефть и газ Постановка проблемы и метод ее решения. Применение установок штанговых скважинных насосов (УСШН) с балансирными станками-качалками (СК) вследствие ограничений длины хода плунжера (1,2–3,0 м стандартных типоразмеров СК) требует таких режимов работы, при которых откачка жидкости из скважин осуществляется с высокой скоростью, что приводит при установке насосов с большим диаметром к снижению межремонтного периода скважин, дополнительным затратам и сопутствующим потерям добычи нефти. В результате основной задачей в области механизированных методов эксплуатации скважин является повышение эффективности поднятия жидкости из скважин и снижение себестоимости добычи путем совершенствования существующих установок добывающих скважин.

Наиболее перспективным методом решения данной задачи является применение в составе УСШН цепного длинноходового привода штанговых скважинных насосов или ПЦ. Данный тип привода предназначен для эксплуатации как высокообводненных скважин, так и для добычи высоковязкой нефти, а также для поддержания на заданном уровне скважинного давления. ПЦ является высокоэффективным и энергосберегающим оборудованием для добычи нефти, позволяющим снизить энергозатраты до 25 % относительно станков-качалок и до 50 % относительно погружных электроцентробежных насосов, так как КПД скважинных насосов данных приводов приблизительно равен 50–60 %, при этом КПД для СК с УСШН приблизительно равен 20–50 %, а КПД УЭЦН составляет менее 30 % [4, 5].

Цель данной работы — анализ энергоэффективности скважинных систем c установками штанговых скважинных насосов.

Для анализа энергоэффективности скважинных систем установок со штанговыми скважинными насосами рассмотрим цепной привод типа ПЦ 80-6-02 со следующими техническими характеристиками (рис. 1).

Рис. 1. Рассматриваемый цепной привод типа ПЦ 80-6-02

Преимущества цепных приводов УСШН:

монотонный режим откачки, обеспечиваемый запасом хода до 6 м, позволяет повысить надежность составных механизмов цепного привода, а также штанговых скважинных установок вследствие меньшего износа штанг и труб;

применение длинноходовых УСШН позволяет увеличить коэффициент наполнения насоса и с высокой эффективностью использовать ПЦ на скважинах с высокими и низкими дебитами, а также на скважинах с высокой обводненностью;

удельные энергозатраты цепных приводов с УСШН, в сравнении с аналогичными по характеристикам подачи насосами УЭЦН, ниже на 50 % и более;

Нефть и газ цепные приводы оснащаются длинноходовыми глубинно-насосными установками с глубинными штанговыми насосами (стандарт API — система стандартов, разработанная некоммерческой организацией American Petroleum Institute для повышения безопасности, взаимозаменяемости оборудования, снижения затраты на обеспечение совместимости систем и упорядочения процессов в добыче и переработке нефти) с длиной хода плунжера 6 м и более;

контроль за узлами привода при обслуживании, проверке и ремонте обеспечивается открытым исполнением ПЦ;

аварийная тормозная система цепного привода автоматически позволяет предотвратить падение противовеса в случае обрыва штанги (каната);

автоматическая система электроблокировок цепного привода обеспечивает безопасность в условиях эксплуатации оборудования;

система оперативного контроля натяжения цепи позволяет автоматически подтягивать цепь привода с помощью механического устройства [1, 6].

Для сравнения рассмотрим балансирный станок-качалку с УСШН типа ПНШТ 80со следующими техническими характеристиками (рис. 2). Согласно рисунку можно видеть, что при аналогичном числе качаний равную производительность приводу ПЦ 80-6-02 с электродвигателем 22 кВт, 1500 об/мин может поддерживать только привод типа ПНШТ 80-3-40-37-02 с электродвигателем 30 кВт, 1500 об/мин. Это обусловливается тем, что вследствие большей длины хода цепного привода производительность станка-качалки возможно компенсировать увлечением числа качаний в минуту либо подбором более металлоемкого привода СК с электродвигателем большей мощности.

Рис. 2. Рассматриваемый станок-качалка с УСШН типа ПНШТ 80-3-40

–  –  –

В результате для определения потребляемой мощности механизмом систем СК и цепного привода выражение будет следующим:

где Pмех — потребная мощность механизма (системы), Вт.; M с.мех — момент сопротивления механизма под нагрузкой, Нм; дв — угловая скорость двигателя, рад/с;

— КПД механизма в заданной точке.

мех Рис. 3. Диаграмма потребления энергии механизмом (системой) за половину цикла работы для: 1 — станка-качалки, 2 — цепного привода На рис. 3 представлена диаграмма потребления энергии механизмом (системой) за половину цикла работы. Согласно рисунку можно сделать вывод, что потребление энергии станком-качалкой на 15–20 % превышает потребление энергии цепного привода за половину цикла работы, то есть за один ход.

В заключение можно сделать следующие выводы:

проведен анализ энергоэффективности цепного привода и аналогичного по характеристикам станка-качалки, согласно которому можно сказать, что УСШН с цепным приводом на 15–20 % более экономичный тип привода относительно аналогичного СК;

цепной привод является более совершенным во многих аспектах эксплуатации установок штанговых скважинных насосов и может являться наиболее эффективной заменой установок электроцентробежных погружных насосов, а также балансирных станков-качалок при дополнительных исследованиях.

