Название файла: Тезисы ln2zx826ejup3dz9

В сборнике публикуются тезисы докладов 66-й Международной
молодежной научной конференции «Нефть и газ – 2012». В конференции
принимали участие студенты российских вузов: РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина, МГУ им. М.В. Ломоносова, Финансовой академии при
правительстве РФ, вузов и факультетов нефтегазового профиля из
Тюмени, Уфы, Ухты, Альметьевска, Самары, Волгограда, Омска, Томска,
Казани, Перми, Краснодара, Санкт-Петербурга, Удмуртии, Воронежа,
Москвы; зарубежных вузов: Норвегии, Узбекистана, Туркменистана,
Украины, Казахстана, Белоруссии, а также школьники из Москвы,
Московской области и других регионов России.
Сборник издан в виде тринадцати брошюр, в которые включены
тезисы докладов соответствующих тематическим направлениям работы
конференции.
Ответственный редактор:
проф. В.Г. Мартынов
Редакционная комиссия:
проф. А.В. Мурадов
проф. А.Б. Золотухин
проф. В.В. Кадет
проф. А.Ф.Андреев
проф. П.П. Бородавкин
проф. А.М. Короленок
проф. А.В. Лобусев
проф. И.Т. Мищенко
проф. В.Г. Пирожков
проф. В.Е. Попадько
проф. А.К. Прыгаев
проф. С.Н. Рожнов
проф. Б.П. Тонконогов
доц. Е.Ю. Симакова
доц. В.В. Калинов
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2012
2
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА
(НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)
СБОРНИК ТЕЗИСОВ
66-ОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ МОЛОДЕЖНОЙ
НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ
НЕФТЬ
И ГАЗ
2012
17-20 АПРЕЛЯ 2012 Г.
Секция 1
Геология, поиск и разведка
месторождений нефти и газа
3
ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КЕРНА ИЗ
СКВАЖИНЫ № 1 МЕСТОРОЖДЕНИЯ «МАТОНАТ»
(PHYSICAL AND HYDRODYNAMIC STUDY OF CORE WELL №1
"MATONAT" DEPOSITS)
Аббасова С. А., Ибрагимов Х. Р.
(научный руководитель доцент Муминов А. С.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г.Ташкент
Эксперименты по изучению процесса фазовой фильтрации двухфазного
потока пластового флюида были проведены на установке ВPS-805 компании
Coretest Systems (США). BPS-805 является индивидуально управляемой
системой, сконструированной для проведения измерений проницаемости по
жидкости при поровых давлениях до 5,000 psi и давлением обжима до 9,950 psi.
Стандартная система включает в себя низкопульсационный насос HPLC для
прокачки флюидов с расходом от 0,01 до 10 мл/мин с разрешением 0,01
мл/минуту. Цилиндрические образцы керна помещаются в установленный
вертикально кернодержатель Хаслера.
Объектом испытаний явилась, собранная из десяти образцов
известняков-модель пласта правильной геометрической формы ориентированная
параллельно напластованию. Процесс испытания заключается в том, что через
модель пласта осуществляется совместная фильтрация модельного газа и
пластовой воды в условиях, приближенных к пластовым. В указанной модели
определялись относительные фазовые проницаемости газа и пластовой воды при
воссоздании термобарических условий залегания исследуемого объекта XVI
пласта: Рпл = 25 МПа, Тпл = 850С, Ргорное = 38 МПа. Эксперимент выполнен при
остаточной водонасыщенности модели пласта 66,0%.
Результаты определения фазовых проницаемостей для нефти и газа
приведены в табл. 1.
Таблица 1
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Доли в потоке
газ
вода
1
0
0,9
0,1
0,8
0,2
0,7
0,3
0,6
0,4
0,5
0,5
0,4
0,6
0,3
0,7
0.2
0,8
0,1
0,9
Водонасыщенность
д.е
0,30
0,34
0,38
0,42
0,46
0,50
0,54
0,58
0,62
0,66
4
ОФПг
д.ед.
0,701
0,571
0,458
0,361
0,279
0,212
0,154
0,109
0,047
0,002
ОФПв
д.ед.
0
0,001
0,004
0,012
0,024
0,041
0,0603
0,093
0,112
0,151
ИЗУЧЕНИЕ ГЕОХИМИИ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА
ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА (ОРЕНБУРГСКАЯ ОБЛАСТЬ) С
ЦЕЛЬЮ ОЦЕНКИ МАСШТАБОВ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ
(STUDY OF GEOCHEMISTRY OF PRE-URAL FORE DEEP
ORGANIC MATTER (THE ORENBURG REGION) FOR THE
PURPOSE OF EVALUATION OF EXTENT OF HIDROCARBON
GEHERATION)
Алёнина Е.И.
(научный руководитель профессор Дахнова М.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В работе изучается геохимия органического вещества
Предуральского
краевого
прогиба
(Оренбургская
область)
и
осуществляется оценка масштабов генерации углеводородов. Исходными
данными служат фондовые и опубликованные материалы по
геологическому строению и геохимическим свойствам пород исследуемого
участка – буровые данные, результаты анализов керна. А также результаты
исследований генерационных свойств материнских пород методом Rock
Eval, который был проведен в отделе «Геохимических методов прогноза
нефтегазоносности и охраны окружающей среды» ВНИГНИ.
На основе данных по Сорг, Тmax, S0, S1, S2, S3 и S4 рассчитываются
такие геохимические показатели пиролиза, как водородный, кислородный
индексы, индекс продуктивности и нефтяной генерационный потенциал.
Поскольку основная масса органического вещества содержится в
глинистых, аргиллитовых толщах, а также глинисто-карбонатных породах,
по геологическим данным была оценена толщина нефтегазоматеринских
пород. С учетом толщины НГМТ оцениваются масштабы генерации
углеводородов.
Анализируя возможные масштабы генерации углеводородов нужно
учитывать потери на путях миграции, а также процессы химического и
биохимического
преобразования
их
свойств
в
определенных
геохимических зонах осадочной толщи под действием как катагенных, так
и гипергенных процессов.
Необходимость оценки масштабов генерации углеводородов
обусловлена необходимостью определения перспектив нефтегазоносности
района, так как в настоящее время крайне актуальным является вопрос
возможности увеличения ресурсной базы углеводородного сырья. Но
следует учитывать, что для решения этого вопроса необходим
комплексный подход: геохимические данные должны использоваться
совместно с геологическими, геофизическими, литологическими и
прочими материалами.
5
ОРИЕНТИРОВАННЫЙ КЕРН. ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИ
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ СКВАЖИН И
ПОВЫШЕНИИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ.
(ORIENTED CORE. POSSIBILITY IN GEOPHYSICAL WELL
LOGGING AND IMPROVEMENT OF EXPLOITATION EFFICIENCY)
Алиев М.И.
(научный руководитель профессор Стрельченко В.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В данной работе рассматривается ориентированный керн, анализ
систем и методов ориентированного отбора керна, перспектива
использования ориентированного керна и данных, полученных его
анализом в геофизических исследованиях скважин, а также в повышении
эффективности разработки месторождений.
В качестве рабочего
алгоритма рекомендую следующую последовательность пунктов данной
работы:
1. Ориентированный керн. Общие понятия.
2. Методика и способы ориентированного отбора керна.
3. Комплексный анализ методов и устройств для отбора
ориентированного керна.
4. Роль ориентированного керна в современной нефтегазовой отрасли.
Перспективы использования.
5. Анализ востребованности ориентированного отбора керна при
бурении скважин с внедрением более наукоемких методов.
6. Перспективы ориентированного отбора керна при геофизических
исследованиях скважин
7. Использование данных, получаемых при его отборе в повышении
эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений
8. Выводы.
6
ФЕС И ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДЛЯ
РАЗНЫХ ТИПОВ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ВЕРХНЕДЕВОНСКОГО
ВОЗРАСТА ВОСТОЧНОГО БОРТА ХОРЕЙВЕРСКОЙ НГО
(RESERVOIR PROPERTIES AND REGULARITIES OF THEIR
DISTRIBUTION FOR DIFFERENT TYPES OF RESERVOIRS OF THE
DEVONIAN OF THE EASTERN EDGE OF HOREYVERSKAYA OGA)
Алмазов Д.О., Елисеева Л.Д.
(научный руководитель к. г.-м. н. доцент Ляпунов Ю.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Хорейверская
НГО
входит
в
состав
Тимано-Печорской
нефтегазоносной провинции, которая в свою очередь играет важную роль
в формировании топливно-энергетического баланса России. На территории
Хорейверской НГО основные залежи нефти приурочены к отложениям
верхнедевонского возраста, которые представлены сложнопостроенными
карбонатными коллекторами. В последнее время роль таких коллекторов
возрастает большими темпами, что требует более детальных исследований.
Объектом исследования являлись франско-фаменские отложения
центральной части восточного борта Хорейверской НГО. Целью работы
является изучение ФЕС и структуры пустотного пространства породколлекторов, а также влияния вторичных процессов на их преобразование.
Было выделено 8 литотипов, основными коллекторами среди которых
являются известняки биогермные водорослевые, известняки комковатоводорослевые со строматопорами, а также известняки оолитовые. Для
пород характерны изменения под действием вторичных процессов,
оказавших как положительное, так и отрицательное влияние на их
фильтрационно-емкостные свойства. Такие процессы, как кальцитизация и
перекристаллизация, приводили к частичному и полному заполнению
пустотного пространства, что повлекло за собой уменьшение пористости и
проницаемости. Образование трещин и каверн выщелачивания, в свою
очередь, приводят к появлению вторичного пустотного пространства.
Оценка распределения ФЕС позволила выделить 3 типа породколлекторов: трещинно-каверновый, порово-каверновый и смешанный. В
разрезе преобладают плотные породы (71 %). Среди коллекторов наиболее
часто встречаются трещинно-каверновые (13% разреза). Поровокаверновый и смешанный тип коллектора составляют, соответственно,
10% и 7% вскрытых отложений.
В ходе работы было оценено влияние вторичных процессов на
формирование структуры пустотного пространства, установлены
закономерности распределения ФЕС для каждого типа коллектора.
Результаты проведенных исследований могут быть учтены при подсчете
запасов, а также при выборе способа эксплуатации месторождения и
методов повышения нефтеотдачи.
7
АНАЛИЗ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
НА КУАКБАШСКОМ ВАЛЕ РОМАШКИНСКОГО НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ВЫЯСНЕНИЕ ИХ ПРИРОДЫ
(THE ANALYSIS OF COMPLICATIONS AND NATURE OF DRILLING
OPERATION OF THE KUAKBAK VAL ROMASHKIN OIL FIELD )
Бабенко Ю.Б.
(научный руководитель профессор Касьянова Н.А.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В работе проведен анализ осложнений при бурении скважин
Куакбашского вала Ромашкинского нефтяного месторождения (301-303
залежи) и определена их природа.
Основными рассматриваемыми случаями осложнений являлись провалы
инструмента, осыпание и обвалы пород, прихват и заклинивание бурильного
инструмента, полный уход промывочной жидкости и др.
Выполнен
комплексный
анализ
разноплановой
информации,
включающей геологическое строение (разломная система) изучаемой
территории,
результаты
дешифрирования
космоснимков
(система
линеаментов) и местоположение происшедших случаев осложнений при
бурении скважин.
При плановом сопоставлении указанной информации было выявлено,
что 98% случаев осложнений при бурении скважин оказались
приуроченными к зонам разрывных нарушений и, как правило, северовосточного направления.
Таким образом, подавляющее большинство аварийных случаев на
рассматриваемом
участке
Ромашкинского
месторождения
имеет
геодинамическую природу и связано, в основном, с неотектонической
активностью разломной системы северо-восточного простирания.
8
ДОРАЗВЕДКА КИРСАНОВСКОГО НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(THE PROJECT OF FURTHER EXPLORATION OF KIRSANOVSKOE
OIL FIELD)
Баландина Е.В.
(Научный руководитель профессор, д.г.-м.н. Керимов В.Ю. )
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Промышленные запасы углеводородного сырья на территории Оренбургской области были
открыты в 1937 году. Пик открытий пришелся на 60-70-е годы прошлого века. Основное
открытие – уникальное нефтегазоконденсатное Оренбургское месторождение – состоялось
в 1964 году.По добыче УВ Оренбургская область является одним из ведущих регионов
России. За все время разработки месторождений в Оренбургской области было добыто 1,2
трлн.м3 природного и попутного газа, 480 млн.тн. нефти и более 50 млн.тн. газового
Распределение добычи углеводородного сырья в Оренбургской области
конденсата.Долгое время главным видом углеводородного сырья, добывавшегося в
по видам
сырья
в 2006
году падает, а добыча нефти растет.
области, был природный газ. Однако,
добыча
газа
в области
нефть
54,6%
газ
44,0%
конденсат
1,4%
Рис. 1. Текущее соотношение добычи углеводородов в Оренбургской области
Одним из важных направлений увеличения ресурсной базы УВ Оренбургской области
является доразведка месторождений нефти и газа на основе детального изучения их
геологического строения и геофлюидодинамических условий формирования этих
месторождений. В связи с вышеизложенным доразведка Кирсановского нефтяного
месторождения является очень актуальной и своевременной. В настоящее время на
месторождении ведётся эксплуатационное бурение, проведены полевые работы и
выполнена интерпретация сейсмической съемки 2Д и 3Д, проведены геофизические работы
дифференциально-нормированным
методом
электроразведки,
отобраны
и
проанализированы глубинные и поверхностные пробы нефти. Практическая значимость
проводимых исследований связана ожидаемым приростом запасов нефти по
Кирсановскому л.у.
Целью исследований является доразведка выявленных залежей нефти в отложениях
продуктивного пласта Т1 турнейского яруса, а также поиск новых залежей нефти в
перспективных девонских и каменноугольных отложениях в пределах Кирсановского
лицензионного участка на основе детального изучения
геологического строения.
Уточнение геологического строения района работ в результате проведенной 3Д
сейсморазведки определило направление дальнейших геологоразведочных работ и явилось
основной причиной для составления настоящей работы.
9
ВОЗДЕЙСТВИЕ ВОДОХРАНИЛИЩ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ
(EFFECTS OF WATER RESERVOIR ON THE ENVIRONMENT)
Баранчуков В.С.
(научный руководитель доцент Будкин Д.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
История сооружения водохранилищ на реках насчитывает свыше
пяти тысячелетий. В ХХ веке оно достигло особенного размаха – за сто лет
суммарный объем вод в водохранилищах возрастает с 15 км3 до 6000 км3,
В результате этого, некоторые реки, по сути, превращаются в каскады
водохранилищ.
Создания и функционирования водохранилищ может иметь как
положительные, так и отрицательные экологические и хозяйственные
последствия.
К положительным аспектам относятся возможности:
 улучшения водоснабжения крупных городов;
 предотвращения наводнений:
 создания на берегах водохранилища рекреационных зон;
 расширения площадей поливных земель;
 увеличения тоннажа судов, объемов водных перевозок;
 получение
электроэнергии
при
использовании
возобновляемого ресурса.
Но, с развитием цивилизации, стали видны не только
положительные,
но
и
отрицательные
аспекты
строительства
водохранилищ.
Вместе с тем, изменение естественного гидрологического режима
рек, вызваемое строительством водохранилищ, равно как и неумеренным
отбором воды, может приводить к неблагоприятным экологическим
последствиям - вплоть до необратимых экологических катастроф
(Колорадо, Арал).
Помимо безвозвратного изъятия из оборота прибрежных, как
правило, обжитых и занятых сельскохозяйственными угодьями земель,
создание водохранилища может приводить к изменению термического,
ледового и гидрохимического режима реки, изменению теплового стока,
стока наносов, подъему уровня грунтовых вод на прилегающей
территории, ее подтоплению и заболачиванию, активизации эрозионных
береговых процессов и изменению существующих экосистем.
Эти и другие возможные негативные последствия должны
учитываться при проектировании водохранилищ.
10
ПОСТРОЕНИЕ СЕДИМЕНТАЦИОННО-ЕМКОСТНОЙ
МОДЕЛИ ПЛАСТА БС-11 МУРАВЛЕНКОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДЛЯ ПРОГНОЗА ФИЛЬРАЦИОННОЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ
(CREATIONOFCAPACITOR-SEDIMENTATIONAL MODEL LAYER
OF BS-11 OFA
MURAVLENKOVKYFIELDTOFORECASTFILTRATION
ANDCAPASITORPROPERTIES)
Батырева Б.Ю.
(научный руководитель профессор Шиманский В.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Целью работы является выявление закономерностей формирования
пласта БС-11 и прогноз распределения коллекторов.
Для решения этих задач будут примененыпетрографические и
петрофизические исследования керна,
анализ формы
кривых
электрического и радиоактивного каротажа в программе ГеоПоиск.
Изменение параметра αпс показывает смену гидродинамического
уровня среды седиментации. Форма кривой ПС позволяет описать тип
геологического тела, с которым мы имеем дело. Кроме метода
собственных потенциалов данные об изменении литологического состава
получаем с помощью метода естественной гамма-активности(ГК). Кривые
ГК используются для более точного определения коллекторских свойств
пород, уточнения границ пластов.
Керн используется для калибровкиэлектрофациальной модели.
Исходные данными в работе являются скважина №9,
охарактеризованная комплексным исследованием керна по изучаемому
пласту и каротажом, также ряд скважин, охарактеризованных каротажом.
Синтез информации, полученной в результате исследований керна,
анализа каротажных диаграмм, позволил диагностировать в составе пласта
БС-11 несколько осадочных комплексов, различающихся композициями
парагенетических ассоциаций литотипов: забарьерной лагуны, песчаных
баров пляжа и предпляжья, переходной зоны и шельфа.
На основании эталонной скважины сделано моделирование
электрофаций, т.е. построен лито-фациальный профиль. В дальнейшем, это
позволит выявить распространение фаций по латерали, т.е. будет
построена лито-фациальная карта. Оценка фильтрационно-емкостных
характеристик будет проведена, используя сейсмический анализ и
количественную оценку ГИС.
Эти
данные
позволят
уточнить
оценку
запасов,
оптимизироватьтехнологических
схему
разработки,
повысить
эффективность воздействия на пласт.
11
УТОЧНЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДЗАТА (ЗАПАДНАЯ АФРИКА)
(DEFINITION OF OIL AND GAS PROSPECTS OF DZATA FIELD
(WEST AFRICA))
Бехтерева Н.А.
(научный руководитель профессор Халимов Э.М)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Нефтегазовое месторождение Дзата открыто в 2010 году и находится
в пределах оффшорного блока СapeThreePointsDeepWater, находящегося в
государстве Гана, в шельфовой части Гвинейского залива приблизительно
в 50-100 км. от береговой линии. Нефтегазоносность приурочена к
меловым отложениям. На блоке СTPDW была проведена сейсморазведка
3D, в результате обработки и интерпретации выявлен ряд перспективных
структур. На месторождении пробурена скважина Дзата-1 глубиной около
4,5 тыс. метров от уровня моря, вскрыла углеводородонасыщенную
колонну общей мощностью 94 метров, содержащую многопластовую
нефтегазовую залежь.
Для уточнения перспектив нефтегазоносностимеловых отложений
месторождения Дзата был проведен анализ результатов бурения
разведочных и оценочных скважин, уточнена геологическая модель
месторождения, выявлены основные закономерности распространения
коллекторов, а также их фильтрационно-емкостные свойства.
В результате проведенного анализа уточнена ресурсная база
месторождения Дзата, а также прилежащих структур, входящих в блок
CTPDW. А также даны рекомендации для дальнейших работ по изучению
блока.
12
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ
ОСОБЕННОСТИ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА Ю1 ЮГОВОСТОКА НЮРОЛЬСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА
(GEOLOGICAL STRUCTURE AND LITHOLOGICAL
FEATURES OF THE PRODUCTIVE HORIZON YU1 SOUTH-EAST
SEDIMENTARY BASIN OF NEWROLSK)
С.Х. Бешлеев
( научный руководитель Недоливко Н. М. к. г. м. н.)
Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Цель работы – обоснование перспектива нефтегазоносности нижне
– среднеюрских отложений.
Актуальность работы: исторически наиболее крупные и
высокодебитные залежи нефти и газа в Томской области были открыты в
верхнеюрских отложениях Нюрольской впадины. Современные стратегии
поисковых работ привели к открытию залежей в ее нижне-среднеюрском
разрезе, нося при этом, случайный, а не целенаправленный характер.
Это обусловлено весьма слабой изученностью нижних горизонтов
осадочного чехла, представленного, в отличие от морских образований
верхней юры и неокома, сложными по строению полифациальными
объектами.
Задачи исследования: характеристика геологического строения
территории исследования, анализ предыдущих исследований, выбор и
обоснование критериев нефтегазоносности.
В геологическом строении Нюрольской мегавпадины принимают
участие сильно дислоцированные карбонатные и карбонатно-кремнистые
породы палеозойского фундамента, на котором с угловым и
стратиграфическим несогласием залегают породы терригенного чехла,
представленные юрскими, меловыми, четвертичными отложениями.
В работе рассмотрена стратиграфия нижне-среднеюрских
отложений, приведена литологическая характеристика резервуаров и
экранирующих толщ, рассмотрены геохимическая характеристика
нефтегазоносных комплексов нижней-средней юры.
Оценка нефтегазоносности основана на структурно-тектонических,
лито-фациальных, гидрогеологических и геохимических критериях,
отражающих обстановки осадконакопления, накопления и преобразования
органического вещества с последующими благоприятными условиями,
существовавшими для формирования залежей нефти и газа.
В целом нижняя-средняя юра Нюрольской впадины имеет очень
высокий нефтегенерационный потенциал.
13
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ
ЗАЛЕЖЕЙ УВ В ГЛИНИСТЫХ СЛАНЦАХ США.
(GEOLOGICAL AND TECHNOLOGY DEVELOPMENT
HYDROCARBON DEPOSITS IN SHALE USA)
Бирюкова М.В.
(научный руководитель доктор г.-м. наук, профессор Халимов Э.М.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В работе рассматривается пример нетрадиционного источника УВ, по которому
предложены новые методики подсчета запасов, технологии по добыче и возможность
адаптации опыта разработки на месторождениях Баженовской свиты.
В 2010 г в США было добыто 611 млрд. куб. м. (цена снизилась на 17%) природного
газа. США впервые с 2002 года обогнали Россию по его производству. Поскольку от
США во многом зависят мировые цены на газ и нефть, то последствия могут носить
глобальный характер и привести к изменению всей мировой газовой энергетики.
Объяснение этому феномену в том, что
произошел резкий рост добычи
альтернативного природного газа - природного сланцевого газа в США, который
закрыл крупнейший энергетический рынок этой страны для многих экспортеров
сжиженного газа, а также привело к перепроизводству природного газа в Европе.
Краткая история разработки формаций типа Shale Gas. Первый коммерческий приток
газа был получен на участке Devonian Shale в 1821 г. (Нью Йорк). Разработка участков
Shale начата в 1980 х годах частной компанией Mitchel Energy, которая начала пробную
эксплуатацию участка Barnet в северном Техасе. В 1990х годах Mitchel Energy и часть
некрупных, частных компаний добиваются значительных коммерческих успехов. В
середине 2004 г. начата разработка участков Fayetteville (Арканзас) и Woodford
(Оклахома). На сегодняшний день в разработку активно вовлекаются дополнительные
участки, такие как Marcellus, Haynesville, Eagle Ford. В настоящее время доля
сланцевого газа в общей добыче природного газа в США составляет 15-20%.
Значительные запасы сланцевого газа обнаружены в Канаде (Montney, Horn River),
Румынии, Германии, Австралии, Северной Африке и т.д.
Месторождения УВ в сланцах – это глинисто-карбонатные отложения, образующие
трещинный коллектор в литологических ловушках неструктурного типа.
Характеризуются высокими пластовыми давлениями и температурами, плотностной
неоднородностью пород. Пористость – от 5 до 15%. Практически полное отсутствие
матричной проницаемости – тысячные миллидарси – не позволяет разрабатывать
залежи сланцевого газа традиционными методами. Ключ к нетрадиционным запасам –
максимизация площади вскрытия коллектора и проведение интенсификации притока: 1.
Бурение горизонтальных скважин с протяжёнными горизонтальными участками (10001500 м и более); 2. Проведение многоступенчатых поинтервальных ГРП для
образования множественных трещин и/или связи системы естественной
трещиноватости (до 30 ступеней обработки).
Очевидно, что при оценке начальных геологических запасов подобного рода залежей
УВ, применение объемного метода является некорректным, т.к. отложения глинистокарбонатных сланцев невозможно отнести к традиционному коллектору в плане
петрофизического обоснования, поэтому в работе рассматриваются другие способы
подсчета запасов нетрадиционных залежей УВ.
Одной из целей данной работы является показать сходство строения и вероятность
заимствования технологий и подходов к разработке нефтегазосодержащих районов
Баженовской свиты.
14
ТЕКТОНИКА И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПОДСОЛЕВОГО
КОМПЛЕКСА СЕВЕРО- КАСПИЙСКОГО РЕГИОНА
(TECTONIC AND OIL-GAS-BEARING OF THE NORTH CASPIAN
REGIONS UNDER SALT COMPLEX).
Бисембаева A.Б
(научный руководитель профессор Керимов В.Ю.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В статье рассмотрены вопросы геодинамического развития СевероКаспийского региона и перспективы его нефтегазоносности. Проведен
палеоструктурный анализ развития погребенных образований северовосточной зоны Северо-Каспийского региона, свидетельствующий о
высоких перспективах нефтегазоносности подсолевых образований
исследуемого региона. Выделены наиболее благоприятные поднятия в
центральной
части шельфовой зоны (Кёр-оглы—Нубар (Кашаган),
Шабурбалинское) и рекомендованы для проведения дальнейших поисковоразведочных работ на нефть и газ. Акватория Северного Каспия, в целом,
представляет собой крупную область устойчивого прогибания (12—13км).
Разрез осадочных пород (по данным бурения в береговых зонах региона)
сложен
чередующимися
терригенно-карбонатными
осадками,
содержащими трещинно-поровые коллектора и покрышки (глины, мощные
соленосные толщи). Бассейн осадконакопления характеризуется
стабильным режимом погружения в течение длительного времени. Всё это
должно было способствовать формированию зон нефтегазообразования и
нефтегазонакопления,
что
подтверждается
наличием
крупных
местоскоплений по береговому обрамлению Северного Каспия
(Астраханское, Тенгизское и др.).
В пределах основных палеовпадин Северо-Каспийского региона за
верхнепалеозойскую историю, в основном, имело место устойчивое и
длительное прогибание, благоприятное для накопления мощной толщи
терригенных и карбонатных (в основном рифогенных) образований, обусловившее возникновение геотермических
и барических условий,
необходимых для преобразования и последующей миграции УВ из
нефтегазопродуцирующих комплексов в коллекторы, в качестве которых
здесь служили, в основном, карбонатные образования рифогенного
генезиса. Инверсионные движения, имевшие место в верхнем карбоне
и нижнепермском времени, существенно не изменили
характера
региональных наклонов для фундамента
и раннепалеозойских
образований. Таким
образом, палеотектонические критерии
для
верхнепалеозойских образований в основных зонах нефтегазообразования
и нефтегазонакопления были благоприятными для генерации и
накопления УВ.
15
ПРОЦЕДУРЫ ШУМОПОДАВЛЕНИЯ В ГРАФЕ
ОБРАБОТКИ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ
НА ПРИМЕРЕ СИСТЕМЫ GEDCO VISTA
(PROCEDURES FOR NOISE ATTENUATION IN SEISMIC
DATA PROCESSING IN GEDCO VISTA SOFTWARE)
Боярский М.Л.
(научный руководитель доцент Белоусов А.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Геофизическое поле можно представить аддитивной моделью, в
которой результат измерения является совокупность полезной
составляющей сигнала и осложняющей ее помехой, т. е. в сумме с
основным сигналом одновременно регистрируются мешающие сигналы шумы и помехи различной природы. Полезный сигнал «теряется» в
большом объеме шума. Шум на сейсмических записях может появляться в
результате различных физических процессов и, как следствие, с
различными сейсмическими характеристиками.
Для
работы
в
области
шумоподаления
предлагается
классифицировать сейсмические шумы новым образом - по источнику их
возникновения, разделив их на две группы: на шумы внутреннего и
внешнего происхождения. Внутренние - возникающие в результате
характерного распространении волнового поля:
Поверхностные (рэлеевские) волны;
Отраженно-преломленные волны от поверхностных структур
Кратные волны
Внешние, имеющие случайный характер (шумы образованные ветром
вызывающим движение корней деревьев, камнями выброшенными
взрывом, людьми, проходящими поблизости от приемной расстановки,
шумом автомагистралей и т.д.).
Одна из задач обработки сейсмических данных — ослабление и
устранение искажающего влияния различных типов шумов при
сохранении характера полезного сигнала. На примере программы Gedco
Vista
произведен
анализ
эффективности
работы
процедур
шумоподавления: THOR, 4D-DEC, ThresAB, NoiseAtt на модельных и
реальных данных с целью выявления их работоспособности. Сделаны
выводы о применимости данных процедур шумоподавления в стандартном
графе обработки.
16
ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ВЕЩЕСТВЕННОГО СОСТАВА
КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ
ПЕРЕВОЗНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ХАРАКТРЕР ОСНОВНЫХ
ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ЗАВИСИМОСТЕЙ
(STUDY OF INFLUENCE MATERIAL COMPOSITION OF
CARBONATE RESERVOIR PRODUCTIVE THICKNESS OF
PEREVOZNAYA DEPOSIT ON TYPE OF BASIC PETROPHYSICAL
RELATIONS)
Ведяскина И. А.
(научный руководитель д. г.- м. н., профессор Золоева Г. М.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Объектом исследований являлись отложения турнейского и фаменского
ярусов Перевозного месторождения (Тимано-Печерская нефтегазоносная
провинция). Изучаемый разрез представлен толщей карбонатных и
кремнистых пород с редкими прослоями глинистых разностей. Карбонатные
отложения имеют сложный вещественный состав и сложную структуру
порового пространства. Анализировали 3 группы пород по литологическому
составу: известняки (включая известняки доломитизированные), доломиты
(включая доломиты известковистые) и окремненные породы. Сопоставление
Кп-Кпр для стандартных образцов керна показало больший разброс точек, по
сравнению с сопоставлением Кп-Кпр для полноразмерных образцов. При
этом установлен более тесный характер зависимости для образцов
фаменского яруса. В общем случае коллекторские свойства известняков хуже,
чем доломитов. Окремненные породы, распространенные в турнейском ярусе,
отличаются повышенными значениями пористости и проницаемости.
Характерная особенность — образцы с трещинной и трещинно-каверновой
пористостью имеют более высокие значения Кпр по сравнению с породами с
межзерновой пористостью при одинаковых величинах Кп. Изучение связи
Кво-Кп оказалось возможным только для пород турнейского яруса. Здесь при
однаковых величинах Кп остаточная водонасыщенность выше в известняках,
по сравнению с доломитами, что может быть связано с присутствием в них
кремнезема, способного удерживать значительное количество связанной
воды. Для изучаемых пород были проведены оценки коэффициентов
остаточной нефтенасыщенности Кно. Диапазон изменения Кно в изучаемых
породах составил от долей процента до 97-98%. Столь высокие значения Кно
обусловлены наличием битума в поровом пространстве. Связь Кно с Кп по
керну в изучаемых породах не наблюдается. Для анализируемых групп пород
изучены связи интервального времени распространения упругих продольных
волн и объемной плотности с пористостью, а также зависимости Рп-Кп и РнКв. Данные зависимости характеризуются высокими коэффициентами
корреляции и могут быть использованы при количественной интерпретации
ГИС.
17
ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БЕРРИАС-НИЖНЕАПТСКИХ
ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНО-ЯМАЛЬСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО
РАЙОНА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
(GEOLOGICAL STRUCTURE AND OIL-AND-GAS CONTENT OF
BERRIASIAN-LOWER APTIAN SEDIMENTS LOCATED IN SOUTH
YAMAL OIL-AND-GAS DISTRICT OA WESTERN SIBERIA)
Габова А.Н.
(научный руководитель к. г.-м. н. Ершов С. В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Ямальская нефтегазоносная область является перспективной
территорией по добыче углеводородов, главным образом газа. В настоящее
время и на ближайшую перспективу основная добыча жидких УВ в
Западной Сибири связана с неокомским продуктивным комплексом,
который является весьма сложным по своему строению и условиям
формирования. Сложность, во многом, определяется его клиноформным
строением, которое выражается в значительных изменениях мощностей
отложений, их фациальной изменчивости, что сильно осложняет
корреляцию отложений и прогноз ловушек. Наравне с поисковооценочным бурением скважин на локальных поднятиях все большее
значение приобретают поисковые работы, направленные на выявление
неструктурных ловушек. Для определения пространственного положения
таких ловушек в сложнопостроенном неокомском комплексе необходимо
восстановление фациальных и палеогеоморфологических условий
формирования песчаных тел коллекторов.
Объектом исследований выступали нижнемеловые отложения ахской и
низов танопчинской свит. Основная задача работы заключалась в построение
принципиальной модели геологического строения и анализ нефтегазоносности
берриас-нижнеаптских отложений Южно-Ямальского НГР, с целью
районирования территории района по перспективности берриас-нижнеаптских
резервуаров.
В ходе работы автором на основе комплексного анализа геологогеофизических материалов рассмотрены и проанализированы особенности
геологического строения и нефтегазоносности неокомского продуктивного
комплекса Южно-Ямальского НГР. В результате анализа геолого-геофизических
данных в разрезе берриас-нижнеаптских отложений выделено и закартировано
четыре субрегиональных резервуара. В работе представлена принципиальная
модель берриас-нижнеаптских отложений исследуемого района, которая отражает
строение исследуемого объекта. Проведено районирование территории ЮжноЯмальского района по перспективности резервуаров и предложена схема
разделения исследуемой территории на семь областей различной перспективности.
18
ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ ЗАЛЕЖЕЙ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
НИЖНЕВАРТОВСКОГО СВОДА С ПОМОЩЬЮ
МАТЕМАТИЧЕСКИХ И СТАТИСТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
(CALCULATION OF STOCKS OF OIL OF DEPOSITS OF THE J
DEPOSITS OF THE NIZHNEVARTOVSK ARCH BY MEANS OF
MATHEMATICAL AND STATISTICAL RESEARCHES)
Гайсина Л.Г.
(Научный руководитель доцент Курамшин Р.М., к.т.н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Современная геология не может ограничиваться использованием
только качественных сторон естественных явлений и процессов, а должна
вычислять их количественные параметры, обеспечивая более высокий
научный уровень исследования земных недр.
