Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010 в части I сборника представлены тезисы докладов VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России»
Скачать 4.97 Mb.
|
оЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕКОТОРЫХ МЕТОДОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ для удаления АСПО Гуськова И.А., Гильманова Д.Р. (АГНИ) В настоящее время проблема формирования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в скважинном оборудовании является одной из актуальных проблем нефтедобычи. Знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности для выбора химических реагентов. Этот выбор часто осуществляют исходя из типа АСПО. Применение водных растворов ПАВ (МЛ-81, МЛ-81Б, ФЛЭК-ДГ-002, неонолы и др.) получило достаточно широкое распространение в нефтепромысловой практике при проведении профилактических промывок действующих скважин в качестве методов, применяемых для удаления АСПО с различных элементов подземного оборудования скважин. Как показывает практика, применение водорастворимого ПАВ МЛ-81Б является обязательным элементом почти всех технологий ремонта скважин. Учитывая вышеизложенное, авторами были проведены исследования по определению некоторых моющих свойств раствора МЛ-81Б с использованием проб АСПО, отобранных с различных элементов глубинного оборудования скважины № 19391 (НГДУ «Джалильнефть»). Для оценки изменения консистенции отложений под воздействием водного раствора ПАВ был приготовлен раствор МЛ-81Б концентрацией 0,01% с использованием пресной воды. Оценка проникновения раствора МЛ-81Б производилась в динамических условиях при различных значениях температуры: 40, 50, 60, 70 ˚С. В результате проведения этих исследований были построены графические зависимости изменения массы проб АСПО, отобранных с различных элементов подземного оборудования скважины № 19391, в зависимости от температуры, до и после динамического воздействия раствора МЛ-81Б. Таким образом, в результате выполненных лабораторных исследований установлено:
ПРОБЛЕМА ПОРАЖЕНИЯ ПЛАСТА ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ. ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГТМ Ткачев В.А. (ООО «НПП-Гелий») Одним из важнейших факторов эффективной разработки нефтяных месторождений является эксплуатация нагнетательных и добывающих скважин в соответствии с их потенциальными возможностями. Такая работа во многом обусловлена состоянием их прискважинной зоны пласта (ПЗП). В настоящий момент вопрос изменения состояния ПЗП достаточно глубоко изучен и продолжает изучаться. При этом основным предметом исследований является проницаемость ПЗП. В течении жизни скважины проницаемость ПЗП может изменяться как в сторону увеличения так и в сторону уменьшения. Наиболее вероятно техногенное снижение проницаемости ПЗП. С целью описания процесса снижения проницаемости, в мировой практике наиболее часто используется общий термин – поражение пласта. Публикуются различные классификации причин этого явления. К таким причинам относят проникновение в околоскважинную зону пласта различных жидкостей (в т.ч. газов) и твердых веществ. Данное проникновение приводит к закупорке поровых каналов и, следовательно, ухудшает фильтрационные свойства породы. Важное значение в промышленности имеет борьба с поражением пласта, которая ведется с применением различных технологий интенсификации добычи. Совершенно очевидно, что для эффективного воздействия на ПЗП необходимо точно идентифицировать причину и степень поражения ПЗП и подобрать соответствующую технологию интенсификации. Задача обоснования технологий требует длительных исследований, моделирования и адаптации в промысловых условиях. Наиболее трудно поддаются изучению механизмы кольматации пород. Соответственно, в отсутствие обстоятельного их понимания, трудносуществимо и проектирование технологий. Известно, что на дебит скважин более сильное влияние оказывает снижение проницаемости ПЗП в отличие от ее увеличения. Следовательно, важной задачей эффективной разработки нефтяных месторождений является предотвращение падения проницаемости ПЗП. ЭКСПРЕСС-МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В АНИЗОТРОПНЫХ ПЛАСТАХ Морозов П.Е. (ИММ КазНЦ РАН)  Рис. 1. Кривые изменения давления в ГС. Экспресс-методы исследования скважин состоят в быстром изменении давления в скважине (путем подкачки газа, подлива жидкости, кратковременного пуска скважины в работу и т.д.) и последующем наблюдении за восстановлением давления. В данной работе рассматривается задача нестационарной фильтрации жидкости в анизотропном пласте при мгновенном изменении давления в горизонтальной скважине (ГС) от начального  до  . Полуаналитическое решение этой задачи получено в работе [1] с помощью функций Грина и интеграла Дюамеля. Используя преобразование Лапласа, аналитическое решение задачи можно представить в виде:  , где  - переменная преобразования Лапласа,  ,  - безразмерный коэффициент влияния объема ствола скважины,  - изображение давления по Лапласу в ГС, работающей с постоянным расходом в анизотропном пласте [2]. Для больших значений времени  .Тестовые расчеты проводились при следующих данных:  150 м,  0.1 м, h=20 м,  = 0.5 мкм2,  = 0.1 мкм2,  = 0.05 мкм2,  4.2·10-4 МПа-1,  = 20 мПа·с,  1 м3/МПа, =7 МПа, =10 МПа, ГС параллельна оси x. Кривые изменения давления в ГС (рис.1), полученные на основе численного и аналитического решения задачи, хорошо согласуются. Литература.
СООРУЖЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ТЕХНОГЕННЫХ ДЕФОРМАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ Тупысев М.К. (ИПНГ РАН) В последние годы все больше внимания уделяется вопросам современной геодинамики недр и техногенным процессам, протекающим при разработке нефтегазовых месторождений и эксплуатации ПХГ, негативному влиянию этих процессов на элементы нефтегазового комплекса, в том числе на состояние эксплуатационных скважин. Организуются маркшейдерско-геодезические наблюдения за динамикой поверхности земли в результате разработки месторождений углеводородов и эксплуатации ПХГ, исследуется динамика напряженного состояния разреза горных пород месторождений УВ в результате их разработки, в том числе с фиксацией техногенных землетрясений, изменения фильтрационных параметров коллекторов и др. Однако, не смотря на очевидность и доказанность техногенных деформационных процессов при разработке месторождений УВ и эксплуатации ПХГ, большие проблемы с герметичностью обсадных колонн и заколонных пространств эксплуатационных скважин, сооружение их продолжается в соответствии с действующими Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, предписывающими тампонирование скважин с использованием цементных растворов. В результате развития техногенных деформационных процессов, неизбежно сопровождающих разработку месторождений УВ и эксплуатацию ПХГ, происходит растрескивание цементного камня в заколонных пространствах, нарушается их герметичность, в итоге скважинные сооружения не выполняют заявляемые при их строительстве требования по охране недр. Предлагается при сооружении скважин вместо цементных растворов использовать в качестве тампонирующего материала вязко-пластичные составы (ВПС), которые позволяют сохранять герметичность заколонных пространств при развитии напряжений в разрезе горных пород месторождения из-за изменения в нем начального пластового давления и проявления техногенных деформационных процессов. Даются технологии сооружения таких скважин с использованием в качестве ВПС глинистых растворов с высокой концентрацией глинистого материала, оцениваются тампонирующие свойства предлагаемых ВПС. ЭФФЕКТЫ СНИЖЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН ПРИ ТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКЕ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ Зайцев М.В. (ИПНГ РАН) При разработке и эксплуатации скважин существует множество факторов, которые оказывают влияние на состояние пласта. Это, например, такие процессы как техногенные изменения природной микроструктуры частицами технологических жидкостей, отложение смол и асфальтенов в порах, диспергирование глинистых минералов слабоминерализованными растворами, отложения осадка в порах, минерализация, засорение пор в результате воздействия бактерий и химических реакциях и другие. Подобные факторы обуславливают формирование системы околоскважинных зон на этапах сооружения и освоения скважин и определяют закономерности фильтрации на этапе эксплуатации скважин. Существуют различные модели, позволяющие учесть их влияние в комплексе, наиболее распространенным из которых является введение скин-фактора. Как показывают исследования еще одним важным, но часто игнорируемым фактором при переводе лабораторных данных на реальные пластовые условия является изменение температуры. Наиболее актуально это для месторождений, на которых применяются тепловые методы повышения производительности скважин. При повышении температуры уменьшается вязкость нефти, однако тепловое расширение породы и возникающие термобарические напряжения могут приводить к изменению строения и проницаемости околоскважинной зоны. Что в свою очередь, может приводить к уменьшению производительности скважины и снижению эффективности применения тепловых методов. Поэтому весьма важным при применении тепловых методов оценка эффективности его использования и установление оптимальной температуры, до которой следует прогревать пласт. В докладе предложены модели влияния изменений околоскважинных зон на производительность скважин, позволяющие учесть комплексное влияние различных механизмов изменения строения околоскважинных зон как влияние описанных выше факторов, так и изменения температуры при разработке. С помощью предложенных моделей получены формулы, позволяющие прогнозировать изменение производительности скважин при использовании тепловых методов повышения нефтеотдачи, и предложено условие эффективности их применения, которое позволит оценить возможность использования тепловых методов в каждом конкретном случае, а также спрогнозировать оптимальную температуру, до которой следует прогревать пласт. НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Закиров Э.С. (ИПНГ РАН) В области прогностического 3D гидродинамического моделирования на сегодня можно выделить два класса проблемных задач. Первое множество включает задачи перехода и переноса свойств от мелкой 3D геологической модели к более грубой 3D гидродинамической модели. Подобные задачи называют задачами масштабирования или upscaling’а. Кроме того, имеются задачи переноса фильтрационно-емкостных и иных свойств в обратном направлении - от 3D гидродинамической модели к 3D геологической. Подобные задачи носят название downscaling’а. Можно отметить, что решение задач upscaling’а более проработаны, чем downscaling’а. Хотя и они далеки от окончательного разрешения. В докладе предполагается дать классификацию существующих методов upscaling’а с краткой характеристикой преимуществ и недостатков реализованных подходов. А также авторский метод глобально-глобального upscaling’а с учетом сжимаемости породы и фильтрующихся флюидов. Соответствующая задача формулируется в оптимизационной, нестационарной постановке, а в алгоритме ее решения используются современные методы теории оптимального управления. Второй класс задач связан с особенностями представления скважин в существующих коммерческих симуляторах. Когда граница скважины не моделируется явным образом. А для представления работающей скважины используют индекс продуктивности каждого сеточного блока, вскрытого скважиной. Ситуация осложняется с переходом к так называемым “прогрессивным” скважинам. Термин “прогрессивный” за рубежом используется для описания множества различных типов скважин: горизонтальных, многозабойных, интеллектуальных. К последним относят скважины с датчиками расхода, давления/температуры, с различными управляющими устройствами. Например, с управляющими течением устройствами, или забойными сепараторами. В докладе планируется остановиться на некоторых вопросах математического моделирования прогрессивных скважин. Показать “тонкие” моменты в соответствующих методиках моделирования скважин, особенности различных моделей. А также представить реальные возможности и последствия от применения прогрессивных скважин в технологиях нефтегазодобычи. МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЗАИМОВЛИЯНИЯ ГИДРО- И ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ Лобанова О.А. (ИПНГ РАН) При моделировании некоторых процессов разработки нефтяных и газовых месторождений применяются многокомпонентные (композиционные) модели. В данных моделях одними из ключевых являются уравнения, позволяющие рассчитывать составы сосуществующих углеводородных фаз. Обычно при проектировании разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа предполагают, что соответствующие массообменные процессы протекают в условиях фазового равновесия многокомпонентной системы. Решение задач фазового равновесия многокомпонентных систем осуществляется на основе классических положений термодинамики о равенстве химических потенциалов (летучестей) каждого компонента смеси в сосуществующих фазах. Летучести компонентов в фазах определяются на основе решения уравнения состояния для каждой из фаз. Из экспериментальных данных и практики разработки месторождений известно, что модель равновесных фазовых превращений не всегда адекватно описывает процессы, протекающие в пласте. Например, встречаются нефтяные скважины, в продукции которых продолжает наблюдаться свободный газ. Хотя после предшествующего разгазирования нефти и последующей закачки воды в соседние скважины пластовое давление уже поднялось значительно выше давления насыщения. Для описания процессов, протекающих в пласте в районе такого рода скважин, необходимо применять модели неравновесных фазовых превращений. В настоящее время учет неравновесных термодинамических процессов осуществляется только в специализированных моделях, разработанных для некоторых частных случаев. При этом принципиально изменяется форма записи уравнений фильтрации по сравнению с равновесным случаем. Поэтому применение данного подхода в рамках стандартных гидродинамических пакетов затруднительно. В докладе предлагается новый альтернативный подход к решению неравновесных задач многокомпонентной фильтрации. При этом основные уравнения модели преобразуются к форме, подобной равновесному случаю. И они последовательно решаются в итерационном цикле с системой соотношений для расчета неравновесных составов сосуществующих фаз. Такой подход достаточно просто реализуется как расширение стандартных многокомпонентных моделей. Предложенный алгоритм расчета неравновесных составов фаз программно реализован. В докладе представляются иллюстрационные примеры, сопоставляющие результаты расчетов для равновесного и неравновесного случаев. Расчет анизотропии проницаемости и эквивалентных фильтрационных свойств в коллекторах трещинного типа Михайленко Е.Е. (ИПНГ РАН) Огромный интерес к исследованию трещинных коллекторов объясняется 3 главными аспектами:
Для моделирования движения флюидов необходимо чтобы для системы трещин были определены эквивалентные фильтрационные свойства. Эти свойства включают в себя эквивалентную проницаемость системы трещин (в случае перколяции), параметр обмена между матрицей и трещиной (шейп фактор) и свойства, появляющиеся при наличии двух и более фаз (капиллярное давление и относительная проницаемость). Сложность с вычислением эквивалентной проницаемости определяется дискретной природой трещин, ее анизотропностью и многомерными соотношениями с большим количеством параметров. Эквивалентная проницаемость была объектом многих исследований. Такие исследование были основаны эмпирических или физических подходах. Например, степенные зависимости используются для установления связи между эквивалентной проницаемостью и пористостью, густотой трещин или напряжением. Что касается физических подходов, они полагаются на смоделированные результаты потоков флюидов в системе трещин. Обычно они используются для оценки проницаемости экспериментального блока, полученной в результате вероятностного моделирования двух или трехмерной системы трещин различной структуры. Представленный доклад будет рассматривать комплексный подход к моделированию коллекторов трещинного типа. Такой подход основывается на концептуальной модели систем трещин и включает в себя три основных шага:
ИДЕНТИФИКАЦИЯ ВЕРТИКАЛЬНОЙ АНИЗОТРОПИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА НА ОСНОВЕ ПРОФИЛЬНОГО И ВЕРТИКАЛЬНОГО ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЯ Цаган-Манджиев Т.Н. (ИПНГ РАН) Вертикальная анизотропия проницаемости продуктивного пласта (различие коэффициентов проницаемости вдоль напластования и по вертикали) является одним из важных параметров при гидродинамическом моделировании и обосновании технологий разработки залежей нефти и газа. Известные методы определения данного параметра обладают рядом недостатков, не позволяющих получать надежные результаты применительно к фактическим пластовым условиям. Перспективными подходами к определению вертикальной анизотропии проницаемости являются методы профильного и вертикального гидропрослушивания. Они предполагают проведение специализированных гидродинамических исследований на основе одной или нескольких скважин с созданием фильтрационных течений как в латеральном, так и в вертикальном направлениях. При проведении процедуры профильного гидропрослушивания используются две горизонтальные скважины – активная и реагирующая, стволы которых разнесены в пределах пласта по вертикали и латерали. В работе предлагается приближенная двумерная математическая модель процесса профильного гидропрослушивания, которая служит основой для методики интерпретации результатов исследований. На полученном аналитическом решении базируется графоаналитический метод идентификации исследуемых параметров, включая коэффициенты вертикальной kz и латеральной kx проницаемости. Численное исследование применительно к обобщенному уравнению пьезопроводности позволило оценить влияние гравитационного фактора на динамики изменения давления на скважинах в процессе исследования. Технология вертикального гидропрослушивания предполагает использование одной вертикальной многофункциональной скважины – как в качестве возбуждающей, так и в качестве реагирующей. Это достигается за счет создания двух изолированных одним или двумя пакерами интервалов перфорации – вблизи кровли и подошвы пласта. Алгоритм идентификации параметров kx и kz базируется на численном решении прямой задачи в 2D радиальной постановке с учетом гравитационного фактора. Для решения обратной задачи применяются методы теории оптимального управления. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В РАМКАХ КОНЦЕПЦИИ АБСОЛЮТНОГО И ЭФФЕКТИВНОГО ПРОСТРАНСТВ Муртазалиев А.Ш. (ИПНГ РАН) Традиционная методология в теории и практике разработки месторождений нефти и газа берет свое начало от классических дифференциальных уравнений многомерной многофазной фильтрации Маскета – Мереса (1936 г.) Газовыми коэффициентами в ней выступают абсолютная проницаемость по газу и открытая пористость. Поэтому соответствующая модель коллекторов названа концепцией абсолютного порового пространства (АПП). За последние годы в ИПНГ РАН обоснована альтернативная, новая концепция эффективного порового пространства (ЭПП). Базовыми коэффициентами в исходных ее уравнениях является эффективная проницаемость и эффективная пористость. Концепция ЭПП позволила, с одной стороны, устранить ряд некорректностей в 3D компьютерном моделировании. А с другой стороны, внесла заметные коррективы в методологию современных научных дисциплин. В результате в физике нефтегазового пласта назрела необходимость проведения сопоставительных лабораторных экспериментов в рамках концепций АПП и ЭПП. Поэтому автором выполнена серия лабораторных экспериментов на сцементированных искусственных кернах. Чтобы исключить влияние литологического фактора на результаты экспериментов. • Для целей петрофизики, согласно концепции АПП, важной является зависимость коэффициента абсолютной проницаемости от открытой пористости. Концепцию же ЭПП, напротив, интересует зависимость эффективной проницаемости от эффективной пористости. Эксперименты показывают, что коэффициент корреляции концепции ЭПП оказывается кратно выше по сравнению с концепцией АПП. • Применительно к фильтрации газа показана значительно различие коэффициента макрошероховатости, находимого в рамках рассматриваемых альтернативных концепций. • Аналогичные сопоставительные эксперименты выполнены применительно к определению коэффициента вытеснения для карбонатных коллекторов на основе капиллярной пропитки и традиционного вытеснения. Состав гетероатомных соединений тяжелых нефтей, добываемых с помощью композиций различного действия Герасимова Н.Н., Коваленко Е.Ю., Мин Р.С., Сагаченко Т.А., Сергун В.П. (ИХН СО РАН) Значительные запасы высоковязких высокосмолистых нефтей, на фоне снижения добычи легкого нефтяного сырья, требуют применения технологий нефтедобычи, эффективных по отношению к тяжелым нефтяным системам. При извлечении таких нефтей широко используют паротепловое воздействие на залежь в сочетании с химическими композициями различного действия. Для выбора оптимальных технологий добычи и последующей переработки высоковязких высокосмолистых нефтей необходима информация об изменении их состава и свойств в процессе воздействия на продуктивные пласты различных методов увеличения нефтеотдачи. Проведен сопоставительный анализ распределения и состава низкомолекулярных азотистых и сернистых соединений в нефтях Усинского месторождения (республика Коми), добытых без применения и с применением нефтевытесняющих (Нетрольная, НИНКА) и гелеобразующей (ГАЛКА) композиций, разработанных в ИХН СО РАН. Установлено, что их воздействие не влияет на количество и качественный состав низкомолекулярных соединений азота и серы. Во всех нефтях низкомолекулярные азотистые соединения представлены сильно- и слабоосновными компонентами. Преобладают основания первого типа. Среди сильных оснований идентифицированы алкил-, нафтено- и бензопроизводные хинолина, азапирена, тиофенохинолина, хинолинкарбоновой кислоты и ее эфира. Слабые основания представлены алкил-, нафтено-, бензопроизвоными бензохинолона, его гидрированного аналога – лактама, бензотиахинолона, хинолинкарбоновой кислоты и соответсвующего эфира. Отмечено, что в составе низкомолекулярных азотистых соединений усинских нефтей повышена доля компонентов, содержащих в структуре карбоксильную и сложноэфирную группы. Применение композиций приводит к увеличению относительного содержания таких соединений среди слабых оснований. Низкомолекулярные сернистые соединения исследованных нефтей представлены высокоалкилированными и полициклоароматическими структурами, с преобладанием последних. В составе серосодержащих полициклоароматических соединений присутсвуют бензо-, дибензо- и нафтобензотиофены. Во всех случаях преобладают алкилпроизводные дибензотиофена, основную часть которых составляют экранированные структуры, наиболее устойчивые в процессах каталитического облагораживания нефтяных дистиллятов. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЕРТИКАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ, ПЕРЕСЕЧЕННОЙ ТРЕЩИНОЙ ГИДРОРАЗРЫВА Бадертдинова Е.Р., Салимьянов И.Т. (КГТУ имени С.М. Кирова) В работе решается обратная задача по определению фильтрационных параметров пласта и трещины гидроразрыва. В качестве исходной информации используются кривые восстановления давления (КВД). Задача фильтрации жидкости к скважине, пересеченной вертикальной трещиной, решается численно на основе метода конечных разностей. Область фильтрации покрывается неравномерной сеткой, которая сгущается к скважине.
 где  и  – проницаемости пласта и трещины; – площадь расчетного блока;  и  – ширина трещины и ее длина в расчетном блоке. Во всех остальных блоках  [1]. На рис. 1 приводятся кривые изменения давления, вычисленные по предложенному алгоритму и по модели Cinco Ley [2]. При стационарном режиме фильтрации проведено сравнение с аналитическим решением [3]. Оценки гидродинамических параметров  определяются из минимума функционала  , где  и  – наблюдаемые и вычисленные значения забойного давления. Минимизация функционала проводится методом Левенберга-Марквардта. На рис. 2 показаны результаты интерпретации КВД скв. №6406 РТ.ЛИТЕРАТУРА 1. Хайруллин М.Х., Хисамов Р.С., Шамсиев М.Н., Морозов П.Е., Бадертдинова Е.Р., Салимьянов И.Т. Оценка эффективности гидравлического разрыва пласта на основе гидродинамических исследований вертикальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 2009, №7, с.56-59. 2. Cinco-Ley H.,Samaniego V.F., Dominguez A.N.Transient pressure behavior for a well with a finite-conductivity vertical frac- ture.//SPE. J. - 1978. - V. 18. - № 4. – Р. 253-264. 3. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999 – 212с. ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ С УЧЕТОМ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ Хазигалеева З.Р. (ОАО «НижневартовскНИПИнефть») В настоящее время, разрабатываемые месторождения характеризуются невысокими КИН, соответственно в недрах остается огромное количество нефти, которое не может быть использовано в качестве ресурсной базы на разрабатываемых обустроенных месторождениях. Запасы остаточной нефти являются сложной динамической структурой, состоящей из нескольких отдельных ее видов, которым присущи различные свойства и степень подвижности. Для пластов характерны два основных типа остаточной нефти, определяемые условиями неоднородности коллектора: - Остаточная нефть (ОН) макроуровня, формирующаяся в пластах, не охваченных воздействием процесса разработки по причине макронеоднородности коллектора; - Остаточная нефть микроуровня, формирующаяся в промытых участках разрабатываемых пластов. Для технологических целей, остаточную нефть микроуровня в заводненных пластах необходимо разделить на два типа по степени подвижности. Первый тип – прочно-связанная ОН (Кпр.св.), адсорбированная нефть. Второй тип – условно-подвижная ОН, представленная капиллярно-защемленной ОН (Кк-з), извлекаемой из пласта путем проведения геолого-технологических мероприятий. Прочно связанная остаточная нефть (Кпр.св.) определяется по анализу керна, отобранного из пласта в лабораторных условиях. Количество условно подвижной капиллярно-защемленной нефти (Кк-з) находится по формуле:  По результатам расчетов строятся карты распределения условно подвижной остаточной нефтенасыщенности на участке, представляющих собой капиллярно-защемленную остаточную нефть. «Пятнистый» характер распределения запасов ОН указывает на локализацию ОН в зависимости от коллекторских свойств, что дает возможность определить метод и участок воздействия для доизвлечения. Разработанная методика структуризации позволяет оценить перспективные участки с высокими значениями запасов нефти, определить более точную прогнозную эффективность от рекомендуемых мероприятий. Следовательно, это дает возможность осуществить локальное целенаправленное воздействие на эти зоны коллектора с целью доизвлечения ОН и увеличения КИН. Проблемы добычи природного газа на завершающей стадии разработки Полупанова В.В., Воронов С.А. (РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина) Актуальность проблемы обусловлена тем, что по крупнейшим месторождениям России выработанность запасов составила более 60%. Добыча легкого, сухого «сеноманского газа» постепенно замещается добычей газа с более глубоко лежащих горизонтов с газоконденсатными залежами и нефтяным попутным газом. В будущем доля такого газа будет составлять более 50 %. Необходимо решать проблемы извлечения низконапорного газа на газодобывающих предприятиях Российской Федерации. Эксплуатация залежей, разрабатываемых при пластовых давлениях, ниже критических, сопровождается ухудшением условий добычи, а, соответственно, появлением технологических и технических проблем при извлечении и транспортировке продукции. Возникают проблемы массовой ликвидации скважин и промысловых сооружений. Высокая степень истощения ресурсов крупнейших месторождений, отсутствие комплексной разработки и возрастающие затраты на добычу побуждают к «консервации» оставшихся запасов (при сегодняшнем подходе). Анализ разработки месторождений на завершающей стадии показывает, что своевременное разбуривание залежей, соблюдение сроков ввода мощностей по подготовке и компримированию газа, жесткое выполнение технологических режимов работы скважин и промыслового оборудования в целом положительно сказываются на показателях разработки и обеспечении высоких начальных и конечных коэффициентов газоотдачи. Реализацию новых проектов в этой области необходимо начинать уже в ближайшей перспективе. Столь быстрые сроки вытекают из необходимости внедрения технологий еще на стадии рентабельной добычи. Такие технологии помогут «доизвлекать» газ и продлевать сроки добычи при существующем режиме транспортировки газа. Однако встает вполне закономерный вопрос – каким образом извлекать низконапорный газ и вовлекать его в хозяйственный оборот в колоссальных объемах. Возможными направлениями утилизации низконапорного газа являются: электроника, производство жидкого топлива, газохимия и так далее. ПУТИ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМ ДОРАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЭЛЬ-БОУРИ В ЛИВИИ |
Похожие:
 | Тезисы докладов VIII международной конференции. Москва, 4-6 октября... Российская академия наук институт биохимической физики им. Н. М. Эмануэля ран институт химической физики им. Н. Н. Семенова ран | | Тезисы докладов и выступлений II всероссийская научно-теоретическая... России: образование, тенденции, международный опыт: тезисы докладов и выступлений II всероссийской научно-практической конференции... |
| Тезисы докладов в электронном виде (по e-mail) объемом не более 1 страницы (приложение 3) Приглашаем Вас принять участие во Всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса высших учебных заведений, осуществляющих... | | Тезисы докладов Тезисы докладов, опубликованные сотрудниками Вашего подразделения (в т ч в сборниках научных трудов, указанных в п. 2) |
| На поверхности живой ткани В сб.: "Применение акустических методов и устройств в науке, технике и производстве". Тезисы и рефераты докладов Республиканской... | | Material science and technology Научные статьи, монографии, тезисы докладов и доклады на конференциях, депонированные тезисы докладов, статьи и доклады, отчеты |
| Тезисы докладов Два с половиной века с Россией: актуальные проблемы и дискуссионные вопросы истории и историографии российских немцев |  | Тезисы VI всесоюзного симпозиума по психолингвистике и теории коммуникации. М., 1978. С. 176-178 Собкин В. С. К формированию представлений о механизмах процесса идентификации в общении / Теоретические и прикладные проблемы психологии... |
| Плеханова Фонд «Альтернативы» Современная демократия: история, актуальные проблемы и потенциалы развития. Тезисы и доклады V всероссийской научно-практической... | | Тезисы докладов должны быть представлены в оргкомитет вместе с заявкой... На конференции предполагаются: выступления с докладами, рекламные сообщения, демонстрации коммерческих продуктов, участие в качестве... |
| Информационное письмо о проведении педагогической конференции ... | | Тезисы и рефераты докладов первой дагестанской конференции терапевтов.... |
| Г. С. Сабирзянова в сборнике представлены тексты докладов участников... В сборнике представлены тексты докладов участников научно-практической конференции «Региональные энциклопедии: проблемы общего и... | | Файла заявки участника должно содержать фамилию участника, например... Фио авторов и названия организаций. Название файла должно содержать фамилию участника, например – Иванов-тезисы doc |
| Правила подачи тезисов Внимание! Тезисы докладов будут опубликованы... Ооо “подиатр” – официальный дистрибьютор Медицинской Системы ФормТотикстм (Новая Зеландия) | | Реферат по экономике как форма самостоятельной работы студентов Гарантии... Научно-технический прогресс как фактор повышения эффективности социалистического производства преимущественно интенсивного типа |
