Тюменниигипрогаз

Секция 2

методики, предусматривающей снижение давления выпуском флюида при дифференциальной конденсации [2], часть капельной жидкости выносится из ячейки, что вносит дополнительную ошибку на объем жидкой фазы, занижая объем до 30–50 % [3].

Вто же время необходимо знать конструктивные особенности каждой экспериментальной установки, на которой проводятся исследования. К примеру, установка Chandler (Ruska) PVT3000 [4] не позволяет исследовать газоконденсатные флюиды из-за смотровой зоны, в которой невозможно произвести перемешивание. Проблема устраняется следующим образом: выдавливают исследуемый флюид рабочей жидкостью (обычно глицерин) в область, где перемешивание возможно. Использование глицерина вносит дополнительную ошибку.

Для установки Vinci FluidEval реализованная схема термостатирования не обеспечивает равномерный прогрев по всему объему ячейки. В связи с этим возможны «выбросы» точек объемов жидкой фазы при максимальных объемах ячейки.

Вцелом, при анализе термодинамических исследований к получаемым данным необходимо подходить критически, учитывая не только техническую составляющую, но и «ошибку оператора».

Таким образом, при использовании экспериментальных данных, полученных в процессе термодинамических исследований фазового поведения пластового флюида, в качестве исходной информации для регрессии, реализованной в программе по созданию PVT-модели на основе уравнений состояния, необходимо учитывать величину экспериментальных погрешностей:

––по объемам выпавшей жидкой фазы до +10 % (эксперимент CVD), до +30 % (дифференциальная конденсация);

––определение давления начала конденсации ±0,25 %;

––по пластовой температуре от ±0,1 до ±1 %.

Список литературы:

1.ЗАО «ЭпакСервис»: [сайт]. URL: http://www.epac.ru (дата обращения 17.01.2014).

2.Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин в 2-х томах. М.: Газпром экспо, 2011. 148 с.

3.Новопашин В. Ф., Филиппова Ю. А., Ваганов Д. С. Сравнение методик термодинамического исследования пластовых флюидов // Четвертая Сибирская международная конференция молодых ученых по наукам о Земле. Новосибирск, 2008.

4.ГК «Арuоси»: [сайт]. URL: http://www.argosy-tech.ru (дата обращения 17.01.2014)

80

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Анализ подъема газоводяного контакта на Вынгаяхинском газовом месторождении. Методы контроля его текущего положения и прогнозирование обводнения скважин

Егорин И. А., Смольников В. Е. (ООО «Газпром добыча Ноябрьск»)

На текущий момент Вынгаяхинское и Еты-Пуровское газовые месторождения (ГМ) являются «месторождениями-регуляторами» с возможностью изменения добычи в широких пределах – от минимальных объемов до предельно допустимых без нарушения технологических процессов производства. В периоды повышенных отборов они принимают на себя пиковые нагрузки системы газодобычи и транспорта.

После нескольких лет эксплуатации были выявлены некоторые отклонения от проектных значений ряда геолого-промысловых и технологических параметров, возник ряд серьезных проблем. Это ставит под сомнение перспективы совместной разработки месторождений. Увеличение добычи газа по Еты-Пуровскому месторождению ограничено возможностями дожимной компрессорной станции (ДКС) по причине низких входных давлений. Поэтому наиболее уязвимо Вынгаяхинское месторождение, эксплуатация которого осложняется необходимостью дросселирования скважин для обеспечения необходимых условий транспорта газа с Еты-Пуровского месторождения по межпромысловому газопроводу. Кроме того, эксплуатацию Вынгаяхинского месторождения осложняет преждевременное обводнение скважин вследствие неравномерного подъема газоводяного контакта.

На примере скв. 1111 и 1132 Вынгаяхинского ГМ показана и обоснована причина обводнения скважин – нарушение оптимального технологического режима эксплуатации.

Пути выхода из данной ситуации:

1.Снижение годового отбора газа по месторождению в частности и промыслу соответственно (но это усугубит дисбаланс давлений из-за снижения темпов падения давления по Вынгаяхинскому ГМ);

2.Строительство ДКС на Еты-Пуровском месторождении, что также не решает проблему разницы снижения пластового давления между залежами;

3.Сохранение или увеличение требуемых уровней отбора газа за счет бурениядополнительногофондаскважин,темболеечтонаместорож­ дении имеются участки залежи, не охваченные разработкой.

81

Секция 2

Основные факторы, определяющие режим течения жидкости в циркуляционной системе колтюбинговой установки

Земляной А. А. (ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»)

При проведении ремонта скважины с помощью колтюбинговых установок важным фактором обеспечения высокой эффективности работ является правильный подбор технологических жидкостей и режимов их закачивания. Одной из особенностей гидравлического расчета циркуляционной системы колтюбинговой установки является то, что за счет малого проходного сечения гибких труб (ГТ) (наиболее распространенными в России являются ГТ наружным диаметром 38,1–44,5 мм) в них создаются значительные гидравлические потери давления. При этом они практически не зависят от глубины скважины – это обусловлено особенностью конструкции колтюбинговых установок, которая предусматривает прокачивание технологических жидкостей через всю колонну ГТ, в том числе и через ту ее часть, которая намотана на барабан. Дополнительные гидравлические сопротивления, обусловленные искривлением намотанной на барабан части трубы, малы в связи с большой величиной отношения диаметра барабана к диаметру трубы, поэтому ими можно пренебречь [1].

При использовании ГТ необходимо учитывать дополнительные требования к применяемым составам и материалам [2]:

––динамическая вязкость и плотность составов должна позволить прокачать их в турбулентном режиме по всей длине ГТ при давлении нагнетания, не превышающем предела прочности материала труб;

––при использовании составов, изменяющих свою структуру, сроки начала схватывания или гелеобразования должны не менее чем в два раза превышать время прокачки всего объема, находящегося в ГТ, в целях обеспечения возможности промывки скважины;

––составы не должны обладать ярко выраженными тиксотропными свойствами, так как любая, даже непродолжительная остановка в процессе закачки может привести к значительному росту гидравлических сопротивлений и, как следствие, приведению в негодность ГТ.

Дополнительным ограничивающим фактором при проведении

гидравлических расчетов является снижение усталостной прочно-

82

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

сти трубы. Развитие методик прочностного расчета ГТ сдерживается отсутствием данных об усталостных свойствах используемого для изготовления ГТ материала. Традиционно считается, что основными факторами, определяющими долговечность трубы, являются радиус ее изгиба и давление технологической жидкости. Причем последнее в определенном диапазоне значений играет решающую роль. В работе [3] приведены результаты статических испытаний образцов ГТ, изготовленных из стали HS-80, с различной степенью износа: новых, имеющих 50 % и 100 % выработанного ресурса. Авторами отмечается отсутствие площадки текучести на диаграмме растяжения. Установлено, что по мере выработки ресурса упругие свойства стали (угол наклона кривых растяжения) изменяются незначительно, при этом примерно на 20 % снижается предел прочности.

Рассмотрим уравнение, описывающее распределение давлений в циркуляционной системе колтюбинговой установки [4]:

Гидравлические потери складываются из потерь по длине трубы, обусловленных трением, и потерь на местные сопротивления, которые имеются в узлах обвязки манифольда колтюбинговой установки, в местах сращивания ГТ, а также в компоновке низа ГТ. В работе [5] приведены результаты экспериментального определения гидравлических сопротивлений в узлах циркуляционной системы ГТ, на основе которых можно сделать вывод о том, что наибольшие потери давления на участках местных сопротивлений приходятся на забойную компоновку. При этом потери давления в манифольде и узлах сращивания трубы весьма малы и не имеют определяющего влияния на суммарные потери в системе.

Потери давления на гидравлические сопротивления в трубах цилиндрического сечения описываются уравнением:

, где λ – коэффициент гидравлического сопротивления Дарси; ρ –

плотность флюида, кг/м3; L – длина ГТ, м; Q – объемный расход, м3/с; d – внутренний диаметр трубы, м.

83

Секция 2

Коэффициент гидравлического сопротивления Дарси зависит от типа и свойств применяемых жидкостей. На его величину оказывают влияние два безразмерных параметра: число Рейнольдса, определяющее режим течения жидкости, и относительная шероховатость поверхности трубы. С этими известными значениями коэффициент гидравлического сопротивления Дарси может быть определен либо графически с помощью диаграммы Муди, либо рассчитан с помощью метода последовательных приближений из уравнения Колбрука:

, где ε – шероховатость внутренней поверхности трубы, м.

