WWW.MASH.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - онлайн публикации
 

Pages:   || 2 |

«Нефть и газ NEFT’. Нефть и газ Содержание Content Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа Geology, prospecting and exploration of oil and gas fields Антипин Я. О. Antipin Ya. O. ...»

-- [ Страница 1 ] --

НЕФТЬ

.

Нефть и газ

NEFT’

.

Нефть и газ

Содержание

Content

Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа

Geology, prospecting and exploration of oil and gas fields

Антипин Я. О .

Antipin Ya. O .

Трехмерное геологическое моделирование нефтенасыщенности залежей

продуктивных пластов на основе J-функции Леверетта 7

Three-dimensional geological modeling of oil saturation of productive

oil reservoir based on Leverett J-function Бешенцев В. А., Семенова Т. В .

Beshentsev V. A., Semenova T. V .

Роль природных факторов в формировании современного состава пресных подземных вод криолитозоны севера Западной Сибири 11 Natural factors role in formation of the fresh underground waters current composition of the criolithozone in the north of West Siberia Куркин А. А .

Kurkin A. A .

Оценка пространственного распределения погрешности структурных построений 15 Estimation of structural imaging uncertainty spatial distribution Курчиков А. Р., Вашурина М. В .

Kurchikov A. R., Vashurina M. V .

Аспекты экологической безопасности при эксплуатации водозаборов пресных подземных вод на месторождениях нефти Западной Сибири 21 Aspects of ecology safety at operating the fresh ground waters intake facilities for reservoir pressure maintenance purposes in oil fields of West Siberia Поднебесных А. В., Барышников А. В., Губаев А. В., Нуров С. Р., Стуков С. П., Тимохович Ю. И .



Podnebesnyh А. V., Baryshnikov A. V., Gubaev A. V., Nurov S. R., Stukov S. P., Timokhovich Yu. I .

Опыт построения интегрированной модели для решения проблем разработки месторождения 27 Experience in constructing the integrated model for solving the problems of the field development Бурение скважин и разработка месторождений Drilling of wells and fields development Ваганов Ю. В .

Vaganov Yu. V .

Методология капитального ремонта скважин в современных условиях эксплуатации сеноманской залежи 34 Methodology of well workover realization under present-day conditions of cenomanian reservoir development Нефть и газ Закиров Н. Н., Давлетшин Э. А .

Zakirov N. N., Davletshin E. A .

Анализ систем герметизации шарошечных долот 38 Analysis of cone bits sealing system Калинин В. Р., Козлов Е. Н., Даншин О. С .

Kalinin V. R., Kozlov E. N., Danshin O. S .

Опыт применения нерадиоактивного маркированного проппанта при гидравлическом разрыве пласта на ачимовских отложениях Уренгойского месторождения

–  –  –

Карнаухов М. Л., Фаик С. А .

Karnaukhov M. L., Faik S. A .

Определение направления потоков воды при заводнении пласта 50 Determination of water flow directions at formation flooding Леонтьев Д. С., Клещенко И. И., Жапарова Д. В .

Leontiev D. S., Kleschenko I. I., Zhaparova D. V Анализ методов обоснования и принятия решений при проведении ГТМ с целью ограничения водопритоков 53 Analysis of methods for justifying and making decisions at realizing geological and engineering actions aimed at water influx restriction Овчинников В. П., Аксенова Н. А., Рожкова О. В., Харитонова Т. А., Федоровская В. А .

Ovchinnikov V. P., Aksyonova N. A, Rozhkova O. V., Kharitonova T. A., Fedorovskaya V. A .

Шлакопортландцементный тампонажный материал для крепления высокотемпературных скважин 61 Blastfurnace slag-portland cement plugging material for high temperature wells strengthening Паникаровский Е. В., Паникаровский В. В .



Panikarovski E. V., Panikarovski V. V .

Проблемы эксплуатации сеноманских скважин 67 Problems of wells operation in Cenomanian deposits

–  –  –

Стрекалов А. В., Саранча А. В .

Strekalov A. V., Sarancha A. V .

Результаты применения моделей вычислительного комплекса Немезида Гидрасим на пластах Ван-Ёганского месторождения 74 Results of using models of the computer complex Nemesida Hydrasim to the formations of the field Van-Egan

–  –  –

Волков Р. Е., Обухов А. Г .

Volkov R. E., Obukhov A. G .

Параллельные вычисления в исследованиях зависимости газодинамических параметров восходящего закрученного потока газа от скорости продува 92 Parallel computations in studies of dependence of gas dynamic parameters of upward swirling flow of gas on blowing velocity Майер А. В., Валеев М. Д .

Mayer A. V., Valeiev M. D .

Экспериментальное исследование зоны смешения нефти и воды при их последовательной перекачке по промысловым трубопроводам 97 Experimental studies of the zone of oil and water mixing at their successive pumping through field pipelines

–  –  –

Перевощиков С. И .

Perevoschikov S. I .

Расчет эффективной температуры продуктов сгорания перед силовыми турбинами газотурбинных двигателей 100 Calculation of effective combustion products temperature before the gas-turbine engines power turbines Петровский Э. А., Гагина М. В .

Petrovskiy E. A, Gagina M. V .

Исследование Марковских моделей интенсивности отказов насосных установок нефтегазового комплекса 106 Study of Markoff models of petroleum complex pumping units failure rate Пяльченков В. А .

Pyalchenkov V. A .

Критерии работоспособности вооружения буровых шарошечных долот 110 The criteria of performance of drilling roller bit cutting structure

–  –  –

Кустышева И. Н .

Kustysheva I. N .

Экологическое обеспечение безопасной эксплуатации газопроявляющих скважин месторождений Крайнего Севера 117 Ecological ensuring the safe operation of gas-showing wells in the fields of Far North

–  –  –

Пермяков В. Н., Махнёва А. Н .

Permyakov V. N., Makhneva A. N .

Экологичные хрупкие тензочувствительные покрытия для исследования деформаций и напряжений 125 Ecological brittle tensosensitive coatings for deformation and stress research Пожарная и промышленная безопасность в нефтегазовой отрасли Fire and industrial safety in the oil and gas sector

–  –  –

УДК 553.982.2

ТРЕХМЕРНОЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

НА ОСНОВЕ J-ФУНКЦИИ ЛЕВЕРЕТТА

THREE-DIMENSIONAL GEOLOGICAL MODELING OF OIL SATURATION





OF PRODUCTIVE OIL RESERVOIR BASED ON LEVERETT J-FUNCTION

–  –  –

Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: нефтенасыщенность; трехмерное геологическое моделирование;

фильтрационно-емкостные свойства; переходная водонефтяная зона Key words: oil and gas saturation; three-dimensional geological modeling;

permeability and porosity; oil-water transition zone Цифровые трехмерные геолого-технологические модели являются инструментом разведки, контроля и управления разработкой месторождений нефти и газа. На их основе осуществляется оценка геологических извлекаемых запасов и полноты их выработки, проектирование расположения скважин, прогноз технологических показателей, энергетического состояния залежи, обосновывается оптимальная стратегия освоения ресурсов углеводородов [1] .

Обоснование эффективного управления разработкой месторождений нефти и газа основано на результатах моделирования залежей, причем в сильной степени на модели насыщения. Расчет нефтегазонасыщенности пород в ячейках трехмерной геологической модели является наиболее сложной задачей геологического моделирования месторождения .

Целью данной работы является изучение, описание и экспериментальное подтверждение эффективности метода моделирования нефтегазонасыщенности залежей продуктивных пластов на основе функции Леверетта на примере защищенной трехмерной геологической модели пластов ЮВ11, ЮВ12, созданной автором статьи. Месторождение относится к Вартовскому району Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Пласты сложены песчано-глинисто-алевритовыми породами с тонкими пропластками угля. Остатки микрофауны в этих отложениях свидетельствуют о мелководно-морских условиях осадконакопления. Фонд составляет 133 скважины .

Подсчет запасов нефтяного месторождения базируется на оценке объема порового пространства коллекторов и модели насыщения. Для осуществления такой оценки требуется информация о зависимости коэффициента нефтенасыщенности от высоты залежи над уровнем водонефтяного контакта (ВНК), а также о значениях капиллярных сил в пористых средах [2] .

Как известно, Кн = 1-Кв. В основе метода оценки распределения водонасыщенности нефтяного пласта лежит классическая теория равновесия между гравитационными и капиллярными силами. Капиллярное давление (Pc) — это сила, которая препятствует давлению вытеснения, контролирует захват углеводородов и положение контактов флюидов; является функцией радиуса поровых каналов, (1) Нефть и газ где — поверхностное натяжение, rt — радиус порового канала, — угол смачиваемости. На основании анализа уравнения (1) можно сделать вывод о том, что капиллярное давление возрастает при уменьшении диаметра поровых каналов, увеличении поверхностного натяжения и уменьшении угла смачиваемости .

На характер водонасыщенности и нефтенасыщенности большое влияние также оказывает строение порового пространства породы. Распределение водонасыщенности по пласту неравномерно: на одном и том же уровне водонасыщенность меньше в высокопроницаемых и больше в малопроницаемых породах. J-функция Леверетта позволяет обобщить значения капиллярного давления по пробам с различными значениями пористости и проницаемости [3] (2) где J — J-функция Леверетта; Pc — капиллярное давление; Kпр — коэффициент проницаемости; Kп — коэффициент пористости; — поверхностное натяжение углеводороды/пластовая вода; — угол смачиваемости .

Капиллярное давление зависит от высоты над зеркалом чистой воды (ЗЧВ), и эта зависимость имеет вид, (3) где — плотность пластовой воды; — плотность нефти; 0,098 — градиент давления пресной воды; h — высота над ЗЧВ [4] .

Исходными данными для расчета насыщенности пород по выбранной методике являются данные капиллярометрических исследований керна. Принцип исследований основан на вытеснении жидкости из поровых каналов горных пород избыточным давлением и заключается в повторении нескольких циклов с последовательным увеличением давления в камере капилляриметра и измерении остаточной водонасыщенности образца [5]. По данным16 проб керна в 8 скважинах месторождения была построена J-функция (рис. 1) .

–  –  –

Принцип предложенного метода основывается на моделировании переходной водонефтяной зоны залежей. Известны месторождения, в которых основные запасы углеводородов приурочены к зонам двухфазного насыщения, получившим наНефть и газ звание переходных. При испытании и эксплуатации нефтяных пластов из переходных зон получают притоки нефти с водой или воды с пленкой нефти .

Переходная водонефтяная зона — это ограниченная водонефтяным контактом часть объема нефтеносного пласта с водонасыщенностью, изменяющейся снизу вверх от 100 % у зеркала чистой воды до остаточной неснижаемой водонасыщенности на верхней границе зоны с чисто нефтяной частью разреза. Толщина переходной водонефтяной зоны колеблется от десятков сантиметров в хорошо проницаемых коллекторах до десятков метров в низкопроницаемых неоднородных пластах. Так как свойства коллекторов меняются по площади и высоте залежи, то в области водонефтяного контакта формируется сложная по строению переходная зона с переменной нефтеводонасыщенностью по высоте залежи и разной подвижностью воды и нефти — от подвижности только водной фазы в нижней части залежи до подвижности только нефти в верхней части [6] .

При создании моделей переходных зон наиболее трудной является задача определения положения ЗЧВ. Принятым граничным значением коэффициента водонасыщенности (Кв) в исследуемых пластах, соответствующим ВНК, является значение Кв = 0,7 д.ед. Тогда значение J-функции, вычисленное по полученной зависимости, равно J = 0,17. Среднее значение пористости по нижнему слою ячеек изучаемого пласта над ВНК соответствует Кп = 18,4 %. По зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости, принятой в подсчете запасов, находится значение Кпр = 38,83 мД .

Используя формулу (2) для расчета значения капиллярного давления по известным значениям J-функции и фильтрационноемкостных свойств (проницаемость и пористость), определяется значение капиллярного давления PС = 0,12 атм. Как известно, значение капиллярного давления зависит от высоты над уровнем ЗЧВ. Согласно формуле (3), расстояние от уровня ВНК до ЗЧВ для PС = 0,12 атм. и фиксированным значениям плотности пластовой воды и нефти определяется h = 8 м. Таким образом, капиллярные давления позволяют, используя значения плотностей нефти и воды, определять на какой высоте от уровня ЗЧВ встречается рассчитанное давление. Эти величины позволяют оценить расстояние между уровнем ВНК и ЗЧВ для залежи .

Зная высоту над зеркалом чистой воды, рассчитываем капиллярное давление в системе нефть — вода. Зная капиллярное давление в системе нефть — вода и фильтрационно-емкостные свойства породы, рассчитываем значение J-функции .

По зависимости J = f(Кв) (см. рис. 1) рассчитываем значение водонасыщенности, а затем нефтенасыщенности [4] .

Куб нефтенасыщенности в модели был интерполирован петрофизическим методом («Petrophysical modelling») по значениям параметра насыщения в скважинах, введенных в эксплуатацию в течение первых пяти лет с начала разработки месторождения с использованием тренда — нефтенасыщенности, интерполированной по зависимости J-функции Леверетта, построенной по данным капиллярометрических исследований. Такой подход построения позволил создать модель насыщения в соответствии со скважинными данными, а также учесть зависимость насыщенности от строения порового пространства породы и уровня ЗЧВ, то есть учесть переходную водонефтяную зону. Также данный метод позволил достоверно отразить насыщение коллекторов, в том числе не охарактеризованных ГИС (рис. 2) .

В итоге создание модели переходной зоны на рассмотренном месторождении по описанной методике позволило обосновать расстояние между уровнем водонефтяного контакта и зеркала чистой воды, спрогнозировать насыщенность в тех участках залежей, где определение коэффициента насыщения было затруднено по ряду причин (толщина пропластков 2 м, брак ГИС и др.), а также в переходной зоне, где определение Кн по общепринятым методикам было затруднительно .

Нефть и газ Рис. 2. Сопоставление Кн по РИГИС и Кн, рассчитанного с помощью J-функции Леверетта Модели насыщенности коллекторов, построенные с использованием зависимости коэффициента нефтенасыщенности от высоты залежи над уровнем зеркала чистой воды, а также с учетом воздействия капиллярных сил в пористых средах и созданных моделей переходных зон, наиболее достоверны и наиболее полно отвечают современным требованиям трехмерного геологического и гидродинамического моделирования [7] .

Список литературы

1. Дешененков И. С. Повышение информативности моделирования нефтяных залежей на основе учета динамических свойств коллекторов (на примере неокомских залежей Западной Сибири): автореф .

дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (25.00.17) / Дешененков Иван Сергеевич; РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – Москва, 2013 .

2. Гудок Н. С., Богданович Н. Н., Мартынов В. Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007 .

3. Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра,1971 .

4. Гималтдинова А. Ф. Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири: автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. г.-м .

н. (25.00.10) / Гималтдинова Айгуль Фадисовна; МГУ. – Москва, 2012 .

5. Иванов М. К., Калмыков Г. А., Белохин В. С., Корост Д. В., Хамидуллин Р. А. Петрофизические методы исследования кернового материала. Учебное пособие в 2-х книгах. Кн. 2: Лабораторные методы петрофизических исследований кернового материала. – М.: Изд-во Моск. Ун-та, 2008 .

6. Михайлов А. Н. Основные представления о переходных зонах и водяных контактах в неоднородных пластах // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. – М.: ИПНГ РАН, 2012. – № 1(5) .

7. Щергин В. Г., Щергина Е. А. Восстановление полей нефтегазонасыщенности залежей методами 3D моделирования // Бурение и нефть. – М.: ООО «Бурнефть», 2012. – № 06–07 .

Сведения об авторе Information about the author Антипин Ярослав Олегович, аспирант Тю- Antipin Ya. O., postgraduate of the Tyumen менского государственного нефтегазового уни- State Oil and Gas University, leading engineer of верситета, г. Тюмень, ведущий инженер ZapSibNIGNI, phone: 8(3452)461615, е-mail: AntiЗапСибНИИГГ, г. Тюмень, тел. 8(3452)461615, pinYO@zsniigg.ru е-mail: AntipinYO@zsniigg.ru

–  –  –

В. А. Бешенцев, Т. В. Семенова V. A. Beshentsev, T. V. Semenova Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: криолитозона; многолетнемерзлые породы; подземные воды;

минерализация подземных вод; климат; атмосферные осадки; температура Key words: cryolithozone; permafrost rocks; groundwater; mineralization of underground waters; climate; atmospheric precipitation; temperature Многолетнемерзлые породы (ММП) севера Западной Сибири характеризуются широтной зональностью. Она проявляется в распределении мощности и температуры ММП, строении мерзлой толщи и ее льдистости, мерзлотном рельефе земной поверхности .

В результате совместного воздействия палеогидрогеологических и современных факторов на территории Западно-Сибирской равнины с севера на юг сформировались три главных зоны распространения ММП (рисунок) [1, 2] .

Рисунок. Строение и температура многолетнемерзлых пород

Нефть и газ

1) Зона слитного залегания мощных современных и древних многолетнемерзлых пород занимает северную половину равнинной части региона (примерно севернее 66 0), а также Полярный Урал и Приуралье .

2) Зона разобщенного залегания современных и древних многолетнемерзлых пород располагается в южной части исследуемой территории .

3) Зона глубокого залегания древних многолетнемерзлых пород развита на ограниченной площади в долине р. Оби от южной границы округа (пос. КазымМыс) до слияния Большой и Малой Оби, а также в верховьях р. Куноват .

Наличие на исследуемой территории мощной и сложнопостроенной толщи многолетнемерзлых пород определило условия формирования, водообильность, динамику подземных вод и другие характеристики зоны активного водообмена на данной территории. В этих условиях сформировались надмерзлотные, внутримерзлотные, межмерзлотные, подмерзлотные воды и воды сквозных таликов [3] .

Для выявления основных закономерностей при формировании современного состава вышеуказанных подземных вод авторами рассмотрены химический состав атмосферных осадков, поверхностных вод, а также надмерзлотных и подмерзлотных вод (таблица) .

Взаимодействуя с почвами, инфильтрующиеся осадки и снеговые воды формируют сезонно-водоносный горизонт (сезонно-талые воды) и надмерзлотные талики различного происхождения. На исследуемой территории сезонно-талые воды мало изучены и по ним почти отсутствуют данные по химическому составу. Поэтому в качестве примера приводится химический состав подземных вод надмерзлотных таликов, представленных водоносным таликовым и криогенно-таликовым комплексами (см. табл.) .

Химический состав атмосферных осадков и природных вод(мг/дм3)

–  –  –

Как видно из таблицы, химический состав атмосферных осадков и поверхностных речных вод достаточно схож, по химическому составу они гидрокарбонатные кальциевые и кальциево-магниевые, по величине минерализации — ультрапресные (0,02–0,021 г/дм3), по водородному показателю — слабокислые (рН = 5,49–5,7) .

Нефть и газ Выпавшие осадки соприкасаются с горизонтом почв, который характеризуется своеобразной геохимической обстановкой. В первую очередь это относится к надмерзлотным водам, которые напрямую связаны с почвами. Почвенный покров территории Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона достаточно сложен и имеет свои особенности – зональность и широкую изменчивость в пределах одной и той же зоны в связи с рельефом, пестротой почвообразующих пород, условиями увлажнения .

В тундровой и лесотундровой зонах исследуемой территории почвы формируются на глинисто-песчаных отложениях морского и ледникового происхождения в условиях слабо оттаивающей в летнее время мерзлоты. В тундре распространены тундрово-глеевые почвы с маломощным (5–10 см) перегнойным горизонтом, в котором содержание гумуса небольшое (1,5–2 %). На более увлажненных участках развиваются торфяно-болотные и перегнойно-торфяно-болотные почвы, а на оттаивающих песках увалистых возвышенностей – слабоподзолистые. В лесотундре преобладают глеево-подзолистые почвы .

В таежной зоне на песчаных, песчано-глинистых, суглинистых и торфяных породах ледникового, морского, речного и озерного происхождения располагаются подзолистые, подзолисто-глеевые почвы, отличающиеся небольшой мощностью перегнойного горизонта и незначительным содержанием гумуса (2–3 %) .

При увеличении термических ресурсов в почвообразовании возрастает роль переувлажнения, с которым связано образование болотных и торфяно-болотных почв. Распределение почв в горных районах региона зависит от высоты гор, крутизны склонов и состава горных пород. Вершинные безлесные пространства заняты примитивными почвами каменистых тундр мощностью до 30 см и содержанием гумуса 10–20 % [4, 5] .

Характерной особенностью надмерзлотных вод является плавное повышение содержания основных солеобразующих компонентов — Na, K, Ca, Mg, SiO2, увеличение минерализации рассматриваемых вод до пресных (0,14 г/дм 3), а также их слабокислый характер (рН = 6,02). Причиной этого является разложение растительных остатков с образованием органических кислот. В условиях ММП и низких температур, характерных для криолитозоны, процессы гумусообразования останавливаются на начальной стадии формирования специфических гумусовых веществ. При этом в тундровых почвах образуются гумусовые вещества преимущественно фульвокислотного состава и примитивного строения, при взаимодействии осадков с почвами часть их растворяется в подземных водах с понижением рН и повышением окисляемости. Кислая среда не способствует накоплению гидрокарбонат-иона. При этом отмечаются повышенные содержания сульфатов и хлора, что приводит к образованию хлоридно-сульфатных вод, имеющих широкое распространение на исследуемой территории [3] .

Как уже отмечалось выше, для большей части территории Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона характерны тундрово-глеевые почвы, которые распространены в районах со слаборасчлененным рельефом (долины рек, ровные водораздельные пространства, плоские столовые горы) и на участках развития слабопроницаемых пород (глины, торф, суглинки). Слабый поверхностный сток, небольшое испарение и наличие многолетнемерзлых пород приводят в этих условиях к различной степени заболоченности территории. Болотные воды характеризуются невысокой минерализацией, гидрокарбонатным составом, пониженным значением рН, повышенным содержанием органических веществ и закисного железа. На территории региона такой состав подземных вод характерен и для глубокозалегающих (100–150 м) межмерзлотных вод .

Такие особенности обусловлены процессами, происходящими с водами, которые находятся в более закрытой гидрохимической обстановке, не содержащими Нефть и газ свободного кислорода и способными восстановить трехвалентное железо. В данных условиях развиваются аэробные бактерии, которые в процессе движения отнимают необходимый им кислород у минеральных соединений, обусловливая восстановление последних, и выделяют такие газы, как углекислый и метан, что способствует созданию неравновесной обстановки. Железо и марганец переходят в двухвалентную форму и поэтому легко мигрируют. Содержание закисного железа в таких водах по данным авторского опробования достигает 2–6 мг/дм3 и более .



Таким образом, основными факторами, определяющими химический состав межмерзлотных вод, являются разложение растительных остатков, жизнедеятельность микроорганизмов и, в меньшей степени, разрушение горных пород. Увеличение содержания гидрокарбонатов и повышение рН с глубиной указывают на нейтрализацию органических кислот и формирование менее кислой среды [6] .

Отдельно необходимо остановиться на минерализации пресных подземных вод, которая играет существенную роль в определении их качества. Основными составляющими минерализации можно считать соли, приносимые атмосферными осадками, соли, выщелачиваемые водой из вмещающих пород и почвенного слоя, и синтезируемые из воды и углекислого газа ионы [7] .

Авторские исследования, проведенные на описываемой территории (в пределах Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона) [3], показали, что на долю атмосферной составляющей, которая определяется количеством осадков и величиной испарения, приходится около 20 % общей минерализации подземных вод .

Биогенной составляющей в общем количестве выносимых солей принадлежит для условий региона доминирующая роль – около половины всей минерализации .

Вклад литогенной составляющей за счет большого выноса силикатов достигает 30 % и напрямую связан с интенсивностью водообмена .

Список литературы

1. Бешенцев В. А. Экологическая геокриология (Техногенное воздействие на экосистему криолитозоны). ОАО «СибНАЦ» // Горные ведомости. – Тюмень. – 2014. – № 8. – С. 73-78 .

2. Бешенцев В. А., Семенова Т. В. Техногенное воздействие нефтегазового комплекса на криолитозону севера Западной Сибири: материалы 9-й Международной научно-технической конференции:

«Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна». Том 2. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. – С. 170-173 .

3. Бешенцев В. А., Иванов Ю. К., Бешенцева О. Г. Экология подземных вод Ямало-Ненецкого автономного округа. – Екатеринбург: УрО РАН, 2005 .

4. Ермилов О. М., Дегтярев Б. В., Курчиков А. Р. Сооружение и эксплуатация газовых скважин в районах Крайнего Севера. – Новосибирск. Изд-во СО РАН, 2003 .

5. Бешенцев В. А., Матусевич В. М., Семенова Т. В. Гидрогеологические и геокриологические условия севера Западной Сибири (в пределах ЯНАО). Труды 10-й Международной конференции по мерзлотоведению. – Тюмень: Изд-во ООО «Печатник». – 2012. – С. 36-37 .

6. Бешенцев В. А. Семенова Т. В. Криогенез пресных подземных вод Западно-Сибирской равнины (в пределах Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона) // Известия вузов. Нефть и газ. – 2014. – № 1. – С. 6-11 .

7. Шварцев С. Л. Гидрогеохимия зоны гипергенеза. – М.: Недра, 1978 .

Сведения об авторах Information about the authors Beshentsev V. A., Doctor of Geology and MineБешенцев Владимир Анатольевич, д. г.-м.

н., профессор кафедры геологии место- ralogy, professor of the chair «Geology of oil and gas рождений нефти и газа, Тюменский государст- fields», Tyumen State Oil and Gas University, phone:

венный нефтегазовый университет. тел. 8(3452)390346, e-mail: Jeang@mail.ru 8(3452)390346, e-mail: Jeang@mail.ru Semenova T. V., Candidate of Science in GeoloСеменова Татьяна Владимировна, к. г.-м. н, gy and Mineralogy, associate professor of the chair доцент кафедры геологии месторождений нефти «Geology of of oil and gas fields», Tyumen State Oil и газа, Тюменский государственный нефтегазо- and Gas University, phone: 8(3452)390346, вый университет, тел. 8(3452)390346, e-mail: t_v_semenova@list.ru e-mail: t_v_semenova@list.ru

–  –  –

Ключевые слова: структурная неопределенность; структурные построения;

внешняя сходимость; внутренняя сходимость; оценка геологических рисков;

ошибка определения скоростей; погрешность корреляции Key words: structural uncertainty; structural imaging; external convergence; internal convergence; estimation of geological risks; velocity determination error; correlation inaccuracy Общеизвестно, что структурный фактор является определяющим при формировании залежей углеводородов, по этой причине качество построения глубинных моделей напрямую влияет на достоверность прогноза нефтегазоносности. Также известно, что как бы ни была оптимальна методика структурных построений, не существует единственно верного решения обратной кинематической задачи [1-3], следовательно, неизбежны погрешности при построении глубинно-скоростных моделей. В частности, для северной части Западно-Сибирского бассейна, где расположены площади, на которых апробировалась изложенная в данной статье методика, резкие изменения сейсмических скоростей в верхней части разреза за счет изменчивости толщи многолетнемерзлых пород, наряду с многоуровневыми залежами газа и зонами АВПД, существенно искажают сейсмоструктурные построения .

Для того, чтобы в полной мере понимать геологические риски бурения поисковых, разведочных или эксплуатационных скважин, важно получить достоверную оценку возможных структурных погрешностей. Существует несколько способов оценки, которые можно разделить на две группы: оценки по так называемой внешней и внутренней сходимости (рис. 1) .

Рис. 1. Схема оценки структурной неопределенности

Нефть и газ Методическими рекомендациями [4] регламентировано использование в качестве меры погрешности среднеквадратической ошибки, которая рассчитывается по внешней сходимости данных сейсморазведки: как среднеквадратическая невязка прогнозных глубин со скважинными разбивками. Оценка дается в виде единого для всей площади значения в метрах. Данная методика применима при интерпретации данных 3D-съемки и при плотной и равномерной разбуренности площади .

Если сеть скважин неравномерная и/или редкая, для оценки точности требуется анализ внутренней сходимости сейсмических данных, который учитывает ошибки определения исходных кинематических параметров: времен t (см. рис. 1, синие блоки) и скоростей V (см. рис. 1, желтые блоки) .

Еще более информативным с практической точки зрения подходом к оценке неопределенности является построение карты распределения ошибок. В случае использования постоянного по всей площади значения погрешности фактическая неопределенность с высокой степенью вероятности в удаленных от бурения областях отстраиваемой карты будет занижаться, а вблизи скважин — завышаться .

В данной статье предложена методика оценки пространственного распределения прогнозной структурной ошибки, учитывающая все факторы неопределенности, связанные с ошибками определения исходных параметров данных сейсморазведки .

Оценку предлагается начинать с анализа внутренней сходимости данных и далее переходить к оценкам по внешней сходимости .

I. Оценка по внутренней сходимости метода сейсморазведки .

Для определения величины среднеквадратической ошибки предлагается использовать известную формулу [5]:

, 1 V t H t V где V — скорость до рассматриваемого отражающего горизонта, t — погрешность (среднеквадратическая ошибка) определения времен отражающего горизонта, t — двойное время пробега до рассматриваемого отражающего горизонта, V — среднеквадратическая ошибка определения скоростей .

Главное отличие предлагаемого метода от изложенного в «Инструкции по оценке качества…» [5] заключается в том, что строится карта распределения погрешности, где ошибка рассчитывается по формуле в каждой точке карты. Карта распределения погрешности любого оцениваемого параметра представляет собой карту интервала, в пределах которого значения этого параметра могут варьироваться .

В качестве параметра V и t используются карты изохрон и средних скоростей соответственно. Сложность заключается в определении латерального изменения ошибок t и V. Подходы к построению карт ошибок можно разделить на стохастические и детерминистические (см. рис. 1) .

1. Стохастические методы рассчитывают возможное распределение ошибки по площади из исходной карты оцениваемого параметра, значения среднеквадратической ошибки для этого параметра, а также вариограммы распределения ошибки, которую обычно получают из исходной карты. Распределение рассчитывается путем моделирования множественных реализаций карт параметра с использованием алгоритма последовательной симуляции Гаусса (SGS) либо других стохастических алгоритмов. Ошибка определяется на основе разброса между реализованными значениями скоростей в каждой точке карты .

Существенным недостатком стохастических методов является субъективность и слабая обоснованность выбора радиуса вариограммы, который напрямую влияет на конфигурацию получаемых карт ошибки [6]. Поэтому рекомендуется использо

–  –  –

где tK — среднеквадратическая ошибка корреляции отражающего горизонта, tI — среднеквадратическая ошибка при картопостроении изохрон, tN — среднеквадратическая ошибка увязки 2D-профилей .