Необходимость применения математических и статистических
методов исследования и обобщения данных все более усугубляется не
только при прогнозировании, поиске и разведке, но и при проведении
любых
геологических
работ,
которые
ранее
ограничивались
описательными приемами, требуют сегодня использования меры и числа.
Количественная оценка прогнозных ресурсов полезных ископаемых
должна быть обоснована уже по данным геологических работ с
уточнениями цифр ресурсов (а затем запасов) на каждой из последующих
стадий геологоразведочных работ.
В настоящее время Нижневартовский район – это территория
деятельности значительного количества недропользователей (более 10),
наиболее крупными из которых являются ОАО «Тюменская нефтяная
компания», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и др.
Изучение геологического объекта сегодня требует построения
геолого-математической модели с помощью специальных продуктов и
функций Excel, предназначенных для вычисления выборочных
характеристик. Прежде всего, это функции, характеризующие центр
распределения – средняя арифметическая, медиана, мода. Для
минимизации ошибки вычисления используют также среднюю
геометрическую.
Первой задачей обработки является вычисление числовых
характеристик выборки: среднее, стандартная ошибка (среднего), медиана,
мода,
стандартное
отклонение,
дисперсия
выборки,
эксцесс,
асимметричность, интервал, минимум, максимум, сумма, счет,
наибольшее, наименьшее, уровень надежности.
19
ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И
УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
НИЖНЕВЕНДСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЧОНСКОГО СВОДА
(LITHOLOGIC-PETROPHYSICALCHARACTERISTICSAND
CONDITIONS OF FORMATION
RESERVOIR ROCK NIZHNEVENDSKY DEPOSITS OF THE
CHONSKY VAULT)
Коновальцева Е.С., Ганеев К.И.
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Основная часть запасов и значительная часть ресурсов нефти и газа
Сибирской платформы сосредоточена на юге. Продуктивность осадочного
чехла связана с рифей-венд-кембрийскими терригенными и карбонатными
отложениями. Значительные запасы нефти и газа связаны с отложениями
подсолевого комплекса, одними из которых являются породы нижнего
венда Чонского свода Непско-Ботуобинскойантеклизы.
В процессе исследований был обработан керн в количестве 352
образцов в пределах 5 разрезов. Были выделены следующие основные
генетические типы пород: базальные конгломераты, гравелиты
песчанистые, разной зернистости песчаники, алевролиты и аргиллиты
песчано-алевритовые. Проведенный анализ минералогического состава
пород на основе результатов литологических исследований, рентгеноструктурного анализа и растровой электронной микроскопии показал, что
большая часть базальных конгломератов, гравелитов и песчаников
гравелитистых характеризуется высокими значениями гамма-активности,
что связано с наличием монацитовых зерен до 20%. Исследуемые
отложения залегают на поверхности кристаллического фундаментаи
отличаются высокой степенью неоднородности, которая определяется
частым чередованием в разрезе различных литотипов, объединяемых в
породные ассоциации. В процессе исследований в разрезе были выделены
крупные седиментационные циклиты, выражающиеся в закономерном
чередовании определенных структурно-генетических типов пород,
обусловленных изменениями условий осадконакопления. В пределах
каждого циклита был определен комплекс литофаций, каждая из которых
характеризуется определенным набором породных ассоциаций. С учетом
данных петрофизики сделан анализ распределения значений пористости и
проницаемости в разрезе, а также в породных ассоциациях и литофациях.
Выявлены типы пустотного пространства пород коллекторов и определены
их параметры. Породы-коллекторы приурочены к базальным частям
седиментационных
циклитов
и
представлены
грубозернистыми
разностями.
20
ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ОБСТАНОВКА ОКРУЖАЮЩЕЙ
СРЕДЫ МОСКОВСКОГО РЕГИОНА И РЕШЕНИЕ
КОМПЛЕКСНЫХ ЗАДАЧ ПО СТАБИЛИЗАЦИИ ТЕХНОГЕННЫХ
ФАКТОРОВ ЗАГРЯЗНЕНИЯ
(GEOECOLOGICAL ENVIRONMENTAL CONDITIONS AND
SOLUTION OF COMPLEX PROBLEMS TO STABILIZE
ANTHROPOGENIC POLLUTION FACTORS IN THE MOSCOW
REGION)
Гарина К. А.
(Научный руководитель доцент Маслов В.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Экология всегда являлась, является и будет являться частью нашей
жизни. Говоря слово «экология» мы подразумеваем состояние
окружающей нас среды, ведь в пререводе с греческого “oikos” – дом, а
“logos” – наука.
Мы живем, учимся, работаем в огромном мегалополисе – городе
Москве, у которого тоже есть своя экология, как и у любой системы.
Экологические службы, медицинские работники уже давно говорят о том,
что жить в Москве, особенно детям, становится всё опаснее. Обострение
экологических проблем стремительно сказывается на здоровье населения
“свыше 20% заболеваний в Москве связано с негативным влиянием
окружающей среды”. В связи с этой сложившейся ситуацией мы провели
исследования по состоянию загрязнения почв и воды в нашем городе.
Первое исследование касалось выявления загрязнения в различных
округах города Москвы, на территориях прилегающих к автозаправкам.
Это актуальная геоэкологическая проблема, так как АЗС воздействует на
почвогрунты и грунтовые воды. В г. Москве более 650 АЗС, а это значит,
что вместе с площадью санитарно-защитных зон около 5 км2или 5%
территории г. Москвы подвергается их техногенному воздействию.
Загрязняющие вещества могут поступать в геологическую среду в
результате утечек из резервуаров, арматуры, трубопроводов и от проливов
топлива во время заправки автомобилей и закачки резервуаров.
Определенную роль в формировании загрязнения почвогрунтов играют
выпадения из атмосферы и движение автотранспорта по территории АЗС.
Был совершен отбор проб почв, проведены соответствующие
анализы, сделаны выводы и была создана карта измерения загрязнения
автозаправок по г. Москве [карту составил Угрюмов А.].
21
МЕТОДИКА ПРО. ВОЗМОЖНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ЗАКРИТИЧЕСКИХ ОТРАЖЕНИЙ
ДЛЯ УЧЁТА ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА В УСЛОВИЯХ СИЛЬНО
ПЕРЕСЕЧЕННОГО РЕЛЬЕФА.
(METHOD OF PARAMETRIC SWEEPING OF REFLECTION.
INVESTIGATION OF PRACTICAL APPLICATION OF
POSTCRITICAL REFLECTIONS FOR NEARSURFACE STUDYING IN A COMPLEX RELIEF)
Глаголев А.Ю.
(научные руководители к.т.н Кондрашков В.В., доц. Барс Ф.М)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Учет влияния ВЧР (верхней части разреза) в сейсморазведке является
непростой и ответственной процедурой, особенно в условиях сложно пересечённого
рельефа и отсутствия априорной информации о скоростной модели. В данной
работе предлагается один из нестандартных алгоритмов решения искомой задачи.
Первостепенной задачей при работе с ВЧР является определение скоростей.
Решение данной проблемы осложнено рядом фактором: скоростной
неоднородностью, неопределенной формой границ ВЧР и их размытостью, а также
наличием пересеченного рельефа. Все это вместе со сравнительно малыми
глубинами верхних границ и большими удалениями при большом шаге между
приемными устройствами делает практически невозможным применение методики
ОГТ в данных условиях для определения истинного распределения скоростей.
Свободным от этих ограничений является метод ПРО (Параметрическая
Развертка Отображений), который использует все пары взрыв-прибор и способен
работать с большими по сравнению с глубиной объекта удалениями.
Как правило, ВЧР составляет первые сотни метров, контрастность границ,
способных что-то отразить, мала и, как следствие, на сейсмограммах имеется
слабый полезный сигнал, осложненный к тому же большим количеством волнпомех, в том числе и кратных. Присутствие сильно пересеченного рельефа ещё
более осложняет решение задачи.
Как известно, при закритических углах падения сейсмической волны на
границу, наблюдается значительное увеличение коэффициента отражения. Кроме
того, разница в значениях кажущихся скоростей полезной волны и кратных волн
становится все более заметной и выход на поверхность полнократных волн
смещается за пределы расстановки. В этих условиях выделение сигнала и
определение скоростей становится более благоприятным также из-за накапливания
более пологим оператором.
Результатом данной работы является обработка данных методом ПРО с
учетом вышеприведенных условий, получение скоростной модели в ВЧР как на
моделях, так и на реальных полевых данных. Скоростная модель ВЧР, полученная
на закритических удалениях, является надежным критерием для корректного ввода
статических поправок, что будет продемонстрировано в данной работе.
22
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ И
ЭКОЛОГИЯ ШТОКМАНОВСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(ECOLOGICAL STRUCTURE PROSPECT MASTERING AND
ECOLOGY OF SHTOKMASKOE DEPOSIT)
Глушенкова Н.С.
(Научный руководитель доцент Шафранов А.П.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Задачей исследований является изучение геологического строения,
оценка
перспективы
и
экология
Штокманскогогазоконденсатного
месторождения.
Штокмановскоеместорождение было открыто при поисковом бурении в
1988 году с борта судна «Профессор Штокман».
В настоящее время на месторождении пробурено небольшое
количество скважин. По результатам бурения в среднеюрских породах
установлено четыре газоносных пласта – Ю0, Ю1, Ю2 и Ю3.
Структура литосферы Баренцева моря давно привлекает внимание
отечественных и зарубежных исследователей в связи с огромным
нефтегазовым потенциалом.
Баренцевоморский шельф как наиболее экономически перспективный
район, несмотря на многообразие моделей его тектонического строения и
оценки перспектив нефтегазоносности, пока остается недостаточно
изученным.
Проект освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения
имеет стратегическое значение. Реализация проекта будет отправной точкой
для формирования на Арктическом шельфе России нового газодобывающего
региона.
Добыча будет организована с помощью подводных добычных
комплексов и специальных технологических платформ судового типа
с возможностью быстрого отсоединения и увода с траектории движения
айсбергов. Добытый газ будет доставляться по подводным магистральным
трубопроводам на берег
Нельзя оставить без внимания проблему
экологии. Природа
российской Арктики отличается высокой чувствительностью к техногенному
воздействию. В силу этого соблюдение российских и международных
природоохранных норм является одним из базовых приоритетов реализации
проекта.
Природные и экологические сложности арктического шельфа
стимулируют поиск и внедрение более надежных технологий добычи и
транспорта углеводородного сырья. Главным вектором развития в этой
области является минимизация риска загрязнения окружающей среды за счет
технологий «нулевых» выбросов в море и переработки нефти и газа на
береговых объектах.
23
ВОССТАНОВЛЕНИЕ УСЛОВИЙ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ
ГОРИЗОНТА Ю1 КРАПИВИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)
(SEDIMENATION CONDITIONS RECONSTRUCTION OF U1
HORIZON OF KRAPIVINSKOYE OILFIELD, TOMSK REGION)
Горбовская О.А.
(научный руководитель доцент Чернова О.С.)
Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Рассматриваемый горизонт Ю1 в пределах Крапивинского нефтяного
месторождения характеризуется значительной латеральной и вертикальной
неоднородностью
продуктивных
пластов,
большой
степенью
изменчивости фильтрационно-емкостных свойств, что в первую очередь
объясняется условиями генезиса песчаных пластов изучаемого горизонта.
Однако несмотря на более чем тридцатилетнюю историю изучения
месторождения, исследователи не пришли к общему мнению в отношении
условий формирования данного горизонта. Согласно некоторым
представлениям, накопление изучаемых отложений происходило в
условиях дельты, по другому мнению, предполагается, что породы,
слагающие рассматриваемый горизонт, сформировались в прибрежноморской обстановке седиментации.
В работе на основе комплексного анализа была предпринята попытка
восстановления условий образования пласта Ю1 на основе литологофациального анализа керна, а также данных геофизических исследований
скважин.
Материалы геофизических исследований скважин дают возможность
четко выделить пласты, входящие в состав рассматриваемого горизонта.
Однако схемы корреляции на их основе дают неудовлетворительную
информацию.
Проведенный литолого-фациальный анализ кернового материала
показал, что фактов для доказательства дельтового генезиса данных
отложений недостаточно. Вся имеющаяся информация указывает на то,
что формирование горизонта Ю1 происходило на фоне трансгрессивнорегрессивных движений юрского моря.
В результате проведенных исследований было установлено, что в
составе горизонта Ю1 выделяются:
 подугольная преимущественно песчаная пачка (пласт Ю13-4), которая
была сформирована в прибрежно-морских условиях в регрессивную
фазу;
 межугольная глинистая пачка (пласт Ю1м), предположительно
имеющая переходный генезис (регрессивно-трансгрессивная фаза);
 надугольная пачка (пласт Ю11-2), существенно песчаного состава,
образовавшаяся в условиях трансгрессии мелководного моря.
24
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕФЕКТОВ КОЛОНН ПРИ ПОМОЩИ
МЕТОДОВ ТРУБНОЙ ПРОФИЛЕМЕТРИИ
(THE DETERMINATION OF CASING PIPE’S DEFECTS WITH
MULTI-FIINGER IMAGING TOOL)
Горбунова Д.В.
(Научный руководитель доцент Городнов А.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В процессе эксплуатации ПХГ возникает множество проблем,
связанных с цикличными воздействиями на пласт на режимах
отбор/закачка, которые сопровождаются большими нагрузками на
забойное оборудование и цементное крепление колонн, приводящее в
итоге к потере герметичности муфтовых соединений и к деформации
обсадных колонн. В связи с этим возникает необходимость применения
специальных методов ГИС для оценки технического состояния фонда
скважин.
В работе освещены возможности трубной профилеметрии, с
помощью которой является возможным:
 определение потерь металла колонны,
 определение абсолютной толщины стенки колонны,
 определение износа колонны,
 определение деформации колонны,
 определение повреждений колонны,
 определение конструкции колонны,
 определение
места
и
характера
перфорации.
При
помощи
трёхмерного
изображения, получаемого с помощью
многорычажного профилемера и магнитного
толщиномера, возможно делать заключения
о
состоянии
исследуемой
колонны,
выявлять сквозные нарушения и изменения
в количестве металла.
25
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ВАСЮГАНСКОЙ
СВИТЫ ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
(DETERMINATION OF CALCULATION PARAMETTRS VASYUGAN
FORMATION OF ONE OF THE FIELDS OF WESTERN SIBERIA)
Горошкова Т.Ю.
(научный руководитель кандидат г.-м. наук Соколова Т.Ф.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Исследовательская работа посвящена определению параметров
коллекторов васюганской свиты одного из месторождений Западной
Сибири.
Исследовательская работа состоит из трех разделов.
В первом разделе изложены сведения об орогидрографии и
экономической характеристики района, о сопутствующих полезных
ископаемых,
условиях
водоснабжения,
геолого-геофизической
изученности и истории открытия месторождения.
В следующем разделе изложены сведения о стратиграфии и
тектоники. Здесь же описана нефтегазоносность терригенных отложений
верхней юры.
Последний раздел посвящен петрофизическому обоснованию
методики количественной интерпретации данных ГИС, проведению
самой интерпретации ГИС в скважинах исследуемого месторождения и
анализу полученных данных.
В ходе работы было получено следующее:

построены связи типа «керн-керн», необходимые для
определения граничных значений параметров, используемых при
выделении коллекторов и оценке их продуктивности;

определена
плотность
скелета,
используемая
при
интерпретации ГГМ-п метода;

для определения граничных значения αсп.гр и ΔJγ гр.
получены распределения относительного параметра αсп и ΔJγ для
коллекторов и неколлекторов с учетом результатов испытаний;

установлены граничные значения параметров коллекторов Кп,
Кпр, Кво и геофизических параметров αсп и ΔJγ;

определены коллекторские свойства и нефтенасыщенность
пород-коллекторов по данным ГИС с помощью программы «Камертон»;

проведен сравнительный анализ коэффициентов пористости по
данным ГИС и лабораторными определениями на керне.
26
ИЗУЧЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ СВЯЗЕЙ И
ОБОСНОВАНИЕ ГРАНИЧНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЛЛЕКТОРСКИХ
СВОЙСТВ ДЛЯ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ
ЧЕРЕМУХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(BASIC PETROPHYSICAL RELATIONS STUDY AND RESERVOIR
PROPERTIES BOUNDARY VALUES JUSTIFICATION IN ORDER TO
CALCULATE THE OIL STOCKS AT CHEREMUHOVSKOE FIELD)
Гуртовая Т.Н.
(научный руководитель профессор Золоева Г.М.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Объект
исследований - башкирский и турнейский ярусы
Черемуховского месторождения (Республика Татарстан).
В результате увеличившегося объема геолого-геофизических данных
возникла необходимость уточнения основных петрофизических связей,
модели коллекторов и граничных значений коллекторских свойств. Ранее
при подсчете запасов нефти каждый продуктивный ярус рассматривали
как единый объект и определяли граничные значения коллекторских
свойств, для слагающих их пород, без разделения последних на классы.
Однако в процессе проводимых исследований выяснилось, что в пределах
башкирского яруса следует рассматривать раздельно органогенные и
органогенно-обломочные известняки. Первый класс обладает лучшими
коллекторскими свойствами, по сравнению со вторым. Отложения
турнейского яруса необходимо дифференцировать по возрастному
принципу, то есть устанавливать петрофизические связи и граничные
значения параметров коллекторов отдельно для упинского и малевского
горизонтов. Известняки упинского горизонта имеют более сложную
структуру порового пространства, здесь чаще встречаются кавернозные
породы. Таким образом, анализ всей имеющейся в наличии геологогеофизической информации позволил решить следующие задачи:

разделить породы башкирского яруса на литологические типы;

уточнить петрофизические модели коллекторов в отложениях
башкирского и турнейского ярусов;

уточнить граничные значения коллекторских свойств для
каждого типа пород;

получить новые уравнения связей Рп=f(Кп), Рн=f(Кв),
отличающиеся от принятых в предыдущем подсчете запасов.
Использование вновь полученной информации на практике приведет к
изменению цифры геологических запасов. В частности, могут вырасти
запасы в отложениях малевского горизонта и в интервалах разреза
башкирского
горизонта,
сложенных
органогенно-обломочными
известняками.
27
МЕТОД ПЛАСТОВОЙ ИНВЕРСИИ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ
(METHODOF LAYERED INVERSION OF SEISMIC DATA)
Данько Д.А.
(научные руководители д.т.н. Рыжков В.И., д.т.н. Кондратьев И.К.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Целью инверсии сейсмических данных является восстановление
акустических и упругих свойств горных пород, которые могут быть
связаны через эффективные модели сред с коллекторскими свойствами
(литология, пористость, характер насыщения) или с физическими
условиями (давление, температура) при которых они находятся.Несмотря
на то, что в настоящее время существует множество западных алгоритмов
сейсмической волновой инверсии, на кафедре разведочной геофизики
разрабатывается метод пластовой инверсии (ПИ), положенный в основу
отечественной системы динамической интерпретации.
МетодПИоснован на алгоритме обобщенной линейной инверсии
(ОЛИ) (CookD.A., SchneiderW.A. 1983.), который предназначен для
оптимизации значений акустических импедансов( )в горизонтальных
пластах. Процесс инверсии является линейным, потому что начинается с
некоторого первичного приближения решения, за которым следует
последовательное уточнение решения посредством ряда небольших шагов.
Каждый шаг улучшает соответствие между синтетическими и реальными
данными. Проблема неоднозначности для метода ПИ решается следующим
образом:
Во-первых, учитывается первичное предположение, поскольку
решения, получаемые в ходе ПИ, обычно близки к первичному
приближению.
Во-вторых, добавляется оптимизация положения границ пластов на
оси t.
В-третьих, вводится гибкий способ учета априорной информации
путем задания диапазонов
в реперных пластах и в межреперном
пространстве без выхода из рамок линейной оптимизации.
Главное преимущество метода ПИ состоит в получении пластовых
моделей, позволяющих получать высокую точность оценки акустических
параметров, а также способность работать с контрастными средами.
Результаты, полученные на данном этапе разработки, показалихорошее
восстановление акустических свойств, как на модельных, так и на
реальных данных, в частности, при прогнозировании коллекторских
свойств в основных нефтяных и газовых провинциях России.
28
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ КРИТЕРИИ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ПРИМЕНЕНИЯ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ
(FIELD-GEOLOGIC CRITERIA OF THE EFFICIENCY OF NONSTATIONARY WATER-FLOODING APPLICATION)
Дедечко В.А.
(научный руководитель профессор Филиппов В.П.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В России основным методом разработки является процесс
заводнения. Применение этого метода позволило значительно повысить
эффективность разработки нефтяных месторождений.
Эффективность такого способа разработки во многом зависит от
геологического строения коллектора. Наряду с большим расходом воды на
добычу нефти заводнение дает низкие результаты при высокой
неоднородности пластов и повышенной вязкости нефти. В сильно
неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается к добывающим
скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя
невытесненной нефть в малопроницаемых участках. Неравномерные
прорывы воды имеют место также и в однородных пластах при
повышенной вязкости нефти за счет неустойчивости фронта вытеснения.
В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки
месторождений становятся малоэффективными.
Одним из эффективных и недорогих способов увеличения
коэффициента охвата и сокращения удельных расходов воды на добычу
нефти является метод циклического заводнения с переменой направления
фильтрационных потоков в пласте. По мере вступления месторождений в
позднюю стадию разработки относительная роль нестационарных методов
нефтеизвлечения в добыче нефти будет расти. Таким образом, проблема
определения условий, которые определяют эффективность применения
нестационарного
заводнения,
дальнейшее
совершенствования
существующих технологий нестационарного заводнения, создание новых
технологий нестационарного нефтеизвлечения являются актуальными
проблемами современной нефтедобычи.
29
МЕТОД ТЕРМОГРАВИМЕТРИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОФИЗИКЕ
(METHOD OF THERMAL ANALYSIS IN OIL AND GAS
GEOPHYSICS)
Дешененкова Д.С.
(научный руководитель доц. Беляков М. А.)
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
Существующие в настоящее время методики интерпретации и
геологического описания разрезов не обеспечивают высокой эффективности при
определении литологического состава коллекторов особенно в тонких прослоях, так
как геофизические методы предоставляют только интегральную характеристику
пород. В связи с этим, применение метода термогравиметрии (ТА) для
идентификации отложений и расчленение разрезов скважин по литологическим
признакам с учетом петрофизических данных по пластам является актуальной
научной задачей.
За последние годы метод термоанализа приобретает признание и все более
широкое применение и становится не только основным методом фазового анализа и
термической характеристики, но и весьма чувствительным объективным методом
для определения состава веществ. Этот совершенный метод физико-химических
исследований несомненно позволит глубоко проникнуть в сущность ряда явлений,
которые иными методами не могут быть изучены.
ТА основан на определении по полученным термограммам характерных
температур фазовых превращений, являющихся специфичными для тех или иных
веществ. Термоанализ позволяет определять такие свойства пород как плавкость,
энергия разложения, растворимость, теплота образования, теплоемкость,
теплопроводность, температуропроводность и пр., на основе чего можно
определить минералогический состав пород. В частности, в терригенном разрезе он
дает возможность определять количество физически и химически связанной воды, а
также содержание монтмориллонита. Присутствие монтмориллонита в породах –
важный момент в геофизике. Если его много в изучаемом месторождении, то при
бурении соседних скважин имеющийся разбухший минерал может прихватить
инструмент,
что
приведет
к
авариям.
В
карбонатном
разрезе
термогравиметрический анализ позволяет определять количественно различные
типы карбонатов: кальцит, магнезит, сидерит и прочие.
Определение химически-связанной воды очень важно при интерпретации
нейтронного метода ГИС для правильного определения коэффициента пористости
(Кп). Таким образом для обеспечения надежного определения Кп по данным ГИС в
терригенных глинистых коллекторах необходимо располагать надежными
экспериментальными данными о содержании в породе физически и химически связанной воды. Определение количественного содержания различных типов
карбонатов в породе необходимо при интерпретации акустического, а также
плотностного и некоторых других методов ГИС.
Повышение достоверности интерпретации данных ГИС будет возможно
только совместно с проведением петрофизических исследований (с использованием
термогравиметрии, рентгеноструктурного анализа и инфракрасной спектрометрии).
В частности, ТА позволяет определить вещественный состав пород, существенно
повышает детальность и точность определяемых по данным каротажа
геологических характеристик пород.
30
ПРИМЕНЕНИЕ ИННОВАЦИОННОГО МАКЕТА ПРИБОРА ДЛЯ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ
(APPLICATION OF INNOVATIVE INSTRUMENT BREADBOARD
FOR MEASUREMENT OF THE OPEN POROSITY COEFFICIENT)
Джумаев В.А.
(научный руководитель доц. А.С. Муминов)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте
Существует различные методы определение коэффициента открытой
пористости (Кп): объемный (волюмометрический), весовой (гидростатистического взвешивание) и комбинированный. Принцип определения
пористости, разработанного макета прибора (НПО «Физика-Солнце» А.Н.
РУз.) основан на использование изоэнергетического процесса расширения
воздуха из герметичной вспомогательной камеры (Vo) в предварительно
откачанную и содержащую образец кернового материала (Vскл) герметичную рабочую камеру (V1), при присоединении последней к вспомогательной камере. По уменьшению температуры воздуха при адиабатическом процессе пользуясь калибровочной кривой рассчитывают открытую пористость образца. Время измерения меньше, чем характерное время,
когда охлажденный воздух будет нагреваться непосредственно за счет
отдачи тепла от стенок вспомогательной и рабочей камер.
Для тестирования данного макета прибора использовались стандартные эталоны с правильной геометрической формой с известным объемом.
Многократное определение объема эталонных образцов позволили выявить относительную ошибку допускаемым прибором, при измерения
данного параметра, на основе которых устанавливается поправочный
коэффициент при определении объем образцов реальных горных пород.
Относительная ошибка в определения эталонных объемов не превысило 58%. Тестовые испытания осуществлялась на образцах осадочных горных
пород (известняки, песчаники, алевролиты) поднятых из скважин
различных нефтегазоносных районов Узбекистана.
Пористость исследованных образцов колебалась в пределах
0,65÷16,87%. Относительная ошибка изменялся как в сторону завышения,
так и в сторону занижения. Наихудшие результаты получены для низко
пористых образцов 0,65÷7%. Сходимость результатов пород с пористостью 7÷14% не превышали 4%, ещё меньше погрешности зарегистрировано в породах с повышенными значениями свыше 15%. Таким
образом исследования показали, что совершенствование методики
измерения необходимо сосредоточит для образцах с пониженным
пористостью. Выявления причин столь высокой аномалий при определения Кп поможет устранить недостатки (конструктивные) и усовершенствовать методику для получения достоверной информации о
коллекторских свойств исследуемых образцов пород.
31
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КИНЕТИКИ
ПРОЦЕССОВ ВЫЗВАННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ ГОРНЫХ ПОРОД
(ТHЕ EXPERIMENTAL INVESTIGATIONS KINETICS OF THE
INDUCED POLARIZATION OF ROCKS)
Доможир И.А.
(научный руководитель профессор Мамяшев В.Г.)
ТГНГУ
Целью
данной
работа
является
продолжение
исследования
информативности явления вызванной поляризации (ВП) в ионопроводящих
горных породах. На основе литературных данных были сформулированы
следующие задачи работы:
1. Анализ изученности и обоснование направлений и задач дальнейших
исследований вызванной электрохимической активности пород.
2.
Обоснование
методик
соответствующих
экспериментальных
петрофизических исследований и их реализация.
3. Анализ результатов исследований и характеристика потенциальных
информационных возможностей метода ВП: известных и ожидаемых.
Предполагается ревизия информативности метода ВП при решении ряда
актуальных задач, таких как: изучение фильтрационно–емкостных свойств
(ФЕС) пород и их нефтенасыщенности; при изучении разрезов (объектов), в
которых
ограничены
информационные
возможности
метода
ПС.
Предполагалось, что дополнительные возможности метода связаны с кинетикой
процессов поляризации и её спада в рассматриваемых породах, в том числе при
полной и частичной воднасыщенности пород.
В результате выполненных экспериментов были подтверждены известные
представления о характере вызванной поляризации ионопроводящих пород, а
также были выявлены следующие их особенности.
1. Скорость поляризации зависит от ФЕС пород: По мере ухудшения ФЕС
она снижается. Длительность участка квази постоянной скорости поляризации
возрастает от 1,5 до примерно 4-5 минут. В этом интервале обеспечивается 70–
80 % величины поляризации породы. При частичной водонасыщенности пород
скорость поляризации возрастает в несколько раз.
2. Кривые спада поляризации для полностью и частично водонасыщенных
пород соответствуют общепринятым представлениям:
ΔUвп=Σ(Uвп.o,i*e–t/τ,i ), где Uвп.o,i – эмпирическая константа, τ,i – это константа
спада i- ого вида поляризации, t -время. Однако, скорость её при частичной
водонасыщености пород возрастает от 2-3 до 8-9 раз.
3. Выделяются коротко, средне и длинно временная составляющие спада
кривых ΔUвп, с разной природой спада ВП.
4. Наблюдается тенденция зависимости вызванной электрохимической
активности (Авп) от диффузионно-адсорбционной активности пород,
Намечена модернизация измерительной установки и продолжение
экспериментов с целью петрофизического обоснования практического
применения метода ВП.
32
ИЗМЕРЕНИЕ И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РАДИУСА ПЕРВОЙ ЗОНЫ
ФРЕНЕЛЯ
(MEASUREMENT AND THE USE OF 1st FRESNEL ZONE RADIUS)
Дорофеев П.А.
(доц. Белоусов А.В., проф. Завалишин Б.Р.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В настоящее время слабым звеном технологий сейсморазведки
остается скорость. Ее определяют с использованием многокилометровых
удалений. При этом возникает сглаживающий эффект. Из-за него
невозможно точно сфокусировать детали изображений для сложнопостроенных объектов.
Как известно, для построения точки изображения отражающего
элемента достаточно информации, регистрируемой только в первой зоне
Френеля. Но для увеличения резкости изображения, лучше использовать
скорость определенную в той же области, а не осредненную по большому
объему. Для определения нужной скорости используется эффект
дифракции на апертуре.
Данная работа посвящена реализации алгоритма определения
радиуса первой зоны Френеля и использование его для определения
скорости. Использован язык программирования С.
Базис реализованных алгоритмов составляет теория оптического
построения изображений. Процедура определения радиуса первой зоны
Френеля для простейшего случая с одной плоской горизонтальной
отражающей границей сводится к суммированию сейсмограммы в
пределах круга с увеличивающимся радиусом с центром в пункте взрыва.
Далее, определяются максимальные значения суммарных амплитуд для
каждого радиуса суммирования. Радиус при котором достигается
наибольшая амплитуда и является радиусом первой зоны Френеля.
Если же перейти к общему случаю с негоризонтальной границей или
с центром суммирования, удаленным от пункта взрыва, то суммирование
должно производиться не вдоль горизонтального круга, а вдоль эллипса,
касательного к годографу отраженной волны и перпендикулярному к углу
прихода волны на поверхность.
После определения радиуса первой зоны Френеля, высчитывается
видимый период сигнала по суммарной трассе, соответствующей
искомому радиусу. И далее, по формуле следующей из интеграла
Кирхгофа для гармонических волн, высчитывается скорость.
Таким образом, в следствие того, что данный метод является
помехоустойчивым, скорость в среде можно определить по одной лишь
сейсмограмме.
33
ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ В КИТАЕ
(THE STUDY OF GAS HYDRATES IN CHINA)
Дуань Ифу
(Руководитель проф. Шнип О.А.)
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
Как мы знаем, истощение традиционных ресурсов природного
углеводородного сырья и существенное удорожание нефти и
нефтепродуктов вызывают необходимость поиска новых источников.
Анализ стратегической важности для развития мировой
энергетики различных источников природного газа, проведенный в
последние годы, показал: в будущее время, одной из наиболее
перспективных альтернатив нефти и газа, станут природные
газогидраты.
Природные газогидраты представляют собой твёрдые соединения,
в которых молекулы газа при определённых давлениях и температурах
заполняют
структурные
пустоты
кристаллической
решётки,
образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи.
В настоящее время выделяют 3 основных типа кристаллов:
массивные, вискреные, гель-кристаллы.
В структуре газогидратов молекулы воды образуют ажурный
каркас, в котором имеются полости. Установлено, что полости каркаса
имеют 12,14,16 и 20 граней, которые немного деформированны
относительно идеальной формы. Эти полости могут занимать молекулы
газа.
Благодаря своей особой структуре единичный объём газового
гидрата может содержать до 160—180 объёмов чистого газа. Плотность
гидрата ниже плотности воды и льда.
Большинство природных газов образуют гидраты, которые
существуют при определённых термобарических условиях. Область их
существования приурочена к морским донным осадкам и к областям
многолетнемёрзлых пород.
В 1969г началась разработка Мессояхского месторождения в
Сибири, где, как считается, впервые удалось извлечь природный газ
непосредственно из гидратов. Теперь многие страны участвуют в
исследований и добычей гидратов.
Природные газовые гидраты приковывают особое внимание как
возможный источник ископаемого топлива, а также участник
изменений климата.
34
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОЗОЯ ЮГА
ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
(THE POTENTIAL OF PALEOZOIC PETROLEUM IN
SOUTHERN PART OF WEST SIBERIA)
Ефименко Т.В.
(научный руководитель доцент, Заслуженный геолог РФ, академик
РАЕН В.Н.Ростовцев)
Национальный исследовательский Томский политехнический университет
В 2011 г добыв боле 500 млн. тонн Россия вышла на первое место в мире
по добыче. Тем не менее, многих российских ученых беспокоит тот факт, что
темпы прироста добычи нефти и конденсата, начиная с 2004 года, неуклонно и
резко падают. Сибирские геологи Нестеров И.И., Брехунцов А.М. считают, что к
2020-2030 гг. может сложиться катастрофическая ситуация с приростом запасов
и добычей нефти. Выход из этого критического положения – необходимо резко
увеличить геологоразведочные работы, направленные на поиски крупных по
величине запасов месторождений нефти и газа. Наиболее привлекательными для
решения этой задачи являются шельфы северных и дальневосточных морей,
бескрайние просторы Восточной Сибири и Дальнего Востока. Но освоение этих
недр требует огромных затрат и времени. На этом фоне нефтегазоносность
палеозойских отложений Западной Сибири, в которой создана мощная
нефтегазовая инфраструктура, приобретает особую значимость. Постановка
вопроса о перспективах нефтегазоносности палеозойских отложений не нова, а
имеет длительную историю. Можно выделить два этапа в этой истории. Первый
относиться к периоду 30-50 годов прошлого столетия, когда на эти перспективы
четко и ясно указал академик И.М.Губкин. Второй этап поиска нефти и газа в
палеозойских отложениях состоялся, когда из этих отложений были получены
фонтаны нефти. Этот этап проходил, в основном, под руководством академика
А.А. Трофимука. В результате, нефтегазоносность палеозойских отложений
была установлена от Новосибирской области до Ямала. Но поиски
месторождений в этих отложениях традиционными методами связаны с
огромными трудностями. Новый этап поиска нефти и газа в палеозое возможен
только с внедрением инновационных технологий, связанных с использованием
квантово-оптической фильтрации космических снимков. Поиск палеозойских
месторождений необходимо проводить в первую очередь в зонах, где мезокайнозойский чехол не превышает 1км. Подтверждением справедливости этого
тезиса являются результаты поисковых работ, проведенных на основании
обработки космоснимков территории слияния рек Обь и Томь. По этим данным
были выявлены границы прогнозируемых месторождений. В результате бурения
скважины в интервалах 1360-1400м были получены прямые признаки
нефтегазоносности палеозойских отложений на территории, которая более 50
лет считалась бесперспективной. По данным сейсмики выделены палеозойские
палеоврезы благоприятные для формирования залежей шнуркового типа.
35
УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНОКАРСКОГО БАССЕЙНА
(CONDITIONS OF FORMATION AND PROSPECT OF A
PETROLEUM POTENTIAL OF MESOZOIC ROCKS OF THE SOUTH
KARA BASIN)
Желтикова А.В.
(научный руководитель кандидат геолого-минералогических наук
Косенкова Н.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Данная работа посвящена изучению формирования и развития
углеводородных систем Южно-Карского нефтегазоносного бассейна.
Главная цель выполненной работы - выделение в разрезе
перспективных в нефтегазоносном отношении участков на основании
наличия компонентов УВ систем.
Основными задачами, решаемыми в ходе выполнения работы,
являются
восстановление
истории
накопления
бассейна
и
палеотектонический анализ, реконструкция термической истории осадочной
толщи и оценка степени зрелости ОВ, анализ углеводородных систем.
Моделирование углеводородных систем производилось в программе
Temis 2D Suite. И включает в себя построение и анализ 2D модели
изучаемого региона. Работа в программе выполнялась по следующим
стадиям: 1. Подготовка данных. 2. Создание проекта и загрузка исходных
данных. 3. Запуск расчетов модели. 4. Калибровка модели. 5.
Редактирование проекта.
Особенностью изучаемого региона является неполная изученность и
недостаток фактических данных, поэтому в качестве данных для
калибровки модели использовались данные, полученные в результате
изучения прилегающих территорий – в данном случае, полуострова Ямал.
В качестве исходных данных для построения модели были взяты
глубинный разрез по профилю 2-АР с частичным выходом на территорию
Ямала, который служит структурной основой модели, литологические
данные, которые включают в себя литолого-фациальные карты на
определенные моменты времени по Южно-Карскому бассейну, данные о
рифтинге, геохимические и геотермические данные. Последние данные взяты
из литературных источников.
Анализ построенной 2D модели будет включать в себя следующие
выводы: о наличии возможных НГМ толщ, о возможности генерации и
миграции УВ, о наличии ловушек на момент миграции, о сохранности
ловушек во времени, о продуктивности данных ловушек, о составе
предполагаемых УВ залежей.
36
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ГЕНЕРАЦИИ
УГЛЕВОДОРОДОВ ОРЕНБУРГСКОЙ ЧАСТИ
ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА С ЦЕЛЬЮ ПРОГНОЗА
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ.
(OIL AND GAS GENERATION FORECAST BASED ON BASIN
MODELING IN THE ORENBURG REGION, PART OF PRE-URALIAN
FOREDEEP)
ЖУКОВА К.Н.
(научный руководитель профессор Дахнова М.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Предуральский краевой прогиб по праву считается одним из
крупных нефтегазовых бассейнов мира. Несмотря на длительную историю
освоения нефтегазовых ресурсов и добычи нефти и газа, прогиб обладает
перспективами открытия новых запасов и продолжения добычи нефти из
ранее открытых месторождений, в том числе считавшихся до сих пор
истощенными.
Прогиб расположен на территории восточной окраины ВосточноЕвропейской платформы и простирается субмеридианально вдоль
Уральской складчатой области, представляет собой протяженную
сравнительно узкую синклинальную структуру ассиметричного строения,
выполненную преимущественно верхнепалеозойскими отложениями.
Ввиду большой протяженности и литологической неоднородности
прогиба, в работе рассмотрена только его южная часть, расположенная на
территории Оренбургской области, которая в свою очередь
характеризуется благоприятными условиями для освоения новых запасов.
Основной задачей работы является прогноз нефтегазоносности
южной части прогиба посредством моделирования процессов генерации
углеводородов. Построение модели истории погружения и прогрева
нефтематеринских отложений осуществлялось в программном комплексе
ПетроМод, разработанном компанией Schlumberger в технологическом
центре в городе Аахен (Германия).
Исходной информацией при построении модели служила литологофациальная и геохимическая характеристика отложений изучаемой
территории. Результатом работы в программном комплексе ПетроМод
стала модель осадочного бассейна, охватывающая всю историю развития
изучаемого района, предоставляющая исчерпывающую информацию об
объёме и длительности генерации углеводородов. Анализ имеющихся
геолого-геофизических и геохимических данных свидетельствует о
возможностях обнаружения новых скоплений УВ.
Полученные сведения необходимы для выявления перспективных на
нефть и газ территорий, проектирования поисково-разведочных работ с
целью осуществления прироста запасов углеводородов.
37
ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УГЛЕВОДОРОДОВ ДОЮРСКИХ КОМПЛЕКСОВПОРОД
ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ
(PERSPECTIVES OF HYDROCARBON FIELDS DEVELOPMENT OF
MIDDLE OB PRE-JURASSIC FORMATION)
Журавлев Г.И.
(научный руководитель к.г-м.н. Страхов П.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Перспективы
нефтедобычи
на
территории
Приобской
нефтегазоносной области в ближайшем будущем, очевидно, во многом
будут определяться успешностью освоения доюрских комплексов пород, в
которых получены притоки нефти, газа и открыты месторождения.
Однако, на исследуемой территории разрезырассматриваемых комплексов
плохо охарактеризованы бурением, что осложняет составление целостной
картины их строения только по скважинным данным. Поэтому в данной
работе использовались результаты сейсморазведки 3Д, с учетом данных
бурения.
Доюрские комплексы не представляют собой монотонную толщу. В
волновом поле разрезов изучаемойтерритории выделяется по крайней мере
4
сейсмостратиграфических
комплекса
(ССК),
разделенных
крупнымиповерхностями несогласий.
Каждый из выделенных ССК характеризуется определенными
сейсмическими атрибутами: конфигурацией и плотностью отражающих
площадок, наличием аномалий и т.д. Анализ конфигурации волнового
поля исследуемого региона позволяет сделать вывод о существовании в
ряде случаев слоистого характера разреза, что свойственно как осадочным
породам триаса, покровам траппов, таки поверхностям несогласий внутри
слабометаморфизованных карбонатных комплексов пород складчатого
палеозоя.Неоднородность волнового поля (разрыв и смещение), а также
деформация осей отражающих площадок, искажение амплитуд дают
возможность выделять и картировать дизъюнктивные нарушения,вблизи
которых возникают условия для увеличения пористости пород
(образования трещин, зон выщелачивания). На основании проведенных
исследований выделяется серия дизъюнктивных нарушений.Аномалии
типа «яркое пятно» могут указывать на литологические ловушки.
Кроме того, по данным сейсморазведки 3Д выделяется ряд объектов
структурного, структурно-тектонического и стратиграфического типов, к
которым могут быть приурочены залежи углеводородов.
38
ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ ГСМ НА
ПРИРОДНУЮ СРЕДУ МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ
(GEO-ECOLOGICAL IMPACTS OF FUEL AND LUBRICANTS
ON THE ENVIRONMENT OF THE MOSCOW REGION)
Задыхайло Е.С.
(научный руководитель к.г.-м.н., доцент Руднев А.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Наиболее чувствительным для населения, влияющим на состояние
здоровья, является загрязнение атмосферного воздуха токсичными и вредными
веществами, содержащимися в отработавших газах (ОГ) автомобильных
двигателей. В крупных и крупнейших городах автомобильный транспорт
является основным загрязнителем атмосферного воздуха, на его долю
приходится до 70-90% суммарных выбросов загрязняющих веществ.
Вместе с этим в последние годы наметились тенденции положительно
влияющие на снижение загрязнения атмосферного воздуха автомобильным
транспортом в Московской области, которые связаны с принятием и
выполнением специального технического регламента об этапности введения
экологических норм ЕВРО для автомобилей на территории Российской
Федерации, некоторым сокращением срока службы (возраста) АТС в парке,
стремительным ростом численности иномарок, особенно новых.
Это обстоятельство впервые количественно оценено в данной
работе,
причем
по
расширенной
номенклатуре
компонентов
автомобильных выбросов, включая ненормируемые, расходу топлива в
разрезе 39 муниципальных районных образований Московской области на
период до 2020 г.
В
результате
аналитических
исследований
территория
муниципальных районов Московской области по экологической нагрузке
(удельным выбросам наиболее массовых загрязняющих веществ из-за
загрязнения атмосферного воздуха автомобильным транспортом в 2006 г.)
кластеризирована по четырем группам:
низкий уровень экологической нагрузки - менее 50 т/год.км2 Шатурский (11,8), Шаховской (17,3), Талдомский (21,7), СеребряноПрудский (22,0), Егорьевский (22,3), Лотошинский (24,4);
средний уровень - от 50 до 100 прив. т/год.км2 - Павлово-Посадский
(56,5), Наро-Фоминский (64,4), Воскресенский (67,2), Дмитровский (69,0),
Рузский (70,9), Каширский (71,6), Луховицкий (76,1);
повышенный - от 100 до 350 прив. т/год.км2 - Щелковский (110,8),
Раменский (125,7), Домодедовский (130,3), Солнечногорский (135,4),
Одинцовский (154,1), Ногинский (169,5), Ленинский (182,1);
высокий - более 350 прив. т/год.км2 - Красногорский (371,1),
Пушкинский (393,1), городской округ Химки (406,4), Балашихинский (627,8),
Люберецкий (778,5).
39
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТЕЙ МИГРАЦИИ ПО
ДИФРАГИРОВАННЫМ ВОЛНАМ
(MIGRATION VELOCITY ANALYSIS USING DIFFRACTED WAVES)
Зарипов Р.А.
(научный руководитель профессор Завалишин Б.Р.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В
работе
рассматривается
применение
дифрагированных
сейсмических волн для получения скоростей миграции. Главной
особенностью данного подхода является удаление плоских волн путем
применения фильтров PWD и последующая фокусировка выделенных
дифрагированных волн. Это позволяет достаточно точно локализовать
тектонические нарушения, выклинивания, позволяет оконтурить залежи и
повысить разрешающую способность сейсморазведки. Таким образом,
данная методика предлагается для выявления таких зон, где стандартный
скоростной анализ имеет некоторые недостатки. Используя модельные
данные, мы пытаемся погасить волновое поле отраженных волн и затем
сфокусировать выделенные дифрагированные волны с предельно точными
скоростями миграции. Также в докладе будут представлены примеры
реальных данных использования данного метода определения скоростей,
взятые из статьи Сергея Фомеля, на которую мы опираемся при решении
задачи. Эти примеры демонстрируют эффективность предложенного
метода для построения изображений высокого разрешения таких
геологических особенностей как разломы, палеорусла и границы соляных
тел.
40
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПЕРЕХОДНОЙ ЗОНЫ И ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ
НЕФТИ ПЛАСТА АС10.1-3 ЮЖНОЙ ЛИЦЕНЗИОННОЙ
ТЕРРИТОРИИ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(MODELING OF WATER-OIL TRANSITION ZONE AND OIL
RESERVES ESTIMATION OF THE LAYER AC10.1-3 AT PRIOBSKOE
FIELD)
Зельцер Е.Л.
(научный руководитель профессор Хафизов С.Ф.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В процессе формирования залежей вода, первоначально заполнявшая
породы-коллекторы, не удаляется полностью, а остается в виде так
называемой остаточной воды. При этом, благодаря действию капиллярных
сил, образуется переходная зона, четкая граница раздела нефти и воды
отсутствует. Наличие такой зоны обуславливает «недонасыщение»
коллекторов. Если это явление не учитывается, запасы могут быть
существенно завышены.
В работе используются результаты лабораторных замеров
капиллярного давления по образцам керна 10 скважин. Для построения
модели переходной зоны был произведен пересчет кривой капиллярного
давления в кривую зависимости коэффициента водонасыщенности (Кв) от
высоты ∆H изучаемого интервала разреза над уровнем зеркала свободной
воды по следующей формуле: ∆H = 10*Pс.пл/(ρв-ρн), где Pс.пл – капиллярное
давление в пластовых условиях, Н/м, ρв,ρн – плотность воды и нефти в
пластовых условиях, кг/м3. Так как коллекторские свойства изучаемого
пласта изменяются как по направлению напластования, так и по вертикали,
то переходная зона характеризуется семейством кривых в зависимости от
средних радиусов поровых каналов.
В разрезе скважин по литологическому описанию и фотографиям
керна были выделены доминирующие фации, для каждой из которых
определялись толщина переходной зоны и положение ВНК. Толщина
переходной зоны была определена с помощью Кв* и Кв** - значений
коэффициентов водонасыщенности, которые, соответственно, означают
нижнюю границу интервала, дающего безводную нефть, и верхнюю
границу интервала с притоком чистой воды. За Кв, соответствующий
положению ВНК, была принята величина Кв**.
Границы участков с разным уровнем ВНК проводились с
использованием литолого-фациальной карты, а также данных ГИС и
результатов испытаний. Полученная карта ВНК использовалась для
выполнения пересчета запасов нефти изучаемого пласта.
Таким образом, впервые для изучаемой площади была установлена
зависимость положения ВНК и толщины переходной зоны от фациальной
принадлежности участка, что позволило уточнить величину запасов нефти.
41
ГИС-ТЕХНОЛООГИИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ПОДЗЕМНЫХ ВОД
МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ
(GIS-TEHNOLOGY OF EVALUATION OF GROUND WATER
PROPERTIES IN THE MOSCOW REGION)
Кадышева И.В.
(научный руководитель к.г.-м.н., доцент Руднев А.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Основная направленность работы связана с отработкой методики ввода
фактических данных по состоянию и качеству водных объектов и
использования их для формирования конечного информационного продукта
разрабатываемой системы в виде тематических электронных экологических
карт на основе ГИС-технологии.
В основе разрабатываемой технологии лежит геоинформационная
система (ГИС). ГИС позволяет обобщать разноплановую, привязанную с
помощью координат, информацию в проблемно-ориентированные
электронные карты. ГИС-технология позволяет сравнительно легко
объединить экологическую информацию, подготовленную по мере её
поступления и по отдельным выборочным муниципальным районам
Московской области, в единую информационную систему. Информационная
система позволяет сформировать в зависимости от информационного запроса
одну или группу экологических карт, раскрывающих суть поставленной
проблемы.
Поскольку исходный массив данных был подготовлен для обработки
в ГИС-технологии, то в режиме реального времени путем
информационных запросов непосредственно были построены и
проанализированы карты по фактически всем имеющимся в базе данных
показателям состояния подземных питьевых вод. Экспертный анализ
привел к выбору для иллюстрации следующего набора карт-схем:
-
содержание
лития
в
эксплуатируемых скважин;
составе
-
содержание марганца в составе
эксплуатируемых скважин и др.
подземных
вод
подземных
вод
Данный набор тематических карт отражает основные особенности
подземных питьевых вод на территории Московской области. В тоже
время они демонстрируют возможность локализации той или иной
проблемы в достаточно ограниченной части Московской области, и,
значит, позволяет перейти к более глубокому анализу причин
сложившейся экологически неблагоприятной ситуации.
42
ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ПРОБЛЕМЕ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДОЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ЮГОВОСТОКЕ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ (ВОСТОК ТОМСКОЙ
ОБЛАСТИ)
(RESEARCH REVIEW ON THE PROBLEM OF OIL –BEARING PREJURASSIC DEPOSITS IN THE SOUTH-EAST OF THE WEST
SIBERIAN PLATE (EAST TOMSK REGION))
Каминский Е.Ю.
(научный руководитель доцент Гайдукова Т.А.)
Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Впервые вопрос о перспективах на нефть и газ Западно-Сибирской
равнины был поставлен И.М. Губкиным на чрезвычайной сессии
Академии наук СССР в Москве (июнь 1931 г.). Он призвал к поискам
нефти на восточном склоне Урала. Позднее, в 1932 г. И.М. Губкин более
подробно изложил свою точку зрения на перспективы Западной Сибири и
высказал предположение о том, что на этой территории могут быть
встречены структуры, благоприятные для формирования и сохранения УВ.
По инициативе И.М. Губкина в 1934 г. В Западной Сибири начались
первые нефтепоисковые работы.
Историю исследования перспектив нефтегазоносности палеозоя
Западно-Сибирской плиты (ЗСП) можно подразделить на три периода.
Первый период – до середины 50-х годов. Еще не были конкретно
определены перспективы нефтегазоносности ни палеозойских, ни
мезозойских отложений, но многими исследователями отдавалось
предпочтение палеозойским отложениям, так как по обрамлению ЗСП на
территориях Красноярского края, Кузнецкого бассейна обнаружили
признаки нефти и газа. В 1954 г. в Колпашевской опорной скважине № 2,
при испытании интервала 2869-2860 м (зоны контакта осадочного чехла и
кровли доюрского фундамента) получен приток густой парафинистой
нефти в количестве 48 кг.
Второй период – середина 50-х – конец 60-х годов. В связи с
открытием первых нефтяных и газовых месторождений в мезокайнозойском платформенном чехле на небольших глубинах и выявлением
нефтепроизводящих свойств мезозойских отложений интерес к
палеозойской нефти ослабел и бурение на глубокие горизонты палеозоя
практически не проводилось.
Третий период – 70-е годы. В начале 70-х годов появились первые
данные сейсморазведочных работ, свидетельствующие о наличии мощной
(более 7 км) осадочной толщи пород в доюрском фундаменте на востоке
Томской области. Здесь пробурено всего 5 скважин, вскрывших палеозой
на толщину 1км, но гидрогеохимические показатели указывают на высокие
перспективы нефтегазоносности доюрских отложений.
43
ПАЛЕОЗОЙСКИЕ РАЗРЕЗЫ ПРАВОБЕРЕЖЬЯ РЕКИ ОБИ НА
ЮГО-ВОСТОКЕ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ (ТОМСКАЯ
ОБЛАСТЬ) И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
(THE PALEOZOIC SECTIONS ON RIGHT BANK OF RIVER THE OB
IN THE SOUTH-EAST OF THE WEST SIBERIAN PLATE (TOMSK
REGION) АND ITS OIL AND GAS FORMATION CONDITIONS)
Каминский Е.Ю.
(научный руководитель доцент Гайдукова Т.А.)
Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Район исследования располагается в междуречье Оби и Енисея на
востоке и юго-востоке Томской области.
В структурно-тектоническом отношении район предположительно
относится к древней платформе (западная граница Сибирской платформы)
с архейско-протерозойским складчатым фундаментом и чехлом,
состоящим из двух ярусов: рифейско-палеозойским и мезозойскокайнозойским.
По результатам опорного и параметрического бурения на
правобережье р. Оби (восток Томской области) палеозойский комплекс
изучен в скважинах Восток-1, Восток-3, Восток-4, Вездеходная-4, Лемок-1,
в которых палеозой вскрыт на глубину 1000 метров.
Комплекс палеозойских отложений, вскрытый скважиной Восток-1,
согласно данным петрофизических исследований, представлен породами с
низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), не позволяющие
рассматривать какую-либо из них в качестве ловушки для углеводородов.
Практически непроницаемые чурбигинская (€1, chrbg, интервал 3870-3660
м) и пайдугинская (€1+2, pdg, интервал 4945-4825 м) свиты, могут быть
перспективны в качестве флюидоупора для нижележащих доломитов
пойгинской (R3-V, pg) и котоджинской свит (R3-V, ktg), вскрытых скв.
Восток-3, в которых
развиты каверново-трещинные и трещинные
коллектора.
На востоке Томской области стратификация комплексов от кембрия
до юры была уточнена в 1996 г. по результатам исследования керна
параметрической скважины Вездеходной Р-4.
Данные, полученные при бурении скважины Вездеходной Р-4 дают
основание предполагать возможность обнаружения скоплений УВ в более
древних стратиграфических комплексах, чем девонские разрезы.
На юго-востоке Томской области месторождения нефти и газа на
настоящий момент не обнаружены.
Перспективы нефтегазоносности этой территории приводятся по
результатам обобщения геолого-геофизической материалов этого региона
и главным образом по материалам, полученным в результате бурения
параметрической скважины Вездеходной Р-4.
44
ВЛИЯНИЕ КРИОГЕННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ НАЕМКОСТНЫЕ И СТРУКТУРНЫЕ
ПАРАМЕТРЫ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД
(INFLUENCE OF PETROPHYSICALCRYOGENIC TECHNOLOGY ON
STRUCTURAL PARAMETERS OF TERRIGENOUS ROCKS)
Качалова Е.А.
(научный руководитель д.г-м.н,профессор Постников А.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Определение петрофизических параметров слабоуплотненныхпород сеномантуронских отложений представляет собой сложную задачу, для решения которой
используется,
в
частности,
криогенная
технология.
Задачей
работыявляетсяанализ возможновозникающих в этом процессе изменений
емкостных и структурных параметров пород.
Объектом исследования являются породы разреза скважины, пробуренной в
южной части Ямальской НГО. Отбор керна производился с глубин 1025,051086,26 м.Исследованные образцы представлены песчаниками, алевролитами,
глинами.Проведено литологическое изучение и анализ структуры пустотного
пространства методом имидж-анализа 12 пар образцов выпиленных с
применением криогенной обработки и по стандартной методике.По
каждомуобразцу проведен анализ типов пустотного пространства, и данаих
количественная оценка. В результате анализа определены: открытая
пористость,соотношения пор различного размера и типа,параметры формы пор.
Для данных пород предполагаемое нарушение структурных особенностей в
процессе замораживания остаточной воды, должно приводить к нарушению
точечных и инкорпорационных контактов между зернами, а также к раскрытию
тонких щелевидных пор.Подобных явлений в массовом количестве не
обнаружено. В ходе проведения имидж-анализа установлено, что в
подавляющем большинстве образцов, подвергшихся криогенной обработке,
пустотное пространство незначительно снижено по сравнению с образцами,
изготовление препаратов из которых, было выполнено по стандартной методике.
В обломочных зернах пород установлено наличие большого количества
щелевидных пор.Сравнение результатов имидж-анализа образцов подвергшихся
криогенной обработке, и изготовленных по стандартной методике показало, что
параметры для данного типа пор существенно не изменились. Количество
внутризерновых трещин в криогенно обработанных образцах даже меньше, чем
в стандартных.
Полученные результаты показали, что применение криогенной технологии не
приводит к существенному нарушению их структуры. Возможные изменения
даже меньше, чем в образцах, обработанных по стандартной технологии.
Применение криогенной обработкипозволяет сохранить первичные емкостные и
структурные особенностислабоуплотненных терригенных пород и более точно
определить их петрофизические параметры.
45
ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ АНОМАЛЬНЫХ
РАЗРЕЗОВ ВЕРХНЕЮРСКИХ И АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
КЕЧИМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ НА ОСНОВЕ
ДЕТАЛЬНОЙ КОРРЕЛЯЦИИ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
(GEOLOGY ANOMALOUS CUTS THE UPPER JURASSIC AND
ACHIMOV FORMATION KECHIMOVSKOE FIELD OF OILBASED DETAILED CORRELATION OF WELL SECTION)
Качкина Е.А.
(научный руководитель профессор Гутман И.С.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Особенности формирования аномальных разрезов баженовской свиты
и ачимовской толщи вызывает огромный интерес у большинства ученых.
Как пример сложного строения аномальных разрезов в верхнеюрских и
нижнемеловых отложениях Когалымского нефтегазоносного района можно
рассматривать Кечимовское месторождение.
В результате анализа проведенной корреляции разрезов скважин
установлено, что начавшееся в верхнеюрское время погружение отдельных
блоков по конседиментационным разломам и сопровождавшееся
накоплением осадков песчано-алевролитовых пород баженовской свиты,
завершилось
формированием
битуминозно-глинистых
отложений
собственно бажена. Все интервалы разреза собственно баженовских
отложений во всех скважинах коррелируются между собой. Это является
свидетельством того, что они формировались в районах всех скважин
одновременно,
а
наблюдаемые
при
последовательном
палеопрофилировании резкие «скачки» собственно баженовских
отложений являются следствием клавишных блоковых погружений по
конседиментационным разломам до и после формирования собственно
баженовских отложений. Необходимо подчеркнуть, что интенсивные
погружения блоков по разломам сменялись пликативными процессами,
когда в результате плавного и волнообразного прогибания морского дна
шло формирование глинистых клиноформных пачек пород.
В целом для ачимовской толщи характерна почти полная
компенсация всего интервала разреза, независимо от того, формировался
он в условиях клавишного погружения блоков с образованием ачимовских
компенсационных пачек, либо в условиях волнообразного прогибания
морского
дна,
сопровождавшегося
формированием
клиноформ.
Формирование слоев над ачимовской толщей с плоскопараллельным
залеганием знаменует собой очередную смену тектонического режима на
еще более спокойную. А то, что эти слои оказались параллельными
васюганским аргиллитам, лишний раз подчеркивает общую тектоническую
природу формирования отложений баженовской свиты и ачимовской
толщи.
46
УЧЕТ ЭФФЕКТА АНИЗОТРОПИИ ПРИ
ОБРАБОТКЕ СЕЙСМИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ 2D И 3D
(CONSIDERATION OF THE EFFECT OF ANISOTROPY
IN SEISMIC DATA PROCESSING 2D AND 3D)
Каширина В.В.
(научный руководитель доцент Белоусов А.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Основной прирост запасов углеводородов ожидается за счет
сложнопостроенных коллекторов. В связи с переходом от струкурных залежей
к неструктурным, неантиклинальны ловушкам – на первый план в
сейсоразведке выходит изучение анизотропных свойств напряженного
состояния горных пород, определяющих их коллекторские свойства.
В работе рассмотрены новейшие методы обработки сейсмических
материалов 2D и 3D, позволяющие учесть эффект анизотропии, для
проведения более детальной и корректной интерпретации, а также для
извлечения дополнительной информации о геологических средах.
Так как на материалах 2D невозможно рассмотреть различные
направления прихода волн, и мы имеем дело исключительно с Р-волнами, то
на первый план выходит проблема квазианизотропии, обусловленной
слоистостью среды. Из-за преломления луча в нижележащих слоях его путь
увеличивается по сравнению с однородной средой. По этой причине ввод
нормальной кинематической поправки (для гиперболического годографа)
вызывает переспрямление годографа для границ, имеющих значительные
углы отражения (в особенности на дальних удалениях и небольших временах).
Переспрямление годографа на больших удалениях может быть вызвано как
лучепреломлением, так и анизотропией. В обрабатывающем комплексе Omega
существуют специальные программы для того чтобы избежать
переспрямления годографа на дальних каналах. Одна из таких программ
основана на вводе кинематических поправок с учетом анизотропии. В работе
представлены результаты обработки реальных данных 2D, при которой
вводились кинематические поправки, учитывающие эффект анизотропии.
При оценке параметров анизотропии на сейсмических материалах 3D
существует возможность анализа скоростей волн по данным, полученных в
разноориентированных лучевых плоскостях. Такой анализ называется
азимутальным, и позволяет определить ориентацию главных элементов
симметрии, разделить эффекты анизотропии в различных интервалах. В
результате проведения азимутального анализа скоростей, появляется
возможность судить о преимущественном направлении трещиноватости
пород. В данной работе азимутальный анализ скоростей проводился на
сейсмических данных, полученных при широкоазимутальной 3D-съемке.
Всего было выбрано пять азимутов для анализа по 36 градусов. В результате
обработки были построены карты интервальных скоростей для четырех
горизонтов.
47
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ХАРАКТЕРИСТИКА
ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ СИТУАЦИИ НА УРЕНГОЙСКОМ
ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
(GEOLOGICAL FEATURES AND ENVIRONMENTAL
SITUATION ON THE URENGOY CONDENSATE FIELD)
Комарова М.А.
(научный руководитель ассистент Афанасьева М.А.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Уренгойское газоконденсатное месторождение является крупнейшим
в мире месторождением, расположенным на суше. Оно было открыто в
1966 году. Общая площадь месторождения составляет более 6 тысяч
квадратных километров. Уренгойское месторождение введено в
разработку еще в 1978 году. На месторождении пробурено более 500
поисково-разведочных скважин, а общий объем проходки насчитывает
более миллиона метров. Важной особеностью является расположение
этажей нефтегазоносности под многолетнемерзлыми породами. Учитывая
объемы бурения и особенности геологического строения месторождения
необходимо принимать особые технологические и технические решения,
которые могут дополнительно способствовать повышению эффективности
эксплуатации скважин и экологической безопасности всех видов работ.
В настоящее время Уренгойское месторождение находится на
заключительной стадии разработки. В связи с этим остро встает проблема
экологической безопасности работ на месторождении. Общеизвестно, что
в районах проведения геологоразведочных работ и добычи
углеводородного сырья основные антропогенные нагрузки на
окружающую среду связаны с действием мощных транспортных средств в
условиях бездорожья, с выполнением буровых работ и испытанием
скважин, а также с прокладкой и функционированием нефтепроводов,
газопроводов, с созданием искусственных хранилищ углеводородов и т.д.
Бурение и аварийное фонтанирование разведочных скважин, сбрасывание
отработанных буровых растворов и неочищенных сточных вод,
повреждение магистральных и внутрипромысловых нефте- и газопроводов
и обслуживающих их систем являются основными источниками
загрязнения.
В докладе обосновано внедрение оптимальных решений
довыработки месторождений и введение дополнительных мер для
стабилизации экологической обстановки на Уренгойском месторождении.
48
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССА АПСКЕЙЛИНГА
НА ЭТАПЕ КОМПЛЕКСИРОВАНИЯ ДАННЫХ ГИС И
СЕЙСМОРАЗВЕДКИ
(EFFECTIVENESS OF THE UPSCALING PROCESS WHILE
COMPLEXING OF WELL LOG & SEISMIC DATA)
Копин С.А.
(научный руководитель профессор В.В.Стрельченко)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В последнее время все большее внимание нефтяников
сосредотачивается на проблеме сложных коллекторов, в том числе и
тонкослоистых, где характер слоистости, выделяемой по петрофизике
составляет диапазон от микрон до сантиметров, по ГИС – от сантиметров
до метров, по сейсмике – от метров до десятков и сотен метров. Процесс
апскейлинга является важным практическим этапом в совместном
использовании скважинных данных и сейсмики, так как существенно
уменьшает технологические требование к обработке данных (мощность
ЭВМ, ПО) уменьшает затраченное на обработку время (что особенно
актуально при работе со сложными коллекторами), и, как следствие,
удешевляет весь комплекс работ.
В процессе геофизических измерений присутствует ряд факторов,
которые вносят ошибки в конечный результат. На этапе апскейлинга
ошибки характеризуются прежде всего различиями в методах осреднения
и группирования пластов: различные алгоритмы дают различные
результаты. Кроме того, величина ошибки на данном этапе также зависит
от технических средств, реализующих соответствующие алгоритмы, а
также от навыков и опыта интерпретатора. Таким образом, невозможно
создать эффективную модель абсолютно эквивалентную тонкослоистой
модели среды. Все, что можно предпринять для улучшения результатов
апскейлинга – это минимизировать ошибки путем выбора наилучшей
модели, полученной по той или иной методике (алгоритму).
Следовательно, одной из главных целей работ на этапе апскейлинга
является анализ эффективности используемых алгоритмов, дающих
минимальные ошибки на выходе при сравнении смоделированных и
реальных результатов, а также, по мере надобности, дополнение уже
существующих методик с целью приблизить эффективную модель к
реальной геологической модели среды.
В настоящей работе были рассмотрены теоретические аспекты
некоторых наиболее часто используемых методик апскейлинга,
опробованы разные алгоритмы осреднения и группировки пластов на
примере отложений Верхнечонского месторождения Восточной Сибири, а
также проведен анализ эффективности каждой из рассмотренных методик.
49
ПРИМЕНЕНИЕ ВЫСОКО-ПЛОТНОСТНОГО ПИКИРОВАНИЯ
СКОРОСТЕЙ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНЫХ
ПАРАМЕТРОВ NMO КОРРЕКЦИИ.
(IMPLEMENTATION OF HIGH-DENSITY VELOCITY PICKING FOR
DEFINITION OF EFFECTIVE MOVEOUT PARAMETERS.)
Коробкин В. С.
(научный руководитель: Карапетов Г. А.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В настоящее время поиск углеводородов а, вместе с ним, и сейсморазведочные
работы все чаще проводятся на акваториях морей или участках суши с
глубокозалегающими целевыми горизонтами. И то, и другое предполагает
использование сейсмических расстановок с большими удалениями ПВ-ПП. Годографы
ОСТ при таких условиях не являются гиперболичными даже в предположении
горизонтально-слоистой модели среды. Если же к этому добавить тот факт, что
реальные среды не являются однородными, и в них присутствует анизотропия, что
естественным образом отображается на форме годографа, то правильная NMO
коррекции становится особо проблематичной.
Существование анизотропии в реальных средах отражается на поведении
годографа в виде существенных искажений. Это накладывает на уравнение для NMO
коррекции два значительных ограничения. Во-первых, скорости даже на ближних
удалениях – это не скорости RMS даже при горизонтальном положении отражающего
горизонта. Различие между
и
, если его игнорировать, может привести к
существенным ошибкам при определении интервальных скоростей, что, в свою
очередь, приведет к еще большим ошибкам в глубинах при проведении глубинной
миграции. Причем, даже при слабой анизотропии в среде невозможно правильно
определить
, используя только ближние удаления – обязательным становится и
использование дальних удалений, на которых годограф ведет себя негиперболично. Вовторых, анизотропия определяет негиперболичность уравнения для NMO коррекции
даже в однородном слое.
Уравнение nonhyporbolic shifted moveout учитывает как влияние анизотропии, так
и изменение скорости, вызванное искривлением траектории лучей. Причем, никакого
различия во влиянии этих двух факторов на сейсмические данные нет. Это позволяет
объединить их в один псевдоанизотропный параметр η. Таким образом, главным
преимуществом nonhyporbolic shifted moveout является наличие всего лишь двух
эффективных параметров, что значительно упрощает поиск решения. При этом
отвечает за значение вертикальной скорости на нулевом удалении, а η - за
псевдоанизотропные свойства среды.