Список литературы

1. Валовский В. М., Авраменко А. Н., Валовский К. В., Шамсутдитнов И. Г., Федосеенко Н. В. Применение цепных приводов для эксплуатации малодебитных скважин // Нефть Татарстана. – 2001. – № 1. – С. 34-41.

2. Сагдатуллин А. М. Анализ фонда добывающих скважин и степени разработанности нефтегазовых месторождений // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2014. – № 5 (107). – С. 46-50.

3. Сагдатуллин А. М., Емекеев А. А., Муравьева Е. А. Интеллектуальное логическое управление электроприводом насосной станции // Современные технологии в нефтегазовом деле – 2014. Сборник трудов международной научно-технической конференции, в 2 т. – Т. 2. – Уфа: Аркаим, 2014. – С. 218-221.

4. Сагдатуллин А. М. Анализ энергоемкости технологических процессов схемы сбора и подготовки нефти на промысле нефтедобывающего предприятия // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 6. – С. 51-55.

5. Сагдатуллин А.М. Идентификация режимов работы и анализ состояния скважинного оборудования на основе нейронной сети // Газовая промышленность. – 2014. – № 6 (707). – С. 60-64.

Нефть и газ

6. Сагдатуллин А. М. Повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений на основе интеллектуальных систем // Бурение и нефть. – 2014. – № 7-8. – С. 42-45.

7. Artur Sagdatullin, Alexander Emekeev, Еlena Muravyova. Intellectual Control of Oil and Gas trans-portation system by Multidimensional Fuzzy Controllers with Precise Terms // Applied Mechanics and Materials. Vol. 756 (2015). pp. 633-639.

doi:10.4028/www.scientific.net/AMM.756.633.

8. Терехов В. М. Системы управления электроприводов: Учебник для студ. высш. учеб. заведений / В. М. Терехов, О. И. Осипов; Под ред. В. М. Терехова. – М.: Издательский центр «Академия», 2005. – 304 с.

9. Kayashev Alexander; Muravyova Elena; Sharipov Marsel; Emekeev Alexander; Sagdatullin Artur, «Verbally defined processes controlled by fuzzy controllers with input/output parameters represented by set of precise terms» Mechanical Engineering, Automation and Control Systems (MEACS), 2014 International Conference on, Vol., no., pp.1,5, 16-18 Oct.

2014. doi: 10.1109/MEACS.2014.6986847.

Сведения об авторе Information about the author Сагдатуллин Артур Маратович, аспирант ка- Sagdatullin A. M., postgraduate of the chair «Automation федры «Автоматизация и информационные техноло- and information technologies», Almetiev State Petroleum Instiгии», Альметьевский государственный нефтяной tute, Almetievsk, e-mail: saturn-s5@mail.ru институт, г. Альметьевск, e-mail: saturn-s5@mail.ru _______________________________________________________________________

–  –  –

Т. Ю. Юсифов, С. Г. Паняк, А. А. Аскеров, Ю. М. Варварук, М. Ю. Юсифова T. Yu. Yusifov, S. G. Panyak, A. A. Askerov, Yu. M. Varvaruk, M. Yu. Yusifova ООО «РН-УфаНИПИнефть», г Уфа Уральский государственный горный университет, г. Екатеринбург, НК «Global Energy», «ASKON Azticart» MMC г. Баку Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП); фронт нагнетаемых вод (ФНВ); статический фронт нагнетаемых вод (СФНВ); динамический фронт нагнетаемых вод (ДФНВ); влияние ФНВ на эффективность гидроразрыва пласта; поддержание пластового давления (ППД) Key words: formation hydraulic fracturing (FHF); injected waters front; injected waters static front;

dynamic front; influence of the injected waters front on FHF efficiency; reservoir pressure maintenance Цель исследования — повышение эффективности геолого-технических мероприятий в пределах ранее нерентабельных залежей, с учетом характера и объема закачки воды для поддержания пластового давления.

В последнее время число проведенных на месторождениях Западной Сибири операций ГРП значительно снижается, что обусловлено уменьшением потенциального фонда скважин для его проведения. Одним из важных элементов повышения эффективности ГРП является совершенствование технологии его проектирования. Поиск оптимальных технологий связан со значительными трудностями, сложными условиями добычи. Все мировые нефтегазодобывающие компании предпринимают различные меры по увеличению коэффициента извлечения нефти и газа (КИН). За счет применения методов интенсификации добычи нефти с использованием новых технологий и нестандартных подходов, можно, как оказалось, значительно повысить коэффициент извлечения нефти на полуистощенных месторождениях.

На месторождениях Западной Сибири, находящихся на поздней стадии разработки, обводненность динамично растет, в результате чего снижается эффективность геологотехнических мероприятий (ГТМ), которые проводятся на всех этапах разработки месторождений, но особенно актуальны на поздних стадиях для поддержания уровня добычи. Гидравлический разрыв пласта является уникальным видом ГТМ, применяемость которого практически не ограничивается условиями разработки, но его эффективность зависит от правильного проектирования и применения. При этом проведение ГРП на обводняющихся залежах должно быть направлено на регулирование разработки и обеспечение максимальной нефтеотдачи пластов.