2.1.1. Ошибка корреляции отражающего горизонта tK задается как карта интервала погрешности корреляции, в пределах которого пикинг горизонта может варьироваться. Расчет предлагается производить в полуавтоматическом режиме путем комбинации карт параметров T и К:

KT / 4 / 3, tK

где K — качество прослеживаемости коррелируемой фазы, T/4 — четверть периода отражения или половина ширины коррелируемой фазы .

Расчет параметра T/4 производится через построение карты атрибута «максимальная длительность сигнала (ширина фазы)» («maximum loop duration», Loop) .

Атрибут рассчитывается в интервале между двумя ближайшими экстремумами («closest trough», если горизонт проведен по положительной фазе, либо «closest peak», если горизонт проведен по отрицательной фазе). Окно поиска (search window) задается так, чтобы захватить ближайшие экстремумы, по умолчанию предлагается задавать 50 мс вверх и вниз от горизонта. Значения карты атрибута делятся на 2 (половина ширины фазы): T/4 = Loop/2. (рис. 2, пунктирные черные линии) .

Расчет параметра качества прослеживаемости К можно произвести несколькими способами:

Некоторые программные продукты (Petrel) позволяют рассчитывать при корреляции ОГ параметр «confidence» (устойчивость корреляции). В этом случае за основу берется карта значений данного параметра .

В случае невозможности произвести автоматический расчет параметра качества прослеживаемости за основу берется карта, отражающая величину сейсмических амплитуд по данному горизонту. Предлагается использовать карту атрибута средней магнитуды («average magnitude») в окне, определенном на предыдущем шаге (вверх и вниз от горизонта на интервал половины ширины фазы, T/4) .

Карта сглаживается с небольшим радиусом ~1 км и нормируется от Kmin до Kmax, где Kmin = 0–1 — высокие значения амплитуд, уверенное прослеживание фазы, Kmax 1 — низкие значения амплитуд, слабое прослеживание фазы .

Пределы нормировки Kmin и Kmax выбираются исходя из качества прослеживаемости коррелируемой оси синфазности: чем выше качество, тем больше должны быть Kmin и Kmax. Данные коэффициенты следует корректировать при визуальной проверке разрезов с вынесенными рассчитанными поверхностями «горизонт + K*T/4», «горизонт – K*T/4» (см. рис. 2, сплошные черные линии). К примеру, на рис. 2 отмечены зоны, где фаза является достаточно широкой, но при этом амплитуда сигнала высока, и корреляция ОГ не вызывает затруднений. В этом случае параметр К должен быть низким, чтобы обеспечить сужение интервала погрешности. Если фаза низкоамплитудна, то параметр К должен быть равен или больше 1. В этом случае корреляция ОГ затруднена, и интервал погрешности

–  –  –

Рис. 2. Вверху: сейсмический разрез, иллюстрирующий интервалы неопределённости корреляции ОГ I и II. Внизу: карта распределения среднеквадратической ошибки корреляции ОГ II. Черной линией отмечено расположение разреза Карта произведения параметров KT / 4 принимается равной предельной tK ошибке.

Для перехода к среднеквадратической ошибке значения делятся на 3:

(см. рис. 2) .

tK KT / 4 / 3 2.1.2. Погрешности при картопостроении изохрон tI рассчитываются через карту разницы между сглаженной (конечной) и исходной картой изохрон (полученной из корреляции горизонта). Карта (рис. 3) отражает любые субъективные правки, вносящиеся интерпретатором при картопостроении, а также возможные ошибки алгоритма и погрешности (заглаживание мелких структурных элементов, Нефть и газ неопределенность корреляции в разломных зонах). Значения на карте разницы берутся по модулю и принимаются равными среднеквадратической ошибке картопостроения tI .

2.1.3. Погрешности увязки профилей tN рассчитываются только в случае 2D-сейсморазведки как карта модулей невязок корреляции ОГ в точках пересечения сейсмических профилей после увязки профилей по фазе. В случае 3D-сейсморазведки погрешность принимается равной нулю .

2.2. Погрешность определения скорости V предлагается оценивать через расчет карты разницы сейсмических скоростей (суммирования), рассчитанных по методически разным, но при этом одинаково адекватным технологиям. Предполагается, что области большой разницы соответствуют высокой неопределенности скоростной характеристики среды и зонам аномалий скоростей. Наиболее предпочтительным представляется рассчитывать разницу карт скоростей, рассчитанных во взаимно перпендикулярных направлениях:

в случае 2D-сейсморазведки — разница карт скоростей, рассчитанных по профилям широтного и меридионального направлений;

в случае 3D-сейсморазведки — разница карт по результатам обработки в ортогональных азимутальных секторах .

Значения на карте разницы берутся по модулю и принимаются равными среднеквадратической ошибке определения скоростей .

Рис. 3. Сейсмический разрез, иллюстрирующий ошибки при картопостроении изохрон ОГ II (вверху), и карта распределения ошибки (внизу). Черной линией отмечено расположение разреза II. Оценка по внешней сходимости сейсморазведки с данными бурения .

Полученные карты погрешностей необходимо проверять на сходство с оценками по внешней сходимости данных сейсморазведки со скважинными данными .

Данные оценки можно получить несколькими способами, в порядке уменьшения предпочтительности:

При высокой плотности скважинных данных рассчитывается карта распределения невязок прогнозных глубин с данными бурения по методу кроссНефть и газ валидации, который заключается в поочередном исключении одной или нескольких скважин из процесса подсадки карты. Этот метод дает более взвешенную оценку, чем стандартный метод определения среднеквадратической ошибки. В результате рассчитывается карта распределения максимального разброса полученных поверхностей .

При малом количестве вскрывших исследуемый горизонт скважин используется карта невязок с данными бурения (карта подсадки на разбивки) .

В крайнем случае можно обойтись постоянным по площади значением среднеквадратического отклонения невязок со всеми разбивками. В рассматриваемом примере анализируется горизонт, который вскрыла всего одна скважина, поэтому единственной оценкой, которой можно оперировать, является невязка по данной скважине — 35 м (рис. 4). Данная ошибка соответствует прогнозной среднеквадратической в точке скважины — 40 м .

III. Расчет итоговой карты распределения среднеквадратической ошибки .

Карты погрешности по внешней и внутренней сходимости должны в общих чертах соответствовать друг другу. Наличие существенных отличий в значениях и распределении ошибки по внутренней и внешней сходимости говорит о возможных неучтенных неопределенностях в методике оценки по внутренней сходимости. В этом случае следует корректировать карту ошибки в соответствии с оценками по внешней сходимости .

Итоговая карта рассчитывается как максимальное значение составляющих (по внутренней и внешней сходимости) в каждой точке карты. Далее карту ошибки структурных построений следует отнормировать таким образом, чтобы в точках скважины ошибка была равна нулю, а при удалении от скважин — плавно возрастала (см. рис. 4). Радиус подсадки на нуль принимается равным используемому при структурных построениях радиусу подсадки либо среднему расстоянию между скважинами .

Рис. 4. Итоговая карта распределения среднеквадратической ошибки прогноза глубин для ОГII Выводы. Применение методики .

Результирующая карта погрешности характеризует пространственное распределение структурных неопределенностей. Анализируя все полученные в ходе вычислений карты, можно выявить факторы, внесшие наибольший вклад в итоговую ошибку в той или иной области. К примеру, на рис. 4 высокие значения ошибок в центре площади обусловлены погрешностями определения скоростей и в меньшей степени огрехами корреляции ОГ в зоне мощной скоростной аномалии и потери когерентности отражения .

Важно помнить, что, согласно природе нормального распределения, вероятность того, что реальная ошибка в каждой точке карты не превысит значение среднеквадратического отклонения, равна 68 %. Реальные ошибки могут быть и в Нефть и газ 2–3 раза больше полученной карты распределения погрешности (с вероятностью 5–0,3 % соответственно) .

Карта распределения среднеквадратической ошибки структурных построений позволяет взвешенно подойти к оценке надежности (достоверности) выделения замкнутых локальных поднятий, объективно оценить качество структурной ловушки как элемента нефтегазоносной системы. Далее ее следует использовать при оценке геологических рисков. Для этого следует рассчитывать вероятность существования структуры (надежности, достоверности оконтуривания) согласно инструкции [6] .

Предлагаемая методика оценки структурных неопределенностей позволяет получить обоснованную карту распределения ошибки структурных построений, которую следует использовать при оценке геологических рисков, вероятностной оценке ресурсов/запасов, а также при стохастическом геологическом моделировании .

Список литературы

1. Долгих Ю. Н. Базовая модель ВЧР как фактор неединственности решения обратной кинематической задачи сейсморазведки МОВ-ОГТ // Технологии сейсморазведки. – 2011. – № 4 .

2. Долгих Ю. Н. Проблемы кинематической инверсии данных МОВ-ОГТ в северных районах Западной Сибири. // Технологии сейсморазведки. – 2012. – № 4 .

3. Glogovsky V., Landa E., Langman S., Tijmen J. M. Validating the velocity model: the Hamburg Score .

FIRST BREAK, № 3, 2009 .

4. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2D,3D) для подсчета запасов нефти и газа. – М.: ОАО «ЦГЭ», 2006 .

5. Инструкция по оценке качества структурных построений и надежности выявленных и подготовленных объектов по данным сейсморазведки МОВ ОГТ (при работах на нефть и газ). — М.: ВНИИГеофизика, 1984 .

6. Черкасс Е. О. и др. Определение рисков при бурении скважин и учет неопределенностей геологических моделей (на примере Ванкорского месторождения) // Геология и разработка месторождений. – 2008. – № 3 .

Сведения об авторе Information about the author Куркин Александр Анатольевич, аспирант Kurkin A. A., postgraduate of Tyumen State Oil Тюменского государственного нефтегазового and Gas University, head of department of LLC «Noуниверситета, г. Тюмень; начальник отдела, vatek NTC», phone: +79058205869, e-mail: aakurООО «НОВАТЭК НТЦ»; тел. +79058205869, e- kin@novatek.ru mail: aakurkin@novatek.ru _______________________________________________________________________________

УДК 556. 314, 388.2

АСПЕКТЫ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ВОДОЗАБОРОВ ПРЕСНЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД

НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

ASPECTS OF ECOLOGY SAFETY AT OPERATING THE FRESH GROUND

WATERS INTAKE FACILITIES FOR RESERVOIR PRESSURE MAINTENANCE

PURPOSES IN OIL FIELDS OF WEST SIBERIA

А. Р. Курчиков, М. В. Вашурина A. R. Kurchikov, M. V. Vashurina Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, г. Тюмень Ключевые слова: водоносные горизонты; экологическая безопасность; нефтяное месторождение; гидродинамическое состояние; техногенная нагрузка; зона санитарной охраны; наблюдательная режимная сеть Key words: water-bearing horizons; ecology safety; oil field; hydrodynamic state; development pressure; sanitary protection zone; observation conditions network Нефть и газ Целью настоящей статьи является рассмотрение аспектов экологической безопасности, связанных с эксплуатацией водозаборов пресных подземных вод (ППВ), используемых для поддержания пластового давления (ППД) при разработке нефтяных месторождений. Наша задача — перечислить основные факторы, определяющие изменение (ухудшение) состояния пресных подземных вод в процессе их добычи, и наметить основные пути их оптимизации .

В последнее время в нефтедобывающей практике (на территории Красноленинского, Приобского (южная часть), Потанайского, Ореховского, ЮжноКиняминского и других месторождений) для заводнения нефтяных пластов эффективно используются пресные подземные воды. В пределах исследуемой территории существующий фонд водозаборных скважин на ППВ, используемых в системе ППД по состоянию на конец 2015 года, составил более двухсот единиц. Проектный фонд на перспективу до 2025 года составляет более ста единиц. При ежегодных увеличениях объемов добываемых вод для рассматриваемых целей важным является соблюдение экологической безопасности в процессе эксплуатации как непосредственно водозаборов, так и нефтяных месторождений в целом .

Продуктивные интервалы добычи ППВ приурочены к сложнопереслаивающейся песчано-глинистой толще континентального генезиса олигоцен-четвертичного возраста, объединяющей водоносные горизонты (ВГ) зоны свободного водообмена (неоген-четвертичный и атлым-новомихайловский). Основные ресурсы и запасы подземных вод сосредоточены в атлым-новомихайловском ВГ (рис. 1). Он имеет практически площадное распространение на исследуемой территории и достаточно защищен от поверхностного загрязнения. В связи с этим большинство водозаборов эксплуатируют подземные воды данного комплекса .

–  –  –

Эксплуатируемые водоносные пласты не выходят на поверхность земли и являются межпластовыми напорными, высота напора над кровлей достигает 220 м, Нефть и газ уменьшаясь к долинам рек до 60 м. Глубина залегания пьезометрического уровня изменяется от самоизлива до 20 м. Целевые эксплуатируемые интервалы находятся на глубине от 90 до 280 м от поверхности земли и представлены средне- и мелкозернистыми песчаными отложениями. Непосредственной связи с поверхностными водами не имеют. Нижним водоупором служат реликтовые многолетнемерзлые породы (в местах распространения), а также глины тавдинского горизонта, которые, наряду с глинисто-кремнистыми осадками нижнего палеогена и мела, отделяют продуктивные водоносные пласты от залегающих ниже водоносных комплексов с минерализованными хлоридными натриевыми водами .

Формирование естественных ресурсов продуктивных ВГ происходит за счет нисходящего движения подземных вод в многопластовой рыхлообломочной системе верхней зоны артезианского бассейна на водораздельных пространствах и восходящего движения в крупных эрозионных врезах. Плоский равнинный рельеф, высокая плотность гидрографической сети, широкое развитие болот, слабая дренированность территории, превышение осадков над испарением, избыточная обводненность (подтапливаемость) территории формируют определенный химический облик подземных вод. Выделены весьма пресные (0,06–0,5 г/дм3) и пресные (0,6–0,9 г/дм3) гидрокарбонатные со смешанным катионным составом (в основном кальциево-магниевые) подземные воды .

При использовании в системе ППД воды обладают химической совместимостью, не вызывают образование нерастворимых соединений при контакте с пластовой водой. Качество воды в основном соответствует требованиям ГОСТа 39за исключением единичных превышений по содержанию сероводорода, растворенного кислорода, что требует проведения мероприятий по водоподготовке перед использованием по целевому назначению .

Вместе с тем нельзя не отметить, что на территории Западной Сибири описываемые нами ППВ широко используются в питьевых целях [2]. Данный факт еще раз подтверждает, что при существующей техногенной нагрузке на природную среду в пределах разрабатываемых нефтяных месторождений эксплуатация водозаборов ППВ должна быть безопасной и обеспечивать благоприятную экологическую обстановку .

Под изменением состояния пресных подземных вод в процессе их эксплуатации подразумевается:

ухудшение качества добываемой воды (загрязнение продуктивных водоносных интервалов);

понижение уровня воды в пласте (нарушение гидродинамического режима, формирование депрессионной воронки) .

К основным факторам, определяющим данное изменение, относятся:

1. Несоответствие технического состояния скважин различного назначения (водозаборных, нагнетательных, поглощающих, нефтяных) предъявляемым нормативным требованиям [3, 4] .

2. Несоответствие состояния прилегающей к водозаборной скважине территории требованиям по организации, обустройству и содержанию зоны санитарной охраны (ЗСО) первого пояса согласно СанПиН 2.1.4.1110-02 [5] .

3. Отсутствие систематического контроля качества добываемой воды .

4. Отсутствие систематического контроля влияния количества отбираемого флюида (воды, нефти, газа) на уровневый режим ППВ .

По результатам выполненных исследований наиболее распространенными нарушениями в процессе строительства и эксплуатации скважин являются: некачественный цементаж приустьевой площадки, неправильная конструкция оголовка скважины (не обеспечивающая полную его герметизацию, что создает условия для проникновения в межтрубное и затрубное пространства скважины загрязнений) .

Из общего числа (165) обследуемых в 2015 году водозаборных скважин на пресные подземные воды, используемых для целей ППД в пределах рассматриваемой Нефть и газ площади, одна треть (48) скважин эксплуатируется с данными нарушениями. В некоторых из них при выполнении измерений уровня воды в затрубном пространстве зафиксировано наличие нефтяной пленки и мазуты (рис. 2). Возможно, появление данных загрязнителей связанно с нарушением герметичности обратных клапанов при эксплуатации системы и попаданием в скважину нефтепродуктов вместе с подтоварной водой .

Установленные факты межпластовых перетоков жидкости обусловлены низким качеством цементирования обсадных колонн, отсутствием цементного камня в отдельных интервалах разреза или его нарушением при освоении и эксплуатации скважин, а также плохим качеством самих колонн, вызванным негерметичностью резьбовых соединений или коррозией металла .

Рис. 2. Устья водозаборных скважин на пресные подземные воды, используемые для целей ППД (по состоянию на 1.09.2015) Учитывая, что водозаборные участки по добыче ППВ для целей ППД находятся на действующих нефтепромыслах, важно осуществлять постоянные наблюдения за санитарным и экологическим состоянием прилегающей к водозаборам территории .

В настоящее время при эксплуатации основного «питьевого» (атлымновомихайловского) ВГ на большей части исследуемых водозаборов прилегающая территория не соответствует установленным требованиям СанПиН 2.1.4.1110-02 [5] по организации, обустройству и содержанию первого пояса ЗСО. Во многих случаях она не огорожена в радиусе 30 м, не спланирована для отвода поверхностного стока, в ее пределах зафиксированы складирование различных химических реагентов (рис. 3) .

Рис. 3. Прилегающая к водозаборным скважинам территория (по состоянию на 1.09.2015) Нефть и газ Для исключения попадания в подземные воды питьевого водоснабжения различных загрязнителей и химических реагентов, используемых в процессе нефтедобычи, при эксплуатации водозаборов ППВ важно проводить систематический контроль качества добываемой воды. По результатам выполненного в период 2013

–2015 гг. контрольного гидрохимического опробования эксплуатируемых интервалов в ряде случаев отмечены повышенные (против фоновых) значения таких показателей, как бром, хлор, нефтепродукты и фенолы .

Большое значение при эксплуатации водозаборов пресных подземных вод и в целом месторождений имеет сохранение природных гидродинамических условий в разрезе отложений .

Изменения пластового давления, вызванные разработкой нефтяных залежей, могут передаваться не только по латерали, захватывая законтурную водоносную область пластов, но и по вертикали, на водоносные горизонты вплоть до грунтовых вод, вызывая при этом очень опасные негативные последствия. Так, снижение пластового давления под влиянием отбора нефти, газа и воды (депрессионный техногенез недр) может привести к снижению уровня и истощению запасов ППВ вышележащих горизонтов .

Постоянное увеличение объемов извлекаемой пресной подземной воды, несмотря на хорошую восполняемость их ресурсного потенциала, также может привести к формированию значительных депрессий. Так, по результатам выполненных гидрогеологических исследований на примере Приобского месторождения (южная часть) в 2013 году был составлен прогноз изменения уровня ППВ для фонда 37 водозаборов, состоящих из эксплуатационных существующих и проектных скважин на срок эксплуатации 25 лет. По истечении двух лет эксплуатации скважин в 2015 году был составлен повторный прогноз изменения уровня ППВ при увеличении общего фонда водозаборов на сорок единиц. При сопоставлении модельных карт (рис. 4) можно проследить существенное увеличение депрессионной воронки в районах кустов с максимальной нагрузкой .

Рис. 4. Прогнозные понижения уровня воды по водозаборам пресных подземных вод (на примере Приобского (южная часть) месторождения нефти) Нефть и газ Исходя из полученных результатов, недропользователю рекомендовано выполнить перераспределение проектных нагрузок и рассредоточение вновь вводимых в эксплуатацию скважин по площади месторождения .

В результате проведенного гидрогеоэкологического обследования водозаборов ППВ, используемых с целью ППД на разрабатываемых нефтяных месторождениях, и систематизации полученной гидрогеологической информации по их текущему состоянию следует отметить, что для своевременного выявления перечисленных нарушений при дальнейшей эксплуатации данных водозаборов необходимы определенные мероприятия .

Регулярный контроль технического состояния скважин, выполняемый службами эксплуатации и включающий в себя анализ состояния устьев скважин, насосного оборудования, фильтров, обсадной колонны и цементного кольца, мест износа, нарушений герметичности эксплуатационной колонны, забоя, выявление и ликвидация интервалов межпластовой затрубной циркуляции жидкости. Эффективным методом контроля при этом является проведение в скважинах геофизических исследований (акустической и гамма-гамма цементометрии, акустического сканирования, трубной профилеметрии и т. д.). На основании результатов исследований определяются пути ремонта или ликвидации скважины. В том случае, если принято решение о ликвидации скважины, она должна быть затампонирована в соответствии с нормативными требованиями [6] .

Контрольные обследования текущего состояния прилегающей территории в размерах ЗСО с периодичностью проведения не реже одного раза в год. Данное обследование проводится совместно с представителями контролирующей организации от государственного экологического контроля и государственной санитарно-эпидемиологической службы для выявления источников возможного загрязнения подземных вод и проверки соблюдения установленного регламента хозяйственной (производственной) деятельности в этой зоне [5] .

Использование недропользователями закрытой, полностью герметизированной системы сбора, первичной обработки и транспортировки всей продукции, включая нефть, газ и попутную воду. Случаи аварий, порывов нефтепроводов, аварийных разливов нефти, строительства новых объектов (потенциальных загрязнителей подземных вод и т. п.) необходимо отражать на схематической дежурной карте. Оперативная информация обо всех зафиксированных случаях немедленно передается в службу санэпиднадзора и государственный комитет по экологии .

Создание (особенно на крупных месторождениях нефти) сети наблюдательных (пьезометрических) скважин на промежуточные ВГ разреза отложений, вплоть до грунтовых вод .

Систематическое гидрохимическое опробование, проводимое с заданной цикличностью по созданной сети контрольных наблюдательных пунктов. В наблюдательную режимную сеть следует включать водозаборные скважины, как на продуктивные водоносные интервалы, так и на смежные вышележащие грунтовые воды, также гидрометрические посты на поверхностные воды и точки отбора проб почвы .

Контроль уровневого режима во всех основных ВГ, вплоть до грунтовых вод. Зная характер изменения уровня воды этих горизонтов во времени и сопоставляя его с графиком изменения давления в разрабатываемых горизонтах месторождения, можно судить о том, сказывается ли разработка нефтяных залежей на гидродинамическое состояние ВГ, имеются ли межпластовые перетоки жидкости, какова их интенсивность, где они локализуются и какими причинами вызваны .

Подводя итог, можно сказать, что для осуществления экологически безопасной добычи и использования пресных подземных вод в целях ППД на разрабатываемых нефтяных месторождениях необходимым является проведение локального (в границах того или иного месторождения) комплексного мониторинга состояния недр (геологической среды) и компонентов окружающей среды. Данный комплекс работ должен выполняться согласно предварительно утвержденному регламенту (программе мониторинга) в соответствии с нормативно-законодательной базой РФ [7, 8, 9]. Результаты выполненного комплекса мониторинговых наблюдений приНефть и газ менительно к отдельно взятому месторождению нефти позволят прогнозировать возможное развитие тех или иных процессов, обосновать и оптимизировать природоохранные мероприятия по защите ППВ от загрязнения и истощения .

Список литературы

1. Отраслевой стандарт ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству» (утв. приказом Министерства нефтяной промышленности от 28 марта 1988 г. № 147). – М.:

Миннефтепром, 1988

2. Вашурина М. В., Федорова А. В. Современное санитарно-экологическое состояние и обеспечение безопасной эксплуатации водозаборов подземных вод для питьевых целей в пределах территории ХМАО — Югры // Известия вузов. Нефть и газ. – Тюмень: изд. Тюм. гос. ун-та, 2015. – № 3. – С.114-119 .

3. Свод правил: СП 31.13330.2012 Водоснабжение. Наружные сети и сооружения .

Актуализированная редакция СНиП 2.04.02-84. – М.: Минрегион России, 2012 .

4. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03.). – М.: ООО ПИО ОБТ, 2003 .

5. СанПиН 2.1.4.1110-02 «Питьевая вода и водоснабжение населенных мест. Зоны санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов хозяйственно-питьевого назначения». – М.: Госсанэпиднадзор РФ, 2002 .

6. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов (РД 08-492-02.). – М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2010 .

7. Закон РФ от 21.02.1992 № 2395-1 «О недрах». – «КонсультантПлюс» НПО ВМИ .

http://www.consultant.ru/

8. Приказ МПР РФ от 21.05.2001 г. № 433 «Об утверждении Положения о порядке осуществления государственного мониторинга состояния недр Российской Федерации» (Зарегистрировано в Минюсте

РФ 24.07.2001 № 2818). – «КонсультантПлюс» НПО ВМИ [Электронный ресурс]. – Режим доступа:

http://www.consultant.ru

9. Закон РФ «Об охране окружающей природной среды» № 7-Ф3 от 10.01.2002 г. - «Консультант Плюс» НПО ВМИ [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.consultant.ru Сведения об авторах Information about the authors Курчиков Аркадий Романович, д. г.-м. н., Kurchikov A. R., Doctor of Geology and Mineчл.-корр. н.,. РАН, Западно-Сибирский филиал ralogy, corresponding member of RAS, Института нефтегазовой геологии и геофизики West-Siberian Branch of the Institute of Petroleum им. А. А. Трофимука Сибирского отделения Рос- Geology and Geophysics named after A. A. Trofimuk, сийской академии наук, г. Тюмень, тел. RAS SB, phone: 8(3452)465827, e-mail: ARKurchie-mail: ARKurchikov@tmnsc.ru kov@tmnsc.ru Vashurina M. V., Candidate of Science in GeolВашурина Маргарита Владимировна, к. г.- м. н., Западно-Сибирский филиал Институ- ogy and Mineralogy, West-Siberian Branch of the та нефтегазовой геологии и геофизики им. Institute of Petroleum Geology and Geophysics

А. А. Трофимука Сибирского отделения Россий- named after A. A. Trofimuk, RAS SB, phone:

ской академии наук, г. Тюмень, тел. 8(3452)465827, e-mail: ARKurchikov@tmnsc.ru 8(3452)688794, e-mail: mvashurina@mail.ru _________________________________________________________________________________________

УДК 622.276.1/.4

ОПЫТ ПОСТРОЕНИЯ ИНТЕГРИРОВАННОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ РЕШЕНИЯ

ПРОБЛЕМ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

EXPERIENCE IN CONSTRUCTING THE INTEGRATED MODEL FOR SOLVING

THE PROBLEMS OF THE FIELD DEVELOPMENT

А. В. Поднебесных, А. В. Барышников, А. В. Губаев, С. Р. Нуров, С. П. Стуков, Ю. И. Тимохович A. V. Podnebesnykh, A. V. Baryshnikov, A. V. Gubaev, S. R. Nurov, S. P. Stukov, Yu. I. Timokhovich ООО «НТЦ ОЙЛТИМ», г. Сочи, ЗАО «УНС», г. Пермь Ключевые слова: интегрированное моделирование; потенциал скважин; график бурения Key words: integrated modeling; wells potential; drilling schedule Составление геолого-технологической модели пласта, моделей скважин и системы обустройства длительное время является неотъемлемой частью проектирования и сопровождения разработки месторождений. С увеличением производиНефть и газ тельности компьютеров в последние 10 лет стал активно развиваться подход интегрированного моделирования (ИМ), где все модели работают с взаимным и непрерывным обменом входных и выходных данных .

Основной целью данной работы является определение проблем при построении ИМ, разработка методик, определение критериев применимости и проблем построения, выработка рекомендаций по оптимизации разработки месторожденияполигона .

В качестве месторождения-полигона выбрано Ожгинское газонефтяное месторождение, расположенное в Пермском крае и разрабатываемое компанией Уралнефтесервис. В настоящий момент рассматриваются различные мероприятия по увеличению коэффициента извлечения нефти и поддержания заданного уровня добычи. Эти мероприятия включают в себя бурение новых скважин, расширение системы сбора скважинной продукции, создание системы ППД, расширение существующих мощностей по подготовке продукции и строительство новых .

Основные принципы интегрированного моделирования. Интегрированная модель в фундаментальном понимании — это математическое описание процессов в компонентах системы добычи углеводородов (УВ), включая пласт, скважины и поверхностное обустройство. Основные задачи ИМ — это расчет фазовых дебитов, профилей изменения давления и температуры в трубопроводах и оценка продуктивности коллектора в течение всего периода разработки .

Ключевой особенностью ИМ, объединяющей все вышеперечисленные модели, является наличие только одного обязательного фиксированного граничного условия на конечном элементе наземной системы, например давления в сепараторе первой ступени [1]. Иными словами, появляется возможность проводить расчет добычи без фиксации таких значений, как буферное и забойное давление или дебит, в промежуточных звеньях системы, а ограничиваться только условием в общем стоке системы добычи. В данном случае граничные условия для промежуточных звеньев приобретают вид расчетных величин. Суть ИМ подразумевает возможность проведения комплексной оптимизации эксплуатации месторождения .

Для этого необходимо задание целевых функций оптимизации, граничных условий с одной стороны и переменных параметров, предлагаемых мероприятий с другой стороны. В качестве целевых функций могут выступать такие критерии, как максимальная добыча, постоянная добыча, минимальная обводненность, минимальный газовый фактор, максимальная добыча УВ и т. д. Граничными условиями могут служить минимальное или максимальное значение линейного давления, газового фактора, забойного давления. В роли переменных величин, направленных на оптимизацию целевой функции, могут выступать диаметры штуцеров, частота работы насосного оборудования, расход газа на газлифт. В качестве мероприятий для достижения целевой функции могут применяться: ввод новых скважин, смена интервалов добычи, замена насосного оборудования, обработки призабойной зоны, внедрение системы ППД, смена трубопроводов в системе сбора .

Построенная интегрированная модель используется для решения широкого спектра как текущих, так и стратегических задач .

Краткое описание месторождения-полигона. Ожгинское газонефтяное месторождение находится на территории Пермского края, в пробную эксплуатацию месторождение введено в 2005 г., а промышленная эксплуатация ведется с 2008 г .

Промышленно-нефтегазоносными комплексами являются: верхнедевонскотурнейский карбонатный (пласт Т), нижне-средневизейский терригенный (пласты Мл, Бб, Тл2-б, Тл2-а), верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт Бш), верейский терригенно-карбонатный (пласт В3В4) .

Основными сложностями при разработке данного месторождения являются:

многопластовость залежи; обширная газовая шапка по ряду объектов; высокий начальный ГФ; небольшой запас упругих сил и слабая связь с законтурной областью .

Нефть и газ По состоянию на 01.01.2015 г. в активной стадии разработки находится два объекта — пласты Бб и В3В4, остальные разрабатываются одиночными скважинами. Добыча нефти осуществляется как фонтанным, так и механизированным способом установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Разработка залежи находится на начальной стадии с локальными зонами дренирования на естественном режиме .

Построение моделей. В качестве программы-интегратора выбран один из коммерческих пакетов, в котором происходило создание наземной системы. На основании анализа распределения давления в модели нефтесборной системы была выбрана приоритетная корреляция. Использование данной корреляции при моделировании системы сбора флюида позволило достичь хорошей сходимости с реальными данными по профилю падения давления в коллекторе, отклонение составило не более 2,4 %. Модели скважин импортировались в модель сбора как совокупность кривых оттока для ожидаемого диапазона значений обводненности, устьевого давления, газового фактора и рабочей частоты ЭЦН .

Гидродинамическая модель Ожгинского месторождения создана в симуляторе Eclipse 100, адаптирована по состоянию на 01.01.2015 г. Далее был произведен импорт данной модели в гидродинамический симулятор .

Интеграция моделей и решение проблем с помощью ИМ. Кривые притока, рассчитанные в ГДМ с учетом падения пластового давления, изменения фазовых соотношений и изменения ФЕС, являются входными данными для модели сбора .

В случае расчета прогнозных параметров программа отправляет данные по добыче флюида или забойному давлению в гидродинамическую модель. Далее рассчитывается новое пластовое давление и кривые притока. Процесс обмена данными в ИМ схематично представлен на рисунке 1 .

Рис. 1. Обмен данными посредством ПО Resolve

Для калибровки интегрированной модели производился исторический расчет ИМ на 2 месяца. Большинство мероприятий за это время было прописано в графике модели .

Полученные данные калибровались на фактические результаты с помощью поправочных коэффициентов в системе сбора, корректировки пластового давления в кривых притока. В результате динамика добычи, рассчитанная интегрированной моделью, в целом повторяла фактическую динамику из ежедневных сводок по давлениям и добыче. Как видно из рис. 2, двухмесячный расчет модели показал высокую сходимость с историческими данными, где среднее отклонение по добыче жидкости составило 2 %, а по добыче нефти — 1,4 % .

Нефть и газ Рис. 2. Сравнение расчетной и фактической добычи флюида, оценка потенциала фонтанирования скважин Участниками проекта были выделены наиболее приоритетные задачи, для решения которых может быть использована ИМ. Среди них: оценка потенциала фонтанирования скважин, оценка целесообразности ввода нового коллектора, оптимизация графика бурения .

На данный момент на месторождении имеется четыре скважины с фонтанным способом эксплуатации. К прекращению фонтанирования могут привести четыре фактора: снижение пластового давления, обводнение флюида, снижение ГФ вследствие истощения газовой шапки и повышение устьевого давления. Прорывы воды в расчете ГДМ не наблюдались, поэтому обводненность не учитывалась при анализе .

Для оценки потенциала фонтанирования произведен расчет ИМ с текущими технологическими параметрами. В случае, когда скважина становится нестабильной, задано условие увеличения диаметра штуцера на 2 мм (до штуцера 16 мм) и пересчет шага расчета. На рис. 3 приведен прогнозный анализ работы фонтанной скважины .

По профилю добычи скважины 76 (рис. 3а) видно, что увеличение диаметра штуцера происходит два раза: 12–14 мм, 14–16 мм. Скважина становится нестабильной в августе 2017 года. Черной точкой отмечен момент, при котором скважина перестает фонтанировать .

На рис. 3 б показано изменение кривых притока с падением пластового давления и изменение кривых оттока с падением газового фактора на штуцере 16 мм .

По черной точке (см. рис. 3б) можно увидеть параметры, при которых скважина прекращает фонтанировать, то есть условия, при которых кривая оттока (VLP) едва пересекается с кривой притока (IPR). На рисунке кривая притока соответствует пластовому давлению 62 бара, а кривая оттока — газовому фактору 304 м3/м3 .

В соответствии с прогнозным расчетом две фонтанные скважины становятся нестабильными в конце 2016 года, а две другие скважины — в середине 2017, это связано в первую очередь с истощением газовой шапки и, как следствие, снижением эффекта газлифта, а также падением пластового давления .

Оценка целесообразности ввода нового коллектора. На месторождении планируется ввод нового коллектора большего диаметра с целью снижения линейного давления в системе сбора и большей пропускной способности с учетом роста добычи при вводе новых скважин. Внутренний диаметр нового коллектора будет составлять 300 мм вместо 147 мм .

–  –  –

Для анализа эффективности решения было запущено два прогнозных расчета ИМ на два года с существующим и новым коллектором с учетом ввода новых скважин. Расчет ИМ показал, что добыча нефти за счет смены коллектора увеличится на первом временном шаге, но уменьшится на следующих. Это связано с тем, что понижение устьевого давления изначально понижает забойные давления и, как следствие, повышает дебиты, а затем влечет прорыв газа к забою. Также при снижении устьевого давления наблюдается увеличение количества свободного газа на приеме насоса и снижение эффективности работы УЭЦН, что согласуется с теорией [2] .

Оптимизация графика бурения. Для оптимизации графика бурения использован логический метод, направленный на своевременный ввод скважин при разработке месторождения-полигона. Произведен двухгодичный расчет ИМ для двух сценариев: без мероприятий и с графиком бурения по целевой функции — поддержание проектного уровня добычи нефти. Основная цель расчета — своевременное бурение новых скважин для поддержания темпа добычи нефти. При этом добыча нефти не должна быть ниже 440 м3/сут в соответствии с проектными параметрами. Существующей энергии пласта недостаточно для постоянного фонтанирования проектных скважин, поэтому скважины моделировались со спущенным насосом ЭЦН. При работе скважин задано условие, что забойное давление скважин не должно быть ниже 30 атм., так как в соответствии с промысловыми данными при давлении на приеме ниже 25 атм. происходит срыв подачи насоса либо Нефть и газ резкое снижение эффективности вследствие высокого количества свободного газа на приеме .

В модели сбора переменными величинами были заданы частота работы насосов и диаметры штуцеров на фонтанных скважинах. Модель системы сбора, имея внутренний квадратичный оптимизатор, рассчитывала переменные параметры с целевой функцией — максимизация добычи нефти. Цель оптимизации на каждом шаге — выбор оптимального диаметра штуцера и, как следствие, выбор оптимального устьевого давления и линейного давления, при котором насосы ЭЦН и фонтанные скважины в совокупности будут иметь максимальную производительность .

При этом должны соблюдаться граничные условия минимального забойного давления .

При расчете временного шага внутренний оптимизатор системы сбора выставлял значения максимального диаметра штуцеров на фонтанных скважинах для обеспечения максимальной добычи на данном временном шаге, однако впоследствии из-за низких забойных давлений на некоторых фонтанных скважинах это приводило к прорыву газа из газовой шапки. В результате было принято решение ограничивать максимальную депрессию отдельно для каждой скважины, при которой не наблюдался бы прорыв газа в соответствии с отдельным расчетом гидродинамической модели. После задания данных условий были произведены два прогнозных расчета: сценарий без ввода новых скважин и ввод новых скважин с оптимизацией по целевой функции. Ниже представлена динамика добычи по обоим вариантам (рис. 4). Как видно из графика, средний период ввода новых скважин для поддержания проектных показателей добычи составляет два месяца. Утвержденный график бурения подразумевает меньшие темпы ввода новых скважин и, как следствие, невыполнение условия заданной добычи. Тем не менее, темпы добычи могут быть увеличены без корректировки графика бурения за счет дополнительных геолого-технических мероприятий и ввода системы ППД .

Рис. 4.

Профиль добычи флюида с вводом и без ввода новых скважин, критерии применимости ИМ и особенности моделирования В результате выполнения работы по составлению модели были выработаны следующие критерии ее успешного создания и эффективного использования:

необходим большой объем входных данных, начиная от петрофизических характеристик, заканчивая условиями подготовки нефти, а также уверенность в достоверности и точности исходных данных;

Нефть и газ для успешного построения модели требуется значительное количество ресурсов: группа специалистов, имеющих достаточные опыт и знания в различных областях моделирования разработки и обустройства; дорогостоящее программное обеспечение и вычислительные мощности;

даже незначительные отклонения в моделях отдельных симуляторов накладываются друг на друга при расчете ИМ, образуя существенную ошибку;

точность интегрированного моделирования наиболее критично зависит от качества гидродинамической и PVT моделей;

необходимо использовать наиболее простую ГДМ, отвечающую целям работы, так как проблемы адаптации, свойственные сложным ГДМ, в дальнейшем приводят к большим погрешностям расчета ИМ;

модели, участвующие в ИМ, должны последовательно использовать одинаковые PVT свойства и корреляции .

Таким образом, с помощью построенной интегрированной модели произведен анализ потенциала фонтанирования скважин, оценена перспектива ввода нового коллектора большего диаметра и рассчитан профиль добычи с учетом внедрения новых скважин с оптимизацией графика бурения. Определено, что все фонтанные скважины имеют дальнейший потенциал для фонтанирования в ближайшие два года, эффективность ввода нового коллектора неоднозначна, график ввода новых скважин требует некоторого уплотнения для выполнения проектных показателей добычи .

Список литературы

1. Integrated Production Modeling: Advanced, but not Always Better / Correa Feria C. // SPE 138888. – 2010 .

2. Скважинная добыча нефти / Мищенко И. Т. // Учебное пособие для вузов. – М.: Нефть и Газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 816 с .

3. Integrated Asset Modeling in Mature Offshore Fields: Challenges and Successes / Nazarov R. // SPE 169923. – 2014 .

4. Forecasting Reservoir Management Through Integrated Asset Modelling / Ursini F., Rossi R., Pagliari F. // SPE 128165. – 2010 .

5. Особенности построения интегрированной модели разработки и эксплуатации двух газоконденсатных пластов Уренгойского ГКМ / Игнатьев А. и др. // SPE 166892. – 2013 .

–  –  –

УДК. 622.279.7

МЕТОДОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ

METHODOLOGY OF WELL WORKOVER REALIZATION UNDER

PRESENT-DAY CONDITIONS OF CENOMANIAN RESERVOIR DEVELOPMENT

Ю. В. Ваганов Yu.V. Vaganov Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: ремонт скважин; газовая залежь; поглощение; давление; колтюбинг;

ограничение водопритока; газоводяной контакт; эффективная толщина Key words: well workover; gas reservoir; absorption; pressure; coiled tubing;

water inflow shut-off; gas-water contact; net pay Разработка нефтегазовых месторождений Западной Сибири берет свое начало с 60-х годов прошлого столетия, что обусловливает на современном этапе переход газовых месторождений в завершающую стадию, нефтяных — в позднюю эксплуатацию. При этом современные условия эксплуатации нефтегазовых месторождений характеризуются падением добычи углеводородов за счет снижения пластового давления, повышения обводненности продукции, изношенностью эксплуатационного фонда скважин и выхода их в бездействующий фонд и далее в восстановительный ремонт .

Особенно эта проблема актуальна при эксплуатации на завершающей стадии крупнейшей газовой залежи — сеноманской, территориально располагающейся на севере Тюменской области.

Сеноманские газовые залежи всех особо крупных месторождений (Уренгойского, Медвежьего, Ямбургского, Заполярного и др.) эксплуатируются в осложненных условиях падающей добычи, связанных с [1]:

обводнением фонда скважин пластовыми и конденсационными водами;

разрушением скелета сеноманского продуктивного пласта;

наличием заколонных перетоков газа и пластовой воды;

возникновением межколонных давлений;

аномально низким пластовым давлением .

На основании наличия этих осложнений при эксплуатации можно говорить, об одинаковом методологическом подходе к восстановлению бездействующих скважин. При этом переход газовых месторождений, эксплуатирующих сеноманскую залежь, на завершающей стадии разработки обусловливает интенсивное обводнение скважин конденсационными (выделяющимися из газового потока) и подошвенными водами и, как следствие, разрушение продуктивных коллекторов в прискважинной зоне пласта (ПЗП), что приводит к выносу из скважины песка и пластовой воды с образованием жидкостных и песчано-глинистых пробок (ПГП). В результате значительная часть эксплуатационного фонда скважин работает с ограничением по дебиту. Кроме этого, растет количество скважин, эксплуатация которых осложнена наличием забойных и псевдоожиженных пробок, что становится еще одной причиной снижения дебита скважин, с большей вероятностью их самозадавливанием .

В связи с этим для поддержания добычи газа на проектном уровне необходимо проводить ремонтно-восстановительные работы (РВР) в скважине методами, наНефть и газ правленными на снижение обводненности продукции с предварительной нормализацией забоя и закреплением ПЗП .

Вопросам в области водоизоляционных работ, а также вопросам по предупреждению и ликвидации ПГП посвящены работы многих отечественных и зарубежных исследователей. Среди них: А. Д. Амиров, А. А. Ахметов, Ю. М. Басарыгин, Ю. Е. Батурин, С. Н. Бастриков, Р. А. Гасумов, М. Г. Гейхман, Г. П. Зозуля, А. Т .

Кошелев, В. Г. Кузнецов, И. И. Клещенко, А. В Кустышев, Р. И. Медведский, В. П .

Овчинников, В. И. Саунин, А. П. Телков, К. М. Федоров, А. К. Ягафаров и др .

Традиционные методы воздействия на прискважинную зону с целью снижения обводненности продукции скважины (при получении совместных притоков газа и воды), такие как закачивание под давлением тампонажных цементных растворов на водной или углеводородной основе, отверждающихся глинистых растворов, смол и др. не дают положительных результатов [2]. Поэтому в последние годы наибольшее предпочтение при ведении водоизоляционных работ (ВИР) отдают материалам и методам селективного действия. К селективным относятся методы, обеспечивающие избирательное снижение проницаемости водонасыщенной части пласта при сохранении газонасыщенной за счет закачивания изолирующих реагентов по всей его толщине [3, 4] .

Одним из методов сохранения устойчивости ПЗП и предупреждения образования ПГП является промывка забоя и ствола скважины с применением технологических жидкостей, обладающих способностью временного блокирования продуктивного пласта при проведении РВР. Для этих целей в практике широко используются силикатосодержащие технологические жидкости, механизм воздействия которых обусловлен способностью к гелеобразованию в присутствии ионов поливалентных металлов, содержащихся в пластовых водах [5]. Однако их применение в современных условиях эксплуатации сеноманской залежи не позволяет достичь желаемых результатов в связи со спецификой проводимых работ .

Основным способом проведения работ по изоляции притока пластовой воды и нормализации забоя скважины является использование передвижных подъемных агрегатов (ППА). Этот способ предусматривает целый комплекс работ по глушению скважины; извлечению подземного оборудования, восстановлению искусственного забоя, проведению работ по водоизоляции и закреплению ПЗП, освоению скважины и выводу на технологический режим. Основным недостатком данного способа выполнения работ является необходимость глушения скважин, что приводит к загрязнению коллекторов продуктивных пластов и снижению их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). При этом особые трудности с глушением возникают при проведении ремонтных работ на скважинах с наличием аномально низких пластовых давлений (АНПД), а также с высокой расчлененностью газонасыщенного пласта по проницаемости, в совокупности со значительной толщиной пласта — свыше 100 м. Глушение скважины в таких условиях приводит к сильному, можно сказать, «катастрофическому» поглощению жидкости глушения в высокопроницаемой части продуктивного пласта, что в свою очередь ведет к невозможности создания необходимой репрессии на пласт. Добавление в состав жидкости глушения загустителей с целью блокирования высокопроницаемой части пласта осложняет последующее освоение скважины (вызов притока) в условиях АНПД в связи с низкой пластовой энергией и необходимостью деблокирования низкопроницаемой части продуктивного пласта [6] .

Изменившиеся условия эксплуатации сеноманской залежи, в частности переход в завершающуюся стадию разработки, требуют совершенствования существующего методологического подхода к восстановлению газовых скважин, разработанным А. В. Кустышевым [7]. Тем не менее недостатком методологии, представленной в работе [7], является неполный охват всех видов ремонтных работ, которые можно проводить с помощью ГТ в условиях АНПД и малой энергией пласта. В частности, не рассмотрены аварийно-восстановительные работы (АВР), которые на завершающей стадии разработки в условиях старения эксплуатационного фонда занимают первое место среди остальных видов работ .

Нефть и газ Примером совершенствования способов восстановления газовых скважин служат получившие в последнее время достаточно широкое распространение при ремонтах колтюбинговые технологии с использованием гибких труб (ГТ), позволяющих выполнять работы без глушения, под давлением на устье скважины. Колтюбинговые технологии на газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири начали внедряться с 2001 г. после успешного испытания технологии промывки газовой скважины на Уренгойском месторождении [8] .

Однако анализ ВИР на газовых месторождениях, эксплуатирующих сеноманскую залежь (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье), показал низкую эффективность как с использованием ППА, так и с помощью колтюбинговых установок. При этом основной причиной недостаточной успешности работ, связанных с изоляцией притока к забою газовой скважины, является отсутствие высокоэффективных водоизоляционных композиций и технологий проведения таких работ. Так, например, водоизоляционные работы чаще всего проводят в два этапа закачиванием селективного изолирующего состава с последующим его докреплением тампонажным порландцементом ПЦТ1-50. Докрепеление цементным раствором проводится с целью предотвращения обратного выноса водоизоляционного состава (ВИС) и укрепления ПЗП. Это в свою очередь исключает избирательное воздействие тампонажного состава на продуктивный пласт и уменьшает эффективную газонасыщенную толщину продуктивного пласта, что в условиях низкого пластового давления и пластовой энергии недопустимо при последующей эксплуатации скважины [9] .

При этом практика установки цементных мостов показывает, что не всегда удается поставить качественный цементный мост, удовлетворяющий требованиям его герметичности и прочности. С другой стороны, необходимость последующего разбуривания цементного моста приводит к дополнительной кольматации пласта, что в конечном счете ведет к снижению дебитов газа. Известно, что если проницаемость пористой среды в зоне кольматации размером в 5 см ухудшена в 20 раз, то скважина будет работать только на 51 % своих потенциальных возможностей, а если в 100 раз (что возможно), то на 18 %, данное обстоятельство дополнительно осложняется наличием АНПД [10] .

Однако изменившиеся условия разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири предъявляют ряд требований к технологиям ремонтно-изоляционных работ (РИР), обусловленным географическим расположением и геологическим строением сеноманской залежи [6]:

работы должны проводиться без глушения скважины, с применением колтюбинговой установки;

ВИС должен обладать селективностью, обеспечивающей избирательное снижение проницаемости лишь водонасыщенной части пласта при закачивании изолирующих реагентов по всей его толщине, при этом проницаемость по газу не должна снижаться;

сохранение эффективной толщины газонасыщенного пласта;

смесь должна быть стабильной при отрицательных температурах в условиях севера Западной Сибири .

С другой стороны, селективный метод (или материал) не может обладать абсолютной избирательностью [4]. При этом, чем больше степень снижения продуктивности притока пластовых вод, тем выше селективность метода. Наряду со снижением продуктивности обводненных интервалов в результате ВИР необходимо повышение проницаемости газонасыщенных интервалов пластов, что достигается при использовании гидрофобизирующих поровое пространство коллектора реагентов .

При этом в процессе промывок ствола и забоя скважин, а также при разбуривании цементных мостов в процессе водоизоляционных работ возможен дифференциальный прихват, основным условием возникновения которого является превышение забойного (гидростатического) давления над пластовым. Дифференциальный прихват происходит в интервалах проницаемых пластов при фильтрации технологической жидкости, что в условиях сеноманской залежи неизбежно. Известно, Нефть и газ что при перепаде давления в системе «скважина — пласт», равном 0,2 МПа, возникает прижимающая сила в 370кН, а при перепаде давления в 0,5 МПа (при промывке) — 920 кН. С учетом сил трения для ликвидации дифференциального прихвата необходимо приложить еще большие усилия. Именно поэтому расхаживание инструмента (особенно при промывке) для ликвидации данного осложнения не эффективно и безрезультатно ввиду ограничения по техническим характеристикам технологического оборудования и нагрузки на крюке ППА [11] .

Создание ударных нагрузок (гидроудар, ясс), как правило, к положительным результатам также не приводит, что непременно ведет к аварийной ситуации — обрыву колонны труб — и последующему проведению одной из наиболее сложных и трудоемких операций — извлечению прихваченной оборванной колонны труб (ловильные работы) [11, 12] .

Единственно возможным вариантом недопущения и ликвидации дифференциального прихвата является снижение забойного (гидростатического) давления, что в условиях АНПД вызывает определенные затруднения. В таких условиях к технологиям проведения ремонтно-восстановительных работ (РВС) предъявляется дополнительное требование: это ведение работ в условиях депрессии на пласт, что возможно при использовании технологий гибких труб (ГТ) .

Существующие технологии ГТ по извлечению аварийного оборудования (тартального каната или каротажного кабеля, а также оборванных труб) не позволяют достичь поставленных результатов в осложненных условиях при падающей добыче газа сеноманской залежи ввиду ограниченности поверхностного оборудования установки колтюбинг:

ограниченность вместимости барабана;

отсутствие возможности поворота всей колонны вокруг своей оси;

ограниченность в тяговом усилии инжектора колтюбинговой установки .

В связи с чем автором предлагаются методы восстановления скважин, решающие проблемы, обусловленные современным этапом разработки сеноманской залежи на газовых месторождениях Западной Сибири, по ограничению водопритоков и ликвидации возможных аварий в условиях АНПД и поглощениях технологической жидкости .

Предлагаемый метод ремонта газовой скважины включает совместное использование ГТ и азотно-бустерной установки с целью нормализации забоя в условиях подъема газоводяного контакта (ГВК) и АНПД. При этом с целью отключения притока пластовых вод за счет подъема ГВК предлагается использование селективной водоизолирующей композиции с предварительным оттеснением пластовых вод от забоя вглубь пласта, с составом, гидрофобизирующим поровое пространство. Гидрофобизация порового пространства с последующим раздельным закачиванием двухкомпонентной водоизолирующей композиции позволяет создать водонепроницаемый барьер в глубине пласта с увеличением фазовой проницаемости по газу и сохранением газонасыщенной толщины пласта .

В случае прихвата ГТ в процессе ремонта газовой скважины предлагается метод, позволяющий проводить извлечение аварийной гибкой трубы с применением колтюбинговой установки. При этом нагрузка на прихваченную ГТ компенсируется за счет включения в аварийную компоновку гидравлического домкрата. Характерной особенностью данной компоновки является отсутствие осевой нагрузки на колонну ГТ из-за гидравлического якоря, а срыв прихваченного оборудования происходит за счет усилия на выходной штанге гидравлического домкрата, которое может достигать до 686,7 кН (70 т) .

Таким образом, разработанные методы восстановления скважин расширяют область применения колтюбинговых технологий в сфере капитального ремонта скважин, учитывая специфику сеноманской залежи в современных условиях эксплуатации. При этом, основываясь на особенностях современного этапа разработки месторождений на завершающей стадии, необходимо усовершенствовать методологию капитального ремонта скважин и разработать дополнительные методы, а также осуществить структурирование действующих видов ремонта скважин в виде Нефть и газ современной классификации, с выделением в отдельный вид операций водоизоляционных работ в условиях АНПД и поглощения технологических жидкостей. При этом, в связи со старением эксплуатационного фонда скважин, необходимо выделение в отдельный вид аварийных работ, включая в них ловильные работы с использованием колтюбинговой установки .

Список литературы

1. Тер-Саакян Ю. Г. Литолого-петрофизические особенности строения крупных газовых месторождений Крайнего Севера НТС // Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. – М.: ИРЦ Газпром, 1998. – № 2. – С. 3-7 .

2. Ремонт нефтяных и газовых скважин / Под ред. Ю. А. Нифантова, И. И. Клещенко. – С.-Пб.:

АНО НПО «Профессионал», 2005. – Т. 1. – 314 с., Т. 2. – 548 с .

3. Кустышев И. А. Повышение качества изоляционных работ при консервации и ликвидации газовых скважин в условиях Крайнего Севера / И. А. Кустышев, А. В. Кустышев, Н. Е. Щербич, Р. Ю .

Кузнецов, Т. И. Чижова. Ю. В. Ваганов // Обз. информ. Сер. Геология, бурение, эксплуатация и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ИРЦ Газпром, 2008. – 84 с .

4. Клещенко И. И. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: уч. пособ. / И. И. Клещенко, Г. П. Зозуля, А. К. Ягафаров. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. – 344 с .

5. Кустышев А. В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. – М.: ООО «Газпром экспо», 2010. – 255 с .

6. Ваганов Ю. В. К вопросу методологического обеспечения капитального ремонта скважин на современном этапе разработки месторождений // Известия вузов. Нефть и газ. – 2014. – № 6. – С. 70-74 .

7. Кустышев А. В. Разработка технологических основ и совершенствование ремонтов газовых скважин в сложных климатических условиях Крайнего севера: автореф. дис … д-ра техн.наук: 25.00.17, 05.26.03. – Уфа, 2008. – 49 с .

8. 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 .

9. Ваганов Ю. В., Кустышев А. В., Мамедкаримов Э. Ш. Изоляция притока пластовых вод с помощью колтюбинговой установки на газовых месторождениях Западной Сибири // Время колтюбинга .

– 2013. – № 2. – С. 6-12 .

10. Басарыгин Ю. М. и др. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. – Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002. – 584 с .

11. Справочная книга по аварийно-восстановительным работам в нефтяных и газовых скважинах / А. В. Кустышев, Ю. В. Ваганов, Г. П. Зозуля, В. В. Дмитрук, С. К. Ахмедсафин, И. А. Кустышев / Под ред. Г. П. Зозули. – Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2011. – 464 с .

12. Gore Kemp. Oil 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 .

Сведения об авторе Information about the author Ваганов Юрий Владимирович, к. т. н, до- Vaganov Yu. V., Candidate of Science in Engiцент кафедры бурения нефтяных и газовых neering, associate professor of the chair «Drilling of скважин, Тюменский государственный нефтега- oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas Uniзовый университет, г. Тюмень, тел.

versity, phone: 8(3452)993177, е-mail:

8(3452)993177, е-mail: wagan_yr@mail.ru wagan_yr@mail.ru _______________________________________________________________________

УДК 622.24.051.55

АНАЛИЗ СИСТЕМ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ

ANALYSIS OF CONE BITS SEALING SYSTEM

Н. Н. Закиров, Э. А. Давлетшин N. N. Zakirov, E. A. Davletshin Тюменский государственный нефтегазовый университет, ООО «Рекомгео»

Ключевые слова: шарошечные долота; опора долота; износ; долговечность;

система герметизации Key words: cone bits; bit bearing; wear; durability; sealing system Надежность шарошечных долот имеет большое значение при бурении глубоких скважин. Недостаточный ресурс работы долота приводит к частой замене инНефть и газ струмента, значительным затратам на спускоподъемные операции. В целом надежность шарошечных долот характеризуется безотказностью и долговечностью отдельных узлов и вооружения шарошек. Опыт эксплуатации шарошечных долот показал, что ресурс работы долот определяется конструкторскими особенностями и износостойкостью опорных элементов, вооружения, промывочных устройств, а также надежностью применяемых систем герметизации .

Отечественный и зарубежный опыт эксплуатации шарошечных долот с открытой опорой показывает, что такие долота имеют ограниченное применение. Это связано, прежде всего, с недостаточно глубокой очисткой буровых растворов от абразивных частиц. Более широкое использование полимерных растворов может существенно раздвинуть границы практического использования долот с открытой опорой [1], однако на практике использование таких растворов пока ограничено .

Проблема надежной герметизации опор долота пока не решена. Опыт машиностроения далеко не всегда можно использовать в силу ограниченных размеров, в которые конструктор должен вписать узел герметизации опоры долота. Кроме того, наличие абразива в промывочных жидкостях, высокой температуры при глубоком бурении и динамических нагрузок существенно затрудняет решение задачи по герметизации опор долота. Как известно, шарошка в процессе бурения совершает вращательное движение вокруг своей оси, подвержена перемещению в осевом и радиальном направлениях. Уплотнение должно быть не только эластичным, чтобы амортизировать все перемещения шарошки, но и достаточно износостойким .

Перечисленные факторы приводят к быстрой разгерметизации опоры шарошки и ее интенсивному износу. В этой связи предложено немало технических новаций, направленных на решение проблемы герметизации опор долота [2] .

Одна из первых конструкций уплотнения зазора между лапой и шарошкой была предложена фирмой Carlock Packing [3] .

Система уплотнения представляет собой кольцо, выполненное из тефлона или резины. Это кольцо имеет вогнутую внутреннюю и выпуклую наружную поверхности. Периферийная часть кольца герметизирует шарошку, а внутренний край – лапу. Для более надежной герметизации предусмотрено защитное кольцо такой же формы, как и резиновое. Защитное кольцо смонтировано так, чтобы вогнутая внутренняя поверхность его была в контакте со всей выпуклой наружной поверхностью резинового кольца и защищала последнее от абразивного воздействия среды. Кольца между лапой и шарошкой удерживаются зажимным кольцом. Для более плотного скользящего контакта с вращающейся шарошкой периферийный край кольца имеет ряд радиальных шлицевых прорезей .

Однако существующие перепады давления, динамические удары различной амплитуды и частоты, возникающие во время работы долота, могут нарушить герметичность такой конструкции уплотнения опоры. Более того, под действием случайного избытка давления изнутри полости шарошки уплотнительное кольцо вместе с защитным может выдавиться наружу, что и приведет к разгерметизации .

Фирма Smith Tool Company (США) в качестве сальникового уплотнения рекомендует использовать упругий пакет, облицованный резиной, или упругий элемент, состоящий из (не менее двух) тонкостенных пружин Бельвиля [4]. Эти пружины разделяют шайбы из материала с низким коэффициентом трения. Проведенные фирмой испытания показали, что долота диаметром 214–269 мм с пакетом из таких пружин с тефлоновыми шайбами не теряли герметичность при осевой нагрузке до 770 Н, а при знакопеременном усилии уплотнение выдерживало 4 000 000 циклов, что в 4 раза больше, чем уплотнение с одной пружиной, толщиной 0,71 мм, снабженной радиальными прорезями .

Недостатком таких долот является то, что уплотнения из тонкостенных пружин Бельвиля, предотвращая попадание бурового раствора в опору долота, раскрываНефть и газ ются при незначительных повышениях давления, связанных с температурным расширением смазочного материала .

Известна герметизированная опора долота, включающая периферийный роликовый подшипник с беговой дорожкой, образованной внутренней поверхностью шарошки и ограниченной внутренним буртом и внешним торцом, прилегающим к резинометаллической уплотнительной манжете, установленной на бурте цапфы в полости между торцами роликов и базовым торцом лапы [5] .

Такое выполнение опоры позволяет уменьшить ширину бурта цапфы, на котором установлено уплотнение, и исключить раскрытие уплотнения в результате одностороннего износа цапфы. Однако накопление продуктов изнашивания опоры у периферийных торцов роликов и уплотнения не устранено и в этой опоре .

Недостатком данной герметизированной опоры шарошечного долота является накопление продуктов изнашивания всей опоры в периферийном подшипнике перед уплотнением, которое приводит к опережающему и неравномерному изнашиванию этого подшипника и уплотнения и к снижению долговечности опоры долота .

Интересное, но сложное устройство герметизации опоры, предложенное группой авторов [6], представлено на рисунке 1 .

Рис. 1. Узел герметизации опоры долота Герметизирующее устройство включает уплотнительное и распорное кольца 1 и 2, соответственно размещенные между лапой 3 и шарошкой 4. Уплотнительное кольцо 1 состоит из Z-образного металлического каркаса 5 и полимерной оболочки 6 с защитным буртом 7 и кольцевыми канавками 8 на наружной поверхности, соединенными с внутренней полостью устройства посредством радиальных отверстий 9. Распорное кольцо 2 состоит из металлического сердечника и полимерной оболочки и размещается в полости уплотнительного кольца 1 .

Контактная поверхность между уплотнительным кольцом 1 и шарошкой 4 выполнена в виде сферической формы с радиусом R, равным 0,15–0,23 D, где D — диаметр отверстия в шарошке 4 по беговой дорожке у основания цапфы. Ось центра сферической поверхности уплотнительного кольца 1 расположена относительно цапфы лапы 3 под углом 70–75°. Лапа 3 в зоне контакта с герметизирующим устройством выполнена с конусной расточкой 10 для размещения защитного бурта 7 уплотнительного кольца 1 .

Устройство работает следующим образом. В процессе бурения шарошка 4 вращается на цапфе лапы 3. При этом уплотнительное кольцо 1 перекрывает зазоры между лапой 3 и шарошкой 4. Этому способствует наличие распорного кольца 2, создающего усилие предварительного распора, прижимающего уплотнительное кольцо 1 к шарошке 4 и лапе 3. Металлический каркас 5 создает необходимую жесткость всей конструкции, в том числе и для защитного бурта 7. Наличие сферической поверхности на контакте и уплотнительное кольцо 1 — шарошка 4 обеспечивает самоцентровку герметизирующего устройства на цапфе лапы 3. Размещение Нефть и газ оси центра сферической поверхности уплотнительного кольца 1 под углом 70–75 к оси цапфы упрощает монтаж уплотнительного устройства и обеспечивает свободное обкатывание шарошки 4 вокруг сферической поверхности уплотнительного кольца 1. Кольцевые канавки 8 и радиальные отверстия 9 служат для подачи смазки в зону трения .

Использование предлагаемого герметизирующего устройства позволит повысить стойкость опорного узла шарошечных долот за счет повышения надежности герметизации, однако применение данного устройства герметизации возможно только для долот большого диаметра .

Сотрудники Уфимского государственного нефтяного университета предложили (рис. 2) оригинальное тарельчатое уплотнение [7] .

Рис. 2. Герметизирующий узел с лепестковым металлическим остовом

Герметизирующий узел опоры шарошки состоит из металлического кольцевого остова 1, выполненного в виде расположенных вдоль его образующей лепестков 2, соединенных по меньшему диаметру перемычками 3 и облицованных эластичным материалом, например резиной 4. Герметизирующий узел установлен с возможностью взаимодействия по меньшему диаметру с основанием цапфы 5, а по большему через прикрепленное к лепесткам 2 жесткое кольцо 6 с торцом шарошки 7. Остов 1 узла изготовлен из пружинной листовой стали, а жесткое кольцо 6 – из износостойкого материала. В ненагруженном состоянии лепестки слегка изогнуты во внешнюю сторону (сплошная линия) или внутрь (пунктирная линия) .

При сборке герметизирующего узла и его монтаже на цапфе каждый лепесток 2 остова 1 должен опираться непосредственно своими концами в галтели на цапфе 5 и жестком кольце 6 с возможностью поворота этих концов в точках контакта, а сами лепестки устанавливаются таким образом, чтобы прямая, соединяющая концы каждого из них, составляла с осью цапфы угол меньше 90° .

При сборке секции долота шарошка 7 смещает жесткое кольцо 6 и верхний конец лепестка 2 из первоначального положения в точке а до положения в точке б на расстояние осевого натяга S. В результате шарнирно установленный лепесток упруго прогибается наружу или внутрь, при этом возникает продольная изгибающая сила Р, определяющая с учетом угла величины осевой А и радиальной R сил .

Радиальная сила R является распорной для жесткого кольца 6 .

Нефть и газ Направление прогиба лепестков существенно влияет на работу герметизирующего узла. При внешнем прогибе увеличиваются осевые размеры узла и улучшаются условия компенсации изменения объема опорной полости шарошки, что важно для высокооборотного бурения. При низкооборотном бурении скорость перемещения шарошки по оси цапфы на порядок меньше, необходимость компенсации объема не столь остра, возможно использование внутреннего прогиба лепестков. Роль дополнительных компенсаторов объема в обоих случаях играют упругие резиновые перемычки — мембраны в промежутках между лепестками .

Особенностью работы герметизирующего узла является увеличение угла с ростом осевого натяга. В результате одновременно с ростом продольной силы Р уменьшается осевая сила А, и упругая характеристика узла становится пологой .

Выполнение упругого элемента узла в виде системы работающих на продольный изгиб лепестков, несмотря на повышенные требования к точности изготовления сопрягаемых элементов узла, дает ряд технических преимуществ. Конструкция упругого элемента позволяет легко обеспечить требуемую жесткость узла изменением числа лепестков и размеров их сечения, а также выбором величины начального угла. За счет особенности разложения сил и изменения угла можно получить близкую к требуемой упругую характеристику. При внешнем прогибе лепестков имеется возможность обеспечить полную компенсацию объема внутренней, заполненной смазкой, полости шарошки .

Однако данная система герметизации долота имеет недостаток, заключающийся в наличии дополнительной пары трения, образованной опорным жестким кольцом. Такое конструктивное решение обеспечивает только один уровень герметизации опоры долота и приводит к более интенсивному износу тарельчатого уплотнения, особенно в условиях высокооборотного бурения .

Известны буровые шарошечные долота, полость шарошки которых герметизирована тарельчатым уплотнением, контактирующим с металлическим кольцом, выполняющим роль сепаратора роликового подшипника. При этом контактирующие поверхности сепаратора и шарошки герметизированы дополнительным эластическим кольцом [8]. Недостатком этой конструкции системы герметизации опоры долота является наличие двух дополнительных пар трения кольцевого сепаратора. Несмотря на снижение скорости скольжения вдвое, наличие двух дополнительных пар трения снижает надежность конструкции опоры долота .

Известно также уплотнение опоры шарошечного долота, включающее жесткое кольцо, размещенное между телами качения периферийного подшипника и торцом лапы с охватом бурта цапфы и контактом с телами качения, эластичные кольцевые элементы, установленные с поджатием посредством жесткого кольца в шарошке и к торцу лапы [9] .

Недостатком уплотнения является ненадежная работа уплотнения при значительных осевых перемещениях шарошки .

В Тюменском государственном нефтегазовом университете была предложена двухуровневая система герметизации опоры долота, предназначенная для предотвращения вытеснения смазки и попадания в герметичный объем абразивных частиц и промывочной жидкости [10] .

Проведенные исследования показали, что неотъемлемой частью повышения долговечности работы буровых долот является надежная система герметизации опоры долота. Наличие абразива в промывочных жидкостях, высокая температура при глубоком бурении и динамические нагрузки существенно затрудняют решение задачи по эффективной герметизации опор долота. Кроме того, перечисленные факторы приводят к быстрой разгерметизации опоры долота и ее износу .

Таким образом, решение проблемы повышения надежности и долговечности системы герметизации опорных элементов буровых шарошечных долот является актуальной задачей и имеет большую практическую значимость .

Нефть и газ Список литературы

1. Шарипов А. У. Проектирование и регулирование основных показателей бурения глубоких скважин. – М.: ВИНИТИ, 1995 .

2. Жидовцев Н. А. Герметизация опор шарошечных долот / Н. А. Жидовцев, Я. Н. Драгомирецкий // Обзорная инф. ВНИИОЭНГ. Сер. Машины и нефтяное оборудование. – 1980. – Вып. 2. – 43 с .

3. Пат. США 2797067, кл. 308 - 8.2. опубл. 1957 .

4. Пат. США 3381968, кл. 277 - 95. опубл. 1968 .

5. Пат. США 2797067, Кл. 175-227, опубл. 1957

6. А.с. 916737 СССР, МКИ3 Е 21 В 10/22; F 16 I 15/40. Герметизирующее устройство опоры шарошечного долота / М. А. Амдур, Р. Н. Подшивалов, Н. А. Жидовцев, Н. П. Порунов, Б. П. Филатов, И .

Я. Дайбов (СССР). – № 2977649/22-03; Заявлено 26.08.80; Опубл. 30.03.82, Бюл. № 12 .

7. А.с. 994674 СССР, МКИ3 Е 21 В 10/22. Герметизирующий узел опоры шарошки / Е. А. Митюрев, В. П. Жулаев (СССР). – № 3294252/22-03; Заявлено 27.05.81; Опубл. 07.02.83, Бюл. № 5

8. А.с. СССР № 2019669, кл. Е 21 В 10/22. Заявлено 26. 09.90 .

9. А.С. СССР № 794154, кл. Е 21 В 10/22. Заявлено 08. 06.78 .

10. Пат. 39159 РФ 7 Е 21 В 10/22. Герметизирующий узел опоры долота / Н.Н Закиров (Россия). – № 2004108407/22; Заявлено 22.03.2004; Опубл. 20.07.2004, Бюл. 20 .

Сведения об авторах Information about the authors Закиров Николай Николаевич, д. т. н., про- Zakirov N. N., Doctor of Engineering, professor фессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen скважин», Тюменский государственный нефтега- State Oil and Gas University, phone: 89088738598, зовый университет, г. Тюмень, тел. 89088738598, e-mail: zakirov.Nikolay @yandex.ru e-mail: zakirov.nikolay @yandex.ru Давлетшин Эрнест Аликович, инженер Davletshin E. A., engineer for directional survey инклинометрических систем ООО «Рекомгео», г. systems, LLC «Recomgeo», Nizhnevartovsk Нижневартовск ______________________________________________________________________________

УДК 622.276.6

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ НЕРАДИОАКТИВНОГО

МАРКИРОВАННОГО ПРОППАНТА ПРИ ГИДРАВЛИЧЕСКОМ

РАЗРЫВЕ ПЛАСТА НА АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ

УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

EXPERIENCE OF USING THE NON-RADIOACTIVE MARKED

PROPPANT AT FORMATION HYDRAULIC FRACTURING

IN THE ACHIMOV DEPOSITS OF THE FIELD URENGOYSKOE

В. Р. Калинин, Е. Н. Козлов, О. С. Даншин V. R. Kalinin, E. N. Kozlov, O. S. Danshin Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень АО «Роспан Интернешнл», г. Новый Уренгой Ключевые слова: ачимовские отложения; гидравлический разрыв пласта; проппант Key words: Achimiov deposits; formation hydraulic fracturing; proppant Гидравлический разрыв пласта (ГРП) был впервые применен в конце 40-х годов для увеличения добычи из малодебитных скважин в Канзасе. Вслед за взрывным ростом практического применения этого метода в середине 50-х и значительным всплеском активности в середине 80-х годов массовый гидроразрыв перерос в доминирующий метод освоения, в первую очередь для низкопроницаемых коллекторов в Северной Америке. К 1993 г. 40 % новых нефтяных скважин и 70 % газовых скважин в США обрабатывались гидроразрывом .

С нынешними возросшими возможностями технологии гидроразрыв получил дальнейшее распространение и стал предпочтительным типом освоения для всех типов скважин в Соединенных Штатах, но особенно в газовых скважинах [1] .

Гидравлический разрыв влечет за собой нагнетание флюидов в подземный пласт под давлением, достаточно высоким для того, чтобы вызвать разрыв этого Нефть и газ пласта. Затем во вновь созданную трещину нагнетаются в виде пульпы зернистые материалы — называемые «проппантами» или «расклинивающими агентами», которыми могут служить самые разнообразные материалы от естественных песков до довольно дорогих синтетических материалов. Они удерживают в раскрытом состоянии или «расклинивают» эти вновь созданные трещины после снятия давления нагнетания, используемого для создания трещины .

Трещина, заполненная проппантом, создает узкий, но с высокой проводимостью канал для потока по направлению к скважине .

Этот путь потока имеет очень высокую проницаемость, зачастую на 5–6 порядков выше, чем проницаемость пласта. Чаще всего этот канал узкий в одном горизонтальном направлении, но имеет большую длину в другом горизонтальном направлении и может перекрывать значительную высоту. Типичная расклиненная ширина намеренно создаваемой трещины в низкопроницаемых коллекторах может быть порядка 0,25 см, тогда как длина ее может достигать нескольких сотен метров. В высокопроницаемых коллекторах ставится цель получить намного более широкую трещину (что достигается специальными мерами при проектировании и выполнении работ), которая может иметь ширину до 5 см, а длина ее может быть значительно меньше — порядка 10 м [1] .

Сравнительно недавно появилась технология, позволяющая отслеживать размещение проппанта в созданной трещине гидроразрыва — NRT (non-radioactive tracer proppant; проппант с нерадиоактивным маркирущим материалом). В основе технологии лежит использование нерадиоактивного индикаторного материала, содержащегося в проппанте. Данная технология стала хорошей альтернативой существовавшим ранее методам, основанным на использовании радиоактивных индикаторных материалов. В новой технологии используется керамический проппант, содержащий состав на основе элемента гадолиния, обладающий способностью поглощать тепловые нейтроны. Данный состав содержится в каждой частице проппанта в незначительной концентрации и не влияет на механические свойства проппанта. Такой маркированный NRT-проппант может использоваться самостоятельно или как смесь с обычным проппантом при производстве гидроразрыва пласта. Маркерный материал определяется с помощью стандартного импульсного нейтрон-гамма-каротажа (ИНГК) или компенсационного нейтронного каротажа .

Проппант, оснащенный данной технологией, обладает повышенным сечением захвата тепловых нейтронов. Когда индикатор захватывает нейтроны от нейтронного инструмента, он излучает гамма-лучи, изменяя показания каротажной кривой .

Точное расположение NRT-проппанта определяется наличием гамма-лучей и сопоставлением замеров параметра сигма (макросечения захвата тепловых нейтронов) породы до и после проведения ГРП [2] .

По сравнению с обычными радиоактивными маркерами, характеризующимися периодом полураспада и требующими проведения каротажа в течение определенного времени после ГРП, проппант, содержащий нерадиоактивный материал на основе гадолиния, не обладает таким недостаком, и работы по определению геометрии трещины гидроразрыва могут быть выполнены в любое время. Так как элемент гадолиний равномерно распределен по всему объему закачиваемого проппанта, данные, полученные в результате каротажа, по размещению проппанта более точные, по сравнению с данными от радиоактивных маркеров, располагающихся в проппантной пачке неравномерно. Также наличие относительно небольших радиоактивных частиц, обладающих высокой энергией, может послужить неправильной интерпретации размещения проппанта в трещине гидроразрыва .

Нерадиоактивная природа проппанта делает данную технологию более безопасной для человека и окружающей среды, а также упрощает процедуру хранения и утилизации проппанта .

Интерпретация каротажа проппанта с нерадиоактивными маркерами, как правило, не вызывает затруднений. После сопоставления записей каротажа до и после Нефть и газ обработки ГРП те области, которые показывают уменьшение параметра сигма (макросечения захвата тепловых нейтронов), содержат проппант NRT (рис.1) .

–  –  –

Вертикальное разрешение и глубина исследования при интерпретации работ с нерадиоактивным проппантом такие же, как и у каротажа ИНГК — около 0,6 м и 0,2 м соответственно. Проппант NRT обладает самым высоким вертикальным разрешением среди всех используемых диагностических средств. Однако данная технология требует наличия хорошего качества цементирования для корректного определения высоты трещины ГРП [3] .

Операция по гидроразрыву пласта с использованием проппанта NRT была проведена на Самбургском лицензионном участке Уренгойского месторождения, на скважине U1502 (табл. 1) .

Таблица 1 Характеристика скважины U1502 Уренгойского месторождения

–  –  –

В скважину спущены насосно-компрессорные трубы диаметром 88,9 мм (JFE

Bear, N807,34 мм) на глубину 3 590 м. Скважина перфорирована в интервале:

3 805–3 832 м зарядами ЗПК 50-АТ-М-10(БО) + ЗПК 50-АТ-М-03(ГП), плотность перфорации — 20 отв/м, в интервале: 3 956–3 970 м зарядами Power flow 2006+ Power Jet Omega 2006, плотность перфорации — 40 отв/м. Был успешно проведен

–  –  –

После закачки ГРП был проведен комплекс ГИС — импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК) был выполнен в скважине в интервале пластов Ач3–4 и Ач5. Полученная запись ИНГК после ГРП была сопоставлена с опорной записью ИНГК, проведенного до ГРП для определения высоты развития трещины ГРП .

Совместно с основными видами исследования были выполнены измерения ГК и магнитным локатором муфт .

Оптимальным для оценки высоты трещины после ГРП с проппантом NRT является сопоставления замеров сигмы (макросечения захвата тепловых нейтронов) породы по дальнему и ближнему детекторам каротажного зонда до и после проведения ГРП [4] .

Верхняя граница развития трещины определяется на глубине 3 940 м (с погрешностью не более 0,5 м). Граница четко выделяется по кривой сигмы породы, а также по общей скорости счета дальнего детектора. Эффект влияния трещины быстро возрастает примерно до глубины 3 943–3 944 м. Уверенных признаков развития трещины ГРП выше 3 940 м не наблюдается; эффекты изменения индикаторных кривых в отдельных зонах могут быть отнесены к погрешностям измерений и/или распространению флюидов, возможно и проппанта, по затрубному пространству .

Нижняя граница развития трещины относится к интервалу 3 995–3 996 м; эта граница менее четкая и характеризуется постепенным уменьшением эффекта трещины на основных индикаторных кривых вниз, начиная примерно с 3 992 м, что, вероятно, обусловлено постепенным уменьшением раскрытости трещины. Замеры скорости счета гамма-квантов по ближнему и дальнему детекторам не являются информативными для отбивки нижней границы трещины, видимо вследствие влияния скважинного флюида либо положения прибора в скважине (отмечается плохая повторяемость скоростей счета в нижней части интервала исследования) .

Таким образом, высота трещины в прискважинной зоне (не более 0,3 м от стенки скважины) составляет до 56 м. Закрепленная трещина охватывает всю мощность пласта Ач5 и не затрагивает пласт Ач3–4 .

Фрагмент сводного планшета интерпретации представлен на рис. 3. Высота и положение закрепленной трещины, оцененные по данным ГИС, хорошо согласуются с моделью трещины, построенной по геомеханической модели разреза и результатам проведения ГРП .

–  –  –

Во время проведения ГИС (ИНГК) каротажным зондом производится регистрация временных спектров интенсивности гамма-излучения во время и после двойного импульса нейтронов, генерируемого ИГН (импульсным генератором нейтронов). Зарегистрированные временные спектры обрабатываются стандартным программным обеспечением Schlumberger (MaxWell, TechLog) для получения скоростей счета и декрементов затухания гамма-активности в заданных временных окнах и их дальнейшего преобразования в характеристики породы и скважины .

Основными параметрами, получаемыми в ходе обработки данных (ИНГК), являются макросечение захвата тепловых нейтронов породы: сигма и водородосодержание — нейтронная пористость (ИНГК) TPHI, а также сигма и минерализация скважинного флюида — BSAL. Дополнительно при обработке выдаются скорости счета гамма-излучения по ближнему и дальнему детекторам каротажного зонда [5] .

Зарегистрированные данные ИНГК позволили провести оценку высоты развития трещины ГРП, выполненного с проппантом NRT. Данный тип проппанта обладает аномально высоким макросечением захвата тепловых нейтронов, что делает возможным определение высоты закрепленной трещины по данным ИНГК. Выделение интервала закрепленной трещины проводилось на качественном уровне путем сопоставления данных ИНГК, зарегистрированных до и после проведения ГРП.

Были использованы сопоставления следующих параметров ИНГК до и после ГРП:

макросечений захвата тепловых нейтронов (сигмы) породы по ближнему и дальнему детекторам (SFNA/SFFA), а также исправленных за скважинные условия оценок сигмы (SIGM); эта методика является наиболее физически обоснованной, а Нефть и газ также наименее подверженной влиянию искажающих факторов, таких как состав скважинного флюида и т. д.;

эффективных скоростей счета гамма-квантов по ближнему и дальнему детекторам (RSCN/RSCF), как рекомендовано производителем проппанта; данный подход показал меньшую эффективность, в первую очередь меньшую стабильность замеров, что обусловлено значительным влиянием на показания набора факторов (положение прибора в скважине, состав скважинного флюида, наведенная радиоактивность и т. д.);

кажущихся значений сигмы скважины по ближнему и дальнему детекторам (SBNA/SBFA), а также расчетной минерализации скважинного флюида (определенной по скомпенсированной сигме скважины). Данный подход показал в основном изменение состава скважинного флюида между замерами, а также влияние породы на «скважинные» параметры, что обусловлено малым диаметром скважины; некоторый эффект повышения сигмы в интервале трещины отмечается в меньшем интервале, чем по сигме породы;

оценок нейтронной пористости (водородосодержания) TPHI по калиброванному отношению компенсированных счетов гамма-квантов по детекторам; данный метод показал почти полную нечувствительность к присутствию закрепленной проппантом NRT трещины [6] .

В заключение можно сказать, что технология NRT-проппанта зарекомендовала себя как новое, эффективное средство оценки геометрии трещины гидроразрыва пласта, и успешный опыт его применения на ачимовских отложениях Уренгойского месторождения подтверждает это. К несомненным плюсам данного метода можно отнести, прежде всего, безопасность, отсутствие источника излучения, а также его простоту технологии и точность получаемых данных .

Список литературы

1. Reservoir Stimulation 3-rd Edition, MJ. Economides, and K.G. Nolte (eds), John Willey&Sons, LTD, New York, 2000, p. 1-6 .

2. Xiaogang Han, and Robert Duenckel, CARBO Ceramics; Harry Smith Jr., Harry D. Smith Consulting, « An Environmentally Friendly Method to Evaluate Gravel and Frac PackedIntervals Using a New NonRadioactive Tracer Technology», paper OTC-25166, Offshore Technology Conference Houston, Texas, USA, 5– 8 May 2014 .

3. Gustavo A. Ugueto, SPE, Michael Ehiwario, SPE, Abram Grae, SPE, Shell Exloration and Production Company Mathieu Molenaar, SPE, Shell Canada LTD, Kelly McCoy, SPE, Paul Huckabee, SPE, Shell Exloration and Production Company and Bob Barree, SPE, Barree& Associates LLC, «Application of Integrated Advanced Diagnostics and Modeling to Improve Hydraulic Fracture Stimulation Analysis and Optimization», SPE 1686032, SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference The Woodlands, Texas, USA, 4-6 February 2014 .

4. Duenckel, R.J., Smith, H.D., Warren, W. et al. 2011. Field Application of a New Proppant Detection Technology. Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, 30 October–2 November. SPE-146744-MS .

5. Smith Jr., Harry D. and Duenckel, Robert, «Method of Logging a Well using a Thermal Neutron Absorbing Material», US Patent 8,100,177, January 2012

6. Интернет-сайт компании CARBO Ceramic Inc. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:

www.carboceramics.com

–  –  –

М. Л. Карнаухов, С. А. Фаик M. L. Karnaukhov, S. A. Faik Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, Ключевые слова: поддержание пластового давления; закачка воды;

моделирование пласта; прорыв Key words: рressure maintenance; water injection; reservoir simulation; breakthrough При разработке месторождений нефти часто создаются системы поддержания пластового давления путем закачки воды в нагнетательные скважины. Как показывает практика, закачиваемая вода не всегда создает цилиндрический фронт вытеснения в пласте, а чаще всего устремляется в направлении интенсивно работающего стока — высокопродуктивной добывающей скважины. В результате формируются очаги интенсивного движения флюидов, и происходит непрогнозируемый ранний прорыв воды в добывающие скважины. При этом резко снижается нефтеотдача пласта .

Выявить направления течений возможно в процессе исследования по взаимодействию скважин, что позволяет обнаружить формирование явных интенсивных течений жидкости в пласте (потоков воды в отдельных порах добывающих и нагнетательных скважин) .

Пример такого взаимодействия на основе исследования скважин на одном из месторождений Тюмени показан на рис. 1, где добывающая скв. 1031 быстро обводнилась из-за работы нагнетательных скв. 1026 и 1027 .

–  –  –

Как видно, добывающая скв. 1031, запущенная в работу с дебитом порядка 350 т/сут в 2009 году, через полгода стала обводняться, что напрямую связано с запуском нагнетательной скв.1027. При этом насос, работавший с роизводительностью 200 м3/сут, стал отбирать около 100 т/сут нефти и столько же воды — 100 м3/сут. Следующее снижение добычи нефти до 50 т/сут и, соответственно, увеличение добычи воды до 150 м3/сут произошло после перевода скв. 1026 под нагнетание .

Интересно, что такое изменение режима работы этих скважин сопровождалось интенсивным снижением забойных и пластовых давлений (рис. 3) .

Рис. 3. Кривые восстановления давления (уровней),записанные в скв. 1031

Нефть и газ Но депрессия на пласт, после того как обводнение превысило 80 % (В = 80 %), снизилась. Последнее свидетельствует о том, что насосы легко переключились на отбор воды вместо нефти, что стало возможно при меньших депрессиях .

Другим примером выявления линейно-направленных течений в пласте (нестандартных радиальных течений) является следующий случай. На рис. 4 показан фрагмент участка пласта в районе нагнетательной скв. 1249 .

Рис. 4. Графики КПД, записанные в скв. 1249

Доминирующие направленные потоки воды от нагнетательной скважины распознаются по характеристикам записанных в апреле и сентябре месяцах 2014 года КПД в скв.1249 .

Как видно, обе КПД, построенные на графике с полулогарифмическими координатами, идентичны по форме. И конечные их прямолинейные участки имеют наклон, близкий к i = 0,5. Это свидетельствует об односторонне направленном течении воды .

Подобный вид течений характерен для ряда нагнетательных скважин .

Приведенные примеры доказывают необходимость применения методов ГДИ при изучении процессов вытеснения нефти нагнетательными скважинами .

Сведения об авторах Information about the authors Фаик Саад, аспирант кафедры «Моделиро- Caad Faiq, postgraduate of the chair postgraвание и управление процессами нефтегазодобы- duate of the chair «Modeling and control of oil and чи», Тюменский государственный нефтегазовый gas production processes», Tyumen State Oil and университет, г. Тюмень, тел. 89199428514, e- Gas University, phone: 89199428514, e-mail: saadamail: saadalaa79@yahoo.com laa79@yahoo.com Карнаухов Михаил Львович, д. т. н., профес- Karnaukhov M. L., Doctor of Engineering, proсор кафедры «Моделирование и управление про- fessor of the chair «Modeling and control of oil and цессами нефтегазодобычи», Тюменский государ- gas production processes», Tyumen State Oil and ственный нефтегазовый университет, г.

Тюмень, Gas University, phone: 89222677181, e-mail:

тел. 89222677181, e-mail: karnauhov@front.ru karnauhov@front.ru

–  –  –

Д. С. Леонтьев, И. И. Клещенко, Д. В. Жапарова D. S. Leontiev, I. I. Kleschenko, D. V. Zhaparova Тюменский государственный нефтегазовый университет, Тюменский государственный университет, г. Тюмень Ключевые слова: факторы риска; обводненность; геолого-технические мероприятия Key words: factors of risk; water cut; geological and engineering actions Применение принципа анализа рисков и управления проектирования геологотехническими мероприятиями (ГТМ) с целью ограничения водопритоков в нефтяные и газовые (газоконденсатные) скважины в сочетании с новыми технологиями значительно улучшит экономические показатели от проведения ГТМ. Хотя сам риск устранить невозможно, его можно лишь существенно снизить при формировании и анализе основных факторов его возникновения. Применение принципа анализа рисков необходимо развивать и внедрять в ремонтно-изоляционные работы (РИР) в нефтяных и газовых (газоконденсатных) скважинах при разработке месторождений .

Шансы на успех ГТМ для каждой скважины-кандидата неизвестны, и они могут быть только оценены. Но способность оценивать эти шансы правильно можно определить и скорректировать путем анализа результатов ГТМ за прошлые годы, что улучшает качество оценок. Основная проблема состоит в том, что оценку ГТМ, их рентабельность и вероятность успеха производят разные специалисты в разных районах, что требует стандартизации методов оценки на уровне компаний, к тому же отдача от скважин долгосрочная и зависит от многих причин, в том числе от колебаний цен и государственной политики .

Современный анализ рисков в том виде, в каком он сейчас применяется в международной нефтегазовой практике, использует методы статистики, теории вероятностей и теории полезности, которые начали признаваться как самостоятельные разделы математики и философии еще в XVI-XVIII столетиях. Сначала развитие этих методов стимулировалось потребностями азартных игр, в дальнейшем — применением в страховом деле и производственной практике [1] .

Проведение ГТМ с целью ограничения водопритоков подобно большинству бизнес-проектов представляет собой процесс повторяющихся попыток, проводимых в условиях неопределенности, причем каждая попытка требует значительных капитальных затрат .

Основные факторы риска, которые следует учитывать перед проведением РИР, следующие .

1. Геологические риски: тип залежи; режим работы залежи; анизотропия пласта-коллектора (неоднородность пласта-коллектора); тип коллектора; свойства нефти и воды (подстилаемых и нагнетаемых вод); радиус контура питания и нефтенасыщенная толщина пласта; расположение нефтеносных и водоносных горизонтов; наличие сероводорода и углекислого газа в геологическом разрезе; налиНефть и газ чие в породе трещин, дефектов сдвига и разрывов; аномально высокое пластовое давление (АВПД) и др .

2. Технические и технологические риски: профиль добывающей скважины;

интервал перфорации (интервал вскрытия); создаваемая депрессия и темп отбора от начальных извлекаемых запасов; качество цементного раствора, применяемого при цементировании, и цементного камня; степень вытеснения бурового раствора тампонажным при цементировании скважины; способ перфорации и приложение ударных нагрузок; конструкция скважины и ее техническое состояние; герметизация обсадной колонны в муфтовых соединениях; качество ранее проведенных ремонтных работ; способ эксплуатации добывающей скважины; тип применяемого заводнения; давление нагнетания закачиваемой воды; расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами; качество проведения ГРП и обработки прискважинной зоны пласта (ПЗП) и др .

Решения с учетом риска базируются на сопоставлении уровня инвестиций с тремя факторами: чистыми финансовыми активами; вероятностью успеха неудачи;

потенциальным доходом и потенциальными потерями. Эти три фактора должны определяться на основе сделанных в условиях неопределенности оценок вероятностей, определяющих наличие или возможность появления некоторых нежелательных обстоятельств .

Каждое решение при РИР связано как с риском, так и с неопределенностью .

Риск следует учитывать при принятии решения о том, сколько мы согласны заплатить за дополнительную информацию о причинах обводнения скважины, принимая во внимание большое влияние предварительных затрат на прибыльность проекта .

Несмотря на то, что обширные научные исследования и практическая работа действительно способствовали успехам современных технологий водоизоляционных работ, необходимо понимать, что почти все параметры, необходимые для вычисления ожидаемой денежной стоимости эффекта от ГТМ, являются только оценками, полученными в условиях неопределенности [1] .

При всей важности надежного оценивания геолого-технических параметров в большинстве современных нефтяных компаний до сих пор недостаточно внимания уделяется контролю и улучшению качества оценок. Многие организации упорно продолжают применять детерминированные оценки в виде «одного прогнозного значения». Поэтому на специалистах компаний также лежит ответственность и за финансовые последствия их геологических и технических прогнозов и оценок .

При проведении ГТМ наиболее ответственным решением является выявление сходства по геолого-техническим условиям скважин, в которых присутствует поступление воды .

Вследствие сходства типа залежи, режима ее работы, типа коллекторов, свойств нефти и воды, толщины непроницаемой глинистой перемычки, профилей скважин, интервалов вскрытия и т. д. существует возможность осуществлять экономические оценки от проведения ГТМ .

Первой задачей программы контроля за обводнением в масштабе месторождения должен быть подбор скважин-кандидатов для ограничения (ликвидации) водопритоков .

После выбора скважины-кандидата для проведения РИР необходимо провести идентификацию причин поступления пластовых вод, анализ основных факторов риска и аналитическую работу по методам диагностики обводненности (рис. 1) .

Ниже будут представлены аналитические графики диагностики обводненности добывающих скважин Повховского месторождения (анализ проведен в период эксплуатации с 28.01.2005 г. по 28.06.2014 г., эксплуатационный объект БВ8) .

Нефть и газ Рис. 1 .

Блок-схема аналитических методов диагностики обводненности скважин На рис. 2 приведен пример распределения водонефтяного фактора (ВНФ) от накопленной добычи нефти скв. 106 Повховского нефтяного месторождения. Анализируя график, можно сделать вывод, что с увеличением накопленной добычи нефти растет ВНФ, и его показатель приближается к 3, а это значит, что скважина добывает «лишнюю» воду, и, следовательно, необходимо рассмотреть возможность принятия определенных мер по снижению обводненности скважины, оправданных при наличии достаточных запасов, чтобы покрыть соответствующие расходы .

3,00 2,50 2,00 ВНФ 1,50 1,00 0,50 0,00 <

–  –  –

Рис. 2. Распределение ВНФ в зависимости от накопленной добычи нефти (скв. 106, Повховское месторождение, пласт БВ8) В нормально работающих нефтяных добывающих скважинах увеличение добычи воды и уменьшение добычи нефти должно начинаться приблизительно в

–  –  –

На рис. 4 показано распределение значений дебита нефти и воды в зависимости от накопленной добычи в скв. 4823 Повховского месторождения. В обычной ситуации можно ожидать наличия у этого графика прямолинейного участка. Ускоренное падение дебита по нефти может служить индикатором не только наступающего обводнения, но и падения давления в результате истощения пласта либо снижения гидравлической проводимости прискважинной зоны .

25,0

–  –  –

Рис. 4. Распределение дебитов нефти и воды в зависимости от накопленной добычи нефти (скв. 4823, Повховское месторождение, пласт БВ8) Графическая диагностика развития обводнения. График зависимости ВНФ от Нефть и газ времени в логарифмических координатах может быть полезен для определения конкретного типа обводнения при его сравнении с кривыми, соответствующими известным моделям .

Известно, что имеются три основных типа кривых, представляющих различные механизмы прорыва воды: открытый приток по разломам, системе трещин либо по каналу за обсадной колонной; приток законтурной воды либо движение ВНК; конусообразование. Интерпретация движения законтурной воды основывается на численном моделировании и опыте эксплуатации месторождения. Помимо вышеперечисленных методов можно использовать также производную ВНФ по времени, но обычно присутствующая неопределенность в задании модели пласта и большой разброс данных промысловых измерений ограничивают применение данного метода [2, 3] .

Резкое увеличение кривой ВНФ свидетельствует о прорыве воды по системе трещин, разлому или образовании канала в заколонном пространстве (рис. 5 Это может произойти на любой стадии эксплуатации скважины .

Рис. 5. Распределение ВНФ во времени при прорыве воды по каналам заколонного пространства (скв. 2738, Повховское месторождение, пласт ЮВ1-1) Очевидно, что примерно на 841 день эксплуатации скв. 2738 произошел прорыв воды вследствие образования канала в заколонном пространстве .

В случае если резкое увеличение кривой ВНФ в дальнейшем приобретает более плавный, линейный характер, то наиболее вероятен прорыв контурной или нагнетаемой воды по наиболее проницаемому пропластку (рис. 6) .

При конусообразовании происходит постепенное увеличение ВНФ, и при стабилизации конуса обводнения кривая выполаживается (рис. 7)

–  –  –

Периоды остановок скважин, ограничений их дебитов. Данные по добыче большинства скважин включают в себя периоды остановок или ограничений дебитов. Анализ колебаний ВНФ может дать ключи к определению типа проблемы .

Проблемы, связанные с притоком воды, например из-за конусообразования или наличия единичной трещины, пересекающей нижележащий водяной пласт, приведут к более низким значениям ВНФ на ограниченном дебите либо сразу после пуска скважины в эксплуатацию. И наоборот, система трещин или разлом, проходящие через перекрывающий водоносный пласт, приведут к обратному эффекту .

Подобные ситуации неустойчивы в масштабе геологических времен, но могут быть искусственно созданы в ходе разработки месторождения .

В скважинах, где источник воды имеет более высокое давление, чем нефтяной пласт, ограничение дебита приводит к увеличению ВНФ. Исследование скважин путем ограничения дебита является одним из методов диагностики, позволяющим различать две вышеперечисленные ситуации .

Системный анализ NODAL (анализ падения давления в системе пласт — скважина — коллектор). Проектирование систем добычи определяется совместными характеристиками пласта и насосно-компрессорных труб в скважине или, образно говоря, «водопроводной системы» пласта .

Несмотря на то, что NODAL-анализ является стандартным методом моделирования поведения скважины, тем не менее, имеются две причины необходимости его применения: необходимость калибровки расчетных значений при наличии значительных перетоков в режиме остановленной скважины; относительно большое число вовлеченных в эксплуатацию пластов [2] .

Промыслово-геофизические методы являются одними из основных способов определения источника поступления воды в скважину. Они включают все виды исследований, выполняемые в скважинах с использованием аппаратуры на каротажном кабеле или аппаратуры модульного типа, показания которой регистрируются каротажной станцией .

Геофизические исследования, направленные на выявление источника обводнения с целью дальнейшего проведения водоизоляционных работ, существенно отличаются от геофизических работ, проводимых в бурящихся необсаженных скважинах. Это связано как с наличием металлической обсадной колонны и цементного камня, ограничивающих возможности геофизических методов, так и сложным составом флюидов, насыщающих скважину .

Основными задачами при определении источника обводнения скважины при помощи геофизических методов являются: оценка технического состояния скваНефть и газ жин: целостности обсадной колонны и НКТ; определение мест негерметичности;

оценка состояния цементного камня; выявление затрубной циркуляции; контроль над продвижением ВНК; контроль над продвижением фронта закачиваемой воды;

выявление интервалов обводнения; оценка текущей нефтенасыщенности; уточнение работающих (отдающих и поглощающих) интервалов [3] .

Для решения этих задач применяются различные модификации радиоактивных, электрических, термометрических, акустических и других методов. Основным условием эффективного использования геофизических методов является комплексирование нескольких видов исследований, позволяющее производить более надежную интерпретацию получаемых данных .

Гидродинамическое моделирование. Любой анализ заводнения в масштабе месторождения подразумевает понимание геологии и построение соответствующей гидродинамической модели. Гидродинамическое моделирование пласта, особенно его неоднородностей, крайне затруднено на начальных стадиях разработки месторождения. Но по мере накопления данных по динамике добычи неопределенность постепенно устраняется, и адекватность моделирования возрастает .

После идентификации причины поступления пластовых вод необходимо применить метод ранжирования: выбор конкретных скважин-кандидатов, которые обеспечат компании максимальную экономическую эффективность при приемлемом для компании риске .

Второй шаг представляет собой получение следующих оценок ценности ГТМ:

анализ результатов ГТМ за прошлые периоды;

оценка дополнительной добычи нефти;

оценка рентабельности проведения ГТМ .

Третий шаг заключается в реализации и управлении проведения ГТМ и включает следующие задачи: стратегия проведения ГТМ — компания проведет тот или иной вид ремонта своими силами или передаст сервисной компании; разбиение операционной работы на блоки [4] .

Геологический блок уточняет ФЕС пласта коллектора. Технологический блок уточняет параметры техники и технологии проведения РИР (параметры насосного оборудования; конструкция и геометрия канала доставки труб, инструмента; последовательность закачки и объемы продавочных жидкостей; физические и реологические параметры вспомогательных жидкостей). Химический блок уточняет информацию о применении конкретного тампонажного состава и химических реагентов. Экономический блок осуществляет выбор лучшего варианта по результатам технико-экономического обоснования (ТЭО) [5] .

Проведение водоизоляционных работ в скважине с корректировкой дизайна по результатам получения оперативной информации по скважине в ходе проведения ремонта показано на рис. 8 .

Рис. 8. Блок-схема проведения водоизоляционных работ в скважине с корректировкой дизайна Нефть и газ В заключение необходимо отметить, что на успех того или иного геологотехнического мероприятия влияют многочисленные факторы рисков. В частности, при проведении ремонтно-изоляционных работ на успех влияют техникотехнологические риски, связанные с неопределенностями (геологические риски мы здесь не будем рассматривать, так как известны запасы (ресурсы) и другие геолого-физические показатели .

Оценка рисков и правильность их оценки является заключительной фазой того или иного процесса .

При проектировании РИР используются такие взаимосвязанные понятия, как «вероятность», «риск», неопределенность» и др .

Вероятность (В) и риск (Р) означают возможность наступления или ненаступления каких-либо событий, они являются взаимообратимыми и измеряются в долях единицы (В = 1–Р) [6] .

Неопределенность описывает ситуацию, при которой ожидаемый результат не может быть предсказан точно, потому что существует целый ряд возможных результатов .

Для количественного описания неопределенности оценок служат методы теории вероятностей, позволяющие получать вероятностные оценки риска .

Нами рассматриваются неопределенности РИР, обусловленные неустановленными в момент оценки фактами уменьшения или прекращения обводненности .

Получение вероятностных оценок базируется на формализации в терминах вероятности двух факторов, обусловливающих неопределенность оценок результатов РИР в нефтяных скважинах:

неопределенность технико-технологической модели РИР;

неопределенность результатов РИР, обусловленная неустановленным в момент оценки фактом уменьшения (прекращения) обводненности .

Определение первого фактора проводится в предположении успешного проведения РИР. В этом случае вероятностные оценки успешности характеризуются функцией плотности вероятности успеха РИР

–  –  –

заданных на интервале неопределенности (), где,2 — соответственно среднее значение и среднеквадратичное отклонение функций распределения f() и F() .

Определение второго фактора производится путем моделирования неопределенных результатов РИР случайной величиной, имеющей два исхода:

положительный — уменьшение (прекращение) поступления воды;

отрицательный — продолжение поступления воды .

Эта случайная величина характеризуется дискретной функцией распределения вероятностей: Ру — положительный (успешный) результат РИР; Ро — отрицательный результат РИР .

Вероятности Ру и Ро связаны соотношением Ру + Ро = 1, то есть Ро= 1 – Ру [6] .

Исходя из вышесказанного, аналитическая запись вероятностных оценок результатов РИР с учетом технико-технологического риска будет иметь вид:

(1) где f(Q) и F(Q) — функции распределения вероятностных оценок риска .

Нефть и газ Оценка степени риска будет характеризоваться функциями распределения f()р= f(р,2р) и F()р= F(р, 2р), где р, 2р — среднее значение и дисперсия функции f()р и F()р .

Таким образом, определение источника обводнения скважины, выявление факторов неопределенности технико-технологической модели РИР являются одним из важнейших этапов проведения водоизоляционных работ. Эта информация служит обоснованием для принятия экстренного решения по ограничению (ликвидации) водопритоков, определяет успешность проводимых работ .

Список литературы

1. Питер Р. Роуз. Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами: Питер Р. Роуз. – М.–Ижевск: НИЦ «РХД», Ижевский институт компьютерных исследований, 2011. – 304 с .

2. Билл Бейли. Диагностика и ограничение водопритоков / Билл Бейли, Майк Крабтри, Джеб Тайри и др. // Нефтегазовое обозрение. – 2001. – Весна – С. 44-67 .

3. Демахин С. А. Химические методы ограничения водопритока в нефтяные скважины: учебник / С. А. Демахин, А. Г. Демахин. – М.: Недра, 2010. – 198 с .

4. Стрижнев К. В. Разработка научно-методических основ для создания отечественного программного комплекса «РИР-проект» / К. В. Стрижнев // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 01. – С. 92-94 .

5. Кичикова Д. В. Актуальные тенденции развития мирового и российского рынка нефти. – Тюмень: Вектор БУК. – 2011. – 118 с .

6. Андриянова М. А. Ранжирование участков недр с учетом геологического риска при решении задачи оптимизации процесса лицензирования (на примере Верхнепечорской впадины ТиманоПечорской нефтегазоносной провинции) / М. А. Андриянова, В. И. Пороскун, Н. М. Емельянова // «Геомодель-2011» : 13-я конференция по проблемам комплексной интерпретации геологогеофизических данных. – Геленджик, 2011 .

Сведения об авторах Information about the authors Леонтьев Дмитрий Сергеевич, аспирант, Leontiev D. S., postgraduate, assistant of the ассистент кафедры «Бурение нефтяных и газо- chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen Oil and вых скважин», Тюменский государственный Gas University, phone: 8(3452)200989, e-mail: leonнефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. fob@mail.ru 8(3452)200989, e-mail: leonfob@mail.ru Клещенко Иван Иванович, д. г.-м. н., про- Kleschenko I.

I., Doctor of Geology and Mineфессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых ralogy, professor of the chair «Drilling of oil and gas скважин», Тюменский государственный нефтега- wells», Tyumen Oil and Gas University, phone:

зовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)200989 8(3452)200989 Жапарова Дарья Владимировна, аспирант- Zhaparova D. V., postgraduate of the Tyumen ка, Тюменский государственный университет, State University г. Тюмень _______________________________________________________________________

УДК 622.245

ШЛАКОПОРТЛАНДЦЕМЕНТНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ

ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СКВАЖИН

BLASTFURNACE SLAG-PORTLAND CEMENT PLUGGING MATERIAL

FOR HIGH TEMPERATURE WELLS STRENGTHENING

В. П. Овчинников, Н. А. Аксенова, О. В. Рожкова, Т. А. Харитонова, В. А. Федоровская V. P. Ovchinnikov, N. A. Aksyonova, O. V. Rozhkova, T. A. Kharitonova, V. A. Fedorovskaya Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: скважина; доменный шлак; портландцемент; термостойкость;

тампонажный материал; кремнезем Key words: well; blastfurnace slag; Portland cement; thermal stability; plugging material; silica Обеспечение качества разобщения продуктивных нефтегазосодержащих пластов с высокими термодинамическими характеристиками наряду со снижением стоимости строительства скважины, в особенности глубоких (более 3 000 м), являНефть и газ ется сегодня (в период наложения санкций со стороны Европейского союза) актуальным и приоритетным направлением .

В работах [1, 2, 3] еще в прошлом веке было показано и доказано, что применение шлаков металлургического производства, взамен либо в сочетании с тампонажным портландцементом, способствует созданию термостойкого камня в заколонном пространстве, в интервалах с температурами более 80 0С. Однако их применение ограничивается составом шлака, меняющегося в зависимости от технологического режима плавки, седиментационной неустойчивостью тампонажного раствора на их основе, усадочными деформациями в процессе формирования цементного камня [4] .

В указанных ранее работах исследовались и были рекомендованы к применению шлаки металлургических заводов, расположенных на территории Украины. В связи со сложившейся сегодня обстановкой необходим поиск альтернативного поставщика. Нами был рассмотрен вариант использования гранулированного доменного шлака Челябинского металлургического комбината (ООО «Мечел-Материалы») .

Физико-химический состав (усредненный) его представлен в табл.1 и 2 .

–  –  –

Доменный шлак состоит из алюминатов и силикатов кальция и является неметаллическим продуктом. Доменный шлак пожаро- и взрывоопасный материал, который не оказывает влияния на организм человека и относится к IV классу опасности. Он является отходом производства стали (чугуна) в виде расплава, который после подвергается охлаждению. Гранулированный шлак образуется при быстром охлаждении водой, паром или воздухом, в случае, когда охлаждение происходит медленно, образуется комовый шлак. Гидравлические свойства доменного шлака снижаются при медленном охлаждении, так как в процессе охлаждения происходит его частичная кристаллизация [5] .

Кварц, оксиды алюминия, кальция и магния являются основными составляющими доменного шлака, на их долю приходится 85 % всего состава. Оставшиеся 15 % представлены примесями марганца, соединения железа, серы и «следовым»

количеством других элементов. Фазовый состав шлаков представлен различным соотношением двух фаз: кристаллической (мелилиты, двухкальциевый силикат, Нефть и газ волластонит, монтичеллит, форстерит, шпинель) и стекловидной (кальциевомагниево-алюмосиликатное стекло переменного состава) .

Условные характеристики шлаков — модули основности (Мо) и активности (Ма):

–  –  –

При модуле основности, большем либо равном единице, шлак является основным, а при показателе основности менее единицы — кислым. Гидравлические свойства и прочность камня тем выше, чем выше модуль активности. Значения модулей активности и основности шлаков представлены в табл. 3 .

Однако по значениям модулей основности и активности нельзя прогнозировать свойства формирующегося цементного камня, так как кроме химического состава важное значение имеет режим грануляции, условия производства и хранения шлака и т. д .

Процесс твердения шлаков связан с образованием тех же продуктов гидратации, что и у портландцемента, однако из-за низкой основности продуктов твердения, гидроксид кальция в свободном виде практически не образуется, присутствуют низкоосновные гидросиликаты кальция, гидрогранаты, а также гидрат геленита (2СаОAl2O3SiO22H2O). Для ускорения гидратации и твердения цементов на шлаковой основе применяют химическую активацию введением щелочей и сульфатов, обычно в виде оксида или гидроксида кальция и гипса. В качестве химически активной добавки к шлаку нами использовался портландцемент тампонажный как поставщик Са(ОН)2 для гидратации алюмоферритной фазы. Данные об изменении сроков схватывания шлаковых растворов с различным содержанием портландцемента приведены в табл. 4 .

Смесь шлака с водой при нормальной температуре схватывается довольно медленно. Введение портландцемента в количестве 10 % приводит к резкому сокращению сроков схватывания шлако-цементной смеси. Дальнейшее увеличение количества цемента в смеси способствует незначительному постепенному ускорению процессов схватывания .

Таблица 3

–  –  –

Для оценки возможности использования шлаков производства ООО «МечелМатериалы» нами были проведены исследования по изучению свойств смеси при различных соотношениях портландцемент : шлак при водоцементном отношении 0,55 и определение нижней границы температурного диапазона ее применимости без введения других катализаторов процесса твердения .

Для проведения исследований были приготовлены пробы тампонажного материала с компонентными составами, приведенными в таблице 5, там же представлены и реологические параметры изучаемых тампонажных растворов .

Таблица 5 Свойства шлакоцементных растворов различного состава при В/Ц = 0,55

–  –  –

Результаты экспериментов показали, что плотность раствора практически не меняется в зависимости от состава композиций, подвижность остается в допустимых пределах, седиментационная устойчивость раствора удовлетворительно стабильна .

Результаты исследований прочностных показателей формирующегося шлакоцементного камня при различных температурах окружающей среды представлены на рисунке .

Установлено, что при температуре твердения 80–120 0С прочность на сжатие образцов в суточном возрасте состава (60 % тампонажного портландцемента и 40 % доменного шлака) составляет 10,1–15,2 МПа, на изгиб 3,8–5,1 МПа, что выше требований ГОСТ 1581-96 на тампонажный портландцемент даже для цементов типа I-G и I-H. По прочности камень, сформированный при температуре менее 60 0С, в особенности при температуре 22 0С, при любом сочетании ингредиентов не удовлетворяет требованиям ГОСТ 1581-96 .

Прочность цементного камня со шлаком увеличивается с ростом температуры .

При повышении температуры возрастает активность шлака и формируется достаточно прочный цементный камень, что дает возможность замещения части цемента шлаком. Необходимо помнить, что оптимальное содержание мелких фракций в шлаке увеличивается с уменьшением отношения цемент/шлак, так как Нефть и газ они являются микрозаполнителем, способствующим улучшению структуры твердеющего камня и снижению его пористости .

Таким образом, применение составов шлак/портландцемент в соотношении 60/40, 50/50 и 40/60 является перспективным для цементирования скважин с повышенными температурами, так как не уступают по своим показателям «чистому» портландцементу, а в отношении прочности даже превышают требования ГОСТа .

Рисунок. Диаграмма зависимости прочности цементного камня на сжатие, сфомированного из смеси различного соотношения шлак : цемент при В/Ц – 0,55 от температуры твердения Использование при приготовлении тампонажного раствора из шлакопортландцемента позволит сократить расход клинкерного цемента без уменьшения прочностных показателей, а замещение в растворе цемента доменным шлаком в процентном отношении от 40 до 60 % обеспечивает водонепроницаемость, низкую деформацию цементного камня, а также способствует сульфатостойкости, повышению долговечности в условиях действия агрессивных сред, в том числе при высоких температурах .

В табл. 6 приведен расчет снижения себестоимости цементного раствора при использовании доменного шлака .

Таблица 6

–  –  –

Нефть и газ Выводы Доменные гранулированные шлаки ООО «Мечел-Материалы» пригодны для производства материала, применяемого для цементирования скважин в интервалах повышенных температур .

Необходимо проведение детальных исследований с изучением фазового состава продукта твердения, изучение возможности активации смеси: введением различных добавок (щелочных, пластифицирующих и т. д.), гидравлических, механических и тепловых методов воздействия .

При положительных результатах экспериментальных исследований имеется целесообразность разработки проекта на производство готового продукта с рассмотрением предложения об использовании в других отраслях промышленности: в изготовлении бетонов и изделий из него; гидротехническом; сельскохозяйственном и дорожном строительстве; в строительстве промышленных, общественных и жилых зданий, сооружений; изготовлении искусственного конгломерата сухих строительных смесей .

Список литературы

1. Дворкин Л. И. Строительные материалы из отходов промышленности: учебно-справочное пособие / Л. И. Дворкин, О. Л. Дворкин. – Ростов н/Д: Феникс, 2007. – 368 с .

2. Булатов А. И. Тампонажные материалы: учеб. пособие для вузов / А. И. Булатов, В. С. Данюшевский. – М.: Недра, 1987. – 280 с .

3. Химия промывочных и тампонажных жидкостей: учебник по спец. «Бурение нефт. и газовых скважин» / Р. Г. Ахмадеев, В. С. Данюшевский. – М.: Недра 1981. – 152 с .

4. Овчинников В. П., Аксенова Н. А., Овчинников П. В. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня: учебн. пособие для вузов. – Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2011. – 331 с .

5. Аксенова Н. А., Рожкова О. В., Федоровская В. А. К вопросу крепления высокотемпературных скважин // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыты, инновации): материалы 9-й научно-технической конференции. Т. 1. – ТюмГНГУ, 2014 – С. 44-49 .

6. Овчинников В. П., Аксенова Н. А., Рожкова О. В., Федоровская В. А. Использование доменных шлаков для повышения качества крепления высокотемпературных скважин // Теоретические и прикладные аспекты современной науки: сборник научных трудов по материалам III научно-практической конференции 30 сентября 2014.; в 5 ч. – Белгород: ИП Петрова М. Г., 2014. – Часть I. – С. 127-132 .

Сведения об авторах Information about the authors Овчинников Василий Петрович, д. т. н., Ovchinnikov V. P., Doctor of Engineering, proпрофессор, главный научный сотрудник, Тюмен- fessor, chief scientific worker, Tyumen State Univerский государственный нефтегазовый универси- sity, phone: 8(3452)390363, e-mail: bureтет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390363, e-mail: bure- nie@rambler.ru nie@rambler.ru Аксенова Наталья Александровна, к. т. н., Aksyonova N. A., Candidate of Science in Engiдоцент кафедры «Нефтегазовое дело», филиал neering, associate professor of the chair «Oil and Тюменского государственного нефтегазового Gas Business», Tyumen State Oil and Gas University университета, г. Нижневартовск, тел. Affiliate in Nizhnevartovsk, phone: 89222666643, ee-mail: na-acs@yandex.ru mail: na-acs@yandex.ru Рожкова Оксана Владимировна, ассистент Rozhkova O. V., assistant of the chair «Drilling кафедры «Бурение нефтяных и газовых сква- of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas жин», Тюменский государственный нефтегазо- University, phone: 8(3452)390363, e-mail: bureвый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390363, nie@rambler.ru e-mail: burenie@rambler.ru Харитонова Татьяна Александровна, к. т. Kharitonova T. A., Candidate of Science in Enн., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газо- gineering, associate professor of the chair «Drilling вых скважин», Тюменский государственный of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. University, phone: 8(3452)390363, e-mail: buree-mail: burenie@rambler.ru nie@rambler.ru Федоровская Виктория Аркадьевна, асси- Fedorovskaya V. A., assistant of the chair стент кафедры «Бурение нефтяных и газовых «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and скважин», Тюменский государственный нефтега- Gas University, phone: 8(3452)390363, e-mail: buзовый университет, г. Тюмень, тел. renie@rambler.ru 8(3452)390363, e-mail: burenie@rambler.ru

–  –  –

Е. В. Паникаровский, В. В. Паникаровский E. V. Panikarovski, V. V. Panikarovski Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: призабойная зона пласта; депрессия; песчаная пробка;

Пескопроявление; противопесочный фильтр Key words: bottomhole formation zone; depression; sand bridge; sand production; sand filter Одним из основных объектов разработки при добыче газа являются верхнеаптсеноманские отложения, сложенные слабосцементированными породами. Кроме газовых залежей в данных отложениях открыты газонефтяные залежи на Русском, Северо-Комсомольском, Комсомольском, Ваньёганском, Харампурском и других месторождениях .

Проблемы освоения и эксплуатации скважин, призабойная зона пласта (ПЗП) которых сложена слабосцементированными коллекторами, обусловлены выносом песка в ствол скважины и образованием песчаных пробок и каверн, что приводит к снижению фильтрационных характеристик пласта и падению дебита, поэтому без проведения предупредительных геолого-технических мероприятий дальнейшая эксплуатация таких скважин очень затруднительна .

Решение этих проблем связано с определением максимально допустимой депрессии на слабосцементированные породы-коллекторы с учетом их прочностных характеристик .

Исследования устойчивости пород-коллекторов при эксплуатации скважин показывают, что для большинства пород нефтяных и газовых месторождений уменьшение или увеличение объема пор пластов происходит в соответствии с законом Гука

Vпор/Vо = сР, (1)

где Vпор — изменение объема пор исследуемого пласта, м3; Vо — объем элемента пласта, м3; с — коэффициент объемной упругости пористой среды, м2/н;

Р — изменение пластового давления, МПа .

По лабораторным данным с = (0,3–2,0) 10 м2/н .

Марморштейном Л. М. были проведены исследования упругих характеристик горных пород по скорости распространения упругих волн в горных породах .

Полученные результаты свидетельствуют о зависимости упругих характеристик исследуемых пород от давления и согласуются с данными других исследователей [1] .

Установлено, что статическая сжимаемость существенно больше динамической и значительно уменьшается с ростом давления. Мирзаджанзаде А. Х., Аметов И .

М. установили, что прочность пород является их важнейшей характеристикой при различных видах деформаций. Предел прочности пород зависит от многих факторов, в том числе от пористости, характера и вида цементирующего материала [2] .

Сеноманская продуктивная толща характеризуется значительной неоднородностью литологического состава и представляет собой переслаивание песчаноалевролитовых и глинистых пластов .

По структурным особенностям песчаники подразделяются на два типа (песчаники и алевролиты) .

Нефть и газ Песчаники с преобладающей фракцией от 0,10 до 0,16 мм. Примесь алевритового материала в них колеблется от 25 до 30 %, а глинистого — от 10 до 15 %. Пористость в них изменяется от 30 до 40 %, проницаемость колеблется от 1,0 до 3,5 мкм2 .

Алевролиты — это наиболее распространенный вид пород-коллекторов.

В разрезе скважин выделяют три типа алевролитов:

алевролиты крупнозернистые с незначительной примесью песчаников. Пористость в них изменяется от 26 до 30 %, проницаемость от 0,139 до 0,455 мкм2;

алевролиты разнозернистые, в которых мелкопесчаная фракция составляет от 12 до 18 %. Открытая пористость колеблется от 26 до 30 %, проницаемость — от 0,004 до 0,077 мкм2;

алевролиты мелкозернистые, характеризующиеся низкими коллекторскими свойствами. Открытая пористость находится в пределах от 22 до 24 %, проницаемость достигает 0,021 мкм2 .

Среди глинистых минералов цемента преобладают каолинит, гидрослюда, монтмориллонит — гидрослюдистые образования .

Фильтрационно-емкостные свойства пород сеноманских отложений зависят от литолого-минералогического состава скелета и цемента породы. Породы, сложенные мелкоалевролитовой фракцией от 0,01 до 0,05 мм, практически непроницаемы для газа, а содержание воды в них превышает 80 % .

Физико-химическая характеристика глинистых минералов цемента и их объемное содержание в породе оказывает существенное влияние на прочностные характеристики породы, а для условий разработки газовых месторождений определяет значение депрессий, прилагаемых к разрабатываемому пласту .

Для определения максимально допустимой депрессии, при которой в ПЗП скважины пласт не разрушается, может быть использована формула, определяющая устойчивость ПЗП скважины:

–  –  –

где Рпл — пластовое давление, МПа; Рз — давление на забое скважины, МПа;

сж — предел прочности пород на сжатие, МПа; — плотность горных пород, кг/м3; g —ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2; H — глубина залегания пласта, м; Кр — коэффициент бокового распора .

–  –  –

где — коэффициент Пуассона .

При освоении скважин, вскрывших сеноманские отложения, установлено, что разрушение пласта и образование песчаных пробок начинается уже при депрессии от 1,42 до 1,91 МПа, а в отдельных случаях вынос песка из ПЗП скважин может происходить при депрессии около 0,025 МПа .

Присутствие песка в продукции газовых скважин способствует интенсивному изнашиванию фонтанной арматуры, насосно-компрессорных труб (НКТ), резьбовых и фланцевых соединений. Одним из основных факторов, влияющим на абразивный износ оборудования, является скорость движения частиц в потоке газа, а интенсивность износа оборудования определяется по формуле

–  –  –

где V — абсолютный износ оборудования, м3; V — объем абразивного материала, вызывающего износ V, м3; — коэффициент, зависящий от физикомеханических свойств изнашиваемого оборудования и абразивного материала;

Нефть и газ — скорость движения абразивных частиц, м /с; m — коэффициент газоабразивного потока, изменяется от 1,42 до 1,60 .

Начало выноса песка можно установить по данным газогидродинамических исследований. С началом выноса песка из ПЗП скважины возникают значительные гидродинамические сопротивления, которые фиксируются по индикаторной диаграмме и графику P2/Q= f (Q). С сокращением выноса песка из скважины дополнительное гидравлическое сопротивление в ПЗП исчезает, и фильтрационная характеристика пласта улучшается .

Изучение начальных гидродинамических условий, при которых происходит вынос песка из сеноманских отложений, проводилось на скв. 29 Медвежьего месторождения, где перфорацией вскрыты сеноманские отложения в интервалах 1 058–1 100 м и 1 130–1 170 м. Вынос песка в данной скважине произошел при депрессиях от 0,188 до 0,326 МПа и от 0,452 до 0,476 МПа, а дебит скважины при этом увеличился от 1 890 до 2 466 тыс. м3/сут. В случае увеличения депрессии и дебита скважины вынос песка увеличивался .

В настоящее время для предотвращения выноса песка применяются химические, физико-химические, механические методы или комбинации этих методов .

Для выбора способа борьбы с выносом песка из ПЗП скважин большое значение имеет конструкция забоя скважины. На скважинах с открытым забоем применяются главным образом механические методы, а физико-химические методы используются в скважинах, находящихся в эксплуатации незначительный период .

Из химических методов используют закачку водного раствора хлористого кальция, закрепляют ПЗП, закачивая в пласт фенолформальдегидные, эпоксидные смолы, тампонажные цементы с наполнителями, обеспечивающие образование проницаемого цементного камня, пластмассы .

Физико-химические методы обеспечивают закрепление пород-коллекторов в ПЗП скважин с использованием физических (температура, давление и др.) и химических методов, когда происходит химическая реакция, а продукты ее образования закрепляют ПЗП, сохраняя ее проницаемость .

Наиболее распространенные механические методы для борьбы с пескопроявлениями — это использование фильтров различных конструкций (гравийных, гравийно-намывных, каркасогравийных, многослойносетчатых и др.) .

Анализ результатов промысловых работ по ликвидации пескопроявлений выявил целый ряд недостатков при проведении данных работ. При использовании механических методов происходит засорение фильтров механическими примесями (песок, глина), механическая и химическая коррозия фильтров. Применение смол для закрепления коллектора требует проведения дополнительных операций по получению проницаемого состава .

Аналогичные работы необходимо проводить с тампонажным цементом, чтобы получить проницаемый цементный камень. Однако эффективность проводимых работ по ликвидации пескопроявлений остается низкой и составляет от 30 до 40 % от общего количества работ .

Для предотвращения выноса песка из ПЗП скважин механическим способом используют фильтры, изготовленные из стандартных труб с прорезанными отверстиями с проволочной обмоткой, фильтры, заполняемые песком, гравийные фильтры из отсортированного песка .

При установке гравийного фильтра в скважине необходимо определить литолого-минералогический состав гравия, соотношение между размером щелей хвостовика и размерами частиц гравия и песка, выносимого при эксплуатации .

Размер зерен гравия выбирается на основе ситового анализа образцов пластового песка. Основным условием при этом является то, что диаметр зерен гравия должен превышать в 10 раз размер зерен песка, слагающего пласт .

Нефть и газ Гравийные фильтры устанавливаются в эксплуатационных скважинах и являются эффективным средством для предотвращения выноса песка в ПЗП скважин .

Главный недостаток гравийных фильтров — снижение их проницаемости из-за выноса песка при высоких депрессиях .

Химические методы предотвращения выноса песка разделяются по типу промывки ПЗП скважин. Основная цель промывки ПЗП скважин — снижение количества воды в породе-коллекторе, чтобы обеспечить сцепление смолы с породой .

Основным преимуществом химических методов над механическими является то, что они не требуют дополнительного внутрискважинного оборудования .

Однако химические методы имеют целый ряд недостатков, главный из них — пленки большинства смол дают усадку, растрескиваются и не обеспечивают надежного сцепления смолы с породой продуктивного пласта, а в начальный период защитный экран, создаваемый смолой, снижает проницаемость продуктивного пласта .

При правильном выборе режима эксплуатации скважины с учетом промысловой характеристики пласта можно избежать образования песчаных пробок или столба жидкости в стволе скважины при самых неблагоприятных условиях, и наоборот, при неоптимальных режимах в самых устойчивых коллекторах можно создать условия для образования столба жидкости или песчаной пробки в стволе скважины. В условиях разработки можно обеспечить режим эксплуатации скважин без образования песчаных пробок путем увеличения депрессии на пласт, но только в случае неразрушающихся коллекторов .

Пробки могут образовываться и в стволе скважины в виде псевдосжиженного слоя. Размеры этого слоя зависят от размеров твердых частиц, свойств флюидов и скорости потока газа. В зависимости от этих параметров существует определенная скорость потока газа, при которой неподвижный слой пробки начинает переходить в псевдосжиженное состояние. Влияние псевдосжиженного слоя на дебит меньше, чем неподвижной пробки, но при скорости потока газа, меньшей скорости выноса воды, этот слой после остановки скважины оседает на забой, что приводит к падению дебита при дальнейшей эксплуатации .

При близких проницаемостях пласта и песчаной пробки, а также в случае, когда проницаемость пробки меньше проницаемости пласта, влияние песчаной пробки на производительность газовой скважины может быть оценено как влияние несовершенства по степени вскрытия пласта .

На различных этапах образования песчаной пробки в зависимости от конструкции скважины меняется фракционный состав пробки, который зависит от глубины спуска фонтанных труб в зону интервала перфорации .

На газовых месторождениях Западной Сибири, кроме известных технологий по ограничению песковыноса, для повышения эффективности работ по креплению ПЗП эксплуатационных скважин применяются технологии с использованием уретанового полимера, состава на основе тампонажных композиций «Гранит», состава на основе модифицированного кремнезема «Кварц», состава «Stab Plast» .

Применение традиционной технологии по креплению ПЗП водным раствором портландцемента с добавлением полипропиленовой фибры иногда приводит к полной изоляции ПЗП, как это произошло на скв. 522 Комсомольского месторождения .

Для крепления ПЗП скважин на Медвежьем месторождении используется технология с закачиванием в ПЗП скважин реагента «Темпоскрин» .

Особенностью реагента «Темпоскрин» является предварительная обработка полиакриламида облучением, что приводит к формированию «сетчатого» полимера, характеризующегося регулируемой кинетикой гелеобразования, однородностью и непрерывностью геля, с плавно регулируемыми реологическими свойствами .

Испытание тампонажной композиции «Гранит» на скважинах Медвежьего и Ямсовейского месторождений показало, что применение данной технологии приНефть и газ водит к кольматации ПЗП скважин, связанной с технологической сложностью проведения работ в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД) .

Для поддержания проектных уровней добычи газа в условиях выноса песка из эксплуатационных скважин, ПЗП которых сложена слабосцеметированными коллекторами, требуется установка противопесочных фильтров в ПЗП или в стволе скважины. Основной вынос песка из ПЗП происходит при увеличении скорости газового потока, что приводит к срыву и выносу песчинок из слабосцеметированного коллектора вследствие разрушения скелета породы-коллектора .

Состав закрепляющих композиций для образования фильтров в ПЗП или в стволе скважины должен обеспечивать установку фильтра без глушения скважины, возможность закачивания состава в условиях АНПД с использованием колтюбинговой установки и экранировать проникновение песка в ствол скважины .

Установленный в скважине фильтр должен обладать высокой проницаемостью, которая должна быть не ниже проницаемости продуктивного пласта, обладать высокой прочностью на разрушение при максимальных депрессиях, сохранять свои фильтрационные свойства при взаимодействии с пластовой водой, иметь высокую адгезию с материалом труб и породой-коллектором .

В результате проведенного анализа для выбора композиции с целью создания фильтра в стволе скважины была выбрана композиция на основе полистирола марки «ПСМ-115» .

Для подтверждения гидродинамической эффективности предложенной композиции была проведена оценка потерь давления газа при движении в стволе эксплуатационной скважины после установки фильтра .

Были подготовлены образцы фильтра, у которых проводилось определение пористости и абсолютной проницаемости. Значения пористости данных образцов изменялись от 45 до 48 %, а коэффициент абсолютной проницаемости превысил значение 5 мкм2 .

Для установления реальных потерь давления газа при движении в стволе эксплуатационной скважины после установки фильтра можно использовать уравнение Дарси [3] .

Рисунок.

Зависимость потерь давления на фильтре от давления на входе фильтра:

1 — дебит скважины 20 тыс. м3/сут; 2 — дебит скважины 30 тыс. м3/сут;

3 — дебит скважины 40 тыс. м3/сут; 4 — дебит скважины 50 тыс. м3/сут;

5 — дебит скважины 100 тыс. м3/сут Расчеты потерь давления газа в стволе эксплуатационных скважин после установки фильтра для сеноманских скважин показали, что они составляют от 0,1 до 0,2 МПа. Для снижения потерь давления после установки фильтров необходимо увеличивать их пористость от 48 до 56 %, а вследствие этого будет увеличиваться проницаемость фильтров (рисунок) .

Список литературы

1. Марморштейн Л. М. Петрофизические свойства осадочных пород при высоких давлениях и температурах. – М.: Недра, 1985. – 190 с .

–  –  –

Сведения об авторах Information about the authors Паникаровский Евгений Валентинович, к. Panikarovski E. V. Candidate of Science in Enт. н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и gineering, associate professor of the chair «Drilling газовых скважин», Тюменский государственный of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.

University, phone: 8(3452)286697, е-mail:

8(3452)296697, е-mail: 273014@gmail.com 273014@gmail.com Паникаровский Валентин Васильевич, д. т. Panikarovski V. V., Doctor of Engineering, proн., профессор кафедры «Геология месторожде- fessor of the chair «Geology of oil and gas fields», ний нефти и газа», Тюменский государственный Tyumen State Oil and Gas University, phone:

нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)305700 8(3452)305700 _________________________________________________________________________________________

–  –  –

C. K. Сохошко, Г. Х. Али S. K. Sokhoshko, G. H. Ali Тюменский государственный нефтегазовый университет», г. Тюмень Ключевые слова: нефтяные месторождения; техногенные трещины;

градиент давления; гранулированный гель PPG Key words: oil fields; anthropogenic fractures; pressure gradient; pelletized gel Будут исследованы PPG известных марок LiquiBlockTM 40К и Дацин гель (DQ). Эти PPG имеют кажущуюся объемную плотность 540 г/л, содержание влаги в них составляет 5 %, PН 5,5–6,0. Для этого исследования были выбраны PPG, имеющие размер частиц 425–600 мм .

Эксперименты для определения влияния солености на набухаемость PPG проводились с добавлением известных количеств сухого PPG в солевые растворы различных концентраций (рис. 1). Все солевые растворы имели значение PН, равное 7 .

Рис. 1. Коэффициент набухания как функция времени и концентрации рассола В процессе набухания PPG замерялся его объем вплоть до окончания процесса набухания. Набухание PPG в растворах различной солености оценивалось с исНефть и газ пользованием уравнения /, где Vf — конечный объем PPG в мл и — начальный объем PPG в мл. В результате могут быть получены кинетические кривые набухания геля .

Эксперименты по кинетике усадки проводились вначале на шести полностью набухших образцах PPG, погруженных в дистиллированную воду .

Добавлением необходимого количества NaCl к каждому из образцов добивались повышения их солености до значений 0,5; 1,0; 5,0; 10,0; 15,0 и 20,0 % соответственно (рис. 2) .

Рис. 2. Влияние концентрации рассола на конечное набухание PPG

После того как гели были установлены в нижней части трубы, объем PPG замеряли через различные промежутки времени до тех пор, пока PPG не переставал давать усадку .

Были рассчитаны соотношения усадки PPG для различных концентраций солевых растворов с использованием уравнения /, где — начальный объем PPG в мл, а Vf — конечный объем PPG в мл. По результатам были построены кинетические кривые .

Выводы Эффективность набухания PPG зависит от концентрации рассола, скорости потока, а также размера гранул самого геля .

Ущерб от PPG для низкопроницаемых, богатых нефтью зон может быть эффективно предотвращен путем регулирования прочности применяемого геля .

Коэффициент набухания уменьшается с увеличением концентрации рассола .

Список литературы

1. Al-Assi, A. A., Willhite, G. P., Green, D. W., and McCool, C. S. 2009. Formation and Propagation of Gel Aggregates Using Partially Hydrolyzed Polyacry lamide and Aluminum Citrate. SPEJ 14 (3): 450SPE-100049-PA.doi: 10.2118/100049-PA .

2. Du, Y. and Gong, J. P. in Surface Friction and Lubrication of Polymer Gels, ed. G. Biresaw and K. L .

Mittal, CRC Press, Boca Raton, Florida, May 2008, ch. 11, pp.223-246 .

3. Ganguly, S., Willhite, G. P., Green, D. W., and McCool, C.S. 2001. The Effect of Fluid Leak off on Gel Placement and Gel Stability in Fractures. Paper SPE 64987 presented at SPE InternationalSymposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, 13-16 February 2001 .

4. Larkin, R. and Creel P. Methodologies and Solutions to Remediate Inter-well Communication Problemson the SACROC CO2 EOR Project-A Case Study.paper SPE 113305 presented at 2008 SPE/DOEImproved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, OK, 19-23 April 2008 .

5. Ramazani-Harandi M. J.; Zohuriaan-Mehr M. J.; Ershad-Langroudi A.; Yousefi A. A.; K. Kabiri .

Rheological Determination of the Swollen Gel Strength of the Superabsorbent Polymer Hydrogels. Polym .

Test. 2006, 25, 470 474 .

Нефть и газ

6. Seright, R. S. Washout of Cr (III)-Acetate-HPAM Gels from Fractures. Paper SPE 80200 presented at the 2003 SPE international Symposium on Oilfield Chemistry, Houston Feb 5-7 .

7. Tang, C. J. Profile Modification and Profile Modification plus Oil Displacement Technique in the HighWater Cut Oilfield in Zhongyuan Oilfield. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, Vol .

24(1), 2005. (in Chinese)

8. Zhang, H. and Bai, B. Preformed Particle Gel Transport through Open Fractures and its Effect on Water Flow. Proceedings of the SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, April 24–28, 2010;

SPE Paper 109908 .

Сведения об авторах Information about the authors Гассан Хуссейн Али, аспирант кафедры Zejn Al'-Abidin M.D., postgraduate student of «Моделирование и управление процессами нефте- the Department «Modelling and management of газодобычи», Тюменский государственный неф- processes of oil and gasrecovery», Tyumen state oil тегазовый университет, г. Тюмень, e-mail: mehe- and gas University, Tyumen, e-mail: mehemet80@yahoo.com met80@yahoo.com Сохошко Сергей Константинович, д. т. н., Sohoshko S. K., head of Department «Modelling заведующий кафедрой «Моделирование и управ- and management of processes of oil and gas recovление процессами нефтегазодобычи», Тюменский ery», Tyumen state oil and gas University, Tyumen, государственный нефтегазовый университет», г. phone: 8(3452)416889 Тюмень, тел. 8(3452)416889 _________________________________________________________________________________________

УДК 622.276

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ МОДЕЛЕЙ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОГО

КОМПЛЕКСА НЕМЕЗИДА-ГИДРАСИМ

НА ПЛАСТАХ ВАН-ЁГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

RESULTS OF USING MODELS OF THE COMPUTER COMPLEX

NEMESIDA-HYDRASIM TO THE FORMATIONS OF THE FIELD VAN-EGAN

А. В. Стрекалов, А. В. Саранча A. V. Strekalov, A. V. Sarancha Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: гидросистема продуктивных пластов; Немезида-Гидрасим Key words: hydraulic system of productive formations; Nemesida-Hydrasym Основной особенностью использования предлагаемой в вычислительном комплексе [1] модели является фактор изменения гидросопротивления в элементах гидросистемы продуктивных пластов (ГПП) (ячейках) в различных направлениях в зависимости от текущего распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) .

В частности, объективность интерпретации гидродинамических исследований (ГДИ) на неустановившихся режимах отбора обусловлена учетом множества факторов: изменение проницаемости от давления, изменение пористости вследствие деформации породы, раскрытие/смыкание трещин до и после остановки нагнетательной скважины. На рис. 1 показана динамика забойного давления, проницаемости, пористости и насыщенностей зоны воздействия скважины (ЗВС) нагнетательной скв. 306 Ван-Ёганского месторождения на режиме нагнетания с приемистостью 700 куб. м/сут в течение 2 сут., с последующей остановкой .

Отображенные на рис. 1 зависимости получены вычислительным экспериментом на модели ГПП. Вскрытый пласт БВ4 принят ограниченным вокруг забоя скважины радиусом ЗВС 1500 м, с начальной проницаемостью 57,1 мД, пластовым давлением 19,2 МПа, средней толщиной 8,7 м и нефтенасыщенностью к моменту пуска 0,07. Коэффициенты сжимаемости пластовой воды — 1,2 1/ГПа, нефти — 3,4 1/ГПа, породы — 0,085 1/ГПа .

Как видно из графика Pз(t) (см. рис. 1), динамика забойного давления соответствует росту давления во время работы скважины и сначала резкому, а затем медленному падению давления, что отражает классические законы подземной гидроНефть и газ механики. Вследствие слабой сжимаемости породы, пористость m(t) изменяется незначительно: сначала растет, затем уменьшается синфазно с кривой давления .

–  –  –

На рис. 2 показана динамика пластового и забойного давления с учетом изменения проницаемости от давления согласно принятой модели, при коэффициенте изменения проницаемости от давления n = 0,13 1/МПа .

–  –  –

Нефть и газ Как видно из графика Pз(t) (см. рис. 2), забойные давления ниже, чем без учета изменения проницаемости, а скорость восстановления давления больше вследствие большей проводимости ЗВС. На рис. 3 отражена динамика ФЕС и толщин трещин с учетом изменения проницаемости от фактора раскрытия/смыкания трещин в ЗВС. Символами Xu, Xd, Yu и Yd обозначены толщины трещин в направлениях осей X и Y от центра ячейки ствола скважины к ее граням: d — вдоль оси, u — против оси. Из динамики толщин трещин видно, что при запуске скважины трещины дискретно раскрываются, а после остановки скважины смыкаются, причем не одновременно по направлениям. Коэффициент раскрытия трещины D = 8 1/МПа, предельная толщина смыкания A0 = 2 мм и А1 = 5 мм/д. е. Коэффициент проницаемости трещины kтр = 7750 Д .

Рис. 3. Динамика режимов и свойств ЗВС (скв. 306 пласт БВ4 ) с учетом изменения проницаемости и с учетом трещинообразования Нефть и газ Приводимые графики — P(t) описывают динамику пластового давления на расстоянии 35 м от забоя скважины .

Из показанных примеров использования предлагаемой модели видно, что давление на забое нагнетательной скважины существенно ниже при учете трещинообразования. А также важно отметить, что при формировании, развитии и раскрытии трещин динамика забойного давления ведет себя нестабильно (см. рис. 3), так как условия формирования трещин имеют некоторую степень дискретизации. То есть трещина образуется в результате превышения на данный момент текущего градиента давления между концами трещины (предполагаемой на данный момент) над критическим gpг в направлении соответствующих граней ячеек. Дискретное изменение m(t) является издержками допущений в модели, то есть в природных условиях наблюдаться не будет .

Градиент разрыва для вышеприведенных примеров принят равным 0,15 МПа/м .

Еще раз отметим, что данный критический градиент показывает при каком перепаде давления между центром ячейки и ее гранью по направлению или против выбранной оси происходит мгновенное формирование трещины от центра ячейки до грани. Причем толщина трещины при этом соответствует минимально возможной — А0 и не может быть сомкнута до меньшей толщины .

Рассмотрим ряд примеров использования предлагаемой модели ГПП для отражения возможностей модели с учетом факторов динамического развития трещин .

Анализ результатов вычислительных экспериментов на примере Ванганского месторождения. В связи с тем, что по пласту ПК19 проведены трассерные исследования, из результатов которых выявлены каналы с высокой проводимостью, данный пласт в данной работе представляет особенный интерес. Проведем вычислительный эксперимент над моделью данного пласта .

На рис. 4 показана сводная геолого-техническая модель пласта ПК19 .

Рис. 4. Сводная модель ГПП пласта ПК19

Размеры ячеек модели ГДМ примем 60 40 м, средняя проницаемость — 1100 мД с нормальным распределением в интервале 12 %, открытая пористость — 24,7 %, начальная нефтенасыщенность — 68 %, градиент разрыва — 0,098 МПа/м, проницаемость трещины — 350 Д. Сжимаемость породы — 0,076 1/ГПа, сжимаемость нефти — 6,7 1/ГПа, сжимаемость — воды 1,2 1/ГПа. На рис. 5–9 показана динамика пластового давления в модели данного пласта. На рис. 5–9 наиНефть и газ более светлым показано наибольшее давление (MaxP), а наиболее темным — наименьшее (MinP) давление к данному моменту. Как видно из рис. 9, 10 к моменту 690 сут (от момента пуска первой скважины) в окрестности нагнетательной скважины 702 формируется компактная (практически не сетевая) ассиметричная структура трещин, которые направлены в зоны отбора, то есть пониженного пластового давления .

–  –  –

Рис. 7. Распределение давления Рис. 8. Распределение давления в модели ГПП пласта ПК19 по истечении в модели ГПП пласта ПК19 по истечении 390 сут с момента пуска первой 420 сут с момента пуска первой скважины: MinP = 7,4, MaxP = 20,6 МПа скважины: MinP = 8, MaxP = 22,4 МПа

–  –  –

Рис. 9. Распределение давления в модели ГПП пласта ПК19: а — по истечении 430 сут с момента пуска первой скважины; б — 690 сут: MinP = 8,5, MaxP = 21,5 МПа Дальнейшее развитие трещин не происходит, так как добывающие скважины были остановлены (рис. 11), и давление равномерно распределяется согласно образовавшейся структуре трещин .

В удаленной зоне — ЗВС нагнетательной скважины 669 (см. рис. 9 а) формируется достаточно развитая сеть трещин, что обусловлено равномерным распределением в данной зоне пластового давления. То есть направление трещин инвариантно .

–  –  –

Как видно на рис. 10, согласно условиям возникновения трещин в ЗВС добывающих скважин также возникают трещины. Однако в добывающих скважинах их толщина будет равна А0, то есть раскрытия не происходит. Последнее может отражать явление, когда начальная напряженность в пласте направлена на разрыв пласта в этой зоне, например из-за характера залегания коллектора .

Рис. 11. Динамика приемистости скважины 702 и дебитов окрестных скважин Согласно результатам обработки данных проведения трассерных исследований, проведенных С. И. Грачевым, А. С. Трофимовым, на данном пласте обнаруНефть и газ жены каналы со сверхнизким фильтрационным сопротивлением в направлении скважин 3811, 8036 и 1539 .

Данные исследования подтверждают результаты, полученные на предлагаемой модели (см. рис. 9, 10). Однако величины проницаемостей, полученные в результате обработки данных трассерных исследований, по мнению авторов, являются завышенными по причине невозможности учета площади выявленных каналов. По предлагаемой модели трещина в скв. 8036 не формируется. Возможно, последнее связано с тем, что в пласте имели место иные, не учтенные факторы развития трещин .

На рис. 12 показана расчетная динамика забойного давления в скв. 702. Как видно, фактическая и расчетная динамики неплохо коррелируют, что также может являться подтверждением достоверности предложенной модели и качества ее адаптации. Наличие каналов (трещин) с высокой проводимостью в окрестности 702 скважины также подтверждается трассерными исследованиями .

Показанная на рис. 12 динамика толщин трещин по направлениям X, Y в непосредственной близости от забоя скважины (до 30–60 м) демонстрирует изменение толщин трещин в зависимости от давления нагнетания и времени. Причем толщины трещин неодинаковы в различных направлениях, что показывает избирательность в направлениях распространения трещины .

–  –  –

В таблице показаны результаты статистического сравнения расчетных и фактических забойных давлений в скв. 702 с учетом и без учета трещинообразования .

Сравнение результатов адаптации моделей ГПП пласта ПК19 по скважине 702

–  –  –

Рассмотрим результаты применения модели ГПП на залежи пласта БВ6. На рис .

13 показана сводная геолого-техническая модель БВ6 .

Размеры ячеек модели ГДМ приняты 50 40 м, средняя проницаемость — 170 мД с нормальным распределением в интервале 12 %, открытая пористость — 23,7 %, начальная нефтенасыщенность — 71,3 %, градиент разрыва — 1,21 МПа/м, проницаемость трещины — 1 750 Д. Сжимаемость породы — 0,056 1/ГПа, сжимаемость нефти — 8,7 1/ГПа, сжимаемость воды — 1,1 1/ГПа. Остальные параметры были взяты по результатам ГИС, ГДИ и лабораторных исследований .

Для удобства отображения будем рассматривать наиболее интересный участок модели — в окрестности нагнетательной скв. 3 464 .

–  –  –

На рис. 14–18 показана динамика распределения пластового давления по площади в модели данного пласта. Наиболее светлым, как и в предыдущем примере, показано наибольшее давление (MaxP), а наиболее темным — наименьшее (MinP) давление к данному моменту. Как видно из рис. 14 к моменту 2 800 сут (от момента пуска первой скважины) в окрестности нагнетательной скважины 3 464 формируется трещина в направлении зоны отбора (наиболее темная зона), то есть пониженного пластового давления. Дальнейшее развитие трещины продолжается, и уже к моменту 2 850 сут (см. рис. 15) происходит первый прорыв трещины к забою скважины. Как видно на рис. 14, к моменту пуска скважины 3 464 в ЗВС Нефть и газ скважины 558 уже сформировались тонкие нераскрывающиеся трещины (по модели 0,1 мм), которые также послужили условием для дальнейшего прорыва трещины, идущей от скважины 3 464 (см. рис. 15) .

Рис. 15. Распределение давления в модели ГПП пласта БВ6 по истечении 2 850 сут с момента пуска первой скважины: MinP = 12,0; MaxP = 27,4 МПа К моменту времени 2 950 сут (см. рис. 16) от забоя нагнетательной скважины формируется вторая (по структуре) трещина, которая достигает забоя скв. 558 к моменту 3 000 сут (см. рис. 17) .

На рис. 17 видно, что начинает формироваться трещина от забоя скв. 1 109 к углу основной трещины (идущей от 3 464), при этом воронка депрессии искривляется. К моменту 3 100 сут (см. рис. 18) основная трещина смыкается с трещиной, идущей от скв. 1 109, образуется окончательная сетевая структура трещин. Данная структура при дальнейшем расчете на момент времени 6 000 сут не развивается, и происходит лишь изменение толщин трещин в различных зонах между скважинами (рис. 19) .

<

–  –  –

По-видимому, изменение толщин трещин в процессе работы скважин и, как следствие, их проводимостей определяет характер динамики режимов добывающих скважин .

На рис. 20 показано сопоставление расчетных и фактических дебитов жидкости и нефти по добывающей скважине 558 с момента 2 750 сут. Как видно из динамики расчетных дебитов, с момента 2 750 сут возмущение от нагнетательной скважины 3 464 (пуск в 2 710 сут) доходит до забоя скважины 558, что сопровождается постепенным ростом дебитов по жидкости и нефти (начальный участок кривых расчетных дебитов). Прорыв трещины происходит к моменту 3 100 сут (см. рис .

18). Последнее заметно с момента 3 150 сут на рис. 19, когда происходит постепенный рост дебита жидкости и падение дебита нефти. На фактической динамике это выражается в практически мгновенном росте дебита жидкости. Далее как видНефть и газ но из расчетной динамики дебит жидкости дестабилизируется, что, видимо, связано с периодическим изменением проводимости трещины во времени .

Рис. 18. Распределение давления в модели ГПП пласта БВ6 по истечении 3 100 сут с момента пуска первой скважины: MinP = 11,3, MaxP = 26,7 МПа На фактической динамике дебита нефти по скв. 558 (см. рис. 19, 20) рост дебита по нефти, не сопровождающийся ростом дебита жидкости, связан с проведением в данной скважине закачки тампонирующего раствора, который снизил проводимость трещины .

Из расчетной динамики ФЕС (см. рис. 19) видно, что с момента 2 850 сут трещина достигает длины 300 м (см. рис. 15), то есть трещина в ячейке, удаленной от забоя скв. 3 464 на 300 м, постепенно раскрывается. Последнее также видно по начальному участку кривой толщины трещины (см. рис. 19) .

–  –  –

С целью получения максимального соответствия между фактической и расчетной (по предложенной модели ГПП) динамиками давления или расхода жидкости по скважинам в ходе вычислительных экспериментов была проведена адаптация моделей описанных пластов. В частности, величины градиентов разрыва — gpг, коэффициентов раскрытия трещины A1, A0, D, а также проницаемость трещины kтр подбирались исходя из минимизации отклонений фактической динамики забойного давления или расхода жидкости от расчетной .

Так как использование любых численных моделей ГПП (гидродинамических моделей) осложнено процессом их адаптации, а тем более если дополнительными искомыми показателями являются факторы трещинообразования, рассмотрим более простой, с практической точки зрения, путь идентификации трещин или просто каналов высокой гидро- и пьезопроводности .

–  –  –

Рис. 20. Динамика расчетных и фактических дебитов добывающей скв. 558 Полученные результаты и анализ вычислительных экспериментов на предложенной модели гидросистемы продуктивных пластов доказывает, в соответствии с высказанным предположением, длительное формирование трещин в зонах воздействия нагнетательных скважин с возможностью при определенных условиях их прорыва к добывающим. Выявленным признаком прорыва трещины является нестабильность дебита жидкости и нефти с одновременным ростом обводненности .

Последнее отличает прорыв трещины от прорыва конуса воды, который сопровождается резким, а затем плавным ростом обводненности .

В результате проведенной научно-исследовательской работы были сделаны следующие выводы .

1. При проектировании разработки и прогнозировании показателей процессов эксплуатации большинства месторождений Западной Сибири и особенно месторождений с высокой степенью неоднородности, на которых требуется очаговая система заводнения, в процессе адаптации распространенных гидродинамических численных моделей пластов необходимо учитывать факторы динамического изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, а также формирования структурной трещиноватости вследствие нагнетания воды .

Известные процедуры адаптации, называемые «History Matching», не будут давать положительного результата для моделей месторождений, где имеют место спонтанные гидравлические разрывы пласта .

Основным недостатком всех существующих на данных момент гидродинамических численных моделей является использование процедуры «Upscaling», которая усугубляет заложенные в такие модели допущения: замена бесконечно малых размеров элементов конечными .

2. Разработанная и протестированная численная модель гидросистемы продуктивных пластов в условиях упруговодонапорного режима с учетом факторов динамического развития трещин позволяет учесть негативные и позитивные следствия эксплуатации систем заводнения и снять ограничения на количество элементов модели — ячеек, что, безусловно, повысит точность прогнозирования .

Нефть и газ При испытании разработанной модели гидросистемы продуктивных пластов посредством сопоставления расчетных данных модели с данными трассерных исследований установлено, что наиболее характерным критерием формирования трещин является градиент давления, а не абсолютное давление .

Установлено, что признаком прорыва трещины к забою добывающей скважины является дестабилизация обводненности и дебита жидкости .

3. Выявлены основные условия для формирования и развития трещин в направлении зон отбора жидкости:

соотношение количества нагнетательных скважин к количеству добывающих меньше 1 или некоторого критического числа от 0 до 1, зависящего от начальных фильтрационно-емкостных свойств пласта;

достаточно низкая проницаемость пласта, способствующая формированию «неправильных» воронок репрессии вследствие образования трещин и приводящая к передаче давления от забоя до контура нагнетания без существенных потерь;

радиус влияния нагнетательной скважины, зависящий от проницаемости и толщины пласта;

пуск нагнетательных скважин с большим запаздыванием, достаточным для формирования в зоне отбора или нагнетания зон с пониженным пластовым давлением, которое предопределяет развитие трещин именно в данные зоны .

Список литературы

1. Стрекалов А. В., Грачев С. И. Программный комплекс гидродинамического моделирования природных и технических систем «Немезида Гидрасим 2014» (Nemesis Hydrasym 2014). Свидетельство о государственной регистрации программы ЭВМ № 2014614505. Заявка № 2014612343. Дата гос. регистрации 28 апреля 2014 .

Сведения об авторах Information about the authors Стрекалов Александр Владимирович, д. т. Strekalov A. V., Doctor of Engineering, profesн., профессор кафедры «Разработка и эксплуа- sor of the chair «Development and operation of oil тация нефтяных и газовых месторождений», and gas fields», Tyumen State Oil and Gas UniversiТюменский государственный нефтегазовый уни- ty, Tyumen, phone: 8(3452)416889, верситет», г. Тюмень, тел. 8(3452)416889, e-mail: e-mail: darlex77@mail.ru darlex77@mail.ru Саранча Алексей Васильевич, к. т. н., до- Sarancha A.

V., Candidate of Science in Engiцент кафедры «Разработка и эксплуатация neering, associate professor of the chair «Developнефтяных и газовых месторождений», Тюмен- ment and operation of oil and gas fields», Tyumen ский государственный нефтегазовый универси- State Oil and Gas University, Tyumen, phone:

тет», г. Тюмень, тел. 8(3452)416889, 8(3452)416889, e-mail: sarantcha@mail.ru e-mail: sarantcha@mail.ru _______________________________________________________________________

УДК 622.276

МОДЕЛИРОВАНИЕ ДВИЖЕНИЯ ГАЗА В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

НА СТАДИИ ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ

MODELING OF GAS FLOW IN DEVELOPMENT WELLS IN THE CENOMANIAN

DEPOSITS OF WEST SIBERIA AT THE STAGE OF DECLINING PRODUCTION

А. А. Хакимов, И. И. Гурбанов A. A. Khakimov, I. I. Gurbanov Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

–  –  –

Нефть и газ Более 90 % добываемого газа в России приходится на сеноманские залежи Западной Сибири. Такие уникальные месторождения, как Ямбургское, Уренгойское, Медвежье, Комсомольское, Вынгапуровское, разрабатываются 20–30 лет и находятся на стадиях падающей и завершающей добычи газа.

Добыча газа на данных месторождениях осложнена множеством факторов:

значительное снижение пластового давления (до 90 % от начального пластового давления);

образование значительных конусов подошвенной воды, ярко выраженных в зоне размещения установки комплексной подготовки газа (УКПГ), приводящих к разрушению призабойной зоны пласта (ПЗП) и защемлению запасов газа;

образование песчаных пробок, вследствие малых скоростей газа на забоях добывающих скважин, не обеспечивающих вынос механических примесей;

скопление жидкости в шлейфах и коллекторах, связанных с низкими скоростями потока газа;

физически устаревшее оборудование и т. д .

Перечисленные факторы приводят к самозадавливанию скважин и последующему переводу в бездействующий фонд, а в некоторых случаях и к ликвидации скважин, тем самым значительно снижая темп отбора газа и значение конечного коэффициента извлечения газа (КИГ) .

Следовательно, необходимо проводить различные геолого-технические мероприятия (ГТМ) для достижения максимального КИГ при снижении дебитов газовых скважин или сокращения фонда эксплуатационных скважин. Данные мероприятия являются зачастую дорогостоящими, и «погоня» за максимальным КИГ может привести к экономической неэффективности эксплуатации месторождения в целом. Однако не следует полностью от них отказываться, необходимо тщательно подходить к выбору проводимого ГТМ. Сохранение планируемого КИГ в условиях добычи газа на поздней стадии разработки газовых месторождений является комплексной задачей, и поэтому помимо проведения ГТМ, необходимо проводить оптимизацию добычи газа, позволяющую выбрать режим работы скважин, при котором будет достигаться максимальная добыча газа с минимальными рисками выбытия скважины в бездействующий фонд и возникновения аварийных ситуации на промысле (разрушение скважинного и устьевого оборудования в результате абразивного воздействия и высоких скоростей потока газа) .

Для выбора оптимального режима необходимо проводить высокоточные гидродинамические расчеты сложной системы, включающей в себя различные подсистемы: наземная сеть, скважины, пласт. Модели, включающие в себя данные системы, являются геолого-технологическими гидродинамическими моделями (рисунок 1). Подсистемы приводятся в таком порядке, так как расчет технологических показателей разработки месторождения на прогноз производится сверху вниз до пласта, а не снизу вверх как при произведении адаптации модели на исторические данные или как при расчете гидродинамических моделей нефтяных залежей на прогноз технологических показателей. Связано это с тем, что ограничения и балансировка наземной сети оказывают значительное влияние на распределяемую добычу газа между скважинами. От точности настройки каждой подсистемы на фактические замеренные данные зависит качество модели в целом .

При создании и адаптации геолого-технологической модели наибольшие трудозатраты приходятся на подсистему «пласт» и «наземная сеть», именно при адаптации этой системы специалисты пытаются получить наибольшую точность, тем самым в некоторых случаях пренебрегая значительной точностью при адаптации потерь давления по стволу скважины. Однако некорректный расчет течения потока газа в стволе скважины значительно влияет на балансировку газосборной сети (ГСС) и, следовательно, на распределение добычи газа между скважинами, что при прогнозировании технологических показателей месторождений, находящихся Нефть и газ на стадии падающей добычи газа, как минимум может привести к преждевременному выбытию добывающих скважин и снижению конечного КИГ. Следовательно, повышается риск принятия ошибочных решений при проектировании и некорректность оценки экономической эффективности разработки месторождения. Поэтому правильность и корректность расчета потерь давления в стволе скважины при моделировании разработки газового месторождения играет не последнюю роль .

Рис. 1. Геолого-технологическая модель

Модель скважины в геолого-технологической модели зачастую представлена в формате гидравлической таблицы, являющейся трехмерной зависимостью устьевого давления скважины от забойного давления и дебита скважины .

Одним из способов определения потерь давления в стволе газовых добывающих скважин является применение аналитической формулы Адамова:

(1) Формула Адамова нашла широкое применение в отечественных нефтегазовых компаниях и встречается в нормативных документах и инструкциях. Использование данной формулы позволяет провести быструю экспресс-оценку потерь давления в стволе скважины .

Однако в настоящее время в научно-проектных институтах все чаще используются эмпирические и механистические модели течения в скважине для оценки потерь давления .

Эмпирические модели используют для корреляции коэффициента трения, объемного содержания и другие. Зачастую их разделяют на следующие категории: А, Нефть и газ B и С [1]. К группе А относятся модели, которые не учитывают режим потока и эффекта проскальзывания, данные методики отличаются лишь корреляциями для коэффициента трения (Поэттмана — Карпентера, Фэнчера и Брауна). Модели, относящиеся к группе В, учитывают эффект проскальзывания (Хагедорна — Брауна, Грея, Ашейма). Категория С включает в себя модели Данса — Роса, Азиза, Беггза — Брилла, которые учитывают и режим потока, и эффект проскальзывания, возникающий между жидкой и газовой фазой .

Механистические модели хоть и строятся на физическом описании движений потока, но также включают в себя долю эмпиризма для определения некоторых параметров. Основными механистическими моделями являются метод Анзари и Хасана — Кабира .

В основе всех этих моделей расчета потерь давления по стволу скважины лежат законы сохранения импульса

–  –  –

(3) Специалист, занимающийся расчетом потерь давления, сталкивается с проблемой выбора модели течения из этого множества, позволяющей получить наиболее точные результат. В данной работе проанализированы наиболее часто используемые методы для расчета потерь давления в стволе скважины для сеноманских залежей месторождений Западной Сибири .

Для анализа существующих моделей течения в скважинах выбрано девять наиболее часто используемых: Анзари, Беггз и Брилл, Данс и Рос, Говер и Азиз, Грей, Хагедорн и Браун, Хагедорн и Браун с картой Данса и Роса, Мукерджи и Брилл, Оркижевский .

При анализе выбрано три сеноманских залежи месторождений Западной Сибири. Глубина залегания залежей по а.о. варьируется от -800 до -1100 м. Средняя пористость варьируется в пределах 0,32–0,36 д.ед., проницаемость — 500–700 мД .

Содержание метана в составе газа составляет 97–98 % .

При создании модели газовой скважины необходимо учитывать всю имеющуюся информацию о конструкции скважины: диаметр и толщину обсадной колонны и насосно-компрессорных труб (НКТ), инклинометрию скважины, глубину спуска НКТ, геотермические данные, информацию о техническом состояний, шероховатости НКТ, наличии глубинных устройств. Использовав перечисленную информацию, было создано 120 моделей добывающих газовых скважин .

В процессе движения газа в стволе скважины происходят изменения свойства газа (вязкость, плотность, объемный коэффициент, коэффициент сверхсжимаемости) вследствие изменения давления вдоль ствола скважины и высокой сжимаемости газа. Поэтому встает вопрос о выборе метода расчета свойств газа. Существуют множество подходов для расчета свойств газа, наиболее используемыми являются методы, основанные на кубическом уравнении состояний (Редлиха — Квонга, Соаве — Редлиха — Квонга и т. д). Проведенные А. И. Брусиловским исследования показали, что уравнение состояния Пенга — Робинсона является достаточно точным, и относительная погрешность рассчитанных свойств веществ по данному уравнению не превышает 5 % [2], в результате принято решение использовать уравнение состояния Пенга — Робинсона .

В качестве исходных данных для расчета были использованы результаты гидродинамических исследовании (ГДИ), так как при проведении данных исследований производится измерение дебита газа, пластового, забойного и устьевого давНефть и газ ления. Количество режимов, на которых проводились ГДИ исследования, варьируется от 3 до 7 .

После построения моделей скважин, выбора метода расчета физических свойств газа и входных данных для проведения расчетов переходим непосредственно к самим расчетам. В ходе исследования проведено 1 080 расчетов течения газа в добывающих скважинах, которые позволят определить наиболее точные модели течения .

В результате проведенных расчетов получено распределение давления по стволу скважины. На рис. 2 представлен график распределения давления по глубине в скв. 121N. Как можно заметить, на забое давления скважины при использовании любой модели течения очень близки друг другу, однако с восхождением потока разница между моделями возрастает, а к устью давления значительно отличаются, между крайними значениями разница достигает 0,2427 МПа. Связано это с тем, что расчет производился от забоя скважины к устью, и с восхождением потока ошибка расчета аккумулируется. Однако следует отметить, что модель течения Беггза и Брилла достаточно точно описала движение газа, и разница между фактическим замеренным устьевым давлением и модельным составляет 0,0163 МПа .

Рис. 2. Распределение давления в скв. 121 N по глубине

На рис. 3 представлены результаты расчета по скв. 2933N. Результаты, полученные по модели Хагедорн и Браун и его модифицированной версии с картой режимов потока Данса и Роса, совпадают, связанно это с тем, что в газовых скважинах в основном наблюдается кольцевой режим течения .

–  –  –

133 133 4,12 4,12 3,90 3,90 3,52 3,56 0,38 0,34 189 188 4,12 4,12 3,81 3,80 3,37 3,41 0,44 0,39 235 235 4,12 4,12 3,69 3,68 3,16 3,22 0,53 0,46 278 278 4,12 4,12 3,56 3,56 2,91 3,02 0,65 0,54 Точность расчета потерь давления в стволе скважины по выбранной модели течения определялась по наименьшему значению среднеквадратичного отклонения (СКО) модельных потерь давления от фактически замеренных. Чем меньше значение СКО, тем точнее произведен расчет. На рис. 4 представлены графики зависимости СКО от модели потока для трех месторождений и сводный график .

–  –  –

Проведя анализ проделанной работы и полученных результатов, можно сделать следующие выводы:

расчет потерь давления в скважине влияет на прогнозные показатели разработки месторождения, следовательно, и на эффективность принимаемых решений;

точность расчета потерь давления в добывающей скважине зависит от ряда факторов: исходной информации для создания модели скважины, выбранной модели потока и метода расчета физических свойств газа;

при расчете свойств сеноманского газа рекомендуется применять кубическое уравнение состояния Пенга — Робинсона;

наиболее точными методиками расчета потери давления в стволе добывающей скважины сеноманской залежи Западной Сибири являются Беггза и Брилла, Грея, Мукерджи и Брилла;

Нефть и газ при созданий модели скважины в геолого-технологической модели необходимо провести расчеты на трех представленных моделях течения и выбрать наиболее точную .

Список литературы

1. Мукерджи Х., Дж. П. Брилл. Многофазный поток в скважинах. – М.: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 с .

2. Брусиловский A. И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа, М.:

Грааль, 2002. – 575 с .

Сведения об авторах Information about the authors Хакимов Артур Альфредович, аспирант Khakimov A.

A., postgraduate of the chair кафедры «Разработки и эксплуатации нефтя- «Development and operation of oil and gas fields», ных и газовых месторождений, Тюменский Tyumen State Oil and Gas University, phone:

государственный нефтегазовый университет, 89673829334 г. Тюмень, тел. 89673829334, e-mail:

HakimovAA@tngg.ru Гурбанов Илья Исламович, аспирант ка- Gurbanov I.

I., postgraduate of the chair «Deфедры «Разработки и эксплуатации нефтяных velopment and operation of oil and gas fields», и газовых месторождений, Тюменский государ- Tyumen State Oil and Gas University, phone:

ственный нефтегазовый университет, г. Тю- 89220029962 мень, тел. 89220029962 _______________________________________________________________________

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

ПАРАЛЛЕЛЬНЫЕ ВЫЧИСЛЕНИЯ В ИССЛЕДОВАНИЯХ ЗАВИСИМОСТИ

ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ВОСХОДЯЩЕГО

ЗАКРУЧЕННОГО ПОТОКА ГАЗА ОТ СКОРОСТИ ПРОДУВА

PARALLEL COMPUTATIONS IN STUDIES OF DEPENDENCE OF GAS

DYNAMIC PARAMETERS OF UPWARD SWIRLING FLOW OF GAS

ON BLOWING VELOCITY

Р. Е. Волков, А. Г. Обухов R. E. Volkov, A. G. Obukhov Тюменский государственный университет, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: полная система уравнений Навье — Стокса; краевые условия;

параллельные вычисления; газодинамические характеристики Key words: complete system of Navier — Stokes equations; the boundary conditions;

parallel computing; gas-dynamic characteristics Способ получения восходящего закрученного потока с помощью вертикального продува был предложен в работах [1–5] и успешно реализован в лабораторных условиях [6]. В этих работах было математически и численно смоделировано возникновение и развитие восходящего закрученного потока с использованием вертикального продува воздуха. В последней работе был экспериментально получен восходящий закрученный поток воздуха при продуве через трубу малого диаметра. Для получения достаточно больших значений скоростей окружного движения необходимо использовать трубу большего диаметра и большую скорость продува .

Речь идет о проведении более масштабного натурного эксперимента .

Нефть и газ Численное построение решений полной системы уравнений Навье — Стокса [7–12], описывающей трехмерные течения сжимаемого вязкого теплопроводного газа в условиях действия сил тяжести и Кориолиса, накладывает существенные ограничения на проведение численных экспериментов по детальному изучению возникающих сложных течений газа или жидкости. Необходимость учета диссипативных свойств вязкости и теплопроводности движущейся сплошной среды (даже при постоянных коэффициентах вязкости и теплопроводности) связано со значительным усложнением системы уравнений, ограничениями на величины расчетных шагов по пространству и времени, возрастанием общего времени счета .

Одним из возможных способов сокращения времени расчета может быть изменение алгоритма численного решения полной системы уравнений Навье — Стокса .

В частности, распараллеливание вычислительной процедуры для более эффективного использования ресурсов вычислительной системы .

Целью данной работы является распараллеливание вычислительного алгоритма для численного решения полной системы уравнений Навье — Стокса и проведение численных расчетов по детальному исследованию зависимости всех газодинамических характеристик от скорости вертикального продува воздуха при проведении масштабного эксперимента .

Полная система уравнений Навье — Стокса. Начальные и граничные условия .

Для описания сложных течений упругой сплошной среды, обладающей диссипативными свойствами — вязкостью и теплопроводностью, в работе используется полная система уравнений Навье — Стокса, которая будучи записанной в безразмерных переменных с учетом действия сил тяжести и Кориолиса в векторной форме имеет следующий вид [7, 8,12]:

(1)

–  –  –

— широта точки O — начала декартовой системы координат xyzO, ния Земли;

вращающейся вместе с Землей .

В качестве начальных условий при описании соответствующих течений сжимаемого вязкого теплопроводного газа в случае постоянных значений коэффициентов вязкости и теплопроводности взяты функции, задающие точное решение [13] системы (1):

–  –  –

через квадратное отверстие размером 0,1 0,1 в центре верхней грани расчетной области, где M — максимальная скорость продува .

Расчеты проводились при следующих входных параметрах: масштабные размерные значения плотности, скорости, расстояния и времени равны соответственно м кг 00 1, 2928 3, u00 333,, t00 x00 / u00 0,15 c .

с м Разностные шаги по трем пространственным переменным x y 0, 005 (размерное значение 0,25 м), z 0, 004 (размерное значение 0,2 м), а шаг по времени t 0, 001 (размерное значение 0,00015 с) .

Для реализации программы расчета полной системы уравнений Навье — Стокса на каждом шаге по времени в параллельном режиме была использована библиотека Task Parallel Library (TPL) на платформе.NET Framework 4.0 с использованием языка программирования C#. Использование указанной библиотеки считается предпочтительным способом работы с потоками в среде.NET, поскольку она динамически масштабирует степень параллелизма для наиболее эффективного использования всех доступных процессоров [15, 16]. Для расчета значений газодинамических функций во внутренних точках расчетной области используется механизм распараллеливания вычислений. Механизм применяется к измерению. Максимальное количество возможных создаваемых потоков равняется N .

Для каждой конфигурации компьютера определяется количество процессоров, и создается соответствующее количество потоков. Расчет распределяется между доступными потоками. После того как потоки закончили расчет одной части расчетной области, они переходят к следующей, и так пока не будут обработаны все внутренние точки на текущем шаге по времени. В процессе расчета значений функций во внутренних точках n -го шага по времени используются данные в соответствующих внутренних точках с предыдущего n 1 -го шага по времени, а расчет граничных условий на конкретном шаге по времени требует данных с текущего шага по времени. Массивы для хранения данных создаются таким образом, что для каждый элемент является отдельным объектом, и каждый поток расчета работает в рамках одного объекта, поэтому не возникает случаев взаимоблокировНефть и газ ки одного объекта в процессе расчета. После завершения расчета всех граничных условий происходит смена массивов с «текущих» на «предыдущие». Далее через указанные интервалы времени происходит сохранение массивов на жесткий диск .

Процесс выполняется отдельно от расчета отдельным потоком, чтобы потоки расчета не ожидали завершения записи файлов на диск .

Были проведены расчеты всех газодинамических характеристик трехмерных нестационарных течений вязкого теплопроводного газа в восходящих закрученных потоках для пяти значений скорости продува. На рис. 1 представлены результаты расчета минимальных безразмерных значений плотности, температуры и давления газа, возникающих в центральной части расчетного параллелепипеда к моменту выхода потока на стационарный режим для пяти различных безразмерных значений вертикальной скорости продува .

Рис. 1. Зависимость минимальных безразмерных значений 1 — плотности, 2 — температуры и 3 — давления газа от скорости продува Из расчетов следует, что все три термодинамические характеристики с ростом скорости продува нелинейно уменьшаются по квадратичной зависимости. Минимальная плотность газа меняется от значения 0,9994 при скорости 0,003 до 0,9682 при скорости 0,027. Минимальная температура изменяется от 0,9968 до 0,8791, а минимальное давление от 0,9962 до 0,8512 при тех же значениях скорости продува. Для всех значений скорости продува давление газа практически совпадает с произведением плотности на температуру .

На рис. 2 приведены результаты расчета безразмерных максимальных значений вертикальной и двух других компонент скорости течения газа в центральной части расчетного параллелепипеда после выхода на стационарный режим течения для тех же пяти значений скорости продува .

Рис. 2. Зависимость максимальных безразмерных скоростных характеристик течения газа от скорости продува 1 — wmax, 2 — u, v Нефть и газ Из расчетов следует, что максимальное значение вертикальной скорости течения газа в восходящем закрученном потоке линейно возрастает от 0,0015 до 0,0139 при увеличении скорости продува. Максимальные же безразмерные значения скоростей u, v совпадают друг с другом, и с ростом скорости продува их изменение заметно отличается от линейного. Эти две компоненты скорости течения газа фактически являются окружной скоростью вращения потока газа. Численные значения окружной скорости изменяются от 0,0122 до 0,1652 .

На рисунке 3 представлены графики зависимости от скорости продува w рассчитанных безразмерных значений для двух видов энергии восходящего закрученного потока после выхода на стационарный режим .

Рис. 3. Зависимость максимальных безразмерных значений полной W кинетической энергии — 2 и вращательной W кинетической энергии — 1 движения потока газа Сплошная линия соответствует полной W кинетической энергии, а пунктирная линия — вращательной W кинетической энергии движения потока газа. Для двух видов кинетической энергии характерен нелинейный характер зависимости от скорости продува газа. Кроме того, вклад кинетической энергии вращательного движения в полную кинетическую энергию всего восходящего закрученного потока составляет 96 % .

Благодаря предложенной методике распараллеливания алгоритма численного решения полной системы уравнений Навье — Стокса в данной работе проведен обширный численный эксперимент по изучению зависимости газодинамических характеристик восходящего закрученного потока от скорости вертикального продува. Подобные зависимости имеют принципиальное значение для формулирования конкретных предложений для проведения масштабного натурного эксперимента по созданию восходящего закрученного потока, инициированного вертикальным продувом газа .

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

Список литературы

1. Абдубакова Л. В., Обухов А. Г. Численный расчет скоростных характеристик трехмерного восходящего закрученного потока газа // Известия вузов. Нефть и газ. 2014. № 3 С. 8894 .

2. Обухов А. Г., Абдубакова Л. В. Численный расчет термодинамических характеристик трехмерного восходящего закрученного потока газа // Вестник Тюменского государственного университета .

Физико-математические науки. Информатика. – 2014. № 7. С. 157-165 .

Нефть и газ

3. Абдубакова Л. В., Обухов А. Г. Численный расчет термодинамических параметров закрученного потока газа, инициированного холодным вертикальным продувом // Известия вузов. Нефть и газ .

2014. № 5 С. 57-62 .

4. Абдубакова Л. В., Обухов А. Г. Расчет плотности, температуры и давления трехмерного восходящего закрученного потока газа при вертикальном продуве // Нефтегазовое дело. – 2014. – Том 12. – № 3. – С.116-122 .

5. Обухов А. Г., Абдубакова Л. В. Численный расчет скоростных характеристик закрученного потока газа, инициированного холодным вертикальным продувом // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2015. – Т. 1. – № 2 (2). – С. 124-130 .

6. Баутин С. П., Баутин К. В., Макаров В. Н. Экспериментальное подтверждение возможности создания потока воздуха, закрученного силой Кориолиса // Вестник УрГУПС. – 2013. № 2 (18). – С. 27-33 .

7. Баутин С. П. Представление решений системы уравнений Навье — Стокса в окрестности контактной характеристики // Прикладная математика и механика. 1987. Т. 51. – Вып. 4. С. 574-584 .

8. Баутин С. П., Обухов А. Г. Математическое моделирование разрушительных атмосферных вихрей. Новосибирск: Наука, 2012. 152 с .

9. Баутин С. П., Обухов А. Г. Математическое моделирование и численный расчет течений в придонной части тропического циклона // Вестник Тюменского государственного университета. Физикоматематические науки. Информатика – 2012. – № 4. С. 175-183 .

10. 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 .

11. Баутин С. П., Обухов А. Г. Математическое моделирование придонной части восходящего закрученного потока // Теплофизика высоких температур. 2013. Т. 51. № 4. С. 567-570 .

12. Баутин С. П., Крутова И. Ю., Обухов А. Г., Баутин К. В. Разрушительные атмосферные вихри:

теоремы, расчеты, эксперименты. Новосибирск: Наука; Екатеринбург: Изд-во УрГУПС, 2013. 215 с .

13. Баутин С. П., Обухов А. Г. Одно точное стационарное решение системы уравнений газовой динамики // Известия вузов. Нефть и газ. 2013. № 4. С. 81-86 .

14. Баутин С. П., Обухов А. Г. Об одном виде краевых условий при расчете трехмерных нестационарных течений сжимаемого вязкого теплопроводного газа // Известия вузов. Нефть и газ. 2013 .

№ 5. – С. 55-63 .

15. Библиотека параллельных задач (TPL) [Электронный ресурс]. – Режим доступа:

https://msdn.microsoft.com/ru-ru/library/dd460717

16. Параллельное программирование с помощью языка C#. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.microsoftvirtualacademy.com/training-courses/parallel-programming-c-sharp-rus Сведения об авторах Information about the authors Волков Роман Евстафьевич, аспирант ка- Volkov R. E., postgraduate of the chair «Algebra федры «Алгебра и математическая логика», and Mathematical Logic», Tyumen State University, Тюменский государственный университет, г. phone: +79129211245 Тюмень, тел. +79129211245 Обухов Александр Геннадьевич, д. ф.-м. н., Obukhov A. G., Doctor of Physics and Matheпрофессор кафедры «Бизнес-информатика и matics, professor of the chair «Business Informatics математика», Тюменский государственный and Mathematics», Tyumen State Oil and Gas Uniнефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. versity, phone: 89220014998, e-mail: aobuke-mail: aobukhov@tsogu.ru hov@tsogu.ru _______________________________________________________________________

УДК 622.692.4.052

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ЗОНЫ СМЕШЕНИЯ НЕФТИ

И ВОДЫ ПРИ ИХ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКЕ

ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ТРУБОПРОВОДАМ

EXPERIMENTAL STUDIES OF THE ZONE OF OIL AND WATER MIXING

AT THEIR SUCCESSIVE PUMPING THROUGH FIELD PIPELINES

А. В. Майер, М. Д. Валеев A.V. Mayer, M. D. Valeiev Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Нефтеюганск Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа Ключевые слова: промысловые трубопроводы; обводненная нефть; вязкость нефти;

сепараторы; перекачка нефти; перекачка воды Key words: field pipelines; water cut oil; oil viscosity; separators; water pumping Нефть и газ Внутрипромысловая перекачка нефти повышенной вязкости зависит от давления в трубопроводах, частоты порывов труб и себестоимости добычи нефти .

Присутствие попутно-добываемой воды в перекачиваемой жидкости еще более осложняет транспорт из-за образования в добывающих скважинах стойких эмульсий обратного типа (вода в нефти), вязкость которых кратно превышает вязкость безводной нефти .

С другой стороны, наличие попутно-добываемой воды в перекачиваемой продукции вызывает внутреннюю коррозию труб из-за образования подстилающего слоя воды в трубах, особенно в пониженных участках трассы .

Способом, в значительной мере препятствующим таким осложнениям, является последовательная перекачка нефти и воды, создаваемая чередующимся сбросом их из отстойных аппаратов системы сбора нефти, газа и воды [1, 2]. К таким аппаратам относятся, прежде всего, установки предварительного (путевого) сброса воды на объектах добычи нефти или дожимных насосных станциях. Однако даже при сбросе значительной доли воды в отводимой из аппаратов нефти остается до 5–10 % поступающей воды .

Чередование водной и нефтяной пробок предупреждает образование стойких мелкодисперсных эмульсий, уменьшает гидравлические сопротивления в трубопроводах благодаря снижению доли трубопровода, занятой нефтью, и уменьшает коррозию трубопроводов смачиванием всей поверхности труб проходящей пробкой безводной нефти и образованием защитной углеводородной пленки. Последнее обстоятельство обусловлено лучшей смачиваемостью поверхности металла нефтью в сравнении с водой .

При последовательной перекачке нефти и воды по трубопроводу важно располагать опытными данными об объемах смешения жидкостей. В предельных случаях соседние зоны смещения могут соединиться и образовать в отдаленных и конечных участках трубопроводов непрерывное течение водонефтяной смеси. При этом фактор коррозионной защиты перестанет существовать. В зонах контакта не исключается и образование эмульсий обратного типа из-за массообменных процессов в турбулентном потоке .

Исследование смесеобразования в зонах контакта нефти с водой проводилось на 2-х промысловых трубопроводах «Кушуль — Телепаново» и «Андреевка — Телепаново» диаметром 0,25 м и длинами 21 и 26 км. После сброса основных объемов воды на УПС суммарный расход жидкостей в трубопроводах составил 4,0 и 2,25 тыс. м3/сут. При этом расход нефти составил 0,52 и 0,78 тыс. м3/сут., а воды — 3,48 и 1,47 тыс. м3/сут .

Вязкость нефти в трубопроводах в среднем составила 2410-6 и 27,510-6 м2/с. Средние скорости течения обеих жидкостей в трубопроводах составили 0,945 и 0,531 м/с. Оставшаяся часть жидкостей после сброса воды откачивалась насосами на ЦПС «Телепаново» .

Согласно [3, 4], объем смеси двух жидкостей, образовавшихся при их последовательной перекачке по трубопроводу, можно рассчитать по формуле Съенитцера — Марона, (1) где 1, 2 — коэффициенты гидравлических сопротивлений при течении перекачиваемых жидкостей (нефти и воды); d — диаметр трубопровода; L — длина трубопровода, которую прошла зона контакта; V — объем внутренней полости трубопровода, занимаемый от начала трубопровода до участка движения смеси. Величина V рассчитывается в симметричных интервалах концентрации, то есть концентрация жидкостей от начальной зоны контакта меняется в ту и другую стороны идентично .

Включения в формулу (1) двух значений 1 и 2 позволяет использовать ее для жидкостей с разными значениями вязкости, поскольку средняя скорость их движения и диаметр трубы одинаковы .

Нефть и газ Изучение объемов смешения производилось на конечном участке трубопроводов на входе жидкостей в ЦПС «Телепаново». В трубопроводы были врезаны пробоотборники, отбирающие жидкости с трех уровней сечения труб для получения осредненных величин содержания фаз нефти и воды .

Отбор проб жидкостей на каждом трубопроводе начинал производиться с момента подхода начальной зоны контакта нефти и воды, то есть с момента прохода границы раздела фаз через насос откачки. По средним скоростям течения жидкостей в трубопроводах рассчитывалось время их движения от насосов к точкам отбора проб. После подхода условной зоны контакта пробы в объеме 0,5 литра отбирались каждые 30 секунд. Последующий анализ обводненности проб позволял определить время течения смеси и его объем. Этот объем умножался на два, учитывая, что смесеобразование в трубах условно распространяется в обе стороны равномерно от зоны первоначального контакта нефти и воды .

Наряду с этим для обоих трубопроводов по формуле (1) рассчитывались объемы смешения нефти и воды на конечных участках трубопроводов. Расчетные значения 1 и 2 по формуле Блазиуса составили 0,0020 и 0,0028 при значениях параметра Рейнольдса 9 843 и 4 827. Расчетный объем смеси в конце трубопровода «Кушуль — Телепаново» составил 37,7 м3, а «Андреевка — Телепаново» — 42,6 м3 .

Длина трубопровода со смесями составила 769 и 868 м .

В то же время фактические объемы смесей в трубопроводах составили 18,62 и 22,05 м3, а длины трубопроводов со смесями — 380 и 450 м .

Таким образом, фактические объемы смесей в среднем на 50 % меньше в сравнении с перекачкой маловязких нефтепродуктов, для которых была получена формула (1). Меньшее смесеобразование, очевидно, связано со значительно большей вязкостью нефти в сравнении с нефтепродуктами перекачки. Это говорит в пользу применения технологии последовательной перекачки нефти и воды по промысловым трубопроводам .

При расчетах зоны смеси для нефтей с вязкостью не более 3010-6 м2/с следует применять формулу (1) с учетом снижения фактических объемов смеси на 50 % от расчетного .

Таким образом, экспериментально установлено, что фактический объем смешения нефти и воды при их последовательной перекачке по промысловым трубопроводам меньше в сравнении с объемом смешения при перекачке продуктов переработки нефти (разносортных бензинов и т. д.). Очевидно, что снижение интенсивности смешения обусловлено более высокой вязкостью перекачиваемой нефти .

Снижение объемов смеси на величину порядка 50 % необходимо учитывать при внедрении технологии для нефтей с вязкостью до 3010-6 м2/с .

Список литературы

1. Майер А. В. Технология снижения вязкости обводненной нефти в промысловых трубопроводах // Известия вузов. Нефть и газ. – 2014. – № 3. – С. 49-53 .

2. Валеев М. Д., Давлетшин З. Ш., Зайнашев Р. А. Последовательная откачка нефти и воды из скважины и отстойных аппаратов // Нефтяное хозяйство. – 1992. – № 1. – С. 39-41 .

3. Лурье М. В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа: учебное пособие для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». – 2003. – 349 с .

4. Ишмухаметов И. Т., Исаев С. Л., Лурье М. В., Макаров С. П. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов. – М.: Нефть и газ. – 1999 .

Сведения об авторах Information about the authors Майер Андрей Владимирович ассистент Mayer A. V., assistant of the chair «Equipment кафедры «Техника и технология», Тюменский and technology», Tyumen State Oil and Gas государственный нефтегазовый университет, г. University, Nefteyugansk, phone: 89123889777, Нефтеюганск, тел. 89123889777, e-mail: mayer- e-mail: mayer-14@mail.ru .

14@mail.ru .

Валеев Марат Давлетович, д. т. н., профессор, Valeiev M. D., Doctor of Engineering, professor, Уфимский государственный нефтяной технический Ufa State Petroleum Technical University, Ufa, университет, г. Уфа, e-mail: vm5943@mail.ru. e-mail: vm5943@mail.ru .

Нефть и газ Машины, оборудование и обустройство промыслов УДК 658.588:622.691.4.052.012

РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ

ПЕРЕД СИЛОВЫМИ ТУРБИНАМИ ГАЗОТУРБИННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ

CALCULATION OF EFFECTIVE COMBUSTION PRODUCTS TEMPERATURE

BEFORE THE GAS-TURBINE ENGINES POWER TURBINES

С. И. Перевощиков S. I. Perevoschikov Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: газотурбинные двигатели; параметрическая диагностика Key words: gas turbine engines; parametric diagnostics Мощность, развиваемая газотурбинными двигателями (эффективная мощность), создается за счет энергии продуктов сгорания топливного газа. Непосредственное преобразование энергии продуктов сгорания в эффективную мощность происходит в силовых или свободных от осевых компрессоров турбинах .

Современные газотурбинные двигатели (ГТД) имеют в своем составе до двухтрех турбин, которые могут содержать по несколько ступеней со своим лопаточным аппаратом. Прохождение продуктов сгорания через очередную ступень сопровождается передачей ступени части содержащейся в них энергии. Передача энергии в связи с несовершенством проточных частей двигателей и с неидеальной реализацией осуществляемых в них термодинамических процессов происходит с некоторыми ее потерями. Потерянная энергия, как и все виды энергии, в итоге преобразуется в ее тепловую разновидность и рассеивается в пространстве в виде тепла. При этом часть выделившегося тепла безвозвратно утрачивается, а часть, в количестве q, успевает аккумулироваться продуктами сгорания, вновь вовлекается в термодинамические процессы, происходящие в последующих ступенях турбин, и участвует в создании двигателями мощности. Данный факт подтверждается рядом исследований [1] .

Существующее приборное оснащение ГТД не позволяет инструментально регистрировать количество тепловой энергии, вновь вовлекаемое в рабочие процессы двигателей. Доступно судить только о количестве энергии, которое поступает в турбины в целом и покидает их с выхлопными газами. Между тем для определения энергетических показателей ГТД с большей точностью оценка и учет q желателен, так как это повышает достоверность диагностики двигателей по их параметрическим данным и обеспечивает корректную эксплуатацию двигателей в последующем. Оценка q, как следует из вышеизложенного, может быть выполнена только косвенно, на основе той информации, которая доступна .

Для реализации такой оценки введем понятие эффективная температура продуктов сгорания перед силовой турбиной .

Определение «эффективная» означает, что температура, к которой оно относится, участвует в эффекте создания мощности двигателя. Эта температура не регистрируется штатными приборами, но эффект от нее присутствует в итоговом значении мощности, создаваемой двигателями .

Рассмотрим несколько вариантов нахождения по косвенным параметрам, значения которых могут быть установлены по штатным приборам ГТД .

Поскольку температура подлежит количественной оценке, то это требует максимальной конкретизации ситуации. Поэтому для определенности сначала рассмотрим нахождение для двухвальных двигателей, имеющих в своем составе

–  –  –

Соответствующие части полученных уравнений (их левые и правые части) разделим друг на друга, проведем некоторые сокращения .

При делении сокращению подлежат геометрические параметры в в и в, так как при смене режима работы двигателей геометрические характерив стики проточных частей их турбин высокого давления не изменяются .

Точки приложения силы в и, соответственно, в также можно считать неизменными, так как двигатели ГПА эксплуатируются в узком диапазоне режимов рабоНефть и газ ты. В этих условиях поля скоростей продуктов сгорания в лопаточных аппаратах турбин, определяющие в, изменяются в ограниченных пределах .

Кроме рассмотренных величин допустимо сокращение теплоемкостей и в связи с несущественным их отличием, а также соответствующих газовых постоянных ( п и ), коэффициентов сжимаемости ( и, и ) и давлений ( и ):

при работе ГТД в узких режимных диапазонах, характерных для ГПА, состав продуктов сгорания, определяющий значения п, не претерпевает существенных изменений, что позволяет считать п = ;

соответствующие друг другу коэффициенты сжимаемости продуктов сгорания ( и ), а также ( и ) подлежат сокращению, так как смена режима работы двигателей незначительно влияет на значения данных коэффициентов;

давление на выходе силовой турбины во многом определяется атмосферным давлением и гидравлическим (газовым) сопротивлением газоотводящих трактов двигателей. Изменение атмосферного давления в небольших пределах, наблюдаемое фактически, и невысокое сопротивление выхлопных трактов двигателей приводят к эксплуатационным вариациям в небольших пределах. Отмеченное позволяет для большинства случаев принимать = и отношение данных параметров принимать равным единице. Для иных ситуаций, когда расхождение между и может быть заметным, отношение ( ) допустимо сохранить. Это не потребует для практического использования итогового выражения по определению расширения штатных приборов ГПА. Достаточно каждую компрессорную станцию дооснастить одним барометром. Большинство станций такими приборами уже располагают .

Продукты сгорания газотурбинных двигателей на 98 % и более состоят из атмосферного воздуха. Со сменой режима работы двигателей содержание воздуха в продуктах сгорания изменяется несущественно (на 1 1,5 %) [2]. Поэтому можно принять, что расход продуктов сгорания равен расходу поступающего в камеры сгорания двигателей воздуха. Возникающая от этого погрешность при невысокой точности штатных приборов двигателей технического назначения существенного влияния на результаты диагностирования не оказывает. Это влияние снижается за счет вероятностной оценки диагностических выводов на базе данных по нескольким режимам работы ГПА [3, 4] .

Подача воздуха в камеры сгорания производится осевыми компрессорами, которые относятся к машинам лопастного типа. Согласно теории таких машин, при эксплуатации их с частотой оборотов ротора, близкой к номинальной, наблюдается прямо пропорциональное изменение массовой подачи компрессоров в зависимости от частоты оборотов их роторов. На этом основании, учитывая то, что ГТД газовой промышленности эксплуатируются, как правило, вблизи в, при делении записанных выше уравнений друг на друга принимаем п п в .

в Полученное в результате всех действий уравнение решим относительно искомой величины .

в [1 – (1 ) ]. (11) в

Зависимость (11) позволяет находить эффективное значение температуры продуктов сгорания перед силовой турбиной на основе данных о численном значении трех параметров, к ним относятся:

температура продуктов сгорания перед турбиной высокого давления ;

температура продуктов сгорания после силовой турбины ;

число оборотов ротора турбины высокого давления .

Содержащаяся в (11) температура, соответствующая при номинальном режиме работы двигателя, определяется по выражению (2), записанному для номинального режима и решенному относительно :

–  –  –

Полученные выражения позволяют определять эффективное значение температуры продуктов сгорания перед силовой турбиной на базе различной исходной информации .

Нефть и газ Зависимость (11) дает возможность рассчитывать по трем рабочим параметрам двигателей: по температурам и и по числу оборотов ротора турбины высокого давления в .

По формуле (17) можно определять на основе данных по двум параметрам — по температуре продуктов сгорания после силовой турбины и по числу оборотов ротора силовой турбины .

Эмпирическое выражение (20) позволяет находить так же, как (17), по двум, но уже другим, параметрам: по температуре продуктов сгорания перед турбиной высокого давления и по числу оборотов ротора силовой турбины .

Расчеты показывают, что значения температуры, полученные по теоретическим выражениям (11) и (17), отличаются от значений по эмпирическому выражению (20) не более, чем на 3,5 %, что свидетельствует о достаточной адекватности (11) и (17) .

Все входящие в (11), (17) и (20) физические величины, на основе которых находится, относятся к числу постоянно измеряемых и регистрируемых рабочих параметров ГПА. Это делает определение в условиях эксплуатации ГПА доступным .

Представленное в настоящей работе определение выполнено применительно к двухвальным двигателям, составляющим большинство газотурбинного парка газовой промышленности. Для менее распространенных двигателей в трехвальном исполнении параметр может быть найден аналогично, на основе вышеприведенных рассуждений .

Список литературы

1. Ревзин Б. С., Ларионов И. Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа .

Справочное пособие. – М.: Недра, 1991. – 303 с .

2. Волков М. М., Михеев А. Л., Конев А. А. Справочник работника газовой промышленности. – М.: Недра, 1989. – 287.с .

3. Перевощиков С. И. Развернутая диагностика технического состояния газотурбинных двигателей по их эффективной мощности. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2014. – № 5. – С. 92-98 .

4. Перевощиков С. И. Диагностика газотурбинных двигателей по их эффективной мощности // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2014. – № 3. – С. 112-121 .

Сведения об авторе Information about the author Перевощиков Сергей Иванович, д. т. н., кон- Perevoschikov S. I., Doctor of Engineering, tuсультант кафедры «Прикладная механика», Тю- tor of the chair «Applied Mechanics», Tyumen State менский государственный нефтегазовый универ- Oil and Gas University, phone: 8(3452)467480 ситет, тел: 8(3452)467480 __________________________________________________________________________________________

УДК 621.6-7

ИССЛЕДОВАНИЕ МАРКОВСКИХ МОДЕЛЕЙ ИНТЕНСИВНОСТИ

ОТКАЗОВ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА

STUDY OF MARKOFF MODELS OF PETROLEUM COMPLEX PUMPING

UNITS FAILURE RATE

Э. А. Петровский, М. В. Гагина E. A Petrovskiy, M. V. Gagina Сибирский федеральный университет, Институт нефти и газа, г. Красноярск Ключевые слова: Марковские процессы; моделирование; случайный процесс;

насосная установка; ремонт Key words: Markoff processes; modeling; stochastic process; pumping unit; repair Безопасная и эффективная эксплуатация оборудования нефтегазового комплекса при минимальных затратах на его техническое обслуживание и ремонт может быть обеспечена только на основе надежности на всех этапах жизненного цикла Нефть и газ технологического оборудования. Большинство аварий связано с поздним обнаружением отказов и дефектов или высокой вероятностью пропуска при плановопредупредительном осмотре и ремонте. В связи с этим необходима разработка и применение новых методов прогнозирования отказов, диагностики и контроля оборудования нефтегазового комплекса. Эффективность и непрерывность всей технологической цепи нефтегазопереработки в значительной степени зависит от надежной и бесперебойной работы насосных станций, частью которых являются насосные установки .

Анализ причин отказов (износ, коррозия и т. д.) насосного оборудования показывает, что значительное их число происходит вследствие неудовлетворительного обслуживания, контроля качества изготовления и сборки. Работоспособность и восстановление его основных технических характеристик достигаются благодаря системе технического обслуживания, ремонта и организации диагностического контроля в процессе эксплуатации .

Для рациональной организации ремонта и технического обслуживания насосных установок необходимо знать закономерности изменения параметров технического состояния по времени или вариаций параметров технического состояния .

Одним из наиболее эффективных методов математического вероятностного моделирования процессов эксплуатации и технического состояния является методология Марковского анализа надежности. В соответствии с ГОСТ Р 51901.15Марковский анализ является одним из аналитических методов анализа надежности и может использоваться для оценки и анализа вероятностных характеристик при оценке риска технических систем на этапе эксплуатации .

Марковский анализ является методом, ориентированным на оценку надежности систем с функционально сложной структурой, сложного ремонта и стратегий обслуживания, и учитывает зависимость отказов и восстановлений отдельных компонентов, характеризующих состояние технологической системы в целом .

Случайный процесс, протекающий в какой-либо системе S, называется Марковским (или процессом без последействия), если он обладает следующим свойством: для любого момента времени t0 вероятность любого состояния системы в будущем (при t t0) зависит только от ее состояния в настоящем (при t = t0) и не зависит от того, когда и каким образом система S пришла в это состояние .

Практическая реализация предложенной методики осуществляется в соответствии с блок-схемой (рис.1) .

Рис. 1. Алгоритм применения методики Марковских процессов с дискретным состоянием и непрерывным временем для оценки и прогнозирования надежности насосных установок нефтегазового комплекса Нефть и газ Насосные установки являются оборудованием со сложной структурой, изменяющейся конфигурацией, со сложными видами ремонта и стратегиями обслуживания. Именно поэтому целесообразно применение методики Марковского анализа .

При прогнозировании надежности насосных установок их функционирование во времени рассматривается как случайный процесс перехода из состояния в состояние, обусловленного отказами и восстановлениями вследствие сильного влияния внешних и внутренних факторов, имеющих случайный характер. Данный случайный процесс может быть описан дискретным Марковским процессом с непрерывным временем. Для того чтобы вычислить числовые параметры, характеризующие такой процесс, нужно построить вероятностную модель, учитывающую сопровождающие ее случайные факторы и позволяющую моделировать надежность поведения системы во времени .

Для построения вероятностной модели рассмотрим насосную установку как сложную динамическую систему S, переходящую из состояния в состояние и состоящую из отдельных элементов, функционально связанных между собой. Элементы, из которых состоит установка, могут существовать только в работоспособном или неработоспособном состоянии. Установка в целом может существовать в различных состояниях, каждое из которых определяется комбинацией работоспособного и неработоспособного состояний ее элементов. В момент отказа или восстановления установка переходит из одного состояния в другое в случайные моменты времени .

Необходимо оценить все виды отказов элементов системы, влияющие на работоспособность установки в целом, в частности порывы кабеля, несоответствие параметров насосных установок параметрам скважины, засорение насосов механическими примесями, отложение солей и прочее .

Это происходит по причине внешних и внутренних воздействий на систему (перепады напряжения, работа «в сухую», температурные воздействия, гидравлические удары, неправильно рассчитанные нагрузки и т. д.) .

На основе изученных функциональных и структурных моделей насосной установки определены все возможные, наиболее вероятные состояния системы (S), каждое из которых можно рассматривать как состояние, в котором она находится с некоторой вероятностью: S0 — осматривается; S1 — установка неработоспособна;

S2 — установка исправна, работает; S3 — производится аварийно-восстановительный ремонт .

Таким образом, насосная установка при эксплуатации представлена диаграммой состояний и переходов в виде графа (рис. 2), узлами которого являются состояния деятельности, а дугами — переходы между состояниями .

–  –  –

Так как в любой момент времени t система S будет находиться только в одном из состояний S1,...,Sn, то события Si t, i = 1,….,n несовместны и образуют полную группу.

Поэтому имеет место нормировочное условие Нефть и газ Вероятности состояний pi t, i = 1,...,n (неизвестные вероятностные функции) являются решением следующей системы дифференциальных уравнений:

Система представляет собой систему n обыкновенных линейных однородных дифференциальных уравнений первого порядка с постоянными коэффициентами .

Эта система называется системой дифференциальных уравнений Колмогорова, которая составляется по графу и позволяет получить требуемые показатели надежности .

Выходами Марковской модели являются вероятности пребывания системы в данных состояниях. Для каждого графа вычисляется вероятность (P) нахождения системы в определенном состоянии в момент времени (t), и оцениваются показатели надежности: вероятность безотказной работы, средняя наработка до отказа, коэффициент готовности КГ, коэффициент простоя КП и др .

Таким образом, исследование Марковской модели моделирования надежности позволит принимать наиболее эффективные технические решения. Такая модель будет основой для решения технологических задач повышения надежности, ремонтопригодности и эксплуатационной технологичности насосных установок с целью оптимизации их работы применением методов теории Марковских процессов для обоснования оптимальной стратегии контроля и ремонта; обоснованием оптимальных стратегий ремонта при различном характере, описывающим поведение прогнозируемого параметра оборудования .

Одним из основных преимуществ методики является применимость к сложным конфигурациям систем, сложным стратегиям обслуживания, изменяющимся режимам работы. Другие методы анализа надежности, например анализ дерева неисправностей и метод структурной схемы надежности, не позволяют учесть сложные стратегии технического обслуживания .

Использование модели при решении различных задач позволит принимать наиболее эффективные технические решения и оперативно воздействовать на режимы совместной работы оборудования нефтегазового комплекса. Такая модель может быть основой решения всевозможных технологических задач проектирования и эксплуатации установок с целью оптимизации их работы. На основе применяемой методики возможно построение графа переходных вероятностей для управления технологическими процессами восстановления и ТО и выбора оптимальных их вариантов .

Совокупность разработанных математических методов оценки значений показателей ремонтопригодности и эксплуатационной технологичности, которые базируются на применении теории Марковских процессов, значительно углубляют теорию надежности и теорию технической эксплуатации нефтегазового оборудования за счет:

получения законов распределения отказов различных типов оборудования для реальных процессов изнашивания;

математических моделей и показателей, полученных в результате применения методов теории Марковских процессов, для исследования интенсивности отказов .

Результаты Марковского анализа надежности используются для:



Pages:   || 2 |



Похожие работы:

«Самарская Лука: проблемы региональной и глобальной экологии. 2010. – Т. 19, № 2. – С. 196-214. УДК 01+092.2 АНДРЕЙ ГЕННАДЬЕВИЧ БАКИЕВ (К 50-ЛЕТИЮ СО ДНЯ РОЖДЕНИЯ И 25-ЛЕТИЮ НАУЧНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ) © 2010 Г.С. Розенберг; А.Л. Маленев, О...»

«ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ ГОРОДОВ ООО "Горный-ЦОТ" КОМПЛЕКСНАЯ АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ комплекс инновационного автоматизированного оборудования с использованием элементов искусственной нейронной сети для проведен...»

«СМИРНОВА Татьяна Георгиевна ВЛИЯНИЕ ЖЕНСКИХ ПОЛОВЫХ СТЕРОИДНЫХ ГОРМОНОВ НА МЕХАНИЗМЫ ВНУТРИ И ВНЕКЛЕТОЧНОЙ БАКТЕРИЦИДНОСТИ ФАГОЦИТИРУЮЩИХ КЛЕТОК 14.03.09 – Клиническая иммунология, аллергология Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата биологических наук Челябинск – 2013 Работа выполнена в научно-и...»

«Vol. 1 (3), 2016 УДК 574.474 DOI 10.21685/2500-0578-2016-3-1 REVIEW Open Access SOME FEATURES OF THE TRANSFORMATION OF MAMMAL FAUNAS OF THE PALEARCTIC AND NEARCTIC IN THE TERMINAL CENOZOIC V. N. Kalyakin Zoological Museum of Moscow State University, 6 Nikitskaya, Moscow, 125009, Russia E...»

«матер. IV очередного Всерос. социол. конгресса / РОС, ИС РАН, АН РБ, ИСППИ. [Электронный ресурс]. М.: РОС, 2012. С . 100–112.3. Бенин В. Л., Жукова Е. Д. Феномен мозаичности как результат дифференциации современного знания // Понятийный аппарат педагогик...»

«заказать компетентное выполнение дипломной работы на https://diplom-berezniki.ru 4 Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное агентство по образованию ПЕРМСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Факультет очно-заочного обучения Специальность Хими...»

«Электронный архив УГЛТУ Проблемы безопасности и экологии в переработке древесины Safety and ecology problems in wood processing УДК 674.0:628.5 В.Н . Старжинский, С.В. Совина, С.Ю. Тракало (УГЛТУ, г. Екатеринбург, РФ), vs...»

«О. С. Хоробрых. Гендерные особенности реализации потребностей. 37 О. С. Хоробрых ГЕНДЕРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ ПОТРЕБНОСТЕЙ В ПРОФЕССИОНАЛЬНОМ РОСТЕ ЛИЧНОСТИ Различие между мужчинами и женщинами является наиболее фундаментальным биологическим различием между представ...»

«Олесов Егор Евгеньевич Экспериментально-клиническое и экономическое обоснование профилактики стоматологических заболеваний у молодых работников градообразующих предприятий с опасными условиями труда 14.01.14 – Стоматология Диссерт...»

«Пояснительная записка к программе Общая биология 10-11 классы 1 ч в неделю, всего 34 часа Курс биологии на ступени основного общего образования направлен на формирование у школьников представлений об отличительных особенностях живой природы...»

«Детектирование тепловых источников в Казахстанском секторе Каспийского региона по данным NOAA/AVHRR А.Г. Терехов, Н.Р. Муратова Институт Космических Исследований, Министерство Образования и Н...»

«Разнарядка на получение учебных изданий для образовательных учреждений Пензенской области ООО "ДРОФА" Город, Учреждение № Наименование Класс КолЦена, Сумма, район образования по во, руб. руб. ФП экз. Город МБОУ Гимназия № 42 1765 Коринская В.А., Душина И.В., 7 1 218,9 218...»

«П А Р А З И Т О Л О Г И Я, XVI, 1, 19 82 КРАТКИЕ СООБЩЕНИЯ УДК 576.895.122 : 597.5 НОВЫЕ ДАННЫЕ О ASYMPHYLODORA PROGENETICAPARASYMPHYLODORA PROGENETICA (TREMATODA, MONORCHIDAE) А. П. Кулакова Зоологический институт А Н СССР, Ленинград Найдена в рыбе Asymphylodora progenetica, известная ранее тол...»

«Вестник Белорусско-Российского университета. 2010. № 2(27) _ Белорусско-Российского университета ТРАНСПОРТ МАШИНОСТРОЕНИЕ. МЕТАЛЛУРГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВО. АРХИТЕКТУРА ПРИБОРОСТРОЕНИЕ ОХРАНА ТРУДА. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ. ГЕОЭКОЛОГИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИКА Научно-методический журнал Издается с октября 2001 г....»

«ПОЛОЖЕНИЕ об организации работы на пришкольном учебно-опытном участке Общее положение I.1.1. Школьный учебно-опытный участок (УОУ) организуется в целях воспитания у учащихся интереса и любви к природе и сельскому хозяйст...»

«МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ (МГС) INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION (ISC) ГОСТ МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ ISO 10993-3— СТАНДАРТ ИЗДЕЛИЯ МЕДИЦИНСКИЕ. ОЦЕНКА БИОЛОГИЧЕСКОГО ДЕЙСТВИЯ МЕДИЦИНСКИХ ИЗДЕЛИЙ Часть 3 Исс...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕ...»

«В. Ф. НАТАЛИ ОСНОВНЫЕ ВОПРОСЫ ГЕНЕТИКИ ПОД РЕДАКЦИЕЙ ДО НТОРА БИОЛОГИЧЕСКИХ НАУК в. в. хвостовой ИЗДАТЕЛЬСТВО "ПРОСВЕЩЕНИЕ" Москьа 1967 Рецензенты: доктор Апологических наук Лобагиев Михаил Ефимович и доктор биологи...»

«"МИКОЛОГИЯ И АЛЬГОЛОГИЯ В РОССИИ. XX XXI ВЕК: СМЕНА ПАРАДИГМ" Конференция, посвященная 100-летию кафедры микологии и альгологии, 110-летию со дня рождения М.В . Горленко, памяти Ю.Т. Дьякова 17 19 ноября 2018 г. Московский государственный университет имени М.В.Ломоносова Биологический факультет НАУЧНАЯ ПРОГРАММА 17...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования ПЕНЗЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Факультет физико-математических и Кафедра Общая биология и естественных наук биохимия Направление подготовки44.03.01Педагогическо...»

«Пояснительная записка Назначение программы Воспитание экологической культуры актуальнейшая задача сложившейся социально-культурной ситуации XXI века. В условиях разностороннего глубочайшего экологического кризиса усиливается значение экологи...»

«Нефедова Наталия Сергеевна МИНОРНЫЕ КОМПОНЕНТЫ МЕТАБОЛИЗМА В ИССЛЕДОВАНИИ МЕЖМОЛЕКУЛЯРНОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ 03.01.04 – Биохимия Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата медицинских наук Челябинск 2013 Работа выполнена на кафедре фундаментальной и клинической биохимии с л...»

«Ученые записки университета имени П.Ф. Лесгафта. – 2015. – № 3 (121). Festschrift of Russian State University of Physical Education, Moscow, (1998), vol. 2, pp. 39-49.5. Turkeleri, E. “The triumph of Kazakhstan weightlifting”, available at: http://wfrk.kz/coach/view/7?lang=ru/ 6. Furnadzhiev...»

«ХИМИЯ РАСТИТЕЛЬНОГО СЫРЬЯ. 2011. №2. С. 133–136. УДК 633.1:(577.16:582.29) ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРОЦЕССОВ ПОЛУЧЕНИЯ ПРИРОДНЫХ ВЕЩЕСТВ АНТИБИОТИЧЕСКОГО ДЕЙСТВИЯ ИЗ ЛИШАЙНИКОВОГО СЫРЬЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕХАНОХИМИЧЕСКОЙ ТЕХНОЛОГИИ В.В. Аньшакова1*, Б.М. Кершенгольц2, В.И. Аньшаков3 © Северо-Восточный...»




 
2019 www.mash.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - онлайн публикации»

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.