Таким образом, можно выделить граничные условия для выбора оптимальных параметров технологических процессов, связанных с прокачиванием жидкости через ГТ, исходя из необходимости обеспечения неразрывности потока ( P>Pгст) по нижней границе и условия непревышения усталостного износа трубы ( P<Pmax) – по верхней. Зная эти ограничения, можно при известных значениях плотности и вязкости жидкости, а также режима течения, который в условиях малого проходного сечения будет являться ламинарным только при очень маленьких значениях расхода, выделить оптимальную объемную скорость закачивания, которая создаст наиболее эффективный перепад давления на забое для проведения конкретной технологической операции.

Список литературы:

1.Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб / С. М. Вайншток и др. М.: Издательство­ Академии горных наук, 1999. 224 с.

2.Строганов В. М., Пономарев Д. М. Колтюбинговая технология водоизоляционных

работ в нефтяных и газовых скважинах. Дополнительные требования к свойствам применяемых водоизоляционных составов // Современные технологии КРС и ПНП: сб. докл. 5-й Международной научно-практической конференции. Геленджик, 2010. URL: http//www.nitpo.ru (дата обращения: 30.12.2013).

3. Определение прочностных свойств стали гибких труб / В. Н. Сызранцев,

А. А. Земляной, Г. П. Зозуля и др. // Территория нефтегаз. 2013. № 4. С. 76–77.

4.Рабинович Е. З., Евгеньев А. Е. Гидравлика: учебник для техникумов. М.: Недра, 1987. 224 с.

5.Сахабутдинов Р. Р. Разработка технологий ремонта газовых скважин без глушения: дис. … канд. техн. наук: 25.00.15. Новый Уренгой, 2005. 131 с.

84

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Оценка эффективности закачки воды в нефтяную оторочку на поздней стадии разработки месторождения

Зольникова Е. Ф., Бутаков О. В., Мурзалимова З. У. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Текущий период эксплуатации нефтяных оторочек Уренгойского месторождения характеризуется падением добычи нефти. При этом, несмотря на более чем 20-летнюю разработку, коэффициент нефтеотдачи не превысил 4 %. Это обстоятельство связано с особенностями геологического строения и принятой системы разработки оторочек. С целью повышения степени извлечения остаточных запасов нефти из разрабатываемых пластов выполнена оценка эффективности и целесообразности организации системы поддержания пластового давления (ППД) закачкой воды в нефтяные оторочки на поздней стадии разработки месторождения.

В качестве опытного полигона предлагается применение очагового заводнения в районе скв. 20423, вскрывающей оторочку пласта БУ112, и расположенной в центральной зоне третьего участка, где наблюдается значительное снижение пластового давления по сравнению с начальным (на 15–20 МПа).

Для оценки влияния закачки воды на процессы вытеснения нефти на элементе залежи пласта БУ112 рассмотрено изменение прогнозных показателей работы скважин действующего фонда, расположенных в непосредственной близости от скв. 20423, которую предлагается ис-

пользовать в качестве нагнетательной (рис. 1).

Рис. 1. Схема расположения скважин в пределах рассматриваемого элемента пласта

85

Секция 2

Технологические расчеты выполнялись с использованием гидродинамического симулятора Eclipse на трехмерной фильтрационной модели, апробированной при подготовке действующего проектного документа по разработке.

Первый этап расчетов заключался в настройке динамики поведения пластовых давлений по рассматриваемым скважинам за весь период разработки при соблюдении фактических объемов добычи нефти.

На втором этапе выполнялись гидродинамические расчеты прогнозных показателей добычи углеводородов из выделенного элемента залежи при различных устьевых давлениях нагнетания воды в скв. 20423, равных 0,5, 5 и 10 МПа. В качестве базового варианта принят расчет технологических показателей по разработке месторождения в режиме истощения.

Результаты расчетов на 30-летний период разработки оторочек показали, что внедрение системы ППД позволит уменьшить темпы падения пластового давления в пределах рассматриваемого элемента и обеспечить его стабилизацию или рост (рис. 2). За счет повышения энергетического потенциала появится возможность получения дополнительных объемов нефти из добывающих скважин.

Рис. 2. Динамика пластового давления

Наибольший объем дополнительно извлеченной нефти достигается при устьевом давлении закачки воды 5 МПа и позволяет не только компенсировать объем недополученной нефти при переводе скв. 20423 под нагнетание, но и дополнительно извлечь 30,8 тыс. т (рис. 3). Увеличение давления нагнетания отрицательно сказывается на процессах доизвлечения нефти, что связано с неравномерным ее вытеснением из пласта к забоям добывающих

86

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

скважин по высокопроницаемым областям, в ходе которого остается невытесненная нефть на низкопроницаемых участках.

Рис. 3. Динамика накопленной дополнительной добычи нефти при различных давлениях нагнетания воды

Анализ гидродинамических расчетов позволяет сделать следующие выводы:

––применение системы ППД закачкой воды позволяет получить дополнительные объемы добычи нефти на поздней стадии разработки месторождения;

––при реализации ППД в истощенных пластах следует поддерживать оптимальное давление нагнетания при организации закачки воды, позволяющее максимизировать дополнительную добычу нефти;

––для снижения доли воды в общем объеме извлекаемых углеводородов целесообразно использование различных методов ограничения притока вод в добывающие скважины. Выполнение указанных мероприятий позволит не только увеличить охват пласта воздействием, но и снизить энергетические затраты при добыче нефти.

87

Секция 2

О поиске наиболее эффективных водоизоляционных композиций

Избрехт А. В. (ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»)

На сегодняшний день ремонтно-изоляционные работы являются неотъемлемой частью мероприятий, которые проводятся нефтедобывающими предприятиями на поздней стадии разработки месторождений. Для решения проблемы прогрессирующего обводнения необходимо внедрение эффективных технологий и составов по водоизоляции пластов. Одним из перспективных методов водоизоляции является закачка в пласт жидкостей, обладающими свойствами полидисперсных систем.

На сегодняшний день известен состав на основе полиакриламида и сточной воды для ограничения водопритока в добывающие скважины (пат. РФ 2061855). Недостатком состава является низкая эффективность для высокопроницаемых пластов, связанная с повышенной сорбируемостью полимера на пластовой породе и высокой скоростью осаждения глинистых частиц в виде хлопьев в пористой среде, что ограничивает глубину проникновения состава

впласт. Недостатки устраняются путем замены на аналог, близкий по своей сути и достигаемому результату – полимерглинистый состав (пат. РФ 2161248).

Предлагаемый состав для увеличения добычи нефти из неоднородных по проницаемости пластов за счет глубокого проникновения в высокопроницаемый пласт и более полного перекрытия поровых каналов включает полимер (карбоксиметилцеллюлозу), глинопорошок, кальцинированную соду и воду (пресную или сточную с минерализацией 100-150 г/л). Карбоксиметилцеллюлоза применяется для стабилизации глинистых суспензий. Механизм стабилизирующего воздействия на глинистую суспензию заключается в следующем. В пресных растворах с малым содержанием глинистой фазы нитеобразные молекулы полимера затрудняют соударение глинистых частиц, а в минерализованных средах происходит адсорбция полимера на поверхность глинистой частицы, что

вобоих случаях вызывает снижение вязкости суспензии за счет предотвращения их флокуляции. Взаимодействие частиц глины возможно только через тонкие полимерные молекулярные слои. Это приводит к существенному снижению вязкости при течении

88

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

глинистой суспензии с относительно высокой концентрацией глины. Наличие кальцинированной соды в составе способствует поддержанию необходимого водородного показателя среды для формирования оптимального расположения молекул полимера на время закачки и движения состава по пласту.

Эти свойства полученного раствора способствуют глубокому проникновению в пласт водоизолирующего состава по простиранию и постепенному упрочнению полимерглинистого геля по мере снижения скорости движения. Упрочнение водоглинистой суспензии ограничивает дальнейшее продвижение состава в пласт по высокопроницаемым каналам и, в отличие от образования хлопьев, не приводит к уменьшению объема глины и выделению свободной воды. Происходит полное перекрытие высокопроницаемых поровых каналов пласта.

Полимерглинистый состав позволяет проводить закачку более высококонцентрированной композиции с использованием стандартного оборудования, не требующего дополнительных затрат, что обеспечивает качественную водоизоляцию обводненных высокопроницаемых поровых каналов. В сравнении с составом на основе полиакриламида предлагаемый состав не образует флокулирующего осадка, а упрочнение состава происходит со значительно более медленной скоростью. Данная реологическая характеристика позволяет составу проникать по высокообводненным каналам на большую глубину по простиранию пласта при более полном заполнении каналов.

89