Анализ эффективности геолого-технических мероприятий на месторождениях Западной Сибири позволил выявить зависимость их эффективности от объема и характера фронта нагнетаемых вод. Установлено, что при статическом фронте нагнетаемых вод (СФНВ) эффективность проведения гидравлического разрыва пластов значительно Нефть и газ выше, чем при динамическом (ДФНВ). В обычной практике проведение ГРП в зонах ФНВ считается нецелесообразным из-за риска возможного прорыва трещины в воду закачки. Обоснование для проведения операций ГРП в зонах СФНВ обусловлено следующим: а — закачка в проектной части пластов уже многие годы не ведется; б — остаточно-извлекаемые запасы присутствуют; в — добывающие скважины находятся в бездействии; г — давление между зонами откачки и закачки выровнено.

Статический фронт нагнетаемых вод — это неподвижный объем закачанных ранее вод в пласте, скважины ППД при этом находятся в бездействии. При остановке нагнетающих воду скважин подвижная ее часть из заводненных прослоев вытесняется нефтью, поступающей из маловыработанных зон, в результате чего степень заводнения и давление по площади залежи выравниваются, вода переходит в неподвижное (статическое) состояние. Динамический фронт нагнетаемых вод — это подвижный объем закачиваемых скважинами вод, которые сохраняют высокий градиент давления.

Практика применения ГРП показывает, что наибольший эффект при проектировании гидравлического разрыва пласта достигается тогда, когда выбор скважин для проведения гидроразрыва осуществляется с учетом всех факторов пластовой системы, включая взаимовлияние добывающих и нагнетательных скважин. В некоторых случаях после проведения операции ГРП в зонах ФНВ наблюдается как резкий рост, так и падение обводненности продукции, в зависимости от характера первичного заводнения.

Следует отметить, что на развитие распространения трещины, прежде всего, влияют такие факторы, как региональный стресс и распределение пластового давления. При этом, естественно, пластовое давление в зоне нагнетания воды выше, чем в зоне влияния добывающих скважин.

По мере эксплуатации залежей условия залегания нефти, воды и газа в пласте меняются, процесс сопровождается значительными изменениями свойств пород, в первую очередь геомеханических характеристик и деформируемости пласта. Мерами деформируемого состояния породы являются следующие параметры: Е-модуль Юнга, n-коэффициент Пуассона, b-модуль объемной упругости, G-модуль сдвига. Переориентация основных напряжений оказывает существенное влияние на упомянутые параметры и вынуждает трещину ГРП изменить свое направление.

Изменения свойств пласта происходят и на фронте нагнетаемых вод, поэтому их следует рассматривать в динамике — в зависимости от изменения пластового давления, температуры и других условий в залежах. Таким образом, в процессе закачки большого объема воды скважинами ППД под воздействием напора напряженное состояние породы меняется, а созданная при ГРП трещина развивается в сторону высокого напряжения (рис. 1).

Рис. 1. Карта «Геология и добыча»

(ГиД) – ДФНВ, трещина ГРП развивается в сторону закачки Таким образом, проведенные нами полевые работы убедительно подтвердили высказанные выше теоретические рассуждения о возможности повышения нефтеотдачи скважин со статическим состоянием закачанных вод. Практика подтвердила также, что при динамическом состоянии фронта нагнетаемых вод проведение гидравлического разрыва пласта менее эффективно и нередко приводит к прорыву воды и обводнению проектных скважин. Поэтому было принято решение подвергнуть гидроразрыву скваНефть и газ жины, которые находились в зонах СФНВ, где скважины ППД находились в бездействии. Результаты оказались положительными, выведены из консервации и успешно запущены в работу ряд скважин.

Следует учитывать существенное влияние деформаций пород, формирующихся в процессе эксплуатации месторождения, на эффективность последующих ГРП. Такое изменение физических свойств определяется пластовым давлением, градиент которого может уменьшаться со временем, приходить к статическому равновесию на законсервированных скважинах, вновь восстанавливаться при искусственных методах поддержания давления в залежи. В зонах расположения нагнетательных скважин в пласте давление повышенное, однако, после их остановки может стабилизироваться и создавать метастабильное равновесие. В таких низкоградиентных условиях закачанные воды теряют подвижность и создают статический фронт (СФНВ). Это обстоятельство послужило основанием для принятия решения о проведении операций ГРП на скважинах с СФНВ, что было подтверждено практическими результатами (рис. 2).

–  –  –

Опытные работы показали, что в результате гидравлического разрыва искусственно созданная трещина соединяет удаленную, ранее не вовлеченную в разработку область пласта с зоной влияния добывающей скважины. Вода с остаточной нефтью вытесняется в сторону трещины, флюид по высокопроницаемым каналам поступает в добывающую скважину, дебит скважины стабилизируется.

Техническим результатом вышеуказанных теоретических и практических исследований является обоснование экономической целесообразности проведения операций ГРП в зонах разрабатываемых месторождений с фронтом нагнетаемых вод, а также в зонах низкой эффективности закачки воды. Такое обоснование базируется на результатах предварительного исследования состояния закачанных вод и фильтрационноемкостных характеристик пластов. Возможность проведения гидравлического разрыва пласта в залежах с ФНВ позволит расширить спектр операций по стимуляции добычи на месторождениях, которые находятся на поздней стадии разработки.

Положительные результаты внедрения модернизированной методики ГРП в заводненных пластах позволяют по-новому планировать проведение таких операций в сложный, завершающий период эксплуатации залежей. Это касается, прежде всего, месторождений Западной Сибири, которые нуждаются в применении новых, иногда нетрадиционных подходов для повышения эффективности работы скважин и максимальной нефтеотдачи пластов. Данные методы также могут быть использованы мировыми нефтегазовыми компаниями в целях интенсификации добычи, увеличения коэффициента извлечения нефти.

Выводы Опытными работами подтверждена высказанная ранее теоретическая возможность эффективного использования ГРП в зонах фронта нагнетаемых вод. Доказана возможность достаточно надежного проведения гидроразрыва пласта в зонах статичного стояния закачанных вод.

Нефть и газ Определены степени рисков прорыва в новообразованные трещины ГРП вод закачки при статичном (безградиентном) и динамичном (высокоградиентном) фронтах нагнетаемых вод.

Практическая реализация полученных выводов позволила провести ГРП на скважинах нерентабельных площадей, увеличить добычу нефти в промышленных масштабах, повысить коэффициент нефтеотдачи залежей, реально увеличить доизвлечение запасов нефтяных месторождений.

Список литературы

1. Паняк С. Г. Гидроразрыв пласта — эффективный метод доизвлечения запасов нефти и газа // Нефть и газ. – 2011. – № 5. – С. 56-59.

2. Мирзаджанзаде А. Х., Хасанов М. М., Бахтизин Р. Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. – Москва-Ижевск, 2004.

3. Юсифов Т. Ю., Фаттахов И. Г., Маркова Р. Г. Поэтапный контроль проведения геолого-технических мероприятий на поздней стадии разработки месторождений // Научное обозрение. – 2014. – № 4. – С. 38-42.

4. Юсифов Т. Ю. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта с уменьшением массы проппанта // XIV научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами». Тезисы докладов. – Анапа, 23–25 сентября 2014 г. – С. 48.

5. Юсифов Т. Ю. Гидроразрыв нефтяных пластов с низким давлением (на примере месторождений ООО «РНПурнефтегаз») // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 3. – С. 179-184.

6. Юсифов Т. Ю., Зизаев Р. М., Колода А. В., Аскеров А. А. Комплексный подход к проектированию гидроразрыва глинистых пластов нефтяных месторождений (на примере БП14 Тарасовского месторождения ООО «РНПурнефтегаз») // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 2. – С. 182-188.

7. Юсифов Т. Ю. Влияние закачки на выработку запасов при планировании геолого-технических мероприятий // V научно-практическая конференция: «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений». Тезисы докладов. // Нефтяное хозяйство. – Уфа, 2015.

Сведения об авторе Information about the author Юсифов Теюб Юсиф оглы, к. т. н., главный спе- Yusifov T. Yu., Candidate of Science in Engineering, chief циалист ООО «Роснефть — Уфимский научно- specialist of LLC «Rosneft — Ufa Research and Designing исследовательский и проектный институт», г. Уфа, Institute», Ufa, phone: 89373087202, e-mail: Yusifovтел. 89373087202, e-mail: YusifovTY@ufanipi.ru TY@ufanipi.ru Паняк Стефан Григорьевич, д. г.-м. н., заведую- Panyak S.

G., Doctor of Geology and Mineralogy, head of щий кафедрой геологии и ЗЧС, Уральский государст- the chair of geology, the Ural State Mining University, phone:

венный горный университет, г. Екатеринбург, тел: 8(343)2574105, e-mail: panjaks@rambler.ru 8(343)2574105, e-mail: panjaks@rambler.ru Аскеров Амил Акиф оглы, аспирант, Уральский Askerov A. A., postgraduate, the Ural State Mining Uniгосударственный горный университет, г. Екатерин- versity, phone: 8(34936)57539, e-mail: Askerov.A.M@mail.ru бург, тел. 8(34936)57539, e-mail: Askerov.A.M@mail.ru Варварук Юрий Михайлович, Президент Global Varvaruk Yu. M., president of «Global Energy Abesheron

Energy «Abesheron Operating Company», г. Баку, Operating Company», Baku, Republic of Azerbaijan, phone:

Республика Азербайджан, тел. 89170480273, e-mail: 89170480273, e-mail: YVarvaruk@AOC.az YVarvaruk@AOC.az Юсифова Мехпара Юсиф гызы, инженер, «ASKON Yusifova M. Yu., engineer of «ASKON Azticart» MMC,

Azticart» MMC, г. Баку, Республика Азербайджан, тел. Baku, Republic of Azerbaijan, phone: 89170480273, e-mail:

89170480273, e-mail:YusifovTY@ufanipi.ru YusifovTY@ufanipi.ru _______________________________________________________________________

УДК 622.323

УЧЕТ СОВМЕСТНОГО ВЛИЯНИЯ ЭФФЕКТА СМЫКАНИЯ ТРЕЩИН

И ВЫДЕЛЕНИЯ ГАЗА ПРИ ОБРАБОТКЕ ИНДИКАТОРНЫХ ДИАГРАММ

НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

VERTICAL WELLS INDICATOR DIAGRAMS INTERPRETATION WITH TAKING

INTO ACCOUNT THE COMBINED EFFECT OF FRACTURES CLOSURE

AND GAS LIBERATION

С. Ю. Якимов S. Yu. Yakimov Пермский национальный исследовательский политехнический университет, г. Пермь Ключевые слова: обработка индикаторных диаграмм; снижение трещинной проницаемости;

влияние смыкания трещин и выделившегося газа на форму индикаторных диаграмм;

гидродинамическое моделирование Key words: indicator diagram interpretation; decrease of fracture permeability; effect of fractures closing and evolved gas on the form of indicator diagrams; hydrodynamic modeling Индикаторные диаграммы скважин, вскрывающих карбонатные коллекторы, часто носят криволинейный характер. Это объясняется тремя факторами: влиянием выделившегося газа при снижении давления в околоскважинном пространстве ниже Нефть и газ давления насыщения; смыканием трещин в районе воронки депрессии;

возникновением инерционных сопротивлений при больших скоростях движения флюида по трещинам. При небольших дебитах скважин и небольших скоростях движения флюида в трещинах наибольший вклад в искривление диаграммы вносят первые два фактора. В данной статье предлагается способ обработки индикаторных диаграмм с их учетом на примере обработки индикаторных диаграмм скважин Юрубчено-Тохомского месторождения.

Рифейский объект Юрубчено-Тохомского месторождения представляет собой массивную нефтегазоконденсатную водоплавающую залежь со сложным строением коллектора каверново-трещинного типа [1].

Результаты гидродинамических исследований скважин Юрубчено-Тохомского месторождения показали, что коллекторы трещинного и трещинно-порового типов, которыми представлены продуктивные объекты данного месторождения, восприимчивы к изменению действующих нагрузок. Для них характерно резкое падение продуктивности отдельных скважин в начальный период эксплуатации, существенно неравномерная продуктивность скважин по площади, существенная зависимость продуктивности от депрессии.

При анализе результатов лабораторных испытаний керна с трещинами из карбонатных объектов месторождений Пермского края, а также рифейского объекта Юрубчено-Тохомского месторождения на основе представлений деформационной модели трещин Бартона-Бандиса был определен закон относительного снижения трещинной проницаемости при увеличении эффективных нормальных напряжений в следующем виде [2, 3, 4]:

1. Снижение проницаемости на ветви нагрузки происходит по закону K K 0 Ns / ( Ns n ), (1) где K0, K — начальная и конечная проницаемости; Ns — геомеханический параметр, характеризующий интенсивность снижения проницаемости; n — увеличение эффективного нормального напряжения вследствие падения пластового давления.

n= p0 – p, где p0, p — начальное и конечное пластовое давление.

2. При разгрузке и повторной нагрузке до начального напряжения разгрузки принимается линейная зависимость трещинной проницаемости от эффективного давления K K 01 a ( P Pmin ), (2) где K01 — проницаемость, с которой начинается восстановление; a — коэффициент линейной зависимости, зависящий от начальной проницаемости и максимального эффективного нормального напряжения.

При пластовых условиях рифейского объекта Юрубчено-Тохомского месторождения давление насыщения нефти газом равно исходному пластовому давлению, то есть искривление индикаторных диаграмм может быть вызвано, в том числе, влиянием газа.

Учет влияния выделяющегося при низком пластовом давлении газа на закон фильтрации производился применением функции С. А. Христиановича [5] kн ( S н ) K dp C, (3) H ( p) н ( p) н ( p)

–  –  –

По результатам обработки можно сделать следующие обобщения:

угол наклона касательной к диаграмме на начальном участке определяется величиной K0;

искривление диаграммы при увеличении депрессий определяется величиной параметра Ns, а также влиянием выделившегося газа;

наибольший вклад для данных условий в искривление вносится снижением трещинной проницаемости.

На рис. 3. приведены примеры обработки индикаторных диаграмм по описанной выше методике для двух скважин рифейской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения.

–  –  –

В результате обработки индикаторных диаграмм вертикальных скважин была построена зависимость параметра Ns от начальной проницаемости (рис. 4).

Описанный выше механизм изменения проницаемости был реализован во внешнем программном модуле, работающем параллельно с гидродинамическим симулятором Eclipse.

Принцип действия программы основан на возможности подгрузки новых исходных данных в гидродинамическую модель непосредственно во время выполнения расчета [6, 7]. На каждом временном шаге гидродинамического расчета внешний программный Нефть и газ модуль считывает текущие пластовые давления в ячейках модели и на их основе рассчитывает новые кубы модификаторов проницаемости, которые подгружаются в модель, после чего расчет возобновляется.

Рис. 4. Зависимость параметра Ns от проницаемости, полученная в результате обработки индикаторных диаграмм Трехмерное распределение в модели параметра Ns было получено по приведенной выше зависимости. В качестве граничных условий при расчете задавались реальные дебиты скважин при проведении исследований, а полученные в результате расчета депрессии по скважинам сравнивались с фактическими депрессиями. Как видно из кроссплота на рис. 5 реальные и расчетные значения депрессий достаточно близки.

Рис. 5. Сравнение фактических и расчетных депрессий по скважинам

Выводы Была проведена обработка индикаторных диаграмм вертикальных скважин рифейского объекта Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом влияния смыкания трещин в районе воронки депрессии и выделившегося газа при снижении давления ниже давления насыщения.

По результатам обработки индикаторных диаграмм была построена зависимость параметра снижения проницаемости от начальной проницаемости.

При использовании внешнего программного модуля, реализующего необходимый закон изменения проницаемости, обработанные индикаторные диаграммы были воспроизведены в гидродинамической модели.

Список литературы

1. Харахинов В. В., Шлёнкин С. И. Нефтегазоносность докембрийских толщ Восточной Сибири на примере Куюмбинско-Юрубчено-Тохомского ареала нефтегазонакопления. – М.: Научный мир, 2001. – 420 с

2. Barton N. R., S. N. Bandis, K. Bakhtar. Strength, deformation and conductivity coupling of rock joints. Int. J. Rock Mech. No. 36, pp. 121-140, 1985.

3. Экспериментально-аналитические исследования изменения трещинной проницаемости вследствие смыкаемости трещин / Ю. А. Кашников, С. Г. Ашихмин, Д. В. Шустов (и др.) // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 40-43.

Нефть и газ

4. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомскогом-я с учетом геомеханического эффекта смыкания трещин / Ю. А. Кашников, С. В. Гладышев, Р. К. Разяпов (и др.) // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. – С. 104-107.

5. Басниев К. С., Дмитриев Н. М., Розенберг Г. Д. Нефтегазовая гидромеханика. – М.: Институт компьютерных исследований, 2005.

6. Schlumberger, Техническое описание Eclipse, 2003

7. Schlumberger, Справочное руководство Eclipse, 2003 Сведения об авторе Information about the author Якимов Сергей Юрьевич, инженер, ассистент, Yakimov S. Yu., engineer, assistant of the MiningГорно-нефтяной факультет, кафедра МДГ и ГИС, Petroleum Department, Perm National Research- Polytechnic Пермский национальный исследовательский политех- University, phone: 8(342)2198059; e-mail: yakim5@mail.ru нический университет, тел. 8(342)2198059; e-mail:

yakim5@mail.ru ______________________________________________________________________________________________________

Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта УДК 519.63+533.6

УЧЕТ ВЛИЯНИЯ ЦЕНТРОБЕЖНОЙ СИЛЫ ПРИ ЧИСЛЕННОМ

МОДЕЛИРОВАНИИ ВОСХОДЯЩЕГО ЗАКРУЧЕННОГО ПОТОКА ГАЗА

ACCOUNTING INFLUENCE OF CENTRIFUGAL FORCE IN THE NUMERICAL

MODELING OF RISING SWIRLED GAS FLOW

–  –  –

Уральский государственный университет путей сообщения, г. Екатеринбург Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: полная система уравнений Навье — Стокса; начальные и краевые условия;

газодинамические характеристики; центробежная сила Key words: complete system of Navier — Stokes equations; initial and boundary conditions;

gas-dynamic characteristics; centrifugal force При исследовании сложных течений газа используются модели сжимаемой сплошной среды, основанные на численном решении полной системы уравнений Навье — Стокса [1, 2]. Такие модели наиболее адекватно описывают физические процессы в указанных течениях, поскольку последовательно учитывают диссипативные свойства сжимаемой сплошной среды вязкости и теплопроводности.

Теоретические и численные исследования, проведенные в работах [2–6], подтвердили предложенную в [7] общую схему возникновения и последующего функционирования восходящего закрученного потока. Основная идея предложенной в [7] схемы возникновения восходящего закрученного потока заключается в том, что в результате локального прогрева поверхности суши или водной поверхности появляется восходящий поток воздуха. Замещающее его радиальное течение под действием силы инерции (силы Кориолиса) приобретает осевую закрутку.

В серии работ [8–10] предложенная схема получила экспериментальное подтверждение. В этих работах свободный вихрь инициировался нагревом снизу металлической круглой плиты пламенем газовой горелки. Появление радиального движения воздуха и его последующая осевая закрутка может инициироваться как локальным нагревом подстилающей поверхности, так и холодным вертикальным продувом. Последний способ получения восходящего закрученного потока был успешно реализован в лабораторных условиях [11].

При правильном выборе начальных и граничных условий [12, 13] численное решение полной системы уравнений Навье — Стокса позволило смоделировать возникноНефть и газ вение и развитие сложных трехмерных нестационарных течений сжимаемого вязкого теплопроводного газа в восходящем закрученном потоке [14–18].

Во всех упомянутых выше исследованиях при численном моделировании предполагалась малой и не учитывалась центробежная сила, действующая на частицы газа как результат вращения Земли.

Целью данной работы является последовательный учет центробежной силы при численных расчетах газодинамических характеристик трехмерного нестационарного течения сжимаемого вязкого теплопроводного газа в восходящем закрученном потоке, вызванном вертикальным холодным продувом.

Полная система уравнений Навье — Стокса без учета влияния центробежной силы.

При моделировании сложных течений упругой сплошной среды, обладающей диссипативными свойствами (вязкостью и теплопроводностью), используется полная система уравнений Навье — Стокса, которая будучи записанной в безразмерных переменных с учетом действия сил тяжести и Кориолиса в векторной форме имеет вид [14] V divV 0, t

–  –  –

Из сопоставления результатов расчета основных газодинамических характеристик без учета и с учетом влияния центробежной силы видно, что значения основных термодинамических параметров отличаются в среднем на 4, 7 10 6 %. Центробежная сила практически не влияет на термодинамические параметры. Значения скоростных характеристик отличаются в среднем на 0,22 % для х-компоненты и у-компоненты и на 5, 4 10 4 % для z-компоненты. То есть влияние центробежной силы на вертикальную составляющую скорости течения частиц газа значительно меньше, чем на две другие компоненты. Отличие же значений энергетических характеристик не превосходит сотой доли процента. Таким образом, можно сделать вывод о том, что влияние центробежной силы на все газодинамические параметры сложных течений весьма незначительно.

Исследования поддержаны Министерством образования и науки РФ (проект № 3023).

Нефть и газ Список литературы

1. Баутин С. П. Представление решений системы уравнений Навье — Стокса в окрестности контактной характеристики // Прикладная математика и механика. 1987. Т. 51. – Вып. 4. С. 574584.

2. Баутин С. П. Характеристическая задача Коши и ее приложения в газовой динамике. Новосибирск: Наука, 2009. 368 с.

3. Баутин С. П, Обухов А. Г. Математическое моделирование разрушительных атмосферных вихрей.

Новосибирск: Наука, 2012. 152 с.

4. Баутин С. П., Обухов А. Г. Математическое моделирование и численный расчет течений в придонной части тропического циклона // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математические науки.

Информатика. – 2012. – № 4. С. 175183.

5. Обухов А. Г. Математическое моделирование и численные расчеты течений в придонной части торнадо // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математические науки. Информатика. – 2012. – № 4.

С. 183189.

6. Баутин С. П., Обухов А. Г. Математическое моделирование придонной части восходящего закрученного потока // Теплофизика высоких температур. 2013. Т. 51. № 4. С. 567570.

7. Баутин С. П. Торнадо и сила Кориолиса. Новосибирск: Наука, 2008. 96 с.

8. Вараксин А. Ю., Ромаш М. Э., Копейцев В. Н., Горбачев М. А. Моделирование свободных тепловых вихрей:

генерация, устойчивость, управление // Теплофизика высоких температур. 2010. Т. 48. – № 6. С. 965972.

9. Вараксин А. Ю., Ромаш М. Э., Копейцев В. Н., Горбачев М. А. Физическое моделирование воздушных смерчей: некоторые безразмерные параметры // Теплофизика высоких температур. 2011. Т. 49. – № 2. С. 317-320.

10. Вараксин А. Ю., Ромаш М. Э., Копейцев В. Н. Торнадо. – М.: Физматлит, 2011. 312 с.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |



Похожие работы:

«РЕСПУБЛИКА КРЫМ АДМИНИСТРАЦИИ ГОРОДА ФЕОДОСИИ РЕСПУБЛИКИ КРЫМ Постановление От 2 августа 2016 года № 2405 г. Феодосия Об организации работы антитеррористической комиссии муниципального образования городской округ Феодосия Республики Крым В...»

«Словарная работа Активизация словаря – одно из важнейших направлений словарной работы на уроках. Решение этой практической задачи осуществляется на каждом уроке русского языка и чтения. Работа со словом сложна и многообразна. Как важно научить ребят наблюдать, думать, читать, передавать мысль словом....»

«УТВЕРЖДЕНО Решением единственного акционера Общества с ограниченной ответственностью "Промышленная группа "Фосфорит" От 07 февраля 2017 года ПОЛИТИКА Общества с ограниченной ответственностью "Промышленная группа "Фосфорит" В ОБЛАСТИ САНКЦИЙ г. Москва ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ I. ОПРЕДЕЛЕНИЯ...»

«Как видно из рис. 3, скелетные кривые для цилиндрических и сферических оболочек имеют мягкий тип. При этом, чем больше нагрузка, тем резонансные кривые более удалены от соответствующей скелетной кривой. Выводы. В статье предложен алгоритм исследования вынужденных колебаний многосл...»

«УДК 539.3 В. Д. Будак1, А. Я. Григоренко2, М. Ю. Борисенко1, Е. В. Бойчук1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОБСТВЕННЫХ ЧАСТОТ ЭЛЛИПТИЧЕСКОЙ ОБОЛОЧКИ ПОСТОЯННОЙ ТОЛЩИНЫ МЕТОДОМ КОНЕЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ Исследуются...»

«Overcoming the crisis Преодоление кризиса в регионе Африканского Рога Основные выводы Крайне важным является наличие у стран и общин региона Африканского Рога потенциала по защите уязвимых источников средств существования, от которых зависят жизни многих людей, одновременно с укреплением устойчи...»

«"МАЛЫЙ БИБЛИОГРАФ" Выпуск № 9 Сергей Стратановский ИЗ ДАВНЕГО И НОВОГО Тетрадь стихов на Круглый стол в Одессе (10–11.10.2015) Издание второе, уточненное Издание Ассоциации "Русский Институт в Пар...»

«-1http://www.mathgia.ru/or/gia12/ShowProblems.html?posMask=32768&showProto=true ПРОТОТИП 16_1 Городской бюджет составляет 45 млн рублей, а расходы на одну из его статей составили 12,5%. Сколько рублей потрачен...»

«В связи с присоединением на обслуживание дополнительных филиалов Многофункциональный общий центр обслуживания ПАО "Ростелеком" продолжает набор сотрудников. Работа в МФ ОЦО ПАО "Ростелеком" это реальный шанс получения полезного опыта и развития компетен...»

«Содержание Аннотация 3 1. Цели освоения дисциплины 4 2. Место дисциплины в структуре ООП 4 3. Компетенции обучающегося, формируемые при освоения дисциплины 6 "Введение в физическую газодинамику"4. Структура и со...»

«Редакция 2 Методика определения справедливой АО Алма Банк стоимости ценных бумаг в АО "Алма Банк" Лист 1 / 12 УТВЕРЖДЕНА Правлением АО "Алма Банк" Протокол от 07 декабря 2016 г. № 48 Действует с 30 дек...»

«Решения задач Второй олимпиады для школьников  по теории вероятностей и статистике. 2009 год.  1. (1б, 7–9) А и Б стреляют в тире, но у них есть только один шестизарядный револьвер с одним патроном. Поэтому они договорились по очереди случайным образом крутить барабан и стрелять. Начинает А. Найдите вероятность того, что выстрел произойд...»

«ПРОГРАММНЫЕ СИСТЕМЫ: ТЕОРИЯ И ПРИЛОЖЕНИЯ ISSN 2079-3316 № 2(16), 2013, c. 21–42 УДК 004.4'4, 004.42 Н. А. Богословский, Ю. А. Климов, А. В. Савельев, Д. К. Шалыга Разработка экспериментального комплекса суперкомпьютерного моделирования на основе кода на языке M...»

«Задачи по материалам лекций В.И.Фельдманa Задача 1. Принимая свободную энергию гидратации электрона при 298 К равной 157 кДж/ моль, оцените "термодинамический" радиус гидратированного электрона в рамках приближения Борна и сопо...»

«Открытые информационные и компьютерные интегрированные технологии № 58, 2013 УДК 004.942+338.27 М.А. Гринченко, М.О. Чернишова Технологія розподілу ресурсів у проекті між виконавцями Національний технічний університет "Харківський політехнічний інститут" Запропоновано технологію розподілу ресурсів у проекті між його ви...»

«СТОМАТОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР СОГЛАСИЕ ПАЦИЕНТА НА ОБРАБОТКУ ЕГО ПЕРСОНАЛЬНЫХ ДАННЫХ Я, паспорт серия _ №, выдан _ _ ""_г., проживающий(ая) по адресу _ подтверждаю, что в соответствии с требованиями статьи 9 Федерального закона от 27.07.2006 г. № 152ФЗ "О персональных данных" в связ...»

«УДК 821.161.1 А. Потыраньска, магистр, аспирантка, Университет Марии Кюри-Склодовской в Люблине, Люблин ИЩУ ОПАСНОЕ И ВЛАСТНОЕ, СЛИЯНЬЕ ВСЕХ ДОРОГ – ПЕРЕКРЕСТОК КАК ДЕМОНИЧЕСКОЕ МЕСТО (на материале избранных стихотворени...»

«ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА Рабочая программа по обществознанию для 8г класса составлена на основе Федерального государственного стандарта основного общего образования, Примерной программы основного общего образования по обществознанию и авторской программы Л. Н. Бого...»

«ОМСКИЙ ОБЛАСТНОЙ СУД АПЕЛЛЯЦИОННОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ от 26 ноября 2014 г. по делу N 33-7718/2014 Судебная коллегия по гражданским делам Омского областного суда в составе: рассмотрела в открытом судебном заседании по докладу судьи Дьякова А.Н. гражданское дело по апелляц...»

«1 РАЗРАБОТКА УПРАВЛЯЮЩИХ ПРОГРАММ К СТАНКАМ 16К20ФС32 С ОПУ 2Р22.1. УСТРОЙСТВО ОПУ 2Р22. Для выдачи УП на исполнительные органы токарных станков предназначено устройство ОПУ 2Р22, которое выполняет следующие функции:...»








 
2017 www.book.lib-i.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные ресурсы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.