Высоко-плотностное пикирование скоростей позволяет в автоматическом режиме
определить значения эффективных параметров для NMO коррекции , и η.
Пикировка проводится в биспектральной области: для каждого временного отсчета
определяются максимальные значения сембаланс, которые и соответствуют искомым
эффективным параметрам.
В данной работе будет приведено теоретическое обоснование данного метода, а
также приведены примеры его использования на синтетических и реальных данных.
50
ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И КОЛЛЕКТОРСКИЕ
СВОЙСТВА СИЛУРИЙСКИХ И ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
СЕВЕРО-ВОСТОКА ХОРЕЙВЕРСКОЙ ВПАДИНЫ.
(LITHOLOGY CHARACTERISTIC AND RESERVOIR PROPERTIES
OF SILURIAN AND DEVONIAN DEPOSITION FROM NORTH-EAST
AREA OF HOREVERSKAYA DEPRESSION)
Аблясов Д.О., Котельникова А.О.
(научные руководители проф. Постников А.В., магистр Сивальнева О.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Объектом исследования являются силурийские и девонские отложения,
вскрытые разведочными скважинами на глубинах 2900-4600 м в пределах
нефтяных
месторождений
северо-востока
Хорейверской
впадины.Исследовался керновый материал 17 скважин, отобранный
спорадически из продуктивных интервалов разрезов.
Отложения характеризуются весьма неоднородным литологическим
составом, преобладают различные карбонатные породы.
Силурийские отложения сложены в равной степени известняками и
доломитами.
В девонских отложениях преобладают известняки. Основные литотипы
отложений
нижнего
девона:
известняки
органогенно-обломочные,
водорослевые, биогермные, доломиты, алевролиты с доломитизированным
цементом, песчаники с карбонатным цементом.
Отложения
среднего
девона
представлены
известняками
водорослевыми, биогермными,доломитами.
В наибольшей степени охарактеризованы отложения верхнего девона.
В изученных разрезах преобладают известняки и доломиты, в меньшем
количестве представлены терригенные породы. Основные типы известняков:
биогермные, комковато-сгустковые, водорослевые, узловато-слоистые.
Доломиты - микро- и тонкозернистые. Среди терригенных пород выделены
песчаники мелко- и среднезернистые, алевролиты среднезернистые.
В целом коллекторские свойства пород невысокие. Преобладают
коллекторы порового типа.
Лучшими коллекторами являются верхнедевонские комковатосгустковые известняки (пористость достигает 20%), несколько уступают им
мелкозернистые песчаники (пористость до 15%).
Коллекторские
свойства
пород
определяются
седиментационнымифакторами, но в большей степени зависят от
диагенетических (цементация) и вторичных преобразований (уплотнение,
выщелачивание и трещиноватость и др.).
Развитие каверновых коллекторов может быть связано с биогермными
образованиями верхнего девона.
Развитие трещиноватости отмечается преимущественно в отложениях
верхнего девона.
51
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ВЫТЕСНЕНИЯ
НЕФТИ ПАРОМ
(APPLICATION EFFICIENCY OF THE STEAL OIL DISPLACEMENT
METHOD)
Кравченко В. С.
(научный руководитель профессор Филиппов В.П.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Вытеснение нефти паром – наиболее распространённый метод
увеличения нефтеотдачи пластов, так как при вытеснении высоковязких
нефтей он обладает явным преимуществом перед другими методами.
В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой
температурой и высокой вязкостью нефти через специальные
паронагнетательные скважины, расположенные внутри
контура
нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоёмкостью – более 5000
кДж/кг – в 3-3,5 раза выше горячей воды при 230 °С, вносит в пласт
значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев
пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение
всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. В пласте образуются
три зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру
вытеснения.
При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение
вязкости и объёмное расширение всех пластовых агентов, изменение
фазовых проницаемостей, смачиваемости пласта и подвижностей нефти и
воды. Основную долю эффекта вытеснения нефти (40-50%) обеспечивает
снижение вязкости нефти, затем – дистилляция нефти и изменение
подвижностей (по 18-20%) и в меньшей мере – расширение нефти и
смачиваемость пласта.
Вытеснение нефти из пластов паром получило широкое применение
во всех странах, разрабатывающих месторождения с высокой вязкостью
нефти. Этот метод увеличения нефтеотдачи пластов имеет определённую
область применения, достаточно хорошо изучен и испытан, подготовлен к
промышленному применению и, без сомнения, будет широко применяться
при наличии соответствующих экономических условий и технических
средств. Основное ограничение на применение метода – глубина не более
800-1000 метров.
Методу вытеснения нефти паром отводится роль основного,
наиболее эффективного способа извлечения остаточных запасов
высоковязкой нефти. По своему механизму и многообразию происходящих
в пласте процессов при вытеснении нефти паром этот метод может
претендовать на наиболее универсальный из всех известных для
высоковязких нефтей.
52
ЛАБОРАТОРНЫЙ СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СВОЙСТВ ГОРНЫХ
ПОРОД МЕТОДОМ ЯДЕРНО-МАГНИТНОГО РЕЗОНАНСА
(NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE METHOD FOR LABORATORY
DETERMINATION OF ROCK PROPERTIES)
Кудрявцев А.А., Кузьмичев Д.С.
(научный руководитель проф. Неретин В.Д., доц. Лазуткина Н.Е.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Ядерный магнитный резонанс (ЯМР) давно и успешно используется для
исследования внутренней структуры вещества на атомно-молекулярном
уровне. Несмотря на это, он до сих пор представляет собой все еще
обширное поле для новых исследований и открытий. С появлением ЯМРрелаксометров в мировой петрофизической практике появился новый
мощный метод исследования керна, нефти и шлама.
Известны следующие производители лабораторного петрофизического
оборудования ЯМР: АОКС (Россия/1974г.), Хроматэк Протон
(Россия/2008г.), Bruker (Germany/2000г.), Oxford-Instruments (UK/2005г.),
Qualion (Israel/2006г.).
В настоящей работе рассмотрены эксплуатационные и метрологические
требования, принципиальное устройство и технические характеристики
оборудования для ЯМР анализа, критерии калибровки и поверки, методика
обработки полученной информации.
Выполнен анализ наиболее важных и принципиальных технических
параметров лабораторных установок вышеуказанных производителей
(индукция поля, «мертвое» время, градиент магнитного поля, размер
образца, число точек в спектре и др.). Рассмотрены особенности различных
типов лабораторной ЯМР аппаратуры, обеспечивающие повышение
точности и достоверности получаемой информации. Выявлены
принципиальные достоинства и ограничения, взаимосвязи между
параметрами (время прогрева - стабильность результатов, размер образца –
индукция магнитного поля, градиент магнитного поля – «мертвое» время
и.т.д).
В докладе представлены результаты эксперимента по определению
рабочей зоны прибора Bruker Minispec MQ10.
Работа иллюстрирована описанием физических основ метода.
53
ТИПИЗАЦИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВВЕРХНЕДЕВОНСКИХ
ОТЛОЖЕНИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ В ЮЖНОЙ ЧАСТИ
БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ
(TYPIFICATION OF RESERVOIR-ROCKS IN A SECTION OF WELL,
LOCATED INBUZULUK DEPRESSION)
Кузина Е.С.
(Научный руководитель Постников А.В., д.г.-м.н., профессор)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Объектом исследования являются верхнедевонские отложения
франского яруса, вскрытые скважиной в пределах нефтяного
месторождения, расположенного в южной части Бузулукской впадины.
Изученный разрез представляет собой толщу, охарактеризованную
непрерывным отбором керна в интервале 3037-3073,35 м.
Интерес к этим отложениям вызван высокой пространственной
неоднородностью распределения коллекторов.
В результате изучения кернового материала и анализа данных ГИС
выделены: биогермныеи переходные обломочные разности,которые
чередуются в разрезе.
Биогермные породы
характеризуются различными типами
первичного пустотного пространства, но изменения в ФЕС связаны с
интенсивностью
вторичных
процессов.
Структура
пустотного
пространства пород обусловлена первичной структурой биогермных
массивов и органогенно-обломочных толщ, а также характером развития
вторичных процессов. Коллектора в разрезе представлены каверновопоровым и поровым типами, трещинные коллектора играют подчиненную
роль. Таким образом, объект исследования можно подразделить на 2 части
в зависти от преобладания типа биогермных пород, и, следовательно,
связанного с ним пустотного пространства.
В результате проделанной работы установлено, что наилучшими
коллекторскими свойствами (пористость 15-20%) в разрезе обладают
грейнстоуны и близкие к ним по структуре желваковые разности, в
основном
формирующие нижнюю часть разреза. Строматопорововодорослевые желваковые разности с комковато-сгустковой составляющей
первично обладали различной пористостью, в зависимости от соотношения
комковатой и сгустковой составляющей (пористость 12-15%).
Коллекторские свойства биогермных известняков могут быть различными
(пористость – 4-25%) в зависимости от плотности каркаса, который может
быть
как
пористым,
так
и
почти
однородным
плотным
спаритизированным. Верхняя часть разреза представлена разностями с
микросгустковым матриксом, которые существенно более плотные вплоть
до практически полного отсутствия пористости.
54
ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ
ОСОБЕННОСТИ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ОСИНСКОГО
ГОРИЗОНТА ЧОНСКОГО СВОДА
(LITHOLOGICAL CHARACTERISTICS AND PETROPHYSICAL
FEATURES OF CARBONATE HORIZON OSINSKIY OF CHONSKIY
ARCH)
Кузнецов А.С.
(научный руководитель профессор Постникова О. В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Нижнекембрийские карбонатные и галогено-карбонатные отложения
являются одним из наиболее перспективных объектов на нефть и газ в
южной части Сибирской платформы. Их нефтегазоносностьдоказана
открытием таких месторождений как Верхнечонское, Талакканское,
Среднеботуобинское, Даниловское.
В
данной
работе
были
исследованы
карбонатные
отложенияосинского
горизонта
в
пределахНепскоБотуобинскойантеклизы.
В
осинском
горизонте
преобладают
органогенные водорослевые известняки и доломиты, присутствуют
прослои ангидритов, мергелей, аргиллитов и соли. Отложения осинского
горизонта отличаются отчётливой слоистостью, выражающейся в
закономерном
чередовании
различныхлитотипов.
Коллекторы
преимущественно смешанного типа: порово-каверновые, поровотрещинные, кавернозно-трещиноватые и реже чисто поровые или
трещинные.
Исследование
базируется
на
результатах
литологических
исследований, петрофизических исследований и циклостратиграфического
анализа. В результате проведённых исследований было выявлено, что
наилучшими
коллекторскими
свойствами
обладают
доломиты
разнокристаллические.
Коллекторские свойства осинского горизонта, особенно структура
пустотного пространства определяются фациально-палеогеографическими
условиями, а также типом и направленностью вторичных изменений.
В ходе исследования осинского горизонтабыло выделено четыре
литотипа: доломиты разнокристаллические, доломиты микрозернистые,
доломиты с реликтово-органогенной структурой и доломиты комковатосгустковые. Были выявлены закономерности между литотипами
исследуемых пород и значениями их пористости и проницаемости.
55
ВОССТАНОВЛЕНИЕ ОБСТАНОВКИ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ
ОТЛОЖЕНИЙ ПЛАСТА АС-10 НА ОСНОВАНИИ АНАЛИЗА ГИСФАЦИЙ ВИРТУАЛЬНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(RECOVERY OF SEDIMENTATION ENVIRONMENT OF
THE AS-10 STRATUM DEPOSITIONS OF THE BASIS REASONING
FROM WELL-LOGGING ANALYSIS OF FACIES OF THE
VIRTUALNOE FIELD)
Кузнецов С.Н.
(научный руководитель Страхов П.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В работе представлена модель, отображающая реконструкцию
условий седиментации продуктивных отложений пласта АС-10
Виртуального месторождения. При ее построении был проведен
комплексный
анализа
ГИС-фаций,
результатов
интерпретации
промыслово-геофизических данных и лабораторных исследований керна.
Работа подобного класса на данном месторождении выполняется впервые
и, несомненно, играет важную роль при выборе типа разработки на нём.
Виртуальное месторождение расположено в Ямало-Ненецком
автономном округе Тюменской области России. Объект изучения выделен
в
черкашинской
свите
бериас-валанжин-готеривского
ярусов
нижнемеловой системы.
Пласт АС-10 вскрыт всеми пробуренными на участке скважинами.
Эффективная толщина изменяется от 2 до 31,8 метров и имеет тенденцию
к увеличению в юго-западном направлении. Пласт сложен неравномерным
чередованием песчано-алевритовых отложений с глинистыми и включает в
себя несколько пачек (ритмов), которые имеют преимущественно
регрессивный характер осадконакопления.
Предполагается, что большая часть пласта формировалась в
мелководной обстановки, что характеризуется сильно дифференциацией
кривой метода потенциала собственной поляризации. В районе скважин
№№ 347, 348, 335, 336, 334, 57b, 57, 31, 324 находилась небольшая лагуна,
о чём можно судить по характеру кривой ПС.
Более увеличенные значения эффективных толщин западной части
пласта – от 18 до 31,8 метров - характеризуют обстановку как более
глубоководная, чем центральная.
Восточная часть с её наименьшими значениями толщин образовалась
в результате общей регрессии.
Выявленная фациальная зональность представляет интерес при
проектировании разработки данной залежи.
56
СРЕДНЕЮРСКИЕ ПЕСЧАНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ ТАЗОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ)
MIDDLE-JURASSIC SAND RESERVOIRS OF TAZOVSKOE FIELD
(WEST SIBERIA)
Курасов И.А.
(научный руководитель профессор Ступакова А.В.)
МГУ им. М.В. Ломоносова
Перспективы
освоения
юрских
отложений
данного
месторождения связаны с литолого-минералогической спецификой
коллекторов, являющихся основным резервом данного региона,
учитывая высокую степень выработки сеноманских залежей газа. Одним
из актуальных вопросов освоения глубоких (юрских) горизонтов
Тазовского месторождения является изучение особенностей пустотнопорового пространства коллекторов и тонкодисперсной составляющей,
обуславливающих различную потенциальную продуктивность.
Тазовское месторождение является многопластовым и
относится к уникальным по запасам углеводородного сырья.
Среднеюрские отложения распространены повсеместно и представлены
породами тюменской свиты, включающей в себя пласты Ю2-Ю5.
Продуктивные горизонты сложены песчаниками, песчанистыми
алевролитами, сцементированными глинисто-карбонатной цементной
массой. По данным лабораторных исследований юрские коллектора
характеризуются широким диапазоном пористости (до 22,5 %) и в
основном низкой проницаемостью (до 2мД), за исключением нескольких
образцов пласта Ю3 с проницаемостью до 100 – 150 мД.
С целью изучения условий юрских резервуаров был изучен керн
со скважин Т83 и Т73 Тазовского месторождения.
Позднебайосско-батские
аллювиально-озерные
отложения
складывают первый регрессивный цикл осадконакопления на Тазовском
месторождении. Они представлены тонким чередованием песчаных,
алевролито-песчаных,
алевролитовых,
глинисто-алевролитовых,
алевролито-глинистых и глинистых пород с прослоями углей. В их
составе выделяются три продуктивных пласта: Ю2, Ю3 и Ю4.
57
ТОМОГРАФИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ В ОБРАБОТКЕ
СЕЙСМИЧСЕКИХ ДАННЫХ
(TOMOGRAPHIC TECHNOLOGY IN SEISMIC DATA PROCESSING)
Литвачук А.В.
(научный руководитель доц. Жуков А.М.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Томографическая обработка данных давно стала стандартной, а
иногда и ведущей для решения многих прикладных задач. Последнее
время томография активно внедряется и в практику геофизических
исследований; особенных успехов удалось достичь в малоглубинной
электроразведке, где технология электротомографии быстро заняла
ведущие роли.
В сейсморазведке томография как промышленный инструмент пока
применяется значительно реже. Но уже сейчас в той или иной степени
томографией решаются многие задачи, трудноразрешимые классическими
методами обработки и интерпретации.
В настоящее время сейсмическая томография позволяет решать (или
имеет предпосылки для этого) следующие задачи:
- учет неоднородностей ВЧР: Проблема влияния ВЧР на результаты
обработки в настоящее время остается наиболее актуальной для
сейсморазведки. В ряде производственных организаций сейсмическая
томография уже используется в качестве основного инструмента расчета
статических поправок.
- построение глубинно-скоростных моделей: Данный вопрос стал на
повестку дня в связи с постоянно возрастающим интересом к применению
процедур глубинной миграции, точность результата которых напрямую
зависит от точности глубинно-скоростной модели.
- оперативное первичное расчленение разреза в процессе бурения:
Достаточно давно существует и апробирована технология, в которой
производится регистрация шума бурового инструмента на поверхности с
последующей обработкой данных по методикам сейсморазведки. При
этом, особенно для наклонного и горизонтального бурения, возможно
полученные данные обрабатывать как томографическую задачу и получать
дополнительную информацию о скоростных свойствах среды фактически
без проведения дополнительных дорогостоящих работ.
- полноволновая иверсия сейсмических данных: Одно из новейших
направлений, основанное на одновременной кинематической и
динамической обработке продольных и поперечных волн, позволяющее в
перспективе перейти к получению изображения среды практически
напрямую из регистрируемой сейсмической информации.
58
ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ
НА РАЗРАБОТКУ ЗАЛЕЖИ
(STUDY ON THE INFLUENCE OF THE GEOLOGIC
HETEROGENEITY FOR RESERVOIR DEVELOPMENT)
Лю Инжу
(научный руководитель доцент Кузнецова Г.П.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Изучаемое нефтяное месторождение «Х» (в Китае) характеризуется
терригенные отложения. Продуктивные горизонты залежи по преимуществу
представлены прибрежной мелкой озёрной фацией и фацией низовья дельты.
Преобладающий источник обломочного материала в основном доставляется
Арарской речной системой. Распределения коллекторов в основном
контролируется литологическим характером, в связи с этим строение
корректоров данной залежи очень сложное.
В настоящее время разработка этой залежи находится на стадии опытнопромышленной эксплуатации, и в процессе разработки залежи появилось
влияние геологической неоднородности на эффективность разработки
нефтяной залежи. В диссертации, на основе детального изучения основных
характеристик коллекторов в исследованном районе и анализа
неоднородности коллекторов, в 4 нефтяных пачках особенности развития
стратиграфий, структурные характеристики, осадочные характеристики и
характеристики коллектора проанализированы. Базируясь на этих
геологических анализах коллекторов, были подробно
изучены
неоднородность коллекторов залежи, типы и распределение прослоев, и
также неоднородность характеры сырой нефти. Автор обратил больше
внимания на исследование влияния неоднородности на эффективности
разработки месторождения нефти, уточнил геологические проблемы,
влияющие на разработку, и на этой основе, предварительно определил режим
разработки, выделение эксплуатационных объектов и размещение сетки
скважин.
Было показано, на нефтяном месторождении «Х» в залежи Р31 заводнение
воды развития является самым подходящим режимом разработки. Следует
применяться как можно скорее методы поддержания давления, чтобы
добавить энергию пласта. Теперь для этой залежи, условия разработки
разделенными на множественные эксплуатационные объекты пока не
реальные, поэтому разрабатывается залежи единым эксплуатационным
объектом, и верхние рассеянные нефтяные пласты могут также принимать
во внимание разработки. Одновременно часть скважин может быть разделена
на 2-3 отдельные сегменты для заводнения воды. Внедрение квадратной
сеткой скважин помогает создание опытной группы скважин, и сетка скважин
будет обращенным девятиточечным. С учетом экономического выгода
рациональные расстояния скважин определяются 400-500м.
59
ПРИРОДНО-ТЕХНОГЕННЫЕ ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКИЕ РИСКИ
ДЛЯ КОГАЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(NATURAL AND TECHNOLOGICAL GEOECOLOGICAL HAZARDS
FOR KOGALYMS FIELD)
Мамедов В.Р.
(научный руководитель профессор Касьянова Н.А.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Когалымское нефтяное месторождение в административном отношении находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В оpогидpогpафическом плане территория месторождения относится к центральной части Западно-Сибирской низменности и представляет собой слаборасчлененную пологую озерно-аллювиальную равнину с абсолютными отметками местности от +70 на юге до
+85 м на севере.
Выполнен комплексный анализ геоморфологии, геологического
строения, литологии разреза, темпов отбора жидкости (нефть+вода) и
случаев осложнений при бурении скважин и разработке месторождения.
Установлен избирательный характер происхождения осложнений
при бурении, возможно имеющий связь с особенностями развития
природных и техногенных геодеформаций земной коры.
Проведен критический анализ действующего Плана по
предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов для
Когалымского месторождения. По результатам анализа было выявлено,
что в данном Плане не учитываются современные геодеформационные
процессы, которые могут иметь как тектоническую, так и техногенную
природу.
Даны рекомендации по корректировке данного Плана, а также по
проведению геодинамического мониторинга при разработке Когалымского
месторождения.
60
МОДЕЛИРОВАНИЕ ИСТОРИИ ПОГРУЖЕНИЯ И СТЕПЕНИ
СОЗРЕВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ПОРОД
ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА
ЮЖНОЙ СУМАТРЫ, ИНДОНЕЗИЯ
(MODELING OF BURIAL HISTORY AND MATURATION LEVEL OF
ORGANIC MATTER
IN SOUTH SUMATRA BASIN, INDONESIA)
Мардианза Анди
(научный руководитель профессор Галушкин Ю.И)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Численная реконструкция погружения, тепла и термической истории
осадочного разреза 6 скв Lambak, Gambir-1, Tepus-1, Tepus-2, Petanang-1 и
Pandan-B1 была выполнена с применением системы моделирования
бассейнов ГАЛО. Современный осадочный разрез, температеры,
витриниты и вычисление тектонического погружения занимаются
калибрацией модели. Высокий термический режим в течение погружения
происходил в раннее созревание ОВ и Окно нефти на относительно
небольших глубинах (1.3-3.5 км в современным разрезе). Породы Нижнего
миоцена и олигоцена реализовывали их углеводородный потенциал в
значительную протяженность, поскольку породы среднего и верхнего
миоцена были охарактеризованы средне и мало генерации УВ. В целом,
генерации углеводородов на материнских породах вместе с уровнем
созревания пород сильно меняется из за теплового воздействия
многочисленных трещин, гидротермаля и вулканической активности.
Анализ тектонического погружения предлагает период расширения
литосфера, которое в течение олигоцена и миоцена амплитуда увеличилась
с 1.12 на флангах бассейна (Lembak-8) до 1.32 в центре (Tepus-1 и 2).
Также этот анализ предполагает значительный тепловой активации
бассейна в плиоцене, плейстоцене и голоцене. Моделирование степени
созревания ОВ подтверждает хорошие перспективы на генерацию нефти и
газа для формации Лахат, талангакар и Гумай.
61
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
ВАНКОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЕ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО
НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА
(GEOLOGICAL STRUCTURE AND PETROLIUM POTENTIAL OF
VANCOR WEST SIBIRIAN OIL AND GAS BASIN)
Маркина Е. А.
(научный руководитель доцент Соболева Е. В.)
Московский Государственный Университет им. М. В. Ломоносова
В работе предлагается рассмотрение состава и свойства нефтей Ванкорского
месторождения и петрографических характеристик коллектора. В качестве
рабочего алгоритма рекомендовано последовательное исследование
нефтяных проб и кернового материала, привезенных непосредственно с
данного месторождения.
62
УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ЮРСКИХ ПОРОД ЮЖНОКАРСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ И ПРОГНОЗ ИХ
НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИХ СВОЙСТВ
(DETERMINATION OF SEDIMENTARY ENVIRONMENTS OF
JURASSIC DEPOSITS IN SOUTH-KARA DEPRESSION AND
PREDICTION OF ITS SOURCE ROCK POTENTIAL)
Марьянович Ю.В., Васильев В.Е.
(научный руководитель доцент, к.г-м.н. Косенкова Н. Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В нефтегазовом потенциале России существенная роль принадлежит
Арктическим территориям, а в частности, Южной части Карского моря –
Карской синеклизе.
Юрские отложения представляют интерес и нефтематеринские, и как
породы коллекторы. На полуострове Ямал нижне- среднеюрские
отложения представлены неравномерным переслаиванием алевролитов,
аргиллитов и песчаников общей мощностью около 700 м. Мощность этого
интервала увеличивается к северу, северо-западу, депоцентр
палеобассейна находится в пределах Южно-Карской синеклизы.
Работа основана на результатах секвенс-стратиграфического анализа,
проведенного на профиле 2 AR, проходящего от северной оконечности
полуострова Ямал через Ленинградское газоконденсатное месторождение
до центральной части Новой Земли, а так же с использованием
геохимических данных по юрским отложениям (Сорг., тип органического
вещества), полученным из скважин на Ямале. Интерпретация
сейсмического разреза проводилась в программном пакете Petrel 2009.1,
CorelDraw X15 и Paint.net.
В интервале нижней-средней юры выделяется до 6 секвенций 2-го
порядка. К трансгрессивным трактам секвенций приурочены потенциально
нефтематеринские породы. В отложениях верхней юры преобладают
глинистые породы, формирующие региональный флюидоупор. На основе
секвенс-стратиграфического анализа и данных по геохимии органического
вещества дается прогноз распространения нефтегазоматеринских толщ в
южной части Карского моря.
63
К ВОПРОСУ О СТОХАСТИЧЕСКОЙ ОЦЕНКЕ ПРОГНОЗНЫХ
РЕСУРСОВ НЕФТИ НА ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНОМ ЭТАПЕ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
(THE QUESTION OF STOCHASTIC ESTIMATES
FORECAST OIL RESOURCES ON THE SEARCH STAGE)
Мелкишев О.А.
(научный руководитель старший преподаватель Кривощеков С.Н.)
Пермский национальный исследовательский политехнический
университет
Использование подсчетных параметров, принимаемых по аналогии с
ближайшими месторождениями, при оценке прогнозных ресурсов на
поисково-оценочном этапе геологоразведочных работ (ГРР) в условиях
геологической неопределенности может допускать значительные ошибки,
поскольку не достаточно полно учитывает возможные региональные
тренды и особенности конкретного объекта оценивания. Так, варьируя
выборкой аналогов, возможна ситуация занижения или завышения
рассчитываемых ресурсов. Поэтому необходимо более тщательно
подходить к оценке подсчетных параметров и учитывать их возможные
вариации.
В работе рассмотрено совместное использование метода МонтеКарло и пошаговой множественной регрессии для прогноза значений
подсчетных параметров, с учетом их возможных вариаций, и
стохастической оценки прогнозных ресурсов на поисково-оценочном этапе
геологоразведочных работ на примере локальных поднятий Башкирского
свода, с учетом их индивидуальных особенностей.
Базой для прогноза послужили данные баланса месторождений и
структурно-морфологические характеристики (абсолютные отметки,
амплитуды, площади и их производные) 40 нефтеносных структур,
преимущественно по материалам пространственной сейсморазведки 3D.
Получены дифференцированные модели прогноза подсчетных
параметров для верхнедевонско-турнейского карбонатного и визейского
терригенного нефтегазоносных комплексов для бортовой и внешней
прибортовой зон Камско-Кинельской системы прогибов, а так же
распределения ошибок допускаемые при их использовании. Произведена
стохастическая оценка прогнозных ресурсов по категории С3.
64
ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ СОВМЕСТНОЙ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
(COMMINGLED PRODUCTION MONITORING)
Мельников С.И.
(научный руководитель д.т.н. профессор Ипатов А.И.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Экономически
рентабельная
разработка
многопластовых
месторождений с низко проницаемыми коллекторами невозможна без
совместного вскрытия одним стволом нескольких объектов. Федеральные
регламентные документы запрещают подобную разработку без
обеспечения раздельного контроля параметров пластов. Основой контроля
являются
комплексные
промыслово-геофизические
(ПГИ)
и
гидродинамические (ГДИС) исследования. Задачей этих исследований
является раздельная оценка энергетических и фильтрационных
параметров, характеристик совершенства вскрытия каждого из совместно
эксплуатируемых пластов.
Существующие технологии исследований не отвечают современным
требованиям. Для выхода на качественно новый уровень интерпретации
необходимо усовершенствование не только приборов, но и технологий
проведения исследования, и методы обработки поступающей информации.
При оценке коллекторских свойств необходимо в первую очередь
располагать сведениями о дебите каждого пласта. Для этого необходим
переход к долговременному мониторингу разработки многопластовых
месторождений. На данный момент это возможно благодаря внедрению
стационарных информационно-измерительных систем (СИИС).
Задачей
представляемой
работы
является
обоснование
достоверности решения данной задачи при различных условиях
проведения исследований (свойствах пластов, состоянии скважины и пр.)
В основу решения данной задачи легло моделирование системы,
состоящей
из нескольких совместно вскрытых пластов с учетом
массопереноса по стволу скважины. Конечно-разностная модель,
созданная в параллельном гидродинамическом симуляторе, была
максимально приближена к реальной, позволяя учесть различия в
проницаемости, качестве вскрытия пластов, а также величине пластового
давления.
Комплексный подход к контролю разработки в данных условиях
позволит упростить и увеличить эффективность интерактивного
управления залежью и повысить нефтеотдачу по месторождению в целом.
65
ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ЗАЛЕЖИ,
ПРИУРОЧЕННОЙ К ПЛАСТУ АВ2 ВАТЬ-ЕГАНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(FEATURES OF WESTERN DEVELOPMENT OF DEPOSIT,
TIMED TO CONCIDE WITH STRATUM AB2 VAT-EGAN FIELD)
Мирхайдарова А.Р.
(научный руководитель: к.г.-м.н. Страхов П.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Геологические модели на современном уровне требований к подсчету запасов
и разработке месторождений должны базироваться на полном комплексе
разномасштабных исследований, учитывая все данные об изменчивости
свойств нефтегазонасыщенных пород. В настоящее время при построении
моделировании особое место отведено результатам сейсморазведки 3Д.
В данной работе исследуется освоение
пласта АВ2 Вать-Еганского
месторождения (Западно-Сибирская НГП). Накопление отложений пласта
АВ2 осуществлялось на территории дельтовой долины. На основании
петрографических исследований керна разрез пласта АВ2 делится на 2 части.
Верхняя часть представлена достаточно однородными мелкозернистыми и
средне-мелкозернистыми хорошо отсортированными песчаниками. Нижняя
часть разреза пласта представлена переслаиванием алевритов крупно-,
мелкозернистых и глинистых прослоев с различной примесью алевритового
материала.
При анализе промыслово-геофизических данных также отмечается
существенная изменчивость петрофизических свойств, которая, в принципе,
характерна для отложений дельтовой равнины, в целом наблюдается два
цикла осадкообразования. В ходе определения фациальной зональности,
отражающей характер аккумуляции отложений пласта АВ2 были
использованы материалы сейсморазведки 3Д. На качественном уровне русло
достаточно четко фиксируется как, на срезах волнового поля, параллельно
горизонту М, так и на сейсмических профилях. Выявленные объекты хорошо
согласуются с анализом ГИС-фаций. Например, разрезы скважин 161 и 49,
расположенных в непосредственной близости от данных аномалий,
характеризуются кривыми ПС, форма которых приближена к
цилиндрическому типу. В скважинах 165, 160 59 в интервале залегания
пласта АВ2 отмечается преобладание глинистых отложений. Проведенное
сейсмогеологическое моделирование в целом подтверждает правомерность
проведенного фациального районирования.
Использование данных сейсморазведки 3Д при построении геологической
модели позволяет повысить эффективность прогрессивных технологий
освоения залежей. В свою очередь это позволяет увеличить добычу
углеводородов без дополнительных затрат.
66
К ВОПРОСУ О ВЛИЯНИИ ГЛИНИСТОСТИ
НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ОТЛОЖЕНИЙ
(SHALINESS INFLUENCE ON FORMATION RESERVOIR
PROPERTIES)
Д.С.Дешененкова, Х.З.Мусалеев
(Научный руководитель доц. Н.Е.Лазуткина)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Интерес к глинистым минералам, входящим в состав нефтенасыщенных горных
пород, обусловлен, в частности, их ролью в процессе фильтрации пластовых жидкостей
при разработке. Как известно, наличие глинистой фракции ухудшает коллекторские
свойства отложений. Однако, как показано рядом исследователей (Т.Т.Клубова,
Н.С.Гудок и др.), при изучении влияния глинистых минералов на фильтрационные и
емкостные свойства пород необходимо учитывать все физико-химические особенности
различных глинистых минералов (структуру, хим. состав, емкость катионного обмена и
его состав). В соответствии с кристаллохимическими и физико-химическими
особенностями различные глинистые минералы играют разную роль в явлениях и
процессах, происходящих в системе порода-вода-нефть. В общем случае, объемная
(или массовая) глинистость, не является информативным параметром при оценке
фильтрационно-емкостных
свойств
(ФЕС)
терригенных
коллекторов
с
полиминеральным составом глинистого цемента.
Состав глинистого цемента определяется не только выветриванием материнских
пород, но и его последующими вторичными преобразованиями. Эти преобразования
сопровождаются изменением
ФЕС терригенных пород вследствие изменения
водоудерживающей способности глинистого цемента и структуры порового
пространства коллекторов.
Настоящая работа посвящена рассмотрению петрофизических и геофизических
параметров различных типов глинистых минералов (плотность, удельная поверхность,
способность к катионному обмену, набуханию, водоудерживающая способность,
радиоактивность и др.), их постседиментационным преобразованиям. Переходы
глинистых минералов от одного типа к другому обуславливают корреляционные связи
между ними. По данным рентгеноструктурного анализа керна трех скважин юрских
отложений Нон-Еганского месторождения выявлены связи
между вкладами
содержаний каолинита и гидрослюды в пелитовой фракции. Ранее аналогичные связи
были получены для нижнедевонских отложений Татарстана, юрских отложений ЮжноТалинского месторождения, пласта ЮС Тевлинско-Русскинского месторождения
[Д.А.Кожевников, Н.Е.Лазуткина, К.А.Ежов]. Характер связи между вкладом
гидрослюды и каолинита в глинистом цементе терригенных коллекторов
выдерживается для юрских отложений различных месторождений.
Для отложений ЮВ1,2 Нон-Еганского месторождения проанализированы связи
вкладов каолинита и гидрослюды в общую глинистость с фильтрационно-емкостными
свойствами отложений и с петрофизическим инвариантом (Ψ). Показано, что
использование параметра Ψ позволяет четче выявить геохимические закономерности,
присущие данным отложениям. Представленным анализом петрофизических
исследований керна подтверждается различный характер влияния каолинита и
гидрослюды на ФЕС коллекторов.
67
ГЛУБИННАЯ МИГРАЦИЯ
В СЛОЖНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ СРЕДАХ
(DEPTH MIGRATION
IN COMPLEX GEOLOGICAL CONDITIONS)
Николаева С.А.
(научный руководитель кандидат технических наук Барс Ф.М.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Во многих интересных с точки зрения поисков нефти и газа
районах отражающие горизонты представлены несогласно залегающими
толщами, разрывной тектоникой. Для получения правильной картины в
виде разреза с истинными отражениями необходимо применить
глубинную миграцию. Данные расчеты посвящены исследованию оценки
эффективности применения глубинной миграции для сложных
геологических сред. Для получения корректного сейсмического
изображения должна применяться одна из методик построения
изображений.
В программном пакете Tesseral 2-D была создана модель сложной
геологической структуры в виде антиклинали, осложненной вертикальным
взбросом.
Смоделированные данные были обработаны в специализированном
программном пакете PARADIGM. Затем для получения изображения
среды были применены несколько методов построения изображений,
включая временную миграцию после суммирования. Глубинная миграция,
– одна из методик построений сейсмических изображений, – позволяющая
получить наилучший результат.
Глубинная миграция осуществлялась на основе глубинно-скоростной
модели, которая была представлена отражающими границами и
интервальными скоростями между ними. При построении скоростной
модели применяется два основных подхода: первый – определение
скоростей в каждом интервале через преобразование Урупова-Дикса и
второй – послойное восстановление модели.
В ходе работы было проведено сравнение нескольких методик
построения изображений, и по результатам эксперимента я убедилась, что
глубинная миграция дает наилучший результат, но применение этой
методики сложно и емко с точки зрения объемов вычислений. Также
глубинная миграция очень требовательна к точности модели среды. Если
глубинно-скоростная модель среды определена точно, то конфигурация
границ может быть полностью восстановлена глубинной миграцией.
Создания скоростной модели делает глубинную миграцию одной из самых
сложных процедур.
68
ДВИЖЕНИЕ СТРУКТУР В ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНОМ ПРОЦЕССЕ
(MOTION OF STRUCTURES IN GEOLOGICAL EXPLORATION
PROCESS)
Пайтыков С.С.
( научный руководитель д.г.м.н. Мавыев Н.Ч.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г.Ашхабаде.
В результате осуществления геофизических работ, формируются
различные фонды структур: выявленные, подготовленные и введенные в
бурение. Фонды структур находятся в постоянном «движении», т.е., с
одной стороны, пополняются новыми, а с другой - сокращаются за счет
вовлечения объектов в бурение.
От размеров создаваемых фондов существенно зависит общая
эффективность геологоразведочного процесса: чем больше фонд объектов,
тем больше возможность выбора наиболее перспективных и тем больше
вероятность открытия новых месторождений углеводородов. Однако, с
увеличением размера текущего фонда структур, которые «ждут»
постановки на них дальнейших работ, будет расти среднее время
нахождения объекта в фонде, возрастает величина омертвляемых
капитальных вложений в геологоразведке. В настоящее время нет четких
представлений о необходимых размерах этих фондов.
В данной работе, впервые в практике геологоразведочных работ на
примере Туркменистана, рассмотрено движение подготовленных
структур в процессе проведения работ на нефть и газ. Разработана схема,
позволяющая проследить «движение» структур с момента выявления,
подготовки, времени нахождения в фонде и ввода их в бурение.
На основе разработанной схемы проанализировано «движение»
подготовленных к бурению структур в 2006-2010гг и 2011г. Сделаны
следующие выводы:
1. Накоплен значительный фонд подготовленных структур, в котором
на 1.1.2012 г. числится 171 объект. Установлено, что оптимальным для
существующих объемов бурения в Туркменистане достаточно 44-51
структур.
2. По степени вовлечения структур в бурение существующий фонд
делится на три зоны: а) активную (время нахождения структур в фонде
подготовленных 1-10 лет); б) пассивную ( 16- 40 лет); в) застойную ( более
40 лет). В эксплуатацию вводятся структуры из активной зоны. Структуры
пассивной зоны, вводятся в бурение только после переподготовки, что
связано с дополнительными затратами. Без движения остаются структуры
застойной зоны. Затраты по ним фактически потеряны.
Разработаны практические предложения, которые позволяют
оптимизировать геологоразведочный процесс и повысить оборачиваемость
финансовых средств инвестируемых в геофизические работы.
69
ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ПРОЦЕССОВ БУРЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
(GEOMECHANICAL ASSUARANCE
OF WELL DRILLING AND RESERVOIR DEVELOPMENT)
Петров А.Н.
(научный руководитель профессор, Воскресенский Ю.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Геологическая среда повсеместно находится в напряженном
состоянии. Быстрое накопление осадков создает градиенты давления,
которые могут вызывать возникновение глубинных зон аномально
высоких пластовых давлений, представляющих опасность для ведения
буровых работ. Напряжения влияют на характеристики продуктивных
пластов и на условия ведения работ на месторождениях; величина и
ориентация
напряжений
контролируют
трещиноватость
и
ее
распространение;
сжимающие
усилия
в
разрезе
со
слабо
консолидированными породами вызывают обвалы стенок скважин;
способность пород к уплотнению может оказаться важным фактором
изменения пластового режима.
Для прогнозирования геомеханических свойств горных пород
используются данные, получаемые в результате геофизических
исследований скважин или сейсмических исследований. Для расчёта
напряжений и предельных давлений используются упругие модули горных
пород. Различают два типа упругих модулей: статические и динамические.
Динамические модули получают по данным ГИС, а статические –
непосредственно по данным лабораторного анализа кернового материала.
При геомеханическом моделировании и прогнозе минимальных и
максимальных напряжений, геомеханических расчётах по сопровождению
гидроразрыва пласта практический интерес представляют статические
модули. Однако точечные исследования на керновом материале не могут в
полной степени отразить изменение упругих параметров по стволу
скважину. Поэтому часто получают динамические параметры и далее
пересчитывают их в статические модули.
В данной работе показаны новые алгоритмы перехода от
динамических модулей к статическим. Показаны связи фильтрационноемкостных свойств и динамических модулей со статическими.
Разработаны два экспресс-метода оценки статических свойств для
оперативных расчетов.
Однако для получения точных данных статических модулей
необходимо учесть влияние литологии, фильтрационно-емкостных
свойств, свойств пластовых флюидов и т.д. С помощью моделирования
Rock Physics получены алгоритмы для расчета статических упругих
модулей горных пород.
70
ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ
ЗАВИСИМОСТЕЙ «КЕРН-КЕРН» ПРИ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОМ
МОДЕЛИРОВАНИИ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
СЕВЕРНЫЙ БЕРДАХ
(POSSIBILITES OF UTILITATION OF PETROPHYSICAL
PARAMETRS “CORE-CORE” IN PETROFISICAL MODELING, IN
THE EXAMPLE OF NORTH BERDAH DEPOSIT)
Пономаренко О.М.
(научный руководитель, к.ф-м.н. Муминов А.С.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте
На установке высокого давления УФС-3 определены петрофизические
свойства
35 образов песчано-алевритовых пород верхней и средней юры
отобранных из скважин №№ 2 и 17 месторождения Северный Бердах и
произведены определения петрофизических величин при эффективном (горном)
давлении до 50 МПа и температуре 20 и 100 0С для двух состояний
водонасыщенности –
полной и частичной (остаточная водонасыщенность).
Получены значения изменения коэффициента открытой пористости Δk п при
действии эффективного давления, скорости распространения продольных и
поперечных волн в образцах пород месторождения Северный Бердах при
различных сочетаниях эффективного давления и температуры.
Скорости распространения продольных волн (Vp) в песчано-алевритовых
породах при их полном насыщении 10% раствором NaCl в атмосферных условиях
измерения
варьируют в пределах 2960-5260 м/с ,а интервальное время
соответственно от 190 до 338мск.
Под действием давления, максимально
приближенного к пластовому, интервальное время в среднем уменьшается на 16-17
мкс/м. Эмпирическая зависимость ∆Т= f(kп) полученная на основе данных
определения упругих (Vp) и емкостных свойств ( kп ) песчано-алевритовых пород
при различных термобарических условиях в численном выражении имеет
следующий вид:

атмосферные условия ∆Т = 10,3kп + 168
r2= 0,91

пластовые условия
∆Т = 8,2kп + 168
r2= 0,96
Как видно интервальное время в твердой фазе (скелете) песчано-алевритовых
породах породы (эта величина оценивается при kп=0) равно ТТВ=168 мкс. Эти
величина немного больше, если бы каркас породы состоял только из зерен кварца
(для мономинерального песчаника при kп=0, ∆ТТВ=165).
Полученные зависимости используем для построения петрофизических
моделей "Керн-керн" и "Керн-ГИС", для конкретных условий разрезов, на
программном комплексе GeoOffice Solver.
Результаты моделирования показывают, что наиболее сопоставимы
результаты по ГИСу и керну полученные при использовании зависимости ∆Т=8,2kп
+ 168. И при этом коэффициент открытой пористости в среднем возрастает на 1015%. Учитывая то, что этот параметр является одним из важнейших показателей
при оценке запасов месторождения углеводородов, использование зависимостей с
учетом термобарических условий приводит к росту общих запасов на
соответствующую величину.
71
МОДЕЛИРОВАНИЕ УПРУГИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД ДЛЯ
ЦЕЛЕЙ СЕЙСМИЧЕСКОЙ ИНВЕРСИИ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
(ROCK PHYSICS MODELING FOR SEISMIC INVERSHION OF
JURASSIC DEPOSITS IN WESTERN SIBERIA)
Поправко А.А.
(научный руководитель доцент Соколова Т.Ф.)
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
Моделирование упругих свойств пород Rock Physics является важным
этапом при изучении физических свойств горных пород, которое позволяет
выявить взаимосвязи между петрофизическими параметрами и
сейсмическими данными и представляет собой основу для прогноза
флюидонасыщения пород и литологии по данным сейсмической инверсии.
Полнота и качество данных ГИС являются важнейшим условием,
обеспечивающим достоверный прогноз коллекторских свойств по
сейсмическим данным. Для реализации этой задачи, в первую очередь,
необходимы данные о скоростях продольных (Vp) и поперечных (Vs) волн
и плотности (σп). Моделирование упругих свойств выполняется по
результатам комплексной интерпретации данных ГИС в коллекторах и
неколлекторах и подразумевает выбор и обоснование единых подходов
при интерпретации ГИС в каждой скважине месторождения для всей
рассматриваемой толщи в целом
Моделирование упругих свойств горных пород юрских отложений
Западной Сибири проводилось в модуле RPM (Rock Physics Module)
программного комплекса PowerLog. Основными задачами, в результате
которых получают модельные кривые RHOB, DT и DTS, являются, вопервых, при помощи петрофизической интерпретации максимально точно
оценить объемную модель и, во-вторых, при помощи различных моделей и
подходов в Rock Physics оценить упругие модули каждой из компонент
породы и породы в целом.
На основе объемной модели, полученной по данным ГИС, и
количественных критериев, установленных при анализе керновых данных,
породы юрских отложений были разделены на оптимальное число
литотипов, отвечающих возможностям прогнозирования литологии по
данным сейсмической инверсии: коллектор, неколлектор плотный и
неколлектор глинистый. Моделирование упругих свойств позволило
получить кривые RHOB, DT и DTS, согласованные с петрофизической
моделью пласта и свободные от влияния скважинных условий. Результаты
моделирования использовались с целью установления корреляционных
взаимосвязей между упругими параметрами и коллекторскими свойствами
и оценки возможности их прогнозирования по данным сейсморазведки.
72
О ПРИРОДЕ КЛИНОФОРМНОГО ЗАЛЕГАНИЯ РЯДА ПЛАСТОВ В
НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЮЖНОЙ ЧАСТИ
КАМСКО-КИНЕЛЬСКОЙ СИСТЕМЫ ПРОГИБОВ
(ABOUT THE CLINOFORM OCCURRENCE NATURE OF SOME
LAYERS IN LOWER CARBONIFEROUS FORMATIONS OF SOUTH
KAMA-KINEL DEPRESSION SYSTEM)
Потемкин Г.Н.
(научный руководитель профессор Гутман И.С.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Вопросу изучения ачимовского клиноформного комплекса ЗападноСибирской провинции посвящено большое количество работ. Морфология
их залегания подробно изучена на многих месторождениях региона. Тем
не менее, вопрос об условиях формирования такого важного
геологического объекта по сей день остается дискуссионным.
В то же самое время, о клиноформном залегании ряда отложений
Волго-Урала практически не упоминается. Как удалось установить, такие
объекты преимущественно приурочены к бортовым частям КамскоКинельской системы прогибов (ККСП) и представляют значительный
интерес для установления принципиальных особенностей строения
отложений системы прогибов, а также для выяснения факторов, которые
контролировали формирование клиноформ.
В работе проведено изучение Муханово-Ероховского прогиба ККСП в
рамках детализации региональных исследований нижнекаменноугольных
отложений на территории Самарской области, которые были проведены
под руководством проф. И.С. Гутмана в 2010-2011 гг. Для региональных
работ использовались данные по глубоким разведочным скважинам.
Привлечение данных по эксплуатационному фонду позволило
существенным образом уточнить принципиальную модель строения
южной части ККСП, главным образом в бортовой части. Зоны
максимальных толщин терригенных клиноформ смещаются к осевой части
прогиба от древних к молодым отложениям, и перекрываются пластом
бобриковских трансгрессивных песчаников, который залегает параллельно
выдержанному доманиковому реперу. Необходимо отметить, что
клиноформное залегание отмечается и в девонских карбонатных(!)
отложениях, подстилающих терригенную нижнекаменноугольную толщу.
Перечисленные факты в совокупности с данными о том, что ККСП
приурочена к обособленному тектоническому блоку, позволяют говорить о
том, что формирование клиноформ обусловлено проявлением процессов
разноскоростного прогибания подобно тому, как это происходило при
формировании ачимовского клиноформного комплекса в Западной
Сибири.
73
ГЕОЛОГИЯ МЕТАНО-УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ ЮЖНОЙ ЧАСТИ
ПРОВИНЦИИ ШАНЬСИ КИТАЯ
(GEOLOGY OF COAL-BED METHANE IN THE SOUTHERN PART OF
SHANXI PROVINCE, CHINA)
Пэн Цинмин
(научный руководитель профессор Халимов Э. М.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Ископаемые угли представляют собою твердую горную осадочную
породу растительного происхождения, содержащую некоторое количество
минеральных примесей (иногда до 50%). Известно, что в углях могут
присутствовать газы, предсавленно обычно
метаном, азотом,
углекислотой, в меньшей степени-тяжелыми углеводородами, водородом,
сереводородом. Газы заполняют поры и трещины в углях или находятся в
сорбированном состоянии, а также присутствуют в подземных водах.
В июле 2010 г. Китайская национальная нефтегазовая корпорация
произвела бурение испытательной скважины №1 в районе уезда Данин
провинции Шаньси и обнаружила залегания угольных пластов большой
мощности с высокой степенью насыщенности и газопроницаемости, а
также высокими показателями содержания газа в угле (в пластах №5 и №8
содержание в среднем составляет 15м3 на тонну).
Данная работа посвящена изучению двух ключевых вопросов
геологоразведки залегания метана в угольных пластах в районе уезда
Данин провинции Шаньси - распределению и устойчивости угольных
пластов, а также порядку накопления метана в угле. В данной работе
основой исследования являются новые скважины с содержанием метана в
угольных пластах; в работе использованы методы анализа среды
отложений и комплексной оценки трещин, сравнения системных
исследований распределения, устойчивости угольных пластов, условия
сохранения и насыщенности их метаном, а также правила их
проницаемости. Таким образом, в ходе работы выявляется наиболее
оптимальная область для разведки метана в угольных пластах в данном
регионе.
74
ИССЛЕДОВАНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ СВЕТОПОГЛОЩЕНИЯ
ПРИРОДНЫХ НЕФТЕЙ В ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ЦЕЛЯХ
(RESEARCH OF LIGHT ABSORPTION COEFFICIENT OF NATURAL
OIL IN THE GEOLOGICAL-FIELD PURPOSES)
Раупов И.Р.
(научный руководитель зав. кафедрой, доцент Бурханов Р.Н.)
АГНИ
В работе анализируются результаты лабораторных исследований
оптических свойств – оптической плотности D и коэффициентов
светопоглощения Ксп нефтей различных нефтегазоносных провинций
Российской Федерации (Ярактинского, Верхнечонского, Талинского,
Баклановского, Тевлино-Русскинского, Дружного, Ново-Федоровского,
Пономаревского,
Смородинского,
Майоровского
месторождений
углеводородов Волго-Уральской, Западно-Сибирской, Тимано-Печорской,
Прикаспийской и Ангаро-Ленской нефтегазоносных провинций), которые
коррелировались с их плотностью и вязкостью. Для определения
плотности нефти ρ использовался набор стандартных ареометров АОН, а
вязкость μ определялась с помощью капиллярных вискозиметров ВПЖ-2.
Исследования коэффициентов светопоглощения Ксп растворов нефти в
органических растворителях в интервале длин волн 400-900 нм
проводились на фотоколориметре UNICO 1200. Статистическая обработка
лабораторных включала расчеты среднеквадратических отклонений Ксп,
дисперсий вариационного признака σКсп и коэффициентов вариации Vσ
Ксп нефтей и в построении спектральных кривых, представляющих собой
зависимости этих параметров от длины волны светового излучения.
Известно, что оптические свойства нефти сопоставляются с
содержанием в ней асфальтов и смол, влияющих на плотность, вязкость и
другие физические характеристики нефти. Получены уравнения и
показатели достоверности R2 аппроксимации среднеквадратических
значений Ксп (при 500 нм) с данными по плотности и вязкости нефтей.
Тесную связь плотности и Ксп иллюстрирует зависимость
Ксп=22,092·ρ-17924,
имеющая вид линейной трансгрессии с точностью аппроксимации данных
R² = 0,9339. Получены также уравнения аппроксимации вязкости и Ксп.
Решение же обратной задачи определения физических свойств нефти по
результатам исследования ее оптических характеристик при условии
автоматизации измерений и обработки данных в непрерывном режиме
непосредственно на устье скважины представляется реализуемой и
актуальной геолого-промысловой задачей.
75
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВЕННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК СТЕПЕНИ
ЗАСОЛОНЕНИЯ НИЖНЕКЕМБРИЙСКИХ КАРБОНАТНЫХ ПОРОДКОЛЛЕКТОРОВ (ОСИНСКИЙ ГОРИЗОНТ) МЕТОДАМИ
ОПТИЧЕСКОЙ СТЕРЕОСКОПИИ
(QUANTITATIVE DETERMINATION OF SALINIZATION DEGREE IN
LOWER CAMBRIAN CARBONATE RESERVOIR ROCKS (OSINSKI
HORIZON) BY OPTICAL STEREOSCOPY METHODS)
Репина М.О
(научный руководитель д. г.-м. н. Постникова О. В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Проблема прогнозирования ФЕС в карбонатных природных резервуарах
является на сегодняшний день весьма актуальной. Нижнекембрийские
галогенно-карбонатные отложения являются одними из наиболее
перспективных объектов для поисков нефти и газа на Непско-Ботуобинской
антеклизе. Основным продуктивным горизонтом нижнекембрийских
отложений является осинский горизонт.
При оценке степени засолонения микроскопическими методами пошлифного
изучения пород часто наблюдается несоответствие в количестве и
распределении порово-пустотного пространства с данными методов ГИС. Это
происходит вследствие того, что шлифы изготавливаются на водной основе, а
галит легко растворим в воде; кубическая сингония кристаллов осложняет
изучение при скрещенных николях. Разработка метода трехмерной
реконструкции структуры пород с помощью стереоскопа Discovery явилась
хорошей возможностью решения многих из этих вопросов. Большую помощь
здесь оказывают стереоскопические методы, в основе которых лежит
наблюдение стереоэффекта по стереоизображениям. Изучались две пластины
керна, принадлежащие к литотипам: известняк биогермный археоциатовый и
доломит разнокристаллический. Были сделаны панорамы для каждой из
пластин керна. В ходе работы произведены расчеты суммарного процента
засолоненных пор для всей породы, был выявлен разброс в размерах площади
закрытых пор, математическое ожидание (площадь средней засолоненной
каверны). Также построены диаграмма распределения процентного
содержания закрытых пор от интервала площадного отрезка; функция
распределения дискретной случайной величины х – процента засолененного
порово-пустотного пространства, где 0≤F(x)≤1.
Таким образом, на основании проведенных исследований можно
прогнозировать области развития пород коллекторов по площади и по разрезу,
исключая неточности, связанные с процессом изготовления шлифов; с
помощью оптических методов стереоскопии можно изучать большой спектр
параметров, которые практически нельзя оценить по плоским сечениям с
помощью планиметрических методов.
76
ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ НЕЙРОННЫХ СЕТЕЙ ПРИ
КЛАССИФИКАЦИИ И ИДЕНТИФИКАЦИИ СЕЙСМИЧЕСКИХ
ФАЦИЙ
(MOTIVATION FOR THE USE OF NEURAL NETWORKS FOR
IDENTIFICATION AND CLASSIFICATION SEISMIC FACIES)
Рузиматов Б.А., Эргашев Г.Т., Юлдашев Р.П.
(старший преподаватель, к.т.н. Закиров А. Ш.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте
Нейронная сеть – это есть алгоритм, который берет многократные
вводы и возвращает один или несколько выводов. Эти вводы могут быть
значениями сейсмических атрибутов, поверхностными значениями или же
свойствами от
самой точки наблюдения. Каждый ввод умножается,
результат суммируется, и результат проходит через нелинейную функцию,
чтобы произвести вывод.
Суть идеи заключается в нахождение наилучших значений свойств
модели, при которых будет минимизирована ошибка. При этом поиск
выполняется одновременно для нескольких параметров.
В построении геологической модели главное – это максимально
точные исходные базы данных. При этом они могут быть сейсмическими,
или же данные интерпретации ГИС и др. Часто при интерпретации
данных ГИС теряются или же не учитываются вовсе фильтрационноемкостные свойств (ФЕС). При этом интерпретация формально корректна
– она согласуется с усредненными значениями ФЕС по керну как в целом
по объекту, так и по выделенным интервалам в скважинах. Но связь между
расчетами интерпретации ГИС (РИГИС) и керна нередко слабая, и это
выделяется в основном в коэффициенте проницаемости. Сама задача
детального моделирования неоднородности ФЕС по разрезу требует
пересмотра подхода к интерпретации.
В частности - это есть, проведение интерпретации в поточечном
сравнением с данными керна по пористости Kп и проницаемости Kпр.
Нейронные сети это есть алгоритм, позволяющий воспроизводить
связь между линейными величинами и нелинейными корреляциями, а
также между несколькими параметрами одновременно.
Итак, применение нейронных сетей дает возможность учесть
многофакторное влияние геологии на ФЕС и правильно спрогнозировать
нужные нам параметры. При этом основным факторам качества
нейронных сетей является правильность данных, а также полнота
комплекса входных параметров.
77
ПРОЯВЛЕНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ В ЭНДЕРБИТОГНЕЙСАХ ФУНДАМЕНТА ЮЖНОЙ ЧАСТИ БУЗУЛУКСКОЙ
ВПАДИНЫ
(EVENMINTS OF OIL AND GAS IM THE ENDERBITS OF THE
BASEMENT IN THE SOUTHERN PART OF BUZULUKSKOY
DEPRESSION)
Сабиров И.А.
(научные руководители профессор Постников А.В., снс Попова Л.П.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В рельефе поверхности раннедокембрийского фундамента Волго-Уральской НГП
встречаются локальные выступы, амплитудойдо нескольких сотен метров. Один из таких
выступов вскрыт скважиной в пределах нефтяного месторождения в южной части
Бузулукской впадины. Породыфундамента в интервале 3050,10-3075,90 м (25,80 метров)
представлены несколькими разновидностями гранитоидов, сформировавшихся в условиях
гранулитовой фации регионального метаморфизма. Подобные образования широко
развиты в фундаменте, однако изученные разности обладают рядом специфических черт.
Разрез фундамента представленэндербито-гнейсами, включающими отдельные полосы
гиперстеновых амфиболитов, толщиной от 2-х см до 17 см.Контакты пород - резкие. В
верхней части разреза (0,25м)развита серицит-кварц-каолинитовая кора выветривания.
Для уточнения химического состава минералов проведен зондовый химический анализ
породообразующих минералов эндербито-гнейсов.
Состав эндербито-гнейсов: антипертитовый плагиоклаз (андезин №34) – 35-75%,
гиперстен(железистость 0,78) -3-15%, клинопироксен – 0-10%, амфибол – 0-5%, биотит
(ярко-коричневый) – 0-10% (в отдельных зонах – до 35%), кварц -10-35%(участками до
50%), калиевый полевой шпат – 0-10%; акцессорные – циркон, апатит; рудные – сульфиды,
магнетит – до 10%; вторичные – бастит, серицит.
Состав гиперстеновых амфиболитов: амфибол(оливковый, коричневато-зеленый) – 4575%, гиперстен - 5-25%, клинопироксен – 0-15%, биотит(ярко-коричневый) – 1-15%,
плагиоклаз (андезин№37-38) – 10-30%, кварц – 1-10%; акцессорные – циркон, апатит;
рудные – сульфиды, магнетит; вторичные – серицит, гидрослюды, карбонат, бастит,
хлорит, гематит.
Одной из отличительных черт эндербито-гнейсов является наличие сложных агрегатов
рудных минералов, которые по данным зондового анализа представлены магнетитом и
ильменитом.
По всему разрезупрослеживаются многочисленные разнонаправленные трещинытрех
систем: параллельные, перпендикулярные и ориентированные под углом 30-40° к оси
керна. В верхней части разреза трещины выполнены карбонатом,в интервале 3054-3058 м преимущественно рудными минералами, а ниже -хлорит-карбонат-альбитовым агрегатом.
На некоторых участках наблюдается открытые, частично минерализованные трещины,
ориентированные под углом 30-40° к оси керна,на поверхности которых отмечены
примазки
тяжелых
углеводородов,
светящихся
в
УФ.
Такое
проявлениенефтенасыщенности пород фундамента отмечено в Волго-УральскойНГП
впервые.
Установленное нефтепроявлениеобъясняется тем, что выступ фундамента в структуре
месторождения находится выше водонефтяного контакта в окружающих осадочных
толщах.
В наиболее тектонически нарушенных зонах выступа фундамента может быть
установлена промышленная нефтегазоносность.
78
ВОССТАНОВЛЕНИЕ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА И РАССЧЕТ
СТАТИЧЕСКИХ ПОПРАВОК ПО ПРЕЛОМЛЕННЫМ ВОЛНАМ
(RECOVER OF WEATHERING LAYER AND COMPUTATION OF
STATIC CORRECTION BASED ON REFRACTION WAWES)
Сапогова Е.Е.
(научный руководитель доцент Карапетов Г.А.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
При регистрации сейсмических волн, зачастую, на сейсмограммах мы видим
годографы, которые имеют негиперболическую форму. Возникающие искажения
времени прихода являются неизбежными, т.к связаны с приповерхностными
скоростными неоднородностями верхней части геологического разреза и
пересеченностью рельефа. Верхняя часть геологического разреза (ВЧР) сложена, как
правило, слабосцементированными рыхлыми породами. Она характеризуется
непостоянностью мощности пластов, а так же низкой скоростью распространения
продольных и поперечных волн. Для учета поверхностных неоднородностей
использована методика рефракторной статики по преломленным волнам.
Подошва верхней части разреза является сильной преломляющей границей.
Скорости в ней обычно составляют до 1000 м/с, скорости в осадочном чехле (под ВЧР)
начинаются от 1500 – 1600 м/с. Это позволяет использовать данные преломленных
волн для того чтобы восстановить модель ВЧР.
Во многих сейсмических методах преломленные волны являются помехой. В то
же время, метод в котором преломленные волны используются для изучения верхней
части разреза, оказался очень эффективным. Методика расчета рефракторной статики
является эффективным способом определения скоростных свойств пород в верхней
части разреза. Может использоваться в решении ряда инженерных, геологических и
нефтяных задач. О чем свидетельствуют многочисленные научные публикации.
Сложность методики заключается в пространственном алляйсинге. Данные
преломленных волн зарегистрированы на больших базах (удаления до 2 – 3 км), а
выход преломленных волн от подошвы ЗМС может ожидаться на очень небольших
временах и на очень небольших удалениях от источника. Это ограничивает
возможность применения преломленных волн до глубины 0,1 от максимального
удаления.
В данной работе было проведено моделирование, ориентированное на получение
преломленных волн в условиях сложной верхней части разреза. Мною были
воспроизведены несколько вариантов трехслойной модели, с однотипной
геологической ситуацией, но разной степенью сложности верхней части разреза. По
этим моделям были получены сейсмограммы. Затем они были обработаны в
специализированном пакете, в котором был произведен расчет статических поправок
по преломленным волнам. Полученный результат показывает эффективность
применения данной методики для верхней части разреза. Модель верхней части разреза
восстановленная по рефракторной статике достаточно точно отображает модель,
заложенную при моделировании. По результатам исследования была подтверждена
эффективность методики.
79
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БУЗАЧИНСКОГО СВОДА
(GEOLOGICAL STRUCTURE AND OIL AND GAS POTENTIAL
PROSPECTS OF BUZACHI ARCH)
Сарбаев К.А.
(научный руководитель профессор Кирюхин Л.Г.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Бузачинский свод – крупный структурный элемент, входящий в состав
Туранской плиты и находящийся в зоне сочленения структур Прикаспийской
впадины, Северного Устюрта и Мангышлака. Осадочный комплекс состоит
из
двух
литолого-стратиграфических
этажей:
юрско-мелового
(платформенный чехол), и доюрского (промежуточный комплекс). Граница
между литолого-стратиграфическими этажами характеризуется значительным
перерывом в осадконакоплении и угловым несогласием.
Бузачинский свод является наиболее перспективным на нефть и газ по
верхнепермско-мезозойскому комплексу отложений песчано-алевролитовых
пород. В его границах установлены нефтегазоносные горизонты в
отложениях нижнего мела и юры, с которыми связаны крупные
месторождения Каламкас, Каражанбас, Северные Бузачи и ряд других. Все
они приурочены к антиклинальным складкам субширотного простирания,
которые в различной степени осложнены разрывными нарушениями. По
характеру насыщения месторождения относятся к нефтяным и газонефтяным,
причем газоносность разреза возрастает в направлении с юга на север, где на
месторождениях Каламкас и Арман появляются газовые залежи, а в верхних
горизонтах юры - значительные по размерам газовые шапки. В качестве
флюидоупора в этом регионе выступают глинистые толщи нижнего мела.
Особенностью Бузачинских месторождений является приуроченность их к
ловушкам, характеризующимся заметным сокращением мощности меловых и
юрских отложений от периклинали к центру Бузачинского свода.
Нефти юрских и меловых отложений Бузачинского свода однотипны и
имеют один источник генерации УВ. Различия наблюдаются по соотношению
плотностей, выходу бензиновых и керосиновых фракций, асфальтосмолистых компонентов. Нефти юрских отложений более тяжелые, чем
меловые, но они по химическому составу однотипны. На этом основании
можно говорить о том, что нефти юрских отложений мигрировали в меловые.
Но те и другие эпигенетичны, что подтверждают палинологические данные,
указывающие на миграцию УВ из палеозойских толщ.
Перспективным направлением являются поиски неструктурных
залежей, связанных с ловушками комбинированного типа на северном,
восточном и западном склонах Северо-Бузачинского поднятия.
80
АНАЛИЗ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ И ИСТОРИИ
ПОГРУЖЕНИЯ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА
НА ОСНОВЕ 1D МОДЕЛИРОВАНИЯ
(ANALYSIS OF TEMPERATURE AND PRESSURE CONDITIONS AND
THE HISTORY OF DIP WITHIN THE SOUTHERN PART OF
PREDURALSKOGO DEPRESSION ON THE BASOC OF 1D
MODELING)
Серов С.Г., Осипов А.В.
(научный руководитель профессор Ермолкин В.И.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Предуральская нефтегазоносная провинция в настоящее время
является заманчивым районом для проведения геологоразведочных работ
(ГРР) на Европейской части России. Регион обладает развитой
инфраструктурой с благоприятными условиями для освоения ресурсов
недр. На протяжении более полувека здесь ведётся добыча УВ на
Оренбургском месторождении.
В условия постоянного наращивания темпов добычи, связанным с
большим спросом энергоресурсов на мировом рынке, перед компаниями
резко стоит проблема прироста запасов. В связи с этим, возрастает роль
геологоразведочных работ (ГРР) для открытия новых месторождений и
пересчёта запасов на уже открытых. Для наибольшей точности подсчёта
необходимо применение самых современных инструментов: программ
бассейнового моделирования, для изучения УВ систем. Комплексный
подход, подразумевающий изыскание не только ловушек, но и
нефтематеринских толщ. Такой метод помогает в среднем снизить риски
на 20-30%.
Объектом исследования данной работы является территория южной
части Предуральского прогиба.
В работе дан анализ термобарических условий исследуемого
региона, выделены зоны генерации УВ, воссоздана история погружения
района с помощью пакета Petromod (1D моделирование) компании
Schlumberger.
81
ВОССТАНОВЕЛНИЕ ИСТОРИИ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ С
ПРОГНОЗОМ ПАРАМЕТРОВ И ОКНАМИ ГЕНЕРАЦИИ В
ПРЕДЕЛАХ БОЛЬШЕВИСТСКОЙ ВПАДИНЫ ЯМАЛОТАЗОВСКОГО НГР
(RECOVER THE HISTORY OF SEDIMENTATION WITH THE
CALCULATION OF FORECAST AND WINDOWS OF GENERATION
WITHIN THE BOLSHEVIK DEPRESSION YAMAL-TAZ OIL AND
GAS AREA)
Серов С.Г., Бондарев А.В.
(научный руководитель профессор Ермолкин В.И.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Ямало-Ненецкий автономный округ был и остается основным
газодобывающим регионом России. Суммарная добыча газового
конденсата на территории ЯНАО в 2011 году составила 11,427 млн. тонн.
Это на 10% больше, чем было добыто в 2010 году. Добычу газового
конденсата осуществляют 17 предприятий на 24 месторождениях. План
добычи газового конденсата на территории ЯНАО на 2012 год - 12,3 млн.
тонн.
В условия постоянного наращивания темпов добычи, перед
компаниями резко стоит проблема восполнения запасов. В связи с этим,
возрастает роль геологоразведочных работ (ГРР) для открытия новых
месторождений и пересчёта запасов на уже открытых месторождениях.
Промышленные залежи УВ в них преимущественно связаны с юрскими и
неокомскими комплексами пород. Для наибольшей точности подсчёта
запасов необходимо применение самых современных инструментов.
Комплексный подход помогает повысить эффективность поисковых работ
на 20-30%.
Объектом исследования данной работы является территория
северной части Западно-Сибирской НГП.
В работе дан анализ термобарических условий Большевистской
впадины, выделены зоны генерации УВ, воссоздана история погружения
района с помощью 1D моделирования пакета Petromod компании
Schlumberger.
82
МОДЕЛИРОВАНИЕ УПРУГИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД
ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
(ELASTIC PROPERTIES MODELING OF TYUMEN SUITE
ROCKS)
Синякина Ю. С.
(научный руководитель доцент Соколова Т.Ф.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Для увязки данных ГИС к временному разрезу и установления
взаимосвязей между упругими свойствами горных пород, полученными по
данным сейсмических исследований, и петрофизическими свойствами
пород особое значение приобретает наличие в комплексе ГИС данных
акустического и плотностного гамма-гамма методов. Показания этих
методов часто отсутствуют в комплексе ГИС или бывают заметно
искажены в силу технологических причин и условий.
Для сейсмических задач требуется непрерывная запись кривых
акустического и плотностного каротажей во всем целевом интервале. С
целью создания непрерывной упругой характеристики разрезов, в
скважинах месторождения рассчитывались синтетические кривые этих
методов, и на их основе производятся исправления искаженных кривых и
замещение кодов отсутствия информации в показаниях этих методов.
Для расчета синтетических кривых существует два подхода –
эмпирический и теоретический. При эмпирическом подходе для расчета
синтетических кривых АК используются зависимости акустического
метода от нейтронного метода или метода сопротивлений. Связи
устанавливаются отдельно для каждой скважины.
Корректировка показаний плотностного метода и получение
синтетической кривой плотностного метода осуществляется по
корреляционной связи между объемной плотностью породы δп и
показаниями акустического метода.
При теоретическом подходе расчет синтетических кривых
осуществляется путем моделирования упругих свойств горной породы.
На распространение сейсмических волн в пористой породе влияют
строение и состав матрицы породы, а также свойства флюида,
заполняющего поровое пространство. В теоретическую модель породы
закладывалась информация о строение породы, параметры флюида и
минералов, полученные в результате интерпретации данных ГИС.
Полученные модельные кривые были использованы в дальнейшем
для выполнения сейсмической инверсии.
83
ПРОГНОЗНАЯ ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НАДСОЛЕВЫХ ОБРАЗОВАНИЙ
СЕВЕРО- КАСПИЙСКОГО РЕГИОНА
(PREDICTIVE ESTIMATE OF OIL AND GAS PROSPECTS IN
POST-SALT FORMATIONS OF THE NORTH CASPIAN REGION)
Созина Ю.В., Шевелькова Е.М.
(научный руководитель д. г-м. н., профессор Гулиев И.С.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Северо-Каспийский регион по нефтегазогеологическому районированию
располагается в пределах двух крупных нефтегазоносных провинций (НГП): на
севере — Прикаспийской, на юге — Северо-Кавказско-Мангышлакской.
Территория мелководного шельфа Северного Каспия, расположенная к северу от
линии о-в. Чечень — п-ов. Тюб-Караган, и его береговое обрамление имеют
сложное гетерогенное строение. Северная зона этого региона располагается в
южной части Прикаспийской мегасинеклизы, а южная — в пределах северной
части Скифско-Туранской плиты эпипалеозойской платформы.
В данной статье рассмотрены перспективы нефтегазоносности
верхнепермско-мезозойского стратиграфического интервала, который в
пределах распространения соленосных образований кунгурского яруса нижней
перми (северная зона региона) известен как «надсолевые образования».
В последние годы сделанные прогнозы о перспективности мезозойских
отложений на шельфе южной зоны Северного Каспия уже подтверждены
открытием трёх месторождений УВ (им. Филановского, им. Корчагина,
Хвалынское).
Условия формирования местоскоплений УВ в надсолевом комплексе
Северо-Каспийской нефтегазоносной субпровинции определяются наличием и
положением в разрезе осадочного чехла толщ-продуцентов, а также путями
миграции УВ.
В результате проведенных исследований установлено, что наиболее
значительные начальные потенциальные ресурсы углеводородов (НПР УВ)
отмечаются в тех зонах, где соляно-купольная тектоника имеет наименьшую
интенсивность.
Установленная зональность НПР УВ в надсолевых образованиях шельфа
северной зоны Северного Каспия в совокупности с данными о строении этих
отложений, а также анализ распространения в их пределах залежей УВ по
береговой зоне, позволили произвести сравнительную оценку перспектив
нефтегазоносности этих отложений.
Проведенная оценка перспектив нефтегазоносности верхнепермскомезозойских отложений Северо-Каспийского региона, а также карта перспектив
нефтегазоносности по этим отложениям могут явиться основой для разработки
направлений дальнейших поисково-разведочных работ на нефть и газ в этих
отложениях в шельфовой зоне Северного Каспия.
84
ИССЛЕДОВАНИЕ ФАЦИАЛЬНОЙ ПРИНАДЛЕЖНОСТИ
ПЛАСТОВ ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ НА МЕЖЕНСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ
(FACIAL EXPLORATION OF TYUMEN SUITE STRATA ON
MEZHENSKOE FIELD)
Соколов А.Д.
(научный руководитель профессор, к.ф.-м.н. Белкина В.А.)
ТюмГНГУ
Для успешной разработки месторождения обязательным является
наличие как можно более точной его геологической модели, то есть
наличие целого комплекса сведений: структурных карт, карт разломов,
поверхностей контактов, карт изменения пористости, песчанистости и
расчлененности, а так же прочих данных, среди которых важнейшим
прогнозным значением обладает определение фациальной принадлежности
продуктивных пластов.
Меженское месторождение расположено в Уватском районе
Тюменской области. С геологической точки зрения Меженское
месторождение представляет собой стратиграфически и тектонически
экранированную залежь неантиклинального типа, разбитую на несколько
блоков сетью затухающих вверх по разрезу разломов. Его отличительной
структурной особенностью является выклинивание продуктивных пластов
на фундаменте.
В данной работе предлагается анализ фациальной принадлежности
трех пластов Тюменской свиты Меженского месторождения на основе
метода моделей электрометрических кривых Муромцева В.С. Анализ
проводится на основе каротажных кривых методов ГК и ПС, кернового
материала, региональных исследований, а так же актуальных
представлений о геометрии и типе залежи. Новизна работы обеспечивается
тем, что в районе работ подобные исследования проводились только на
региональном уровне.
В работе рассмотрены пласты Ю2-Ю4, для которых проведен общий
анализ характера смены условий осадконакопления и отдельный анализ
каждого из пластов - определены типичная и аномальная формы кривых,
фациальная принадлежность данных отложений, выявлены возможные
причины возникновения аномалий.
На основе проведенных исследований выявлены некоторые
ограничения применимости метода Муромцева для исследования
отложений Западной Сибири, были получены общие представления о
фациальной природе пластов, а так же была построена схема фаций по
пласту Ю2.
85
МОРФОЛОГИЯ И СТРУКТУРА
ПУСТОТ ПОРОД КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА.
(MORFOLOGY AND STRUCTURE
OF OIL AND GAS RESERVOIRS’ PORE SPACE)
Соколов Д.И., Крутинь С.А.
(научные руководители проф. Стрельченко В.В., Пименов Ю.Г.,)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
К настоящему времени в нефтегазовых бассейнах России
большинство месторождений УВ находятся на 3 и 4 стадиях разработки, в
которых остаточные запасы в своем большинстве тяготеют к
низкопроницаемым и сложным коллекторам, а вводимые из «забаланса»
залежи также характеризуются сложным строением ФЕС пород. Процесс
добычи УВ из подобных коллекторов более трудоемок и экономически
затратен. В связи с этим для проведения успешной разработки подобных
трудноизвлекаемых запасов УВ необходимо повышать информативность
применяемых способов изучения пластов-коллекторов и, в частности, их
внутреннего строения.
При определении подсчётных параметров сложных коллекторов
наиболее достоверную информацию дают прямые методы изучения
пустотного пространства. К этим методам относятся метод шлифов (П.П.
Авдусин, 1947г.), метод растровой катодолюминисценции (В.А. Кузьмин,
1987г.), метод насыщения образцов люминофором, (К.И. Багринцева,
1977г.) и наиболее современный и информативный метод рентгеновской
томографии — РТ.
Все эти методы являются методами послойного изучения внутренней
структуры образцов горной породы. Однако, только метод РТ неразрушающий способ изучения образцов
керна, который также
позволяет
получать
информацию
о
пустотном
пространстве
слабосцементированных разностей (например, для газосодержащих
пластов сеномана и турона Западно-Сибирской НГО).
В карбонатных коллекторах данный метод позволяет получить
детальную характеристику пустот, как для матрицы пород, трещин, так и
для новых видов пустот: остаточные полости, жеоды. Например, для
нефтесодержащих коллекторов рифейского возраста (1,3 млрд. лет)
Юрубченского м-я.
Т.о., РТ решает задачи определения морфологии и внутреннего
объема пустот в горных породах, дает объективную информацию о
структуре их зерен в образцах, что необходимо для оценки подсчетных
параметров, создания геологической и гидродинамической моделей
залежей нефти и газа, а также уточнения стратегии реализации методов
интенсификации добычи УВ.
86
ВЫЯВЛЕНИЕ ЗОН РАЗВИТИЯ УЛУЧШЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
НА ОСНОВЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБСТАНОВОК
ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ ПЛАСТА Ю1 ЕТЫ – ПУРОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(IDENTIFYING AREAS OF BETTER RESERVOIR ROCK ON THE
BASIS OF DETERMINING THE SEDIMENTATION CONDITIONS
ETY - PUR FIELD)
Ставицкая В.Н.
(научный руководитель профессор Шиманский В.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
Целью данной работы является построение фациальных карт с
выявленными зонами развития улучшенных коллекторов на основе
комплексирования скважинных и сейсмических данных. Предметом
изучения является пласт Ю1 (васюганской свиты). Еты-Пуровское
нефтегазовое месторождение входит в состав Надым-Пуровской
нефтегазоносной области (НГО).
Основные задачи исследований
1. Определение древних обстановок осадконакопления
Методика исследования: электрометрические модели; гранулометрический
анализ. Исходный материал: Результаты анализа и обобщения всей
имеющей геолого - геофизической информации, скважинная информация,
данные гранулометрического анализа. Для определения древних
обстановок
осадконакопления
были
изучены
основные
гранулометрические параметры медианный диаметр зерен Мd,
коэффициент отсортированности обломочного материала – Sо, изучение
этих параметров позволяет установить последовательность смены
палеогидродинамических уровней среды седиментации в пространстве.
Для определения генезиса осадков были изучены данные по
электрометрическим моделям фаций. Результат картографическое
представление результатов – построение фациальной карты изучаемого
стратиграфического подразделения.
2. Распределение ФЕС в зависимости от фациальной природы отложений.
Исходный материал: ФЕС пластов Ю1 по скважинным данным.
Ранжирование фациальных карт с улучшенными коллекторскими
свойствами.
Выделение
зон
с
максимальной
пористостью,
проницаемостью.
3. Построение седиментационной модели пласта Ю1, создание
фациальных карт с выделением зон развития улучшенных коллекторов.
Результат:
Фациальная карта с выделенными зонами улучшенных
коллекторов.
87
СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
В ДЕЛЬТЕ РЕКИ НИГЕР.
(DEEPER WATER STRUCTURAL COMPLEXITIES IN THE
)DELTA NIGER
Биле К. Стефан.
(научный руководитель доцент Кочофа А.Г.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В будущем спрос на нефть вероятнее всего останется большим.
Оставшиеся запасы находятся на больших глубинах. Глубокое бурение
будет составлять 25% морской добычи нефти к 2015 году.
Цель работы:
Оценить последствия структурного фактора
накопления углеводородов в бассейне дельты Нигера.
и
механизмы
Проблемы:
 Ранее, до геологоразведочных работ на шельфе и на склоне дельты
Нигера, были сделаны несколько крупных открытий таких как:
месторождения Бонга, Акпо. Таким образом, была высокая
вероятность продолжения этого успеха дальше, вниз по склону.
 Степень достоверности теоретических исследований по поиску
нефти и газа понизилась в связи с неудачными глубинными
исследованиями, в результате чего группа скважин оказалась
непродуктивным.
 Глубины от 1800 и выше остаются неразрабатываемыми в дельте
реки Нигер.
 В Мексиканском заливе и других провинциях с глубоким залеганием
углеводородов ведётся добыча на глубинах более чем 2500м.
 Глубинная часть дельты Нигера имеет несколько гигантских
скоплений нефти и газа с большим количеством неизученных
возможных ловушек разнообразных структурных типов.
Заключение:
Проблемы заключаются в большом количестве сложных разломов и
систем ловушек.
88
ОСОБЕННОСТИ УСЛОВИЙ ЗАЛЕГАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ
ПЛАСТОВ НА ПРИМЕРЕ ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВАЛА
КАРПИНСКОГО
(CONDITIONS OF PRODUCTIVE LAYERS’ OCCURRENCE ON THE
EXAMPLE OF ONE OF THE DEPOSITES LOCATED ON THE
KARPINSKI ARCH)
Султаншина Т.Р.
(научный руководитель профессор Гутман И.С.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Детальная корреляция разрезов скважин является основой изучения
строения продуктивных пластов, создания геологической модели,
адекватной реальному объекту, а также определения путей фильтрации
флюида с целью достоверного подсчета запасов и обеспечения их
эффективной выработки.
Целью данной работы является выявление особенностей условий
залегания продуктивных пластов одного из месторождений вала
Карпинского. Объектом исследования выбраны следующие пласты:
верхнеаптский продуктивный пласт I, нижнеаптский II, верхненеокомский
III, нижненеокомский IV и среднеюрский J2.
Для проведения исследований был создан проект, в котором
использовались все 62 скважины, пробуренные на месторождении, из
которых 11 поисковых, 24 разведочных, 1 оценочная и 26
эксплуатационных. По результатам детальной корреляции разрезов
скважин проведен анализ условий осадконакопления.
Установлено, что в верхней и нижней части изучаемого разреза (I, IV
и J2 пласты) осадконакопление происходило последовательно, на что
указывают параллельное залегание пластов и достаточная выдержанность
их общих толщин. В средней части изучаемого разреза наблюдается
стратиграфическое несогласие, которое выражено в сокращении общих
толщин пласта III вплоть до полного выклинивания в ряде скважин. Это
указывает на неравномерность вертикальных движений. В среднеюрскую
эпоху образовался вертикальный разлом, обнаруженный в результате
детальной корреляции и по данным насыщения коллекторов, который
подтверждается резким подъемом восточного блока исследуемой
территории относительно западного блока на 10 м в районе скважин № 370
и 381. Одинаковые значения общих толщин в восточном и западном
блоках свидетельствует о том, что разлом постседиментационный. Стоит
отметить, что ранее на исследуемой территории разломы не выделялись.
Благодаря проведенной корреляции разрезов скважин геологическая
модель месторождения существенно изменилась, а выявление
тектонических нарушений позволило создать принципиально новую
модель залежи.
89
ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И
ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ СТРАН
СЕВЕРНОЙ АФРИКИ
(FEATURES OF THE GEOLOGICAL STRUCTURE AND POTENTIAL
HYDROCARBON RESOURCES IN NORTH AFRICA)
Сунгатуллина А.Р.
(научный руководитель профессор Истратов И.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В работе проводится краткий обзор развития и размещения добычи
нефти и газа в странах Северной Африки, анализ основных особенностей
геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности
отдельных зон в пределах изучаемых территорий, рассмотрены
особенности тектонического районирования, выполнен обзор геологогеофизической изученности нефтегазоносных бассейнов, расположенных в
пределах Алжира, Ливии, Туниса, Марокко, Египта и степени освоенности
их ресурсной базы, приведены сведения по состоянию лицензирования,
детально рассмотрены некоторые наиболее крупные месторождения ,
выявлены некоторые общие особенности размещения и формирования зон
нефтегазонакопления в пределах бассейнов.
Проведена работа по локализации перспективных территорий
нефтегазоносных бассейнов изучаемых стран по данным геологического
дешифрирования космических изображений.
Для оценки перспектив нефтегазоносности в программном продукте
PetroModпо субширотному профильному сейсмо-геологическому разрезу
была построена 2Dмодель, показывающая пути миграции УВ, возможные
места аккумуляции,
количество образовавшихся УВ, изменение
температур, пористости по разрезу, окна нефтеигазогенерации, прогрев
материнских толщ.
Актуальность представленной работы: чтобы обеспечить свое
активное влияние на мировом нефтегазовом рынке, российские компании
предпринимают меры по созданию условий для расширения
географических рамок своей деятельности за счет организации добычи
нефти и газа в более благоприятных регионах других стран, тем самым
приращивая и сохраняя минерально-сырьевой потенциал.
90
ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ
СЮЙЦЗЯХЭⅡ(ПЕСЧАНИКИ ТРИАСА)ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ
СЫЧУАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ С ЦЕЛЬЮ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ
РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ
(LITHO-FACIES SEDIMENTS XUJIAHE2 ESPECIALLY THE
CENTRAL PART OF SICHUAN OIL AND GAS PROVINCE IN ORDER
TO DETERMINE THE DIRECTION OF EXPLORATION FOR OIL
AND GAS)
Сунь Бо
(научная руководитель: Филин А.С)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Бассейн
Сычуань
является
одним
из
самых
крупных
седиментационных бассейн в Китае. Центральная часть бассейна
Сычуань(зона Хэчунь) является важной областью поисков и разведки
нефти и газа. Ярус Сюйцзяхэ является главным промышленным пластом в
центральной части бассейна Сычуань. Он относится к отделу кейпера.Он
разделен на шесть слоёв, СюйцзяхэⅡ(короче Сюй2)является основным
коллектором из них. Поэтому изучение литолого-фациальных
особенностей отложений Сюйцзяхэ имеет важное и актуальное значение с
целью определения направления поисково-разведочных работ на нефть и
газ.
Цель работы и ее актуальность
1.Определить размещение отложений Сюй2
2.Определить нижний предел коллекторских свойств
3.Внести оценки классификациях коллекторов
91
ОБОСНОВАНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ТЕРРИГЕННЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ ЮРСКОГО ВОЗРАСТА.
(THE FOUNDATION OF PETROPHYSICAL MODEL OF CLASTIC
RESERVOIRS OF JURASSIC AGE)
Сурцева Ю.Б.
(научный руководитель профессор Золоева Г.М.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Целью работы являлось обоснование петрофизической модели
терригенных коллекторов нижней, средней юры и определение граничных
значений ФЕС коллекторов одного из месторождений Западной Сибири.
Основные задачи исследований: анализ результатов изучения керна
и уточнение основных петрофизических зависимостей для различных
литологических типов пород, обоснование количественных критериев для
разделения пород на коллекторы и неколлекторы. По результатам
исследований керна и ГИС коллекторами в изучаемом разрезе являются
песчаники и алевролиты, в редких случаях гравелиты. Песчаники хорошо
выделяются по стандартным качественным признакам. Выделение
коллекторов, представленных алевролитами, является более сложной
задачей. При первом подсчете запасов не проводили разделение
коллекторов на песчаники и алевролиты. Нами были изучены
петрофизические зависимости для каждого из этих литотипов. Решению
данной задачи способствовало получение новых данных исследований на
кернах.
В результате были уточнены зависимости Кп, Квс, Кпр с Кп.эф и
Кп.д, Рп-Кп и Рн-Кв для пород шеркалинской и тюменской свиты. Для
отложений тюменской свиты удалось получить достаточно тесные связи
отдельно для песчаников и алевролитов, что позволило установить
граничные значения ФЕС отдельно для каждого литотипа. Получить
петрофизические связи для алевролитов шеркалинской свиты не
представилось возможным из-за ограниченного количества исследованных
образцов. В результате исследований установлены следующие граничные
значения коллекторских свойств для пород шеркалинской свиты: Кп=8,6%,
Кпр=0,2мД, Квс=82%; для тюменской свиты: Кп=13,6%, Квс=79%,
Кпр=0,18мД (песчаники), Кпр=0,21мД (алевролиты).
Выявленное в результате исследований существенное расхождение
вновь полученных зависимостей Рп-Кп и Рн-Кв с ранее установленными
при подсчете запасов, на наш взгляд, объясняется не корректной оценкой
удельного сопротивления пластовой воды.
92
УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЙ И РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПОРОДКОЛЛЕКТОРОВ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ БАССЕЙНА
ОРДОС(ЦЕНТРАЛЬНАЯ ЧАСТИ КИТАЯ).
(THE RESERVOIR FORMING CONDITIONS AND ITS
DISTRIBUTION IN WESTERN ORDOS BASIN (IN CHINA CENTER).)
Сюй Ган
(Научный руководитель профессор Кочофа.А.Г)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Описано большое число основных наблюдается, лабораторный
анализ пласта песчаника выше композиционной зрелостью и структуры
низкой зрелости песчаника типа, пора типа в основном межкристаллитной
пор, растворение межкристаллитной пор относятся к низкой пористостью
и низкой проницаемостью. Основные диагенеза давления прессования
решение, цементация, растворение изменения, преобразования глинистых
минералов роль. Очевидно, заявил, что осаждение, влияющих на
коллекторские свойства хороших или плохих, является основным
фактором контролируемой зоны терригенными коллекторами родной
сохранения пористости и вторичной пористости развития. После
всестороннего анализа и оценки ведущих развития региона из трех типов
водоемов, в том числе класса I благоприятные водохранилища, класс II, III
класса для более благоприятного резервуара класса IV является плохим
водохранилища.
93
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ РЕШЕНИЯ УВЕЛИЧЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕМОНТНОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ НА МИШАЕВСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.
(GEOLOGICAL AND COMMERCIAL SOLUTIONS OF
ENHANCING REPAIR AND INSULATION WORKS ON
MISHAEVSKOE OILFIELD IN WESTERN SIBERIA)
Таов К.А.
(научный руководитель профессор Филиппов В.П.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Для увеличения технологической эффективности ремонтноизоляционных работ предлагается комплексный подход к проведению
данного вида мероприятий, суть которого заключается в необходимости
системного воздействия на участок.
Учитывая опыт применения различных технологий ремонтноизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири и геологофизические особенности пластов Мишаевского месторождения,
предлагается следующее:
 для ограничения водопритоков в скважинах применять методы
селективной изоляции: составы кремнийорганических соединенийсерии
АКОР, водонабухающего полимера ВНП, инвертные эмульсии.
 при проведении ремонтно-изоляционных работ с применением
цементных
растворов
опробовать
модифицирующие
добавки,
повышающие качество тампонажного материала, а именно:
o для
изоляции
заколонныхперетоков
–
добавки
сериикомплексного реагента-компаунда(КРК);
o при восстановлении герметичности эксплуатационных колонн –
добавки невзрывчатого разрушающего вещества (НРВ).
 в условиях высокой проницаемостной неоднородности и низкой
средней проницаемости коллекторов совмещать технологии селективной
изоляции водопритоков (кремнийорганических соединений -АКОР БН,
водонабухающего полимера - ВНП) с последующим применением
направленной обработки призабойной зоны.
 для повышения адресности закачки изолирующих составов в
водонасыщенныепропластки
возможно
применение
специальных
пакерующих устройств (например, гидравлический разбуриваемый пакер ПГР) с оценкой экономической эффективности их применения.
 применять комплексный подход к проведению ремонтноизоляционных работ, заключающийся в одновременном воздействии на
пласт как со стороны нагнетательных, так и добывающих скважин.
 все работы должны сопровождаться проведением промысловогеофизических исследований скважин до и после ремонта.
94
ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ
ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ АЧИМОВСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО
КОМПЛЕКСА СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ.
(PECULIARITIES OF DISTRIBUTION OF GEOLOGICAL
RESERVES AND RESOURCES OF THE ACHIMOV OIL AND GAS
COMPLEX OF THE NORTH WEST SIBERIA)
Туровская Е.М.
(научный руководитель доцент Трунова М.И.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Ачимовские отложения севера Западной Сибири на сегодняшний
день пользуются повышенным интересом, несмотря на то, что они
отличаются сложным геологическим строением, аномально высокими
пластовыми давлениями и требуют специальных технологий разработки.
Ачимовские пласты
становятся своего рода «вторым дыханием»
месторождений севера Западной Сибири.
Задачей данной работы является анализ распределения коллекторов
ачимовской толщи Надым-Пурской НГО, п-ова Ямал и Гыдан на
основании фациальных карт распределения конусов,
результатов
интерпретаций сейсмических материалов, построения палеоструктурных
карт и литературных данных. Используя данные литологического
описания керна, петрографического описания шлифов, данных
гранулометрического анализа и лабораторных исследований керна
охарактеризовать коллектора ачимовской толщи.Используя данные из
государственного баланса запасов и литературные данные по ресурсам
ачимовского комплекса проследить особенности распределения нефти,
газа, конденсата.А также особенности изменения физико-химический
свойств флюидов.
В результате выполненных исследований было проведено детальное
литологическое описание пород пластовачимовской толщи. Были
выделены зоны распространения наилучших коллекторов, дан прогноз
наличия запасов
в ачимовскихотложениях северных территорий и
геолого-физических свойств возможных залежей и физико-химических
свойств УВ.
95
РАЗЛОМЫ СЕВЕРНОГО ВЬЕТНАМА В СВЯЗИ С ЕГО
ГАЗОНОСНОСТЬЮ
(FAULTS IN THE NORTHERN VIETNAM ITS GAS CONTENT)
Нгуен Ван Тханг
(научный руководитель Милосердова Л.В. к.г.-м.н., доцент)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
За время, прошедшее с запуска первого искусственного спутника
Земли, снимки из космоса стали общедоступными материалами для
использования. Продолжаются запуски новых спутников дистанционного
зондирования, дающие возможность увидеть все большее количество
деталей. Преимуществами космических технологий являются большая
оперативность и охват при большой степени детальности, что позволяет
использовать их как объективную основу для предварительного изучения
материала. Возможность наблюдать отражение геологических объектов в их
естественных границах и соотношениях с другими, видеть структуру
ассоциаций разломов – важнейшее преимущество космических изображений,
не используемая в полной мере при прогнозе полезных ископаемых.
Газоносность Северного Вьетнама, приуроченная к долине Красной
реки, вероятно, связана с системой крупнейших разломов, показанной на
многочисленных тектонических картах этого района. Открытое здесь
месторождение природного газа заведомо связано с разломом.
К сожалению, рисунок разломов, показанный на различных картах,
отличается друг от друга и предпочтение той, или иной рисовки определятся
субъективно. Между тем, космические изображения дают возможность
выявить такой рисунок на объективной основе.
В работе описан результат геологического дешифрирования сети
разломов,
сопоставления
их
с
имеющимися
геологическими
(тектоническими) картами и данными по газоносности региона. Сделана
также попытка провести тектоно-динамический анализ территории.
Анализировались изображения со спутников LANDSAT, полученные
из интернета. В результате работы установлено, что:
1. Сеть разломов отчетливо дешифрируется на изображениях,
образуя ассоциации, различные на разных масштабных уровнях, а также в
долине реки, и на его левом и правом бортах. Различается также и их тектонодинамическая характеристика.
2. Сеть разломов, поученная в результате дешифрирования,
отличается от показанной на всех картах, использованных нами для
сопоставления, хотя общий план сохраняется на всех материалах.
3. Открытое на Красной реке месторождение газа отражается на
космических изображениях, и находятся еще сходные по ландшафтной
выраженности объекты, которые можно интерпретировать как благоприятные
для дальнейших работ.
96
«ОЦЕНКА АНИЗОТРОПИИ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД
КРОССДИПОЛЬНЫМ АКУСТИЧЕСКИМ ЗОНДОМ»
(THEESTIMATION OF ROCKS PROPERTIES ANISOTROPYBY
CROSSDIPOLE ACOUSTIC SOUNDER)
Тюркин Е.И.
(научный руководитель доцент Черноглазов В.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Напряженное состояние пород на глубине залегания определяет их
прочностные и пластичные свойства, которые сказываются на условии
проводки скважин или при выполнении гидроразрыва пласта-коллектора.
Для проектирования и проведения ГРП необходимо знать данные о
напряженном состоянии пород(характер главных напряжений (стрессов),
их азимутальную ориентированность, их контрастность и анизотропию) и
упругие характеристики (коэффициенте Пуассона, модуле Юнга,
эластичности пор).
По данным кроссдипольного акустического зонда до проведения ГРП
можно сделать выводы о напряжениях, существующих в естественных
условиях залегания горных пород, их характере и направленности,
механических свойствах пород.
На примере двух скважин показаны возможности кроссдипольного
акустическогозонда для определения анизотропии свойств пород.
Эта информация о породах необходима для расчетов параметров трещин и
характера их распространения в интересующих нас интервалах.
В проектировании расчетных параметров трещины необходима
информация об исследовании свойств пород при статической нагрузке,
когда во время исследования флюид может перемещаться в порах породы,
в отличие от динамических (акустических) исследований в скважине, при
которыхфлюид в порах ведет себя какизолированный. Взаимосвязь между
упругими свойствами горных пород, определяемыми в лабораторных
условиях при статических нагрузках, и их свойствами в скважинных
условиях при динамических нагрузках имеет сложный характер и до конца
не изучена.
В данной работе по скважинным материалам акустических исследований
проведен анализ возможности перехода от динамических упругих
параметров к статическим, который при менителен к расчету параметров
трещины ГРП.
97
КОСМИЧЕСКИЕ ОБРАЗЫ
КРУПНЕЙШИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
(COSMIC FIGURES OF THE MAJOR OIL AND GAS FIELDS)
Фи Мань Тунг
(научный руководитель доцент Милосердова Л. В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Одна из важнейших задач при прогнозе и поисках полезных
ископаемых, в том числе нефти и газа, это создание структурной модели
исследуемой площади. При этом незаменимым инструментом оказываются
космические изображения, потому что только изучение космических
изображений позволяет видеть геологические тела в их естественных
границах и взаимоотношениях с другими объектами.
В работе описаны и приведены фотопортреты крупнейших
месторождений различных по геологическому строению и положению в
климатических поясах. Цель работы – создание банка космических
изображений крупнейших месторождений и на этой основе – типизация их
космических образов.
При анализе космоизображений, мы ориентировались, в основном, на
его структурный рисунок (фоторисунок), потому, что он воспроизводим, и
его элементы подвергнуты статистической обработке с помощью
компьютерных методов, например, пакета программ LESSA (выделение
линеаментов и штрихов статистический анализ). Анализировались
изображения исключительно открытого доступа, полученные из интернета,
главным образом LANDSAT и Метеор.
Всего проанализированы изображения более чем 50 крупнейших
месторождений мира, расположенные в северной и южной Америках, в
Африке и в Азии, в различных ландшафтных зонах – пустыни, степи, болота,
джунгли, тайга, и др. и различных генетических типов.
Для всех рассмотренных месторождений характерны следующие черты:
1. Все месторождения находят свою ландшафтную выраженность.
2. Как правило, месторождение оказывается приуроченным к крупным
линеаментам, вероятно отражающим разрывы, выявляемые при
рассмотрении территории что видно при изучении территории в мелком
масштабе.
3. Очень часто месторождения оказываются приуроченными к кольцевым
структурам, отражающими либо локальные поднятия, либо локальные
осложнения на более крупных структурах. Однако нередко тоновые
кольцевые структуры обусловлены изометрическими аномалиями
антропогенных изменений ландшафта при разведке и эксплуатации
месторождений.
4. Месторождения не являются изолированными, а оказываются одним из
элементов, хотя и крупнейших, одним в ряду других.
98
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕЗОЗОЙСКИХ
ОТЛОЖЕНИЙ ТЕРСКО-КАСПИЙСКОГО ПРОГИБА
(GEOLOGICAL CONDITIONS OF FORMATION AND PETROLEUM
POTENTIAL OF MESOZOIC SEDIMENTS OF THE TEREK-CASPIAN
BASIN)
Фончикова М.Н.
(научный руководитель профессор Истратов И.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В работе рассмотрены особенности геологического строения
осадочно-породного комплекса и тектонического районирования,
охарактеризованы
современная
структура
и
перспективы
нефтегазоносности мезозойских отложений восточной части ТерскоКаспийского бассейна.
Для оценки перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений
Терско-Каспийского прогиба были выявлены основные закономерности и
особенности термического режима (построена модель прогрева осадочной
толщи), изучена история созревания органического вещества
нефтематеринских толщ, определены закономерности аккумуляции и
фазовый состав месторождений.
В результате в программном продукте PetroMod была построена 2D
модель, показывающая пути миграции УВ, возможные места аккумуляции,
количество образовавшихся УВ, изменение температур, пористости по
разрезу, окна нефте и газогенерации, прогрев материнских толщ.
Полученная модель не противоречит существующим геологическим
теориям и гипотезам, а также соответствует имеющимся данным.
Актуальность представленной работы: республика Дагестан – один из
старейших нефтегазодобывающих регионов России, в котором в
настоящее время отработаны почти все месторождения, расположенные на
суше, и для дальнейшего приращения минерально-сырьевой базы не
только Дагестана, но и России в целом необходимо разведывать и
разрабатывать морские месторождения. В работе рассмотрены и
обоснованы основные закономерности формирования и размещения
залежей УВ в пределах изучаемой зоны, которые могут быть использованы
для улучшения эффективности поисково-разведочных работ.
99
ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСА ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ
ПРИ ИМПУЛЬСНО-ВОЛНОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ
(BASIS OF SPADEWORK COMPLEX OF PULSE-WAVE IMPACT)
Фурман К.М.
(научный руководитель доцент Замахаев В.С.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В целях улучшения технико-экономических показателей разработки
на сегодняшний день применяются различные технологии восстановления
скважин.
В данной работе проработан комплекс подготовительных работ для
технологии повышения нефтепритока под названием ПНП-НТС. В
частности, приводится обоснование критериев системы подбора скважинкандидатов (кустов скважин), использующей промыслово-геофизические
данные, информацию о техническом состоянии объекта и сведения о
технологических мероприятиях, проводимых на скважинах. На
успешность данной технологии влияет также качество проведенной
подготовки рассматриваемых объектов. В связи с этим были
структурированы и обоснованы положения, касающиеся работ по
обработке выбранных реагирующих и возмущающих скважин.
Подготовительные работы включают себя ряд технологических,
технических, экономических и правовых положений. Для данной
технологии необходимо выбрать куст скважин (блок) с учетом
технического состояния добывающих и нагнетательных скважин,
количества отобранной продукции и закаченной жидкости. Следует
распределить обязанности между скважинами в блоке возмущающих и
реагирующих скважин с учетом обводненности продукции с учетом
неоднородности пласта. Для направленного изменения адсорбционной
обстановки в пласте необходимо использовать кислотные композиции,
ПАВы и рабочий агент. В промысловых реалиях следует оценить сроки
работ с учетом низкой скорости диффузии в пластах и потенциальный
прирост добычи по данному блоку. На этапе маркетинга необходимо
оценить экономический эффект с учетом стоимости нефти на
международном рынке. Качество проведенных подготовительных работ во
многом определяет успешность технологии ПНП-НТС.
100
РАЗДЕЛЕНИЕ ВОЛНОВЫХ ПОЛЕЙ
С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ
РАЗРЕШАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ
СЕЙСМОРАЗВЕДКИ
(WAVE FIELDS SEPARATION
FOR IMPROVING
SEISMIC RESOLUTION)
Хабибуллин И.И.
(научный руководитель профессор Завалишин Б.Р.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Как известно, обычная сейсмическая обработка и миграция,
успешно
используют
отраженные
волны,
чтобы
оценить
подповерхностные скорости и восстановить геометрию и силу
непрерывных, ясно выраженных отражающих горизонтов. В то же самое
время, надежность идентификации геологических неоднородностей, таких
как несогласия, поднятия, разломы и объекты рассеивания небольшого
размера, является важной проблемой в интерпретации сейсмических
данных. Тогда как, информация, закодированная в поле дифрагированных
волн, есть точный сейсмический отклик от этих структурных элементов,
но в процессе обычной обработки дифракции по существу теряются.
Следовательно, в данной работе рассматривается, основанный на
дифракции, метод, позволяющий увеличить разрешающую способность
сейсморазведки. В рамках данного метода решаются следующие задач:
нахождение области, где дифрагированные и отраженные волны хорошо
отделены друг от друга, их последующее разделение и извлечение
полезной информации из поля дифрагированных волн. Полученные таким
методом изображения, могут использоваться, как дополнения к
стандартным полно-волновым данным и, возможно, помогут
интерпретаторам.
101
ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ
AVO - АНАЛИЗА ДЛЯ ОКОНТУРИВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И
ГАЗА ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ ЮЖНО-ТЕВЛИНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(GEOLOGICAL AND GEOPHYSICAL SUBSTANTIATION REPORT
OF APPLICATION OF AVO-ANALYSIS FOR CONTOURING OF OIL
AND GAS FOR UZHNO-TEVLINSKY POOLS BY COUNTING OF
RESERVES)
Хара М. С.
(научный руководитель доцент Жуков А.М.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В работе представлена краткая история развития AVO-анализа,
применимость данного метода для прогноза нефтегазоносности, а так
же, возможности его применения в различных сейсмогеологичесеких
условиях, в частности, в условиях Западной Сибири.
В конце 1960-х годов было замечено, что в средах с молодыми
терригенными отложениями резкое изменение амплитуд отраженных
волн на сейсмических разрезах может быть связано с проявлениями
углеводородов и, особенно, газовых песков. Этот метод, связывающий
отражающую способность с залежами УВ, был назван методом «яркого
пятна» («bright spot») . На смену ему и, как дальнейшее его развитие, с
середины 1980-х годов за рубежом начал развиваться новый подход,
основанный на количественном изучении амплитуд отражений не по
разрезам, а по сейсмограммам. Он получил название AVO (Amplitude
Variation with Offset) – изучение изменений амплитуд с удалением, т.е. с
расстоянием между источником и приемником.
Этот подход в настоящее время применяют, в основном, для
поисков и разведки резервуаров в молодых терригенных породах, а
также для обнаружения новых залежей на уже разрабатываемых
месторождениях. AVO-анализ в обработке
и интерпретации
сейсмических данных стал доступной, легко реализуемой и потому
почти обязательной процедурой. На него возлагаются сегодня самые
большие надежды (причем, не всегда обоснованные с геологической
точки зрения) нефтяников в части прогноза коллекторских свойств и
нефтегазоносности природных резервуаров.
В связи с этим возникает вопрос о возможности применения
метода в различных сейсмогеологичесеких условиях, в частности, в
условиях Западной Сибири.
102
МЕТОДИКА КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ ЦВЕТНОСТИ
КЕРНОВОГО МАТЕРИАЛА И ЕЁ ПРАКТИЧЕСКОЕ
ПРИМЕНЕНИЕ.
(THE METHODS OF QUANTITATIVE EVALUATION OF CORE
MATERIAL COLOUR AND ITS PRACTICAL APPLICATION)
Хасанов И.И.
(научный руководитель д. г.-м. н. Постников А.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В настоящее время при исследовании пород-коллекторов
накапливается большое количество цифровых изображений, которые до
настоящего времени не получали количественной оценки цветности. На
сегодняшний день оценка цветности пород является очень субъективной и
неточной. Была поставлена задача ввести количественную оценку
цветности.
Задача решалась на основе применения компьютерной обработки
изображений с использованием общепринятых форматов цвета: RGB(Red
Green Blue) и HSL(Hue Saturation Lightness). С помощью которых любой
цвет можно представить в виде набора трёх цифр.
Этот метод оценки цветности предусматривает изучение
изображений, полученных при фотографировании поверхности спила
керна в ультрафиолетовом и дневном свете. Была написана
программа(Colscan digital), которая по этим фотографиям позволяет
сканировать керн по глубине скважины, и получать таблицы данных
параметров Red, Green, Blue и Hue, Saturation, Lightness. Далее строятся
графики изменения этих параметров с глубиной.
Используя данный метод, была проведена оценка цветности
нескольких десятков скважин, отличающихся по составу пород, по
стратиграфической принадлежанности , по химическому составу
углеводородов. По полученным результатам и сравнении их с
результатами предыдущих исследований по тем же скважинам, были
сделаны следующие выводы: по цветности пород можно судить о составе
пород, о характере насыщения углеводородов, и о химическом составе
нефтей насыщающих разрез. Так же по графикам цветности четко
корелируются литологические пачки скважин.
По этим накопленным данным программа обучена получать
информацию о литологическом составе, характере насыщенности,
подсчитывать коэффициенты расчленённости и неоднородности
представленного интервала скважины.
Таким образом, как результат данных исследований получен новый
метод исследования керна, к преимуществам которого относятся высокая
детальность, простота и малые временные затраты.
103
ОБРАЗОВАНИЕ КАЛЬЦИТОВЫХ ТЕЛ, ИХ РАЗМЕРЫ И
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ
В ДАГИНСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ (ПОЗДНИЙ МИОЦЕН) ШЕЛЬФА
ОСТРОВА САХАЛИН
(CALCITE UNITS FORMATION, DIMENTION AND DISTRIBUTION
IN DAGINSKY SECTION, LATE MIOCENE, OFFSHORE OF
SAKHALIN ISLAND)
Хахулина М.В.
(научный руководитель к.г-м.н., доцент Кузнецова Г.П.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Кальцитовый цемент в продуктивном пласте коллекторе может
сильно повлиять на его фильтрационно-емкостные характеристики и
движение флюида в процессе разработки.
В работе рассматриваются отложения дагинского горизонта позднего
миоцена, являющиеся продуктивными на северо-востоке острова Сахалин
и шельфе Охотского моря. Рассматриваемый горизонт представлен
комплексом песчано-алеврито-глинистых отложений, в которых выявлены
плотные карбонатные прослои. Изучение образцов керна показало, что
прослои представляют собой преимущественно песчаные отложения, с
высоким содержанием карбонатного цемента. Сцементированные участки
однозначно выделяются по данным акустического каротажа, каротажа
сопротивлений и гамма-гамма-плотностного каротажа. В целях изучения
распределения и размеров кальцитовых тел была проведена корреляция,
которая показала, что тела являются некоррелируемыми, не имеют
широкого латерального распространения. Толщина кальцитовых линз
изменяется от 5-7см до 2,5 м.
Графики распределения карбонатных пропластков в разрезе
дагинского горизонта показывают, что песчаные пласты с наибольшим
содержанием кальцитовых тел расположены вокруг глинистых пластов,
которые соответствуют трансгрессивным циклам. В образцах керна
распространены остатки раковин и другие признаки фауны, которые
являются источником кальцита. В связи с этим, карбонатные тела могут
рассматриваться как результат диагенетических процессов, уплотнения
отложений, в особенности глин, растворения органических остатков и
переотложения их в виде карбонатного цемента.
Изучение кальцитовых тел дагинского горизонта показывает, что
наличие зон цементации снижает коэффициент открытой пористости более
чем на 6%, тем самым ухудшая фильтрационно-емкостные свойства
коллекторов. Однако вряд ли карбонатные тела окажут серьезное влияние
на движение флюида при разработке изучаемого месторождения, так как
их протяженность не велика.
104
НОВЫЕ ПУТИ УСКОРЕННОГО ВОСПРОИЗВОДСТВА
ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
(NEW WAYS OF ACCELERATED REPRODUCTION OF OIL AND
GAS RESERVES)
Храмова Е.В.
(научный руководитель доцент, Заслуженный геолог РФ, В.Н.Ростовцев)
Национальный исследовательский Томский политехнический университет
По мнению ведущих ученых и специалистов, в России сложилось
тревожная обстановка с воспроизводством запасов нефти и газа. Главными
причинами они считают: резкое сокращение поисково-разведочных работ;
определенный кризис в теоретических основах поиска; отсутствие
инновационных технологий. Преодолеть кризис, в короткие сроки можно за счет
открытия крупных, по величине запасов месторождений. Решить эту задачу
традиционными методами невозможно. Учитывая эти обстоятельства ученые
Томского Политехнического Университета, в последние десятилетия,
разработали инновационную технологию квантово-оптической фильтрации
космических снимков, позволяющую в любой точке мира выявлять границы
прогнозируемых месторождений и фиксировать распределения плотности
запасов в их пределах. Технология заключается в том, что месторождения нефти
и газа под воздействием термобарических, гравитационных и многих других
факторов, генерируют специфический электромагнитный сигнал с уникальной
амплитудно-частотной характеристикой. Этот сигнал модулирует солнечный
свет и фиксируется на космическом снимке. Обработав его по определенной
технологии, с помощью лазерного луча, появляется возможность выявлять
границы прогнозируемых территорий. Первоначально эта технология прошла
апробацию на хорошо изученных месторождениях Томской, Иркутской
областях, Красноярского края, Хакасии, Вьетнама, Афганистана,- везде были
получены положительные результаты. После этого были начаты поисковые
работы, в основном в слабо изученных районах, Томской, Омской областях, в
Красноярском крае, Ливане, в районах Тимано-Печорской нефтегазоносной
провинции, в Хабаровском крае, Ливане и Сирии. На этих территориях
выявлены границы многочисленных прогнозируемых месторождений. В
пределах прогнозируемых месторождений, где проводилось глубокое бурение, в
Красноярском крае открыто Камовское нефтяное, Берямбинское, Абаканское
газоконденсатные месторождения. В Томской области поисковая скважина
вскрыла 8 перспективных объектов. По имеющимся данным наиболее крупным,
по величине запасов, месторождения могут быть открыты в пределах ТиманоПечорской нефтегазоносной провинции, в зоне деятельности НК «Лукойл».
Уникальные результаты получены по Дальнему Востоку, где в
непосредственной близости от города Комсомольск-на-Амуре, прогнозируется 3
месторождения УВ, площадью до 300км2, а в Хабаровском крае около 13
месторождений. Использование этой технологии открывает новый путь к
воспроизводству запасов нефти и газа.
105
УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ
РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В ЦЕНТРЕ
СЫЧУАНЬСКОГО НГБ (ЮЖНО-ЦЕНТРАЛЬНАЯ ЧАСТЬ КИТАЯ)
(FORMATION CONDITIONS AND DISTRIBUTION OF GAS
RESERVOIRS IN THE CENTER OF SICHUAN PETROLEUM
BASIN(SOUTH-CENTRAL PART OF CHINA))
Хэ Чжэнцзюнь
(Научный руководитель профессор Кочофа.А.Г)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Сычуаньской нефтегазоносный бассейн находится в южноцентральной части Китая. Он является одной
из важнейших
нефтегазоносных бассейнов в Китае. У этого бассейна наибольшее число
открытого газового месторождения и самая большая ежегодная добыча
пока в Китае. В последние годы, работы поски и разведки природного газа
основно проведу в Сюйцзяхэ свите верхнего триаса в центральной части
бассейна. Работу поиски и разведки природного газа началось в 1956 году.
До конца 2010 года уже получило разведанные запасы газа более ста
миллиардов кубических метров. площадь распределения природного газа
очень широкая. Ведущим типом залежей являются литологическая залежь
и структурно-литологическая залежь. Пористости коллектора колеблись от
2-15%, проницаемости коллектора колеблется от 0,001-10md. Таким
образом, коллекторские свойства общее показывают характеристику
низкой пористости и низкой проницаемости. Плотные прослое были очень
развитые и широко разделили коллекторы. Сейчас, этот тип ресурсов
природного газа, распределен в нефтегазоносных бассейнах в Китае,
имеет большие перспективы для поики и разведки и уже привлекл
внимание многих ученых. Диссертация полезна по исследованию
широкого аккумулирования природного газа в пределах низких структуров
в озерных бассейнах.
106
АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ СЛАНЦЕВОГО
ГАЗА В СЫЧУАНЬСКОМ БАССЕЙНЕ В НИЖНЕСИЛУРИЙСКОЙ
СИСТЕМЕ ГРУППЫ "ЛОНМАСИ"
(ANALYSIS OF THE RESERVOIR- FORMING CONDITIONS OF
SHALE GAS IN SICHUAN BASIN)
Хэ Чэн
(научный руководитель профессор Халимов Э. М.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В нижнесилурийской системе группы Лонмаси в Сычуаньском
бассейне залегают богатые сланцы органической. Эти породы являются
источником сланцевого газа. Сланцы широко распространены в бассейне.
Они имеют большую толщину, высокое содержание органических
веществ, обладают благоприятными термобарическими условиями. В
толще сланцев присутствуют пустотные пространства в зоне развития
трещиноватости породы, что создает благоприятные условия для
накопления и сохранения сланцевого газа. Как показали исследование,
сланец обладает сильной адсорбцией газа. Благодаря этому, при
тектонических активных движениях плотные породы разрушаются,
образуют зоны трещиноватость, создаются условия для формирования
залежей сланцевого газа. Несколько скважин пробуренные, в
нижнесилурийские отложение подтвердили залежей в толще сланцев. В
области Ибинь-Цзыгун-Лучжоу и Дачжоу-Ваньсиань обнаружен толщи
сланцев,
содержащие
органический
углерод
и
обладающие
благоприятными термобарическими условиями. Эти районы являются
перспективными для поисков и разведок сланцевого газа.
107
ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА НЕТРАДИЦИОННЫХ
РЕСУРСОВ
СЛАНЦЕВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ В МИРЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ В
РОССИИ
(WORLD EXPLORATION AND DEVELOPMENT OF
UNCONVENTIONAL SHALE HYDROCARBONS AND PROSPECTS IN
RUSSIA)
Цветкова Н.Л.
(научный руководитель профессор Ермолкин В. И.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Многие
десятилетия
сланцы
рассматривались
в
качестве
нефтегазоматеринских пород и флюидоупоров для традиционных
коллекторов углеводородов. И лишь сравнительно недавно они сами стали
рассматриваться в качестве нетрадиционных коллекторов, обладающих
более низкой проницаемостью и более высоким содержанием
органического вещества. В сланцевых коллекторах газ обычно находится в
двух состояниях: адсорбированный газ на органическом веществе внутри
толщи сланцев, подобно тому, как это имеет место у метана угольных
пластов, и свободный газ в поровом пространстве внутри основной массы
сланцев, аналогично как в традиционных коллекторах. Применение
специальных методов горизонтального бурения и многостадийного
гидроразрыва при завершении скважин позволяет многократно повысить
приток жидких или газообразных углеводородов из низкопроницаемых
сланцевых толщ в скважину.
Добыча «сланцевой нефти» и «сланцевого газа», является одним из
наиболее быстро развивающихся направлений современной нефтегазовой
индустрии. Особенностью этого процесса является то, что буровые работы
и добыча нефти и газа часто разворачиваются в регионах, которые в
прошлом не были затронуты такой деятельностью.
На основе канадских, американских, канадских и российских источников
дан обзор работ в мире по нетрадиционному направлению получения
углевородоров– сланцевых углеводородов. Приведены фактические
данные по таким направлениям геологоразведочных работ как:
Хейнесвилл, Баккен и др. Дано краткое геологическое и геохимическое
описание,
освещено
состояние
буровых
работ,
применяемых
специфических технологий (горизонтальное бурение, многостадийный
гидроразрыв, химическое воздействие на пласт), некоторые экономические
показатели добычи сланцевого газа.
108
CОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ
ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ
(PRESENT SITUATION AND DEVELOPMENT TREND OF HEAVY
OIL PRODUCTION TECHNOLOGY)
Цзян Чжэншуай
(научный руководитель профессор ХАЛИМОВ Э. М.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В связи с ростом глобальной экономики непрерывно увеличивалось
мирный спрос на нефть , после крупномасштабного развития обычной
нефти ресурсов в прошлом веке, высоковязкие нефтяные ресурсы с ее
богатыми запасамидля завладевают нашим вниманием, который также
касается разработки технологии в нефтевязкую залежь.
В настоящее время, зрелые технологии развития высоковязкой нефти в
мире,
включая
паротепловая
обработка
скважин
(ПТОС),
неизотермическое вытеснение, «Холодные» способы добычи высоковязкой
нефти, SAGD, внутрипластовое горение, новые технологии, включая
VAPEX, THAI, горизонтальная скважина и другие новые технологии как
таковой, как забойный парогенератор.
Статья посвящена обзору применения различных технической
эксплуатации нефтевязких залежи, включает в себя простой случай
нефтевязких залежи, эффективности развития, возникшие проблемы и
некоторые характеристики технологии.
109
ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОТЛОЖЕНИЙ
ПЛАСТОВ Ю1 1 и Ю12 КАЗАНСКОГО
НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)
(LITHOLOGICAL CHARACTERIZATION OF OIL-BEARING UPPER
JURASSIC SEDIMENTS, KAZANSKOE DEPOSIT (TOMSK REGION))
Черданцева Д.А.
(научный руководитель доцент Краснощекова Л.А.)
Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Согласно
нефтегазоносному
районированию
Казанское
месторождение расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской
нефтегазоносной провинции и входит в состав Васюганской
нефтегазоносной области. Разведанные запасы газа на месторождении
приурочены к пластам Ю11-2 (с нефтяной оторочкой) и Ю13-4 горизонта Ю1
васюганской свиты.
Автором изучались 25 образцов пород из скважин 14 и 15 пластов
1
Ю1 и Ю12 с глубинами отбора керна соответственно 2481,3-2511,2 м и
2430,0-2447,5 м.
Литологически пласты слагаются алевролитами, песчаниками с
прослоями аргиллитов. Песчаники серые, разнозернистые, иногда
алевролитовые, слабосцементированные, реже известковистые. В породах
часто наблюдаются тонкие прослои углистого, глинистого, сидеритового
материала. Основная масса обломочного материала представлена
мелкозернистой песчаной фракцией, содержание цемента в песчаниках
варьирует в пределах 3-5 – 20-25% и до 35 % в кровле пласта. Тип
цементации пленочный, поровый, соприкосновения, реже базальнопоровый и базальный, по составу – глинистый, глинисто-гидрослюдистый,
каолинитовый, карбонатный.
Алевролиты серые с характерной субгоризонтальной, реже
градационной слоистостью, обусловленной чередованием песчаного и
глинистого материала. Толщина отдельных слойков достигает до 1-1,5 см.
Часто наблюдаются конкреции и стяжения пирита диаметром до 4-7 мм.
Аргиллиты алевритовые и углистые темно-серые до черных, иногда
плитчатые,
с
тонкогоризонтальной
слоистостью,
нарушаемой
биотурбацией (ходы роющих организмов).
При изучении образцов отмечены следующие типы слоистости пород
(по Л.Н.Ботвинкиной): правильная горизонтальная слоистость градационного
и пачечного строения в песчаниках, волнистая правильная и перекрестная
(мульдообразная) слоистость в алевролитах, местами с интенсивной
биотурбацией. Подобного вида текстуры соответствуют прибрежной зоне
волнений, что свидетельствует о прибрежно-морском генезисе осадочных
отложений васюганской свиты и на что указывает наличие прослоев угля.
110
ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ
СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ
ЖИЗНЕННЫМ ЦИКЛОМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ.
(GEOLOGICAL AND TECHNOLOGICAL MONITORING OF
CONSTRUCTION OF WELLS IN THE LIFECYCLE MANAGMENT OF
HYDROCARBON DEPOSITS).
Шайбаков А.Л., Кожевников И.С., Анопин А.Ю.
(научный руководитель профессор Стрельченко В.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
СГУ им. Чернышевского
Управление жизненным циклом месторождения требует обеспечения
непрерывного контроля свойств геологической среды и состоянием
технологических процессов. С этой целью необходимо проводить
мониторинг строительства и эксплуатации скважин, обеспечивая
комплексное решение геологических и технологических задач, начиная с
бурения поисковых и поисково-разведочных скважин и заканчивая
контролем разработки месторождения.
В настоящее время информационной основой мониторинга процесса
строительства скважин являются данные геолого-технологических
исследований (ГТИ), передаваемые в удаленные от
расположения
скважины места с помощью современных средств коммуникации.
Высокопроизводительные вычисления с использованием современных
программно-аппаратных средств и международных стандартов передачи
данных (WITSML, PRODML и RESQML) обеспечивают корректировку
геологической и гидродинамической моделей путем обработки
поступающей со скважины в режиме реального времени информации.
Оперативность получения результатов вычислений позволяет
использовать их непосредственно при формировании управляющих
решений по оптимизации технологического процесса строительства
скважин, как по критерию достижения высоких технико-экономических
показателей, так и получения достоверной геологической информации о
вскрытом бурением разрезе скважины.
В настоящее время начинают формироваться специализированные
центры удаленного мониторинга процесса строительства скважин, с
соответствующим методическим и программным обеспечением. Такие
центры формируются не только в компаниях-недропользователях и
буровых компаниях, но и применяются в организациях, занимающихся
геолого-технологическими исследованиями, что существенно повышает
технологический уровень предоставляемых ими услуг.
Таким образом, геолого-технологический мониторинг процесса
строительства скважин является новой перспективной технологией
интенсивно расширяющей сферу своего применения.
111
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ И ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ПРИ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ
СКАНИРОВАНИЯ РЕНТГЕНОВСКОЙ МИКРОТОМОГРАФИЕЙ
ОБРАЗЦОВ БУРОВОГО ШЛАМА.
(PROSPECTS AND EXPERIENCE USING FOR MUD LOGGING
SCAN X-RAY MICROTOMOGRAPHY OF DRILL CUTTINGS ).
Шайбаков А.Л., Кожевников И.С., Соколов Д.И.
(научный руководитель профессор Стрельченко В.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
СГУ им. Чернышевского
Использование подвижного источника рентгеновских лучей,
увеличило скорость сканирования рентгеновскими томографами
и
сохранило высокое разрешение по сравнению с приборами,
использующими
фиксированную
систему
источник-детектор.
Современный
метод
рентгеновской
микротомографии
(X-Ray
microtomography) позволяет изучить пространственную структуру
объектов, определить размеры и распределение пор и трещин с высокой
точностью (пространственное разрешение до 10 мкм), не требуя
подготовки образцов, получения тонких срезов и т.д.
Важной частью геолого-технологических исследований (ГТИ)
является отбор и оперативное изучение бурового шлама. Особенно важное
значение исследование шлама имеет в интервалах разреза скважин, в
которых не производился отбор керна, или керн не мог быть извлечен на
поверхность. В этом случае информация по шламу является единственной,
позволяющей
охарактеризовать внутреннее строение пород на
микроуровне. Однако на получение достоверной информации о свойствах
пород в естественном залегании оказывают влияние некоторые факторы.
Прежде всего, это существенно малый размер образцов шлама, по
сравнению с образцами керна. Другим фактором является воздействие на
забойную зону струи буровой промывочной жидкости, истекающей из-под
насадок бурового долота. Если влияние первого фактора достаточно
широко
изучено,
то
воздействие
на
поровое
пространство
высокоэнергоемкого потока промывочной жидкости, обладающего
выраженным гидромониторным эффектом менее исследовано.
Данные, полученные по результатам исследования шлама
рентгеновской микротомографии, позволяют определить характер
заполнения порового пространства, происхождение порового пространства
и, что особенно важно, получить информацию о процессе проникновения
промывочной жидкости непосредственно в поддолотное пространство.
В докладе приводятся методика и результаты таких исследований
шлама карбонатной породы.
112
РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗУЧЕНИЯ ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА
ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ РИФЕЙСКОГО КАРБОНАТНОГО
ПРИРОДНОГО РЕЗЕРВУАРА МЕТОДАМИ СТЕРЕОСКОПИИ НА
ПРИМЕРЕ ЮТМ
(THE RESULTS OF STUDING PORE SPACE OF RESERVOIR ROCKS
OF THE RIPHEAN CARBONATE NATURAL RESERVOIR BY
STEREOSCOPIC METHODS EXAMPLIED BY YUTM)
Шакиров Р.Р.
(профессор, д.г.-м.н. Постникова О.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Карбонатные породы-коллекторы рифейского возраста являются
уникальным объектом разработки. Отличительной особенностью данных
отложений является их низкая пористость, не превышающая 1,5-2%.
Фильтрационно-ёмкостные свойства рифейских пород обусловлены
сложным сочетанием различных генетических типов пустотного
пространства.
Целью данной работы явилось изучение различных генетических
типов пустотного пространства методами стереоскопии. Для её
достижения были решены следующие задачи: описание керна скважин
глубокого бурения, выделение основных генетических типов пустотного
пространства, отбор образцов для проведения анализов методами
стереоскопии, определение закономерностей строения пустотного
пространства и проявления вторичных процессов.
При изучении кернового материала выделены следующие типы
пустот: крупные щелевидные пустоты на границах седиментационных
циклитов; остаточные фенестровые и внутрикаркасные пустоты;
сутуровые зоны; пустоты выщелачивания. Породы отличаются
интенсивной трещиноватостью.
Выделенные типы пустот распределяются в разрезе закономерно.
Щелевидные пустоты приурочены к границам седиментационных
циклитов, остаточные внутрикаркасные и фенестровые пустоты
характерны для верхних частей циклитов. Сутуровые зоны развиты на
границах литотипов. Были изучены морфологические особенности и
характер проявления вторичных процессов для каждого типа пустот.
В результате изучения сделаны следующие выводы:
1. Основным типом пустот являются крупные щелевидные пустоты,
их размер достигает 20х40 мм, они частично минерализованы
вторичными кристаллами доломита, кварца, гипса.
2. Остаточные пустоты и пустоты выщелачивания носят
подчиненный характер, их размер не превышает 20х10 мм.
3. По
сутуровым
зонам
отмечаются
следы
процессов
выщелачивания, а также примазки глинистого вещества.
113
ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ПОРОД, ПЕРЕКРЫВАЮЩИХ ЗАЛЕЖИ
УГЛЕВОДОРОДОВ И ИХ ВЫРАЖЕНИЕ В ГЕОХИМИЧЕСКИХ И
ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПОЛЯХ НА ПРИМЕРЕ БУХАРОХИВИНСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО РЕГИОНА
(TRANSFORMATIONS OF CAPROCKS OVER PETROLEUM
RESERVOIRS AND THEIR REFLECTION IN GEOCHEMICAL AND
GEOPHYSICAL FIELDS ON THE EXAMPLE OF BUKHARA-KHIVA
PETROLEUM REGION)
Шипилин В. Д.
(научные руководители доцент Шпора Л. Д., профессор Хусанов С.Т.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
В настоящее время при поисках месторождений углеводородов (УВ)
наметилась тенденция всецело опираться на данные сейсморазведки.
Однако результаты сейсморазведки указывают лишь на наличие
положительных структур, но не определяют их продуктивность. В данной
работе предлагается использование комплекса геохимических и
геофизических методов для повышения эффективности поисков
месторождений УВ в мезозойских отложениях Бухаро-Хивинского
нефтегазового региона (НГБ).
Основой комплексного метода является выявление эпигенетических
преобразований в покрышках залежей УВ. Данные преобразования
обусловлены внедрением УВ из залежи в вышележащие толщи, которые
создают в них восстановительный ореол с характерной геохимической
зональностью. Происходит изменение петрофизических свойств пород,
которые отражаются в геофизических аномалиях (высокая вызванная
поляризация, высокое кажущееся сопротивление, магнитные аномалии и
др.). Образуются зоны высаждения вторичных минералов: пирита,
хлоритов, магнетита, самородных Cu, Ag, Pb и др., зоны карбонатизации
пород. В настоящей работе рассматривается пример подобной зональности
над нефтегазовой структурой Карактай в Бухаро-Хивинском НГБ.
Изучение эпигенетической зональности над данной структурой послужило
основой для создания геохимической модели, которая может быть
использована при интерпретации аномалий геофизиеских и геохимических
полей, наблюдаемых в породах-покрышках.
Зоны эпигенетической зональности служат основным критерием при
определении продуктивности структур и могут быть выявлены методами
наземной и скважинной геофизически. По мнению автора, существует
необходимость проведения данных работ в комплексе с сейсморазведкой
для повышения эффективности поисков залежей УВ Бухаро-Хивинского
НГБ.
114
ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ
ГАЗОГИДРАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
(GEOLOGICAL AND TECHNOLOGICAL PROSPECTS OF GAS
HYDRATE FIELDS)
Шэн Шаньбо
(научный руководитель проф. Филиппов В.П. )
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В настоящее время намечается повышение интереса к проблеме
освоения месторождений газовых гидратов. Прежде всего, это связано с
последними успехами поисково-разведочного бурения на гидраты и
достижениями в области теоретических исследований образования и
разложения гидратов в пористых средах. Последние десять лет
ознаменовались открытием крупнейших газогидратных месторождений в
Японии, Канаде , Индии и Китае. Были подняты на поверхность керны пород
с
природными газовыми
гидратами,
проведены
промышленные
эксперименты по добыче газа из гидратов.
Выбор технологии разработки газогидратных залежей зависит от
конкретных геолого-физических условий залегания. Сейчас рассматриваются
только три основных метода вызова притока газа из гидратного пласта:
понижение
давления
ниже
равновесного
давления,
нагрев
гидратосодержащих пород выше равновесной температуры, а также их
комбинация . Известный метод разложения гидратов с помощью ингибиторов
вряд ли окажется приемлемым вследствие высокой стоимости ингибиторов.
Другие предлагаемые методы воздействия, в частности электромагнитное,
акустическое и закачка углекислого газа в пласт, пока еще мало изучены
экспериментально.
Таким образом, при современном уровне нефтегазовых технологий трудно
ожидать, что себестоимость добываемого газа из гидратов будет сопоставима
с аналогичным показателем традиционных газовых месторождений. Это
обусловлено большими проблемами и сложностями, возникающими перед
разработчиками и исследователями.
Хотя Китай является относительно поздним началом исследования газовых
гидратов, но добилась больших успехов. На суше и в море были обнаружены
газовых гидратов, Шэньху и Мули бурение встречается газовых гидратов.
Сравнение различных нефтяных месторождений в мире, а также
характеристики китайского нефтяного месторождения, эта статья
оптимизировал способы освоения газогидратов для характеристики развития
Китая. Мули можно использовать Метод создания искусственного коллектора
в газогидратной залежи. А Шэньху можно использовать Метод разработки
газогидратных месторождений двухустьевой горизонтальной скважиной.
После дальнейших исследований, Китай дожжен иметь разработать
промышленный газ из газогидратов, чтобы облегчить дефицит Китая в
ресурсах.
115
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ КРИТЕРИИ ВЫДЕЛЕНИЯ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ НА ВЫНГАЯХИНСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
(GEOLOGICAL AND OIL-FIELD CRITERIA OF ALLOCATION OF
PRODUCTIVE FORMATIONS ON VYNGAYAKHINSKOYE FIELD
IN WESTERN SIBERIA)
Энгурян А.С.
(научный руководитель профессор Филиппов В.П.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Вынгаяхинское месторождение расположено в северной части
Западно-Сибирской равнины в пределах Пуровского района ЯмалоНенецкого автономного округа Тюменской области.
Месторождение открыто в 1968 году как газовое (сеноманская
залежь). Промышленная нефтеносность установлена в 1977-1979 годах в
юрских и нижнемеловых отложениях. В разработку введено в 1986 г.
Цель данной работы заключается в обосновании выделения
эксплуатационных объектов (ЭО) на Вынгаяхинском месторождении.
Обоснование выделения ЭО осуществляется в первую очередь
исходя из геолого-промысловых критериев: различий фильтрационноемкостных свойств коллектора, физико-химических свойств флюидов,
характера нефте- и водонасыщенности и т.д. Также изучаются
гидродинамические, технологические и экономические факторы.
По геологическому строению Вынгаяхинское месторождение
относится к сложным, продуктивные нефтенасыщенные пласты
представлены
коллекторами
порового
типа,
характеризуются
невыдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и по
разрезу,
наличием
литологических
замещений
коллекторов
непроницаемыми породами, тектоническими нарушениями.
На Вынгаяхинском месторождении выделено три основные группы
пластов: БП, Ачимовская группа и Ю, в которых выявлено 33 залежи
нефти. Группа БП включает в себя пласты БП110, БП111, БП121, БП122; группа
АЧ – БП16 и БП17; группа Ю – Ю0, Ю11, Ю12.
В рамках настоящей работы проанализирована возможность ввода
их в самостоятельную или совместную с другими ЭО разработку.
Результатом
исследования
является
выделение
пяти
самостоятельных объектов разработки: БП11, БП12, БП16, БП17, Ю0 и Ю1,
которое должно обеспечивать равноценную выработку пластов, наряду с
положительной экономической оценкой инвестиций в разработку и
освоение месторождения.
116
ОПТИЧЕСКИЕ И ЭЛЕКТРОННО-МИКРОСКОПИЧЕСКИЕ
ИССЛЕДОВАНИЯ ПОЗДНЕДОКЕМБРИЙСКИХ ПОРОДКОЛЛЕКТОРОВ ОМОРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(OPTICAL AND ELECTRON-MICROSCOPIC RESEARCH OF LATE
PRECAMBRIAN RESERVOIR ROCK OF OMORINSKOE FIELD)
А.Д. Изъюров
(научный руководитель профессор, д.г.-м.н. Постникова О.В., асс.
Пошибаев В.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Объектом исследования являются продуктивные позднедокембрийские
отложения Оморинского месторождения юга Сибирской платформы.
Отличительной особенностью исследуемых отложений является крайне
низкая степень их изученности. Продуктивные отложения в пределах
исследуемого региона отличаются высокой степенью изменчивости их
мощности, литологического состава и стратиграфического объема.
Фильтрационно-емкостные свойства позднедокембрийских породколлекторов во многом определяютсяих структурными и вещественными
особенностями.
Изучение особенностей структуры пустотного пространства и
вещественного состава пород-коллекторов производилось оптическими,
электронно-микроскопическими методами и методами микроанализа.
Определение минералогического состава и структурных показателей,
выделение литологических типов пород проводилось с помощью изучения
петрографических шлифов на микроскопе AxioImager A2m и стереоскопе
StereoDiscovery (CarlZeiss).
Исследование структуры пустотного
пространства пород-коллекторов проводилось по прокрашенным
петрографическим
шлифам
с
применением
автоматического
высокоразрешающего оптического сканера MiraxScan. Более тонкое и
глубокое изучение структурных особенностей пород-коллекторов
проводилось на растровом электронном микроскопе JEOL-6610 LV.
Анализ
вещественного
состава
минерального
каркаса
и
цементирующей части пород-коллекторов проводился с применением
энергодисперсионного и волнодисперсионного анализаторов INCA (Oxford
Instruments). Изучение стадийности вторичного минералообразования
было во многом детализировано благодаря системе регистрации
катодолюминисценции GatanChroma CL.
Таким образом, в работе было проведено комплексное изучение
структуры пустотного пространства и вещественного состава
позднедокембрийских пород-коллекторов и предпринята попытка по
созданию наиболее универсальной методики изучения пород-коллекторов,
основными особенностями которых является сложное строение.
117
ФОРМИРОВАНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ПУСТОТНОГО
ПРОСТРАНСТВА В ВЕНД-КЕМБРИЙСКИХ ВОДОРОСЛЕВЫХ
БИОЦЕНОЗАХ
(THE FORMING OF DIFFERENT TYPES OF POROSITY OF VENDCAMBRIAN ORGANOGENIC ALGAL CONSTRUCTION)
Омельченко О.В.
(ассистент Китаева И.А.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Объект исследования моей работы – карбонатные отложения вендкембрия Нептско-Ботуобинской антеклизы юга Восточной Сибири.
Продуктивность отложений доказана открытием таких месторождений, как
Талаканское,
Марковское,
Среднеботуобинское,
Даниловское,
Верхнечонское.
Разрез представлен карбонатными породами органогенного генезиса, в
частности известняками и доломитами. Породообразующие организмы
представлены
каркасообразующами
колониальными
сине-зелёными
водорослями – ренальцисами, эпифитонами, микрокодиями, изредка
архециатами.
В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, выделяются различные
зоны образования органогенных построек, от которых зависит формирование
различных типов пустотного пространства. В зоне крайнего мелководья, в
центральной части, формировались органогенные постройки морфологически
не выраженные в рельефе, а по периферии располагаются отложения
относительно глубоководной части морского бассейна, где формировались
морфологически выраженные в рельефе биогермы.
В процессе работы проводилось изучение породообразующих
организмов, интенсивность и направленность вторичных процессов,
отличительные особенности пород сформированных различными типами
циано-бактериальных
сообществ.
В
соответствии
с
последними
палеогеохимическими исследованиями циано-бактериальные сообщества могли
являться источниками нефтематеринского вещества, в связи с чем их изучение
представляет особенный интерес.
В процессе работы были выявлены различные типы строматолитовых
построек – характерных для данных отложений высокоразвитых цианобактериальных сообществ. Формирование пустотного пространства напрямую
зависит от типов биоценозов. Осаждение карбоната кальция в строматолитах
обусловлено колебаниями рН среды, тогда как более развитые кальцибионты
формировали карбонатный каркас своих построек.
118
ОБОСНОВАНИЕ ДАЛЬНЕЙШИХ РАБОТ ПО ПОИСКУ
УГЛЕВОДОРОДОВ НА СТРУКТУРЕ ШЕГЕ КУНГРАДСКОГО
БЛОКА В КАРАКАЛПАКСТАНЕ (СЕВЕРО-ЗАПАД УЗБЕКИСТАНА)
И РАСШИРЕНИЯ ГРАНИЦ ЛИЦЕНЗИОННОГО БЛОКА.
(JUSTIFICATION FOR FURTHER SEARCH WORKS OF
HYDROCARBONS ON SHEGE STRUCTURE OF KUNGRADSKY
BLOCK IN KARAKALPAKSTAN (THE NORTHWEST OF
UZBEKISTAN) AND EXPANSIONS OF BORDERS OF THE LICENSE
BLOCK.)
Попов М.Ю.
(научный руководитель профессор Гаврилов В.П.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В работе предлагается модель дальнейшего изучения лицензионного
участка месторождения Шеге.
Перспективными направлениями являются северное и северо-западное, так
как по ним ведется активное сейсмическое изучение. Так же структуры
Арка-Кунград и Шеге являются геологически связанными, но уровни ВНК
различаются. Руководствуясь этими данными можно предположить
наличие углеводородов в бортовых частях Араломорской впадины.
• Преобладающий флюид – газ;
• Залежи многопластовые;
• Ловушки структурные;
• Основные запасы сосредоточены в нижне-среднеюрских алевропесчаных породах;
• Коллекторы представляют сложное сочетание пор, каверн и трещин
Учитывая, что месторождение Шеге находится в наиболее перспективной
зоне по юрским отложениям, результаты его доразведки (положительные
или отрицательные), могут определить не только достоверность (или не
достоверность) полученной модели нефтегазонакопления, но и в
значительной степени повлиять на стратегию и оценку экономической
целесообразности дальнейшего проведения ГРР в пределах лицензионного
блока.
119
ВЛИЯНИЕ РАЗЛОМНО-БЛОКОВОЙ СТРУКТУРЫ
ФУНДАМЕНТА НА ФОРМИРОВАНИЕ ЛЕДНИКОВЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ БАЗАЛЬНОГО ВЕНДА
(BASEMENT’S FAULT ZONE DEFORMATION’S INFLUENSE
ON THE FORMATION OF BASAL VENDIAN GLACIAL DEPOSITS)
Сметанин Р.А.
(научный руководитель проф., д.г.-м.н. Постников А.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
На сегодняшний день территория юга Сибирской платформы
является одним из наиболее перспективных объектов для поиска
углеводородов. Базальные отложения венда – продуктивные для юговостока Сибирской платформы, в частности, для Непско-Ботуобинской
антеклизы. Они перекрывают эрозионную поверхность фундамента в виде
вытянутых вдоль НБА линз, которые выклиниваются по направлению к
сводовой
части;
представлены
грубообломочными
породами,
отличающимися специфическими литологическими и петрофизическими
характеристиками. Время формирования базальных отложений совпадает с
последней фазой позднепротерозойских оледенений.
Большая часть территории ВЧНГ покрыта моренными и
постгляциальными отложениями, за исключением северо-западной и
северной частей территории, где располагался тающий ледник и в
настоящее время выделяется зона отсутствия отложений. В этих
обстановках зоны повышенных мощностей отложений по-видимому
представляли собой конечные и боковые морены, а разделяющие их поля
– донные. Локальные участки повышенной мощности интерпретируются
как относительно мелкие формы постгляциального рельефа – озы,
друмлины, камы, в которых накапливались как грубо-, так и относительно
тонкозернистые осадки
Сопоставление разломно-блоковой модели фундамента и модели
базальных отложений венда показывают, что положение блоков в вендское
время контролировало процесс осадконакопления.
В частности, простирание южной конечной морены определяется
расположением блока слюдяных и амфиболовых сланцев. Боковая морена,
соединяющая северную и южную конечные морены, располагается вдоль
блока микроклиновых и микропертитовых гранитов. Таким образом,
положение блоков фундамента определяло фациальную зональность
базального пласта.
120
ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕРРИГЕННЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ ТАСЕЕВСКОЙ СЕРИИ ЮЖНОГО БОРТА
ИРКИНЕЕВО-ЧАДОБЕЦКОГО ПАЛЕОРИФТА.
(LITOLOGICAL CHARACTERISTICS OF HIGH RIPHEAN
TERRIGENOUS ADJOURNMENT OF THE SOUTHERN BOARD
IRKINEEVO-CHADOBETSKY PALEORIFT)
Халиулов А.А.
(научный руководитель – профессор Постникова О.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Объектом исследования являются продуктивные отложения тасеевской
серии верхнего рифея в пределах южного борта Иркинеево-Чадобецкого
палеорифта (южной части Ангарской складчатой зоны). К данным отложениям
приурочены такие месторождения углеводородов как Берямбинское,
Абаканское, Агалеевское и др. Верхнерифейские терригенные отложения в
пределах исследуемой территории отличаются крайне низкой степенью
изученности бурением и сейсморазведочными работами.
В исследуемой скважине отложения тасеевской серии несогласно
залегают на подстилающих тёмно-серых известковистых аргиллитах
предположительно шунтарской свиты верхнего рифея, а перекрываются светлосерыми плотными песчаниками ванаварской свиты нижнего венда. Отложения
тасеевской серии представлены переслаиванием красноцветных глинистых,
алевритистых, песчано-гравийных слоев. Общая мощность отложений
составляет 220 м. Данные отложения имеют характерное циклическое строение.
По составу мелкообломочные гравелиты и песчаники тасеевской серии
полевошпатово-кварцевые с многочисленными обломками глинистых сланцев,
доля которых вверх по разрезу постепенно снижается. Типы цемента: 1)
пленочный железистый; 2) поровый глинисто-карбонатный; 3) регенерационный
кварцевый.
Породы-коллекторы приурочены к основаниям циклитов и связаны с
мелкообломочными гравелитами и крупно-, среднезернистыми песчаниками.
Мощность песчано-гравийных прослоев колеблется от 0,1-0,3 м до 8-10 м.
Мощность разделяющих их глинистых прослоев колеблется от 0,2-0,3 м до 20-25
м. Наиболее мощные песчано-гравийные разности приурочены к средней части
разреза изучаемого интервала.
В отложениях тасеевской серии, в т.ч. в аргиллитах, отмечаются
многочисленные субвертикальные трещины (3-15 м), как открытые (шириной до
2 мм), так и минерализованные (шириной 3-5 мм).
Породы-коллекторы относятся к трещинно-поровому типу. Значения
пористости в среднем составляют 8-10%, достигая 18-22%.
Продуктивные
красноцветные
отложения
тасеевской
серии
образовывались в условиях аллювиально-дельтовой равнины, временных
потоков и озер. Исследуемые отложения отличаются высокой степенью
вертикальной и горизонтальной литологической неоднородности, что
определяет особенности распространения пород-коллекторов в разрезе.
121
ТИПЫ РАЗРЕЗОВ ОСКОБИНСКОЙ СВИТЫ И
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ В ПРЕДЕЛАХ
ЗАПАДНОГО СКЛОНА КАМОВСКОГО СВОДА
(ТYPES OF SECTIONS OSKOBINSKAY FORMATION AND THEIR
RELATIONSHIP IN THE WESTERN SLOPE КAMOVSKOYE ARCH)
Данилко Н.К.
(научный руководитель: д.г.-м.н., профессор Постникова О.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Объектом исследования являются верхневендские отложения
оскобинской свиты западного склона Камовского свода. Отложения
оскобинской свиты продуктивны в пределах Оморинского месторождения.
Здесь к ним приурочена крупная залежь углеводородов. Кроме того
промышленная нефтегазоносность оскобинской свиты доказана в пределах
Камовского и Юрубченского месторождения. Цель исследования –
выявление типов разрезов их корреляция и закономерности их
распространения. В работе были проанализированы данные керна и ГИС
по скважинам Платоновская 1, 2 и Камовская 1,2, Чегалбуканская 1,
Оморинская 11, а так же данные ГИС ещё по ряду скважин.
В результате было построено три типа разреза. Разрезы различаются
по мощности, стратиграфическому объёму и литологическим
характеристикам. Практически в каждом разрезе присутствуют все три
типа седиментационных циклитов. Мощность их колеблется от 26 до 80 м.
Содержание песчано-алевритовых пород, являющихся породами
коллекторами, в разрезах скважин сильно колеблется. Оно составляет
соответственно в скважинах Оморинской-11 – 54,4%; Чегалбуканской-1 –
62,5%; Камовской-1 – 61,5%; Камовской-2 – 77,5%; Платоновской-1 – 7% и
Платоновской-2 – 72,5%. Наиболее засолоненным (ангидритистым)
является разрез скважины Чегалбуканской-1, который, по-видимому,
формировался в осолоняющейся лагуне. Наиболее глинистым является
разрез скважины Платоновская-1, скорее всего, находившемся в более
глубоководной части бассейна.
Самой большой мощностью обладают разрезы, приуроченные
сводовой части западного склона Камовского свода. Ближе к подножью
мощность их уменьшается, выклиниваясь до нуля на Юрубчене. Так же,
закономерно
с
уменьшением
мощности,
отсутствуют
части
седиментационных циклитов.
То, что разрезы являются разными, свидетельствует об изменчивости
условий осадконакопления. В целом формирование разрезов проходило в
условиях мелководного морского бассейна с интенсивным привносом
обломочного материала, источник которого расположен на севере
Камовского свода.
122
ТИПИЗАЦИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ВЕРХНЕДЕВОНСКИХ
ОТЛОЖЕНИЙ, ВСКРЫТЫХ ОДНОЙ ИЗ СКВАЖИН НА
ТЕРРИТОРИИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ
ПРОВИНЦИИ.
(TYPIFICATION OF RESERVOIR-ROCKS IN A SECTION OF ONE
WELL, LOCATED IN TIMANO-PECHORA OIL AND GAZ AREA)
Дильмухаметова Д.А.
(Научные руководители профессор, д.г.-м.н. Постников А.В., магистр
Сивальнева О.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Объектом исследования являются палеозойские верхнедевонские
отложения фаменского яруса, залегающие на глубинах 3655,10-3763,00 м.
Охарактеризованные керном участки разреза представлены
преимущественно известняками строматопорово-водорослевыми с
комковатым
заполнителем
(баундстоунами),
известняками
строматопорово-водорослевыми с микросгустковым заполнителем
(баундстоуны) в верхней части разреза и известняками сферововодорослевыми (баундстоунами) в нижней части разреза. Вскрытые в
данном интервале отложения, возможно, представляют собой часть
биогермного массива.
В разрезе наблюдается смена плотных низкопроницаемых разностей
известняков пористо-проницаемыми известняками, что может быть
связано со вторичными процессами. Это выщелачивание первичнопористых пород и последующеее минеральное заполнение пустот.
Наиболее важную роль при формировании коллекторов играли процессы
растворения и выщелачивания, за счет чего создавались высокопористые и
высокопроницаемые
известняки.
Наиболее
активно
процессы
выщелачивания проходили в известняках сферово-водорослевых
(баундстоунах), пористость в которых достигает 25%. Менее активно
выщелачивание происходило в
известняках строматопорововодорослевых с комковатым заполнителем (баундстоунах). Максимальные
значения пористости для этого литотипа – 10%. Также продуктивные
отложения характеризуются широким развитием трещиноватости.
Процессы выщелачивания полостей трещин обеспечили формирование
каверново-трещинного типа коллектора в первично плотных известняках
строматопорово-водорослевых
с
микросгустковым
заполнителем
(баундстоунах). Таким образом, в разрезе можно выделить 2 основных
типа коллекторов: поровый, приуроченный к известнякам строматопорововодорослевыми с комковатым заполнителем и известнякам сферововодорослевым, и каверново-трещинный, приуроченный к известнякам
строматопорово-водорослевым с микросгустковым заполнителем.
123
124
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА
(НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)
СБОРНИК ТЕЗИСОВ
66-ОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ МОЛОДЕЖНОЙ
НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ
НЕФТЬ
И ГАЗ
2012
17-20 АПРЕЛЯ 2012 Г.
Секция 2
Разработка нефтяных и газовых
месторождений. Бурение скважин
ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ БУРЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА И
ВНЕДРЕНИЕ ЕГО С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ ДОБЫЧИ НА
125
СТАРЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
(RESEARCH OF LATERAL HOLES WELL-DRILLING METHODS
AND INTRODUCTION ITS IN OLD DEPOSITS FOR INCREASING
PRODUCTION ACTIVITY)
Абдураимов Ф.А.
(научный руководитель: д.т.н., профессор, Зозуля В.П.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г.Ташкенте.
Известно, что разработка нефтяного месторождения связана с
ухудшением технико-экономических показателей процесса по мере
истощения запасов. Неизбежно наступает период, когда продолжение
эксплуатации сначала каких-либо групп скважин, а потом и всего
месторождения становится нерентабельным для нефтедобывающего
предприятия. Широко используемые технологии разработки нефтяных
месторождений, основанные на бурении вертикальных и наклоннонаправленных скважин, позволяют извлечь лишь до 50% нефти. Поэтому,
последние несколько десятилетий идет активный поиск эффективных
методов увеличения нефтеотдачи пласта. Одним из таких методов,
нашедших широкое распространение во всех нефтяных регионах мира,
является бурение горизонтальных, разветвлено-горизонтальных и
многозабойных скважин, а также боковых стволов из старого фонда
скважин. Восстановление бездействующего фонда при этом будет
обходиться в 1,5 – 2 раза дешевле, чем бурение новых скважин. В условиях
отсутствия инвестиций эта технология может оказаться эффективным
средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи
пластов. Бурение боковых стволов, направленных на нефтенасыщенные
зоны пласта, позволяет охватить фильтрацией застойные зоны и избежать
обустройства скважины и строительства новых выкидных линий и
промысловых трубопроводов. Эти преимущества явились основой
массового распространения бурения боковых стволов. С точки зрения
последующей эксплуатации скважины с боковым стволом необходимо
стремится к максимальной глубине его забуривания. С одной стороны при
этом увеличивается вероятность и возможность спуска глубинного насоса
в старый ствол и обеспечение его работоспособности, а с другой – при
максимальной глубине забуривания бокового ствола существенно
снижается объем бурения. В данном докладе рассмотрены технологии,
позволяющие осуществлять бурение боковых стволов с максимальной
глубиной их забуривания.
РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИИ УПРАВЛЯЕМОГО РОТОРНОГО
БУРЕНИЯ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН
126
(DEVELOPMENT OF ROTARY STEERABLE DRILLING
TECHNOLOGY IN CONSTRUCTION OF VERTICAL WELLS)
Адаму М. Ш
(научный руководитель профессор Оганов А.С.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
Значительное число сооружаемых на нефть и газ скважин до
настоящего времени проектируются как вертикальные. Однако с
практической точки зрения почти все из них нельзя рассматривать как
строго вертикальные из-за естественной тенденции к искривлению ствола
в процессе бурения.
Статистические данные свидетельствуют, что увеличение объемов
наклонно-направленного бурения, наблюдаемое в последнее десятилетие,
не приводит к сокращению объемов строительства новых вертикальных
скважин. По различным оценкам, ежегодно в мире бурятся десятки тысяч
скважин с вертикальным стволом. Данное обстоятельство сохраняет
высокую актуальность исследований, направленных на совершенствование
буровых вертикальных технологий.
Осложнения траектории создают опасность возникновения таких
проблем, как ухудшение очистки скважины, кратковременные прихваты
или невозможность достижения проектной глубины из-за высоких
крутящих моментов и трения при подъеме. Прямолинейность траектории
ствола способствует более качественному проведению каротажа и, как
следствие, упрощает оценку пластов. Все эти аргументы, несомненно,
указывают на важность обеспечения прямолинейности траектории
бурящихся скважин.
Управляемая роторная система в исполнении для вертикального
бурения открывает новые возможности по сокращению затрат на
строительство скважин добывающими компаниями. В первую очередь, за
счет исключения корректировочных спусков для устранения отклонений и
ускоренной проходки, или двух указанных факторов совместно.
В данной работе приводится описание системы вертикального
бурения семейства PowerDrive (PowerV) и AutoTrak (VertiTrak,
TruTraksystem) и примеры их применения на месторождениях.
127
УВЕЛИЧЕНИЕ ГАЗООТДАЧИ ПЛАСТА БУРЕНИЕМ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА СРЕДНЕБОТУОБИНСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ
(INCREASING OF GAS RECOVERY BY DRILLING OF HORIZONTAL
WELLS IN THE SREDNEBOTUOBINSKOYE FIELD)
Алексеев Н.И.
(научный руководитель доцент Мараков Д.А.)
МПТИ (ф) СВФУ им. М.К. Аммосова
В эпоху рыночных отношений повышение уровня эффективности
производства диктует необходимость поиска рациональных методов,
одним из которых является применение горизонтальных скважин (ГС),
который может дать ощутимый технологический и экономический эффект
для максимально возможного извлечения запасов углеводородного сырья и
продления периода постоянной добычи.
Бурение ГС имеет ряд преимуществ, так как площадь поверхности,
которая контактирует с продуктивным пластом, значительно выше по
сравнению с вертикальными скважинами. Целесообразность применения
ГС на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении
(НГКМ) заключается в увеличении степени вскрытия пласта, в результате
чего увеличивается дебит скважин и повышается коэффициент извлечения
газа.
Газоносность
Среднеботуобинского
НГКМ
приурочена
к
терригенным отложениям ботуобинского, улаханского и талахского
горизонтам. Главной особенностью инженерно-геологических условий
месторождения
является
повсеместное
распространение
многолетнемерзлых пород мощностью до 400 м. Эффективность бурения
ГС рассмотрена на примере талахского горизонта с начальными
геологическими запасами газа 20 млрд. м3. Горизонт представлен
переслаивающимися терригенными породами сложного литологического
состава мощностью до 10 м, эффективная толщина которых около 6 м.
В данной работе приведено сравнение показателей разработки при
освоении месторождения системой вертикальных и горизонтальных
скважин с целью увеличения газоотдачи пласта и периода постоянной
добычи на Среднеботуобинском НГКМ. Применение ГС на талахский
горизонт приведет к увеличению дебита скважин примерно в 2÷2,5 раза по
сравнению с вертикальными скважинами, пробуренными на тот же
горизонт.
128
СКИН-ЭФФЕКТ И ЭФФЕКТ ОЧИСТКИ
ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЙ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ
(SKIN EFFECT AND CLEANUP EFFECTS OF
POLLUTION BOTTOMHOLE FORMATION ZONE IN WELL)
Алексеева К.С.
(научный руководитель профессор Карнаухов М.Л.)
ТюмГНГУ
забойное давление,
кПа
Как известно, в пробуренных скважинах, как правило происходит
загрязнение пласта, называемое скин-эффектом. Чаще всего со скинэффектом приходится бороться, т.е. выполнять дополнительные усилия и
затраты по его устранению, но возможны случаи и естественной самоочистки
пласта. По результатам исследования скважин, определяется скин-эффект.
Иногда наблюдается по результатам выполненных исследований в разное
время, когда его расчетная величина снижается.
Иногда когда скважина начинает лучше работать, с увеличением
производительности, то это связывают с эффектом поддержания пластового
давления. На самом деле происходит самоочистка призабойной зоны пласта,
снижется скин-фактор, следовательно, причины в перемене дебита имеют
другой характер, тогда модель расчета должна быть изменена. При
современных знаниях принято считать, что скин-эффект постоянен, но
практика показывает, что скин-эффект непостоянен и изменяется со
временем. Наша задача состоит в том, чтобы спрогнозировать изменение
скин-эффекта. В работе предложено, принять модель скин-эффекта, исходя из
условия, получения решения аналитическим способом для определения скинэффекта. А именно принимаем скин-эффект в виде простой гиперболической
функции:
[
]
(1)
где “с” – это постоянная для асимптотического значения скин-фактора.
Результаты двухциклового исследования
скважины
Основной
Основной
Основной
Основной
ОсновнойОсновнойОсновнойОсновнойОсновнойОсновнойОсновной
время, час
Предложена методика определения возможности самоочистки пласта
по данным проведения многоцикловых испытаний. Выполнен анализ
результатов практических замеров, можно определить скин-эффект путем
сравнивания его с расчетами по формуле 1, результаты расчетов и замеров
совпадают.
129
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ В
УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
ПРИМЕНИТЕЛЬНО К МЕСТОРОЖДЕНИЮ КОКДУМАЛАК
(PRODUCTION STRING CEMENTING UNDER ABNORMALLY LOW
FORMATION PRESSURE AT KOKDUMALAK FIELD)
Амирханов Э.О.
(научный руководитель: доцент Матякубов М.Ю.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
Месторождению Кокдумалак характерно аномально низкое пластовое
давление (АНПД). Таким образом при строительстве наклоннонаправленных скважин на месторождении Кокдумалак особое внимание
следует уделять цементированию продуктивного горизонта. Установлено,
что седиментационные процессы в цементном растворе увеличивают
проницаемость цементного камня вдоль оси скважины, нарушают
сплошность тампонажного камня в затрубном пространстве.
При
цементировании
необходимо
обеспечить
сохранение
коллекторских свойств продуктивного горизонта. В связи с этим для
крепления продуктивного интервала нужно применять тампонажные
растворы с пониженной водоотдачей.
В результате длительной эксплуатации месторождений пластовые
давления снижаются и успешное проведение процесса цементирования
скважин с нормальными или аномально низкими пластовыми давлениями
(АНПД) и при необходимости обеспечения подъема тампонажного
раствора до устья скважины становится весьма проблематичным.
Проведение гидроразрыва пласта (ГРП) на многих некачественно
зацементированных скважинах приводит к разрушению цементного камня,
изолирующего нефтяной коллектор от выше или ниже расположенных
водоносных горизонтов, что в свою очередь является причиной резкого
обводнения продукции в связи с возникновением заколонных перетоков.
Успешное решение поставленной задачи с минимальными материальными
затратами может быть достигнуто только с использованием комплексной
технологии
первичного
цементирования
обсадных
колонн,
обеспечивающей проектную высоту подъема цементного раствора,
герметичность заколонного пространства (отсутствие заколонных
проявлений и межпластовых перетоков) и минимальное отрицательное
воздействие на продуктивные пласты при строительстве наклоннонаправленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин, в том числе
и в условиях АНПД.
130
РАЗРАБОТКА ПРОЕКТОВ НА СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН
НА ОСНОВЕ ПО «БУРСОФТПРОЕКТ»
(DEVELOPMENT PROJECT FOR CONSTRUCTION OF WELLS
BASED ON SOFT WAREL "BURSOFTPROEKT")
Анисименков А.И.
(научный руководитель, д.т.н., проф. Кульчицкий В.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Действующие
нормы
технологического
проектирования
строительства скважин на нефть и газ: Макет РП РД 39-0148052-537-87 и
Инструкция о составе проектно-сметной документации ВСН 39-86 не
обновлялись четверть века. Существующие регламенты устарели,
кардинально изменилась законодательная база и структура и содержание
рабочих проектов РП. Программное обеспечение «БСП», отвечающее
требованиям отечественных и мировых стандартов, является весьма
своевременным.
ООО "Бурсофтпроект" – один из лидеров в области разработки
программного обеспечения инженерных расчетов и
процессов
строительства нефтяных и газовых скважин. Программное обеспечение,
выполненное на основе отечественных Руководящих документов и
передовых расчетных методик, состоит из следующих компонентов:
• расчет и инклинометрический контроль профиля скважины;
• расчет и проверка обсадной колонны на прочность;
• расчет показателей и динамики цементирования обсадных колонн;
• расхаживание обсадных колонн, проверка и выбор элементов КНБК;
• расчет и проверка колонн бурильных труб на прочность;
• гидравлические расчеты при промывке скважин;
• инженерные задачи по определению и изменению характеристик
буровых растворов.
ПО
"Бурсофтпроект" повышает эффективность выполняемых
проектных работ за счет:
• удобных и принципиально новых средств рисования схем;
• улучшения качества выпускаемой продукции, средств, управляющих
проектом, и состоящих из множества документов;
• быстрого ввода данных с использованием таблиц Excel.
Автор принимает участие в разработке проектно-сметной
документации
Научно-исследовательским
институтом
буровых
технологий кафедры бурения нефтяных и газовых скважин РГУНГ им.
И.М. Губкина для нефтегазовых компаний. В докладе представлена
технология разработки технической части проекта на строительство
скважин на примере Средне-Назымского нефтяного месторождения ОАО
«РИТЭК» с использованием ПО «Бурсофтпроект».
131
ДОЛОТА С АЛМАЗНО-ТВЁРДОСПЛАВНЫМИ РЕЗЦАМИ PDC –
АКТУАЛЬНАЯ АЛЬТЕРНАТИВА ТРЁХШАРОШЕЧНЫМ
ДОЛОТАМ
(THE PDC BITS – ACTUAL ALTERNATIVE TO THE TRICONE
ROCK BITS)
Бабин И.М.
(научный руководитель д.т.н., профессор Симонянц С.Л.)
РГУ нефти и газа имени И.М Губкина
В данной работе рассматриваются вопросы выбора наиболее
эффективных типов буровых долот, предназначенных для углубления
интервала скважины. Современные безопорные долота с алмазнотвёрдосплавными резцами PDC во многих случаях бурения являются
реальной альтернативой трёхшарошечным долотам.
Долота PDC разрушают горную породу на забое скважины режущим
воздействием. Они наиболее применимы в малоабразивных горных
породах. В идентичных горно-геологических условиях бурения
механическая скорость проходки долот PDC находится на уровне или
превышает аналогичные показатели трехшарошечных долот. Стойкость
безопорных долот составляет от 100 до 300 ч. Это позволяет
демонстрировать проходки в несколько тысяч метров на одно долото PDC
в зависимости от условий бурения.
Долота PDC одинаково эффективны с любым видом привода –
ротором и гидравлическими забойными двигателями. Наиболее часто их
используют с винтовыми забойными двигателями при бурении наклоннонаправленных и горизонтальных скважин. Для форсирования режима
бурения долотами PDC требуются повышенные значения крутящего
момента и забойной мощности.
Технико-экономические показатели бурения долотами PDC
значительно превышают аналогичные показатели трехшарошечных долот.
Рост рейсовой скорости бурения обусловлен уменьшением времени
спускоподъемных операций. Стоимость метра проходки интервала
скважины снижается, даже с учетом того, что цена долота PDC кратно
превышает цену трехшарошечного долота.
132
ТАМПОНАЖНЫE РАСТВОРЫ С
ЦЕМЕНТНО-ЗАМЕЩАЮЩИМИ КОМПОНЕНТАМИ
(CEMENT SLURRY WITH DISPLACE CEMENT KOMPONENTS)
Багаутдинов Р.Р.
(научный руководитель доцент Г.К.Чуктуров)
Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет
Бурный рост российского строительного рынка продолжает
увеличивать спрос на цемент ежегодно до 15%. Российские производители
цемента ежегодно увеличивают объемы поставок за рубеж. Каждым годом
повышаются отпускные цены. Стратегическим направлением становится
развитие цементно-замещающихтехнологий
Для того чтобы в некоторой степени уменьшить зависимость
стоимости работ по креплению скважин, от отпускных цен возникла
необходимость разработки тампонажных материалов, включающих в свой
состав добавки, стоимость которых значительно ниже цемента.
Типовая конструкция скважин в ООО «ЛУКОЙЛ – Западная
Сибирь», включает в себя направление, кондуктор и эксплуатационную
колонну. И необходима разработка тампонажных растворов с цементозамещающими компонентами.
Улучшить тампонажно-технологические свойства цементных
растворов возможно за счет введения добавок, содержащих оксиды
кремния, натрия, железа и алюминия. Необходимые компоненты
содержатся в отходах производства железорудной и сталелитейной
промышленности, а также при сжигании топлива на некоторых ТЭЦ. При
этом их стоимость остается значительно ниже, чем у цемента.
Основной сложностью при получении необходимого состава
тампонажной смеси являются реологические характеристики и сроки
схватывания. Эту задачу можно решить, дополнительно добавив в состав
смесей зольные фракции.
В результате разработаны тампонажные составы с высокими
прочностными и седиметационными характеристиками, что позволит
повысить качество крепления.
Экономический эффект от внедрения разработанных составов будет
достаточно большим.
133
КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ
РЕАЛИЗАЦИИ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
МЕРОПРИЯТИЯ НА ПРИМЕРЕ СЕЛЕКТИВНОЙ ОБРАБОТКИ
ПЛАСТА ОТОРОЧКОЙ ПОЛИМЕР-ГЕЛЕВОЙ СИСТЕМЫ
(COMPLEX ANALYSIS OF THE EFFICIENCY OF
GEOLOGICAL/TECHNOLOGICAL PROJECTS ON THE EXAMPLE
OF THE SELECTIVE INFLUENCE TO FORMATION BY POLYMERGEL SYSTEM SLUG)
Бакин М.А.
(научный руководитель – к.т.н. Телков В.П.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В России наблюдается постоянный рост доли трудноизвлекаемых запасов,
для эффективной выработки которых необходимо расширение применения
новых технологий. Основной способ воздействия на продуктивные пласты - это
нагнетание воды в пласт. Однако, вытеснение нефти в неоднородных пластах
происходит неравномерно: вода прорывается к добывающим скважинам по
наиболее проницаемым зонам и участкам, не вытесняя нефть из
слабодренируемых зон, оставляя позади нефтяные целики. Таким образом,
добывающие скважины становятся низкорентабельными, не успев отобрать
значительные объемы извлекаемых запасов.
Основными причинами быстрого обводнения добывающих скважин при
заводнении являются: высокая подвижность воды относительно нефти в
пластовых условиях, макронеоднородность пласта, снижающая коэффициент
охвата заводнением.
Целью данной работы являлось определение эффективности применения
метода увеличения нефтеотдачи закачкой оторочки полимер-гелевой системы
РИТИН-10 в нефтяной пласт на разных участках разработки.
Объектами анализа стали два участка эксплуатационных объектов Ю2-3 и
Ю10 Сергинского месторождения.
Для оценки эффективности использовались интегральные характеристики
вытеснения, построенные по фактическим показателям накопленной добычи
воды и нефти за 18 месяцев. По показателям разработки до проведения геологотехнологических мероприятий были сделаны прогноз и сравнение его с
фактическими данными.
Анализ мероприятий, проведенных на рассматриваемых участках,
позволяет говорить о положительной эффективности данного метода: добыча
нефти выросла, а добыча воды снизилась, по сравнению с базовым вариантом. В
результате анализа проведения мероприятий была выделена перспективная для
последующего применения рассматриваемого метода нагнетательная скважина.
Следует отметить, что проведение на данных участках параллельно с
указанными мероприятиями других геолого-технологических мероприятий
(гидравлические разрывы пласта, ввод нагнетательной и добывающей
скважины), безусловно, влияет на точность определения эффективности
рассматриваемого метода.
134
ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ В
ЗАВИСИМОСТИ ОТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ АЛМАЗНЫХ
ДОЛОТ
CHOICE DRILLING PARAMETERS DEPENDING OF TYPE
PERFORMANCE PDