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.
|
Плунжерный лифт в газовых скважинах сеноманских залежей с лифтовыми колоннами 114 мм. Необходимость и перспективы использования Захаров М.И., Шулятиков И.В. Мельников И.В. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «Газпром добыча Надым») На крупнейших газовых месторождений России - Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, расположенных в районах Крайнего Севера, в скважинах, оборудованных лифтовыми колоннами из труб больших диаметров (Ду=168 мм) для добычи газа из сеноманских залежей, начали применять плунжерный лифт. Использование плунжерного лифта позволяет увеличить рабочие дебиты скважин и избежать продувки в атмосферу. На этих и других месторождениях эксплуатируются скважины, оборудованные лифтовыми колоннами из труб диаметром 114 мм. Их эксплуатация также осложняется скоплением жидкости. В задачу нашего исследования входило обобщить отечественный и зарубежный опыт использования плунжерного лифта в скважинах с лифтовыми колоннами больших диаметров. Был изучен отечественный опыт использования плунжерного лифта для удаления жидкости из газовых скважин, оборудованных лифтовыми колоннами Ду=60-73 мм и зарубежный в скважинах с лифтовыми колоннами Ду-102 и 114мм. В основном за рубежом используются односекционные плунжеры большого диаметра, состоящие из одного корпуса массой до 10-15 кг и ограничители хода плунжера, которые устанавливают с использованием канатной техники. Предполагается испытать в скважинах месторождения Медвежье новые конструкции плунжеров и другое оборудование для удаления жидкости из скважин с лифтовыми колоннами диаметром 114 мм. Был учтен опыт использования плунжерного лифта в скважинах с лифтовыми колоннами Ду=168мм и разработаны конструкции корпусов плунжера из полиуретана с кольцевым ограничителем хода шара. Плунжеры этого типа будут изготавливаться из литьевого полиуретана марки «100», устойчивого к воздействию углеводородов и воды и обладающего повышенной устойчивостью к истиранию, что продлит срок их эксплуатации. На первом этапе новые плунжеры будут испытаны на экспериментальных стендах. Далее эти плунжеры будут использованы на реальных скважинах. Кроме плунжеров разработаны верхние и нижние ограничители хода, которые так же предполагается испытывать на месторождениях Медвежье и Уренгойское. После испытаний плунжерный лифт может найти применение для удаления жидкости из скважин основных месторождений в ближайшие 3-5 лет. Применение плунжерного лифта периодического действия на месторождении Медвежье Мельников И.В., Шулятиков И.В. (Медвежинское ГПУ ООО «Газпром добыча Надым»,ООО «Газпром ВНИИГАЗ») Плунжерный лифт периодического действия для газовых скважин на месторождении Медвежье впервые применен в 2009 году. Испытания проведены на скважине 726. До этого с 2006 года на месторождении использовали только плунжерный лифт непрерывного действия с плунжером, состоящим из двух механически не скрепленных секций: трубчатого корпуса и шара. В отличии от зарубежных установок плунжерного лифта периодического действия, на скважине 726 месторождения Медвежье был использован ранее не применявшийся способ управления периодичностью работы плунжера. После подъема жидкости с забоя, плунжер зависает на устье и поддерживается потоком газа скважины. Затем, через заданный оператором период времени, с помощью специального запорного устройства, скважина перекрывается на 5-10 секунд. Поток газа из скважины прекращается, секции плунжера - шар и корпус - перестают поддерживаться потоком газа, разделяются и опускаются в восходящем потоке газа. Эта технология является эффективной для сеноманских скважин, так как в период остановки скважины жидкость не успевает стечь на забой и не фильтруется в продуктивный пласт. Период зависания плунжера на устье может продолжаться необходимое время от 30 минут до 24 часов. В результате плунжер меньше изнашивается за счет истирания о внутреннюю поверхность лифтовой колоны и стыки труб в муфтовых соединениях и появляется возможность управлять плунжером. Перед разработчиками стояла задача создания комплекса, работоспособного при отрицательных температурах окружающего воздуха до минус 55оС. Были разработаны: специальный бессальниковый запорный угловой клапан и блок подготовки газа питания. Для управления был использован «контроллер плунжерного лифта GEO-2» компании Weatherford. В процессе работы давление и температура потока в корпусе запорного клапана измерялась с использованием специально разработанного измерителя давления и температуры фирмы «Грант» МТУ-04. Дебит газа измерялся ИТК «Пингвин». Испытания показали работоспособность данного метода управления плунжером. Особенности эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам на месторождении Медвежье Дикамов Д.В., Шулятиков И.В. (ОАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИГАЗ») Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам является одним из способов стабилизировать добычу газа из месторождения в период падающей добычи, а в отдельных скважинах увеличить рабочий дебит. В скважинах сеноманских залежей при эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам возможны осложнения, обусловленные размоканием породы продуктивного пласта и, как результат, образование песчаных пробок ниже башмака лифтовой колонны в интервале перфорации из-за малых скоростей потока газа. При эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам по центральной лифтовой колонне задается режим, при котором жидкость и мехпримесси выносятся потоком газа по мере поступления в лифтовую колонну, а из кольцевого канала между колоннами отбирается газ. Для управления режимом работы скважины одновременно по двум каналам используются автоматические комплексы, включающие расходомеры, контролирующие потоки газа по центральной лифтовой колонне и суммарный дебит скважины. Чтобы уменьшить скопления песка и жидкости ниже башмака лифтовой колонны необходимо ограничивать суммарный дебит скважины на уровне, исключающем разрушение породы продуктивного пласта. Если переводу скважины на эксплуатацию по концентрическим лифтовым колонам предшествовали работы, связанные с глушением скважины, технологические растворы, использованные для глушения должны удаляться по центральной лифтовой колонне в режиме контролируемого выноса. Таким образом, чтобы количество закаченного раствора примерно соответствовало удаленному в процессе освоения скважины и выводе её на рабочий режим эксплуатации. В процессе эксплуатации скважины по концентрическим колоннам необходимо периодически контролировать состояние забоя не допуская образования протяженной пробки ограничивающей рабочий дебит скважины с использованием геофизических технологий. С октября 2008 года по настоящее время испытания данной технологии проводятся на двух скважинах месторождения Медвежье. Опыт использования контрольно-измерительных средств при испытаниях технологий эксплуатации обводняющихся скважин Дикамов Д.В. Мельников И.В. Шулятиков И.В. (ОАО «Газпром», Медвежинское ГПУ ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром ВНИИГАЗ» На месторождении Медвежье последние годы систематически проводятся испытания различных технологий эксплуатации скважин, работа которых осложняется из-за скопления жидкости, ограничивающей рабочие дебиты. Из-за отсутствия информации о ходе процессов невозможно делать правильнее выводы, особенно это относится к периодическим процессам: плунжерному лифту, вводу вспенивающих ПАВ, закачке газа в межтрубный канал для поддержания условий выноса жидкости по лифтовой колонне, эксплуатации одновременно по концентрическим лифтовым колоннам, удаления скоплений жидкости из наземных шлейфов с использованием подвижных поршней. Указанные процессы характеризуются рабочими давлениями, температурами и расходами газа. Чтобы наиболее информативно использовать результаты измерений необходимо фиксировать их в реальном времени. Последние годы различными предприятиями разработаны средства измерения, позволяющие контролировать необходимые параметры в реальном времени с периодичностью 1 секунда и более, и сохранять результаты измерений в памяти прибора. На месторождении Медвежье для измерений давлений и температур применяют преобразователи давления с измерителем температуры МТУ-04 ООО НПП «ГРАНТ». Расход газа скважины измеряют с использованием измерительного технологического комплекса ИТК «Пингвин», разработанный и изготовленный ООО «Газпром ВНИИГАЗ». На испытательном стенде плунжерного лифта используются специально разработанные измерители давления с периодичностью измерений 0,01 сек. Приборы имеют автономное энергообеспечение. ИТК «Пингвин» не подвержен образованиям льда и гидратов в импульсных трубках к измерителю перепада давления. Каждый из приборов позволяет переносить все результаты измерений в компьютер, на котором в автоматическом режиме строятся, графики изменения параметров во времени. На графиках четко просматриваются изменения давлений и температур, расхода в моменты прихода плунжера к устью скважины, это позволяет определять периодичность прихода плунжера с жидкостью к устью скважины. Обычно в момент появления порции жидкости на устье скважины, синхронно увеличивается мгновенный расход газа, увеличиваются давления и температура. По разнице давлений в период выброса жидкости можно судить о её количестве. ДОБЫЧА И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА Грязнова И.В. (РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина) На завершающей стадии добычи очень остро встает вопрос рационального использования и экономии пластовой энергии. Это выражается, прежде всего, в необходимости более обоснованного установления технологических режимов работы скважин, газосборных сетей и коллекторов. В этот период необходимо предотвращать накопление жидкости на забое скважин и обеспечивать условия полного выноса твердых и жидких частиц, своевременно проводить гидравлический анализ гидравлических потерь давления. Предлагается схема снижения устьевого давления с использованием эжекторной установки. Газ со скважины одного или нескольких кустов собирается коллектором и на входе в УКПГ дожимается с помощью эжекторной установки газом из магистрального трубопровода, либо высоконапорным газом других горизонтов. Таким образом, в разработку вовлекаются запасы, извлекать которые до этого считалось экономически нецелесообразно. Основные преимущества эжекторных установок: отсутствие движущихся частей, низкие требования к обслуживанию, высокая надежность, простота монтажа, эксплуатации и управления, возможность справляться с жидкостными пробками, короткий период окупаемости при низкой начальной цене, с учетом изменяющихся условий в скважине возможно изменение размеров сопла. Другим важным способом утилизации низконапорного газа является возможность использовать его в газохимическом и энергетическом направлениях. Наряду с использованием этого газа для энергетики следует рассматривать его применение для нужд местной, так называемой «малой» энергетики, в том числе и коммунальной. Наиболее эффективным является производство электроэнергии с использованием парогазовых технологий. Направление использования низконапорного газа выбирается с учетом особенностей работы каждого конкретного месторождения на завершающем этапе его эксплуатации, с выполнением технико-экономических расчетов по всем возможным вариантам его использования в интересах, как владельца лицензии на разработку месторождения, так производителей электрической и тепловой энергии, а также с учетом региональных интересов территории и проживающего там населения. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНОЙ КОНСТРУКЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕЙ МАКСИМАЛЬНЫЕ ДЕБИТ И УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЕ Алиев З.С., Котлярова Е.М., Гучанова А.И. (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) При заданной производительности необходимость длительное время сохранения высокого устьевого давления в горизонтальных скважинах (ГС) для подачи добываемого газа в магистральный газопровод без ввода дожимных компрессорных станций требует изучения возможности и использования на практике конструктивных особенностей таких скважин. Поиск оптимальной конструкции ГС обуславливает одновременный учет многочисленных геологических, технических и технологических факторов, обеспечивающих минимальные потери давления по стволу и реально возможные дебиты и устьевые давления в таких скважинах. Авторами работы в их ранних исследованиях изучены и обоснованы производительности ГС с позиции продуктивной характеристики месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами без учета необходимости сохранения высокого устьевого давления. В работе разработаны методы обоснования и рекомендации приближенного определения и выбора конструкции ГС, включающей в себя длины и диаметры обсадной колонны и фонтанных труб в горизонтальном, искривленном и вертикальном участках ствола, а также профили вскрытия продуктивного интервала однородных и неоднородных пластов горизонтальным стволом. Необходимость спуска фонтанных труб в горизонтальный участок ствола ГУС связана с выносом твердых и жидких примесей в продукции скважин. Наилучшим вариантом по величине производительности и потерям давления в ГУС является отсутствие в них фонтанных труб. Такая конструкция может быть использована только при “восходящем” профиле горизонтального участка. Однако, такой профиль неприемлем, если имеется подошвенная вода, так как при такой конструкции минимальное забойное давление будет у начального участка горизонтального ствола, при котором возможность обводнения скважины увеличивается. Оборудование фонтанными трубами ГУС приводит к снижению производительности ГС и увеличению потерь давления при притоке газа в затрубное пространство. Необходимость спуска фонтанных труб в ГУС для обеспечения выноса примесей при повышенном дебите требует уменьшения до минимума диаметра труб. Одновременно при движении газа по фонтанным трубам с минимальным диаметром потери давления существенно увеличатся, и устьевое давление окажется пониженным. По результатам расчетов рекомендованы длины и диаметры эксплуатационной колонны и фонтанных труб ГС в широком диапазоне изменения производительности таких скважин, вскрывших залежи с различными емкостными и фильтрационными свойствами и с различными радиусами кривизны и глубины залегания месторождений. ЭФФЕКТЫ АНИЗОТРОПИИ ПРИ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ТЕЧЕНИЯХ С ПРЕДЕЛЬНЫМ ГРАДИЕНТОМ Мамедов М.Т. (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) В наши дни в процесс разработки все чаще вовлекаются месторождения трудно извлекаемых запасов углеводородного сырья. Для извлечения углеводородов применяются новые технологические процессы, эффективность которых напрямую связана с уровнем адекватности описания фильтрационных течений. На сегодняшний день задача фильтрации вязкопластичных жидкостей (аномальных нефтей) в изотропных пластах достаточно хорошо изучена. Однако реальные коллекторы, как правило, обладают анизотропными фильтрационными свойствами (трансверсально-изотропной, ортотропной, моноклинной или триклинной симметрией свойств). Поэтому учет анизотропии при исследовании фильтрации аномальных нефтей представляет как практический, так и научный интерес. В настоящей работе выписаны уравнения фильтрационных течений вязкопластичных жидкостей для всех типов анизотропии. Показано, что фильтрационные течения с предельным градиентом в анизотропных средах характеризуются двумя материальными тензорами: тензором коэффициентов проницаемости (фильтрационных сопротивлений) и тензором предельных градиентов. Представлены законы фильтрации с предельным градиентом для случаев одномерных, двумерных и трехмерных течений, механизм возникновения которых проиллюстрирован поверхностью предельных градиентов. Выписаны условия начала течения и законы фильтрации для сред с моноклинной и триклинной симметрией фильтрационных свойств. Предложена лабораторная методика совместного определения тензоров абсолютной проницаемости и предельных градиентов для анизотропных коллекторов. Корректное описание анизотропии фильтрационных свойств дает более адекватную картину распределения фильтрационных потоков в пласте, что в свою очередь позволяет оптимизировать направление бурения горизонтальных скважин, сделать более рациональной схему расстановки скважин, а также систему разработки в целом и, в итоге, увеличить коэффициент извлечения нефти. МЕТОДОЛОГИЯ ПОДГОТОВКИ БУРОВИКОВ ПРОФЕССИОНАЛОВ Балаба В.И. (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) Технологические процессы бурения скважин совершаются в недрах, имеют явно выраженный вероятностный характер и, как следствие, трудно формализуемы. Бурение как сложное, интеллектуалоемкое производство объективно требует высокой профессиональной квалификации, как специалистов-буровиков, так и рабочих. Поэтому начальное, среднее и высшее профессиональное образование буровиков должно быть организовано в виде интегрированной системы, основанной на единой методологии с целью решения задач последовательного повышения общеобразовательного и профессионального уровня обучаемых. Для этого необходимо: • разработать Национальную рамку буровых квалификаций (НРБК) - описание квалификационных уровней, характеризуемых компетенцией (совокупностью полномочий) работника и соответствующими ей компетентностями (знания, умения, навыки), которыми он должен обладать для результативной и эффективной реализации этой компетенции; • на основе НРБК разработать Систему профессиональных стандартов в бурении (СПСБ), корреспондирующихся с национальными стандартами серии ГОСТ Р ИСО в отношении компетентности персонала организаций, а на основе СПСБ - федеральные государственные образовательные стандарты (ФГОС) начального, среднего и высшего профессионального образования; • на основе ФГОС разработать основные образовательные программы (ООП), обеспечивающие приобретение выпускниками компетентностей в соответствии с требованиями профессиональных стандартов и соответствующих им ФГОС; • создать систему независимой оценки соответствия ООП и разработать процедуру их актуализации; • создать систему оценки соответствия преподавателей специальных дисциплин и учебно-методических комплексов (УМК) по этим дисциплинам, разработать процедуру актуализации УМК; • создать систему независимой оценки соответствия выпускников как основы перехода к следующему уровню образования и внешней независимой их сертификации для присвоения профессиональной квалификации в рамках СПСБ; • в образовательных учреждениях в рамках системы управления качеством создать подсистему поэтапной оценки соответствия приобретаемых учащимися компетентностей требованиям ФГОС, в высшей школе ввести обязательную проверку выпускной квалификационной работы на плагиат. ДОСТИЖЕНИЯ В ОБЛАСТИ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ШАХТНЫМ СПОСОБОМ (ЯРЕГА, РЕСПУБЛИКА КОМИ) Кольцов Е.В., Чикишев Г.Ф., Туркин С.Н., Буцко И.Г., Коноплев Ю.П. (ООО «ПечорНИПИнефть») Ярегское месторождение тяжелой нефти открыто в 1932 г. (Н.Н. Тихонович, И.Н. Стрижов). Имеет размеры по протяженности 36,6 км, по ширине 4-4,5 км. Промышленные запасы нефти находятся на глубине 130-220 м, приурочены к терригенным отложениям пласта III D2-D3 и составляют более 330 млн.т. Средняя эффективная толщина пласта III - 26 м, пористость - 25%, проницаемость - 2 мкм2. Нефть сернистая (до 2%), безпарафинистая (менее 1%), тяжелая (0,945 кг/м3), высоковязкая (5-20 Па*с). Начальное пластовое давление 1-1,3 МПа. В 1934 г Н.Н. Тихонович и И.Н. Стрижов предложили вести разработку месторождения шахтным способом. В 1937 г начато строительство первой в стране нефтяной шахты и, уже в 1939 г на нефтешахте №1 был получен первый фонтан нефти из первой подземной скважины. В 1943 г введена в эксплуатацию нефтешахта №3, в 1949 г – нефтешахта №2. В период 1939-1972 гг. шахтная разработка велась на естественном режиме истощения пласта, в период 1972 г и по настоящее время – с применением технологий ПТВ на пласт. Всего с начала шахтной разработки на Яреге добыто 24,3 млн.т. нефти, в том числе на естественном режиме истощения пласта -7,4 млн.т., с использованием паротепловых методов -16,9 млн.т. Новым толчком в развитии на Яреге термошахтных технологий стал постепенный, начиная с 2001 г уход в разработке от традиционных паротепловых систем (двухгоризонтной, одногоризонтной, панельной) на новую подземно-поверхностную систему. Внедрение подземно-поверхностной системы позволило стабилизировать к 2003 г, начавшееся с 1991 г падение годовых уровней добычи нефти и обеспечить с вводом новых площадей в прогрев их рост, с 485 тыс.т. до 672 тыс.т. в 2009 г. Преимуществом подземно-поверхностной системы перед традиционными системами термошахтной разработки является: увеличение КИН с 0,54 до 0,6-0,7; рост темпов отбора нефти с 2,9 до 6,5 %; снижение накопленного паронефтяного отношения с 2,9 до 2,5 т/т. Несмотря на хорошие достигнутые показатели разработки, не прекращается работа по совершенствованию применяемых термошахтных технологий. В планах Яреги, выход в 2016 г на уровень термошахтной добычи нефти в 1,749 млн.т., в перспективе, до 3,6 млн.т. в год при паронефтяном отношении 2,0 т/т. Для достижения этих показателей в настоящее время ведется детальная технико-экономическая проработка вопросов по увеличению длины подземных скважин с 300 до 800 м и более, механизации горнопроходческих работ и автоматизации технологических процессов по термошахтной добыче тяжелой нефти. о результатах геолого-технологического моделирования актуального участка пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения Тараскин Е.Н., Саакян М.И., Руднев С.А. (ООО «ПечорНИПИнефть», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) Эффективное применение методов увеличения нефтеотдачи на сложнопостроенных трещиноватых месторождениях и залежах не возможно без детального изучения и анализа структуры вскрытых пластов и правильного понимания влияния этой структуры на механизм извлечения нефти. Геолого-технологическое моделирование таких объектов разработки представляет собой одну из сложных и до конца нерешенных задач нефтяной инженерии. В представленной работе были проанализированы особенности геологического строения и построена цифровая объемная геолого-технологическая модель юго-западного актуального участка пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, на котором в ближайшее время планируется организовать несколько новых очагов площадной закачки пара для интенсификации добычи высоковязкой нефти. При построении структурного каркаса геологической модели юго-западного участка были использованы результаты детальной корреляции пластов, выполненной в программном комплексе «AutoCorr». При параметрическом моделировании учитывалось наличие в разрезе пермо-карбоновых отложений различных по типу пустотного пространства коллекторов (поровых, порово-кавернозных и трещиноватых). На основе интегрированного подхода к анализу и обобщению имеющихся прямых и косвенных характеристик естественной трещиноватости вскрытых пластов юго-западного участка удалось смоделировать дискретную систему естественных трещин, включая установленные по сейсмическим и промысловым данным малоамплитудные дизъюнктивные нарушения. После калибровки созданная дискретная система трещин была преобразована в фильтрационную модель трещиноватых коллекторов с эквивалентными параметрами трещинной проницаемости и пористости, а также размеров матричных блоков. В результате объединения фильтрационных моделей матрично-кавернозных и трещиноватых коллекторов и задания функций физико-химических свойств и относительных фазовых проницаемостей пластовых флюидов от температуры была создана и адаптирована к истории разработки термогидродинамическая модель двойной проницаемости юго-западного участка, при помощи которой были обоснованы эффективные технологические варианты площадной закачки пара. ВЛИЯНИЕ ИЗМЕНЕНИЙ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ИСТОЩЕНИЕ НА ИХ ПРОМЫШЛЕННУЮ И ЭКОЛОГИЧЕСКУЮ БЕЗОПАСНОСТЬ Жуков В.С., Рыжов А.Е., Иселидзе О.В. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») Разработка месторождений нефти и газа зачастую сопровождается снижением пластового давления в продуктивных пластах. Обычно исследуют только процессы, происходящие при снижении пластового давления, и практически отсутствуют работы, посвященные оценке отдаленных во времени геодинамических последствий. Основной задачей данной работы являлась оценка изменений фильтрационно-ёмкостных и физических свойств коллекторов месторождений газа при моделировании его разработки и влияние их на промышленную и экологическую безопасность. Результаты исследований показали, что увеличение эффективного давления на 100атм обуславливает уменьшение пористости образцов на 0,01-0,27% или в среднем на 0,1%. Это довольно малая величина, но не стоит ею пренебрегать в практических расчетах. В то же время рост эффективного давления на 100атм в процессе разработки месторождений, обуславливает уменьшение проницаемости образцов до 25% и более. Сжимаемость порового пространства при этом уменьшается до 15%. Также происходит рост сопротивления до 4-4,5% и снижение интервального времени в среднем на 1,3%. Полученные оценки изменений фильтрационно-ёмкостных и физических свойств коллекторов при моделировании разработки месторождений показали, что уменьшение пористости мало, но не стоит им пренебрегать, но существенно снижается проницаемость и сжимаемость порового пространства, также отмечен рост удельного электрического сопротивления и снижение интервального времени образцов. При разработке месторождений нефти и газа со снижением пластового давления основные формы негативных геодинамических последствий длительной разработки месторождений УВ можно разделить на четыре группы: обширные просадки территории месторождения, техногенная и техногенно-индуцированная сейсмичность, а также активизация разломных зон, контролирующих месторождение. Расчеты обширных просадок территории месторождения основаны на ограниченном массиве экспериментальных данных о механических параметрах моделируемой среды: величине модуля Юнга, коэффициента Пуассона, коэффициентов сжимаемости пород и их порового объема. Эти величины существенно изменяются как в пределах объёма пород, так и при росте эффективного давления при разработке месторождений. Как правило, в оценках принято, что деформации земной поверхности обусловлены объемной деформацией порового пространства коллектора. Практически на всех месторождениях нефти и газа, на которых проводились мониторинговые геодинамические наблюдения, была отмечена активизация разломных зон. При разработке месторождений нефти и газа вначале происходят активные деформационные процессы: просадки земной поверхности и/или активизация разломных зон, а затем, по мере снижения пластового давления, нарастает активизация техногенной сейсмичности. Оценка факторов геодинамической опасности может быть осуществлёна посредством мониторинга динамики физических свойств коллекторов в процессе разработки месторождений. ФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ФИЛЬТРАЦИИ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДООТДАЧИ ПЛАСТА Рассохин С.Г. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») Современное состояние развития мировой газовой промышленности характеризуется ухудшением структуры запасов и неуклонным возрастанием роли месторождений природных углеводородов, рентабельная добыча сырья из которых еще недавно считалась неперспективной. При этом возникает необходимость поиска путей минимизации пластовых потерь жидких углеводородов. Одной из важнейших составляющих этого научного поиска является физическое моделирование процессов повышения углеводородоотдачи пластов месторождений природных газов как основа для разработки газовых технологий. В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в результате реализации долгосрочных программ экспериментальных работ в этом направлении созданы научно-методические основы физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи пластов при разработке месторождений природных газов. Это стало возможным благодаря применению современных экспериментальных установок многофазной многокомпонентной фильтрации, обеспечивающих воспроизведение реальных термобари-ческих условий. Постановка и проведение программ экспериментов сопровождались их детальной научно-методической проработкой и анализом полученных данных. В докладе представлены результаты разработки и апробации новой методики определения насыщенностей пористых сред флюидами при исследованиях процессов фильтрации, основанной на применении компьютерной томографии. В результате экспериментов установлено существенное влияние начальной водонасыщенности пористой среды на процессы извлечения углеводородов при закачке в модели пластов газовых и жидких агентов. Экспериментально определены функциональные зависимости относительных фазовых проницаемостей при двухфазной и трехфазной фильтрации применительно к условиям конкретных объектов добычи углеводородов с определением влияния типа смачиваемости и направления флюидонасыщения. Разработанные лабораторные методики могут быть использованы в научно-исследовательских институтах и научных центрах компаний нефтегазового профиля. Созданные на основе физического моделирования с последующим гидродинамическим моделированием и опытно-промышленным экспериментом технологии позволят повысить эффективность разработки месторождений природных углеводородов. ПРИМЕНЕНИЕ ИНФРАКРАСНОЙ СПЕКТРОМЕТРИИ ДЛЯ ОЦЕНКИ ИЗМЕНЕНИЯ НЕКОТОРЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Артемьев В.Ю., Григорьев Е.Б., Шафиев И.М. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») В процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) важную роль играет получение оперативной и достоверной информации об изменениях свойств и технологических характеристик пластовых флюидов. Одним из перспективных направлений для решения этой задачи является использование методов инфракрасной спектрометрии. В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» с использованием ИК-спектрометра с Фурье-преобразователем фирмы Perkin – Elmer в период с 2003 по 2009 гг. выполнены исследования конденсатов и нефтей Уренгойского НГКМ. На основе этих работ получены результаты, позволяющие оперативно оценить тип добываемого флюида по величине параметров А13 и К, характеризующих относительное содержание различных классов ароматических структур, долю примеси нефти в добываемом конденсате, температуру конца кипения конденсата. Прогнозировать изменения пластового давления и потенциального содержания конденсата (ПС5+В), появления пластовой воды в добываемой продукции. Анализ свойств добываемых конденсатов Уренгойского НГКМ за указанный выше период показал следующее: - для большинства исследованных углеводородных флюидов при снижении величины параметра А13 одновременно происходит облегчение конденсатов; - в ряде скважин отмечена стабилизация величины А13, что свидетельствует о вовлечении в процессе добычи ранее выпавшего конденсата или дренирования нефтяного вещества оторочек к забою скважин; - на ИК – спектрах, особенно начиная с 2003-2004 гг., начала фиксироваться широкая полоса поглощения в области 2300 – 2400 см-1, связанная с наличием ОН – групп и являющаяся признаком воды. Дополнительное появление полос поглощения в области 1600 – 1800 см-1 позволяет предполагать появление пластовой воды в продукции скважин. Установленные в результате проведенных исследований закономерности предполагается использовать для раннего обнаружения и оценки изменений, происходящих в залежи в процессе эксплуатации и принятия соответствующих решений по корректировке технологии разработки. |
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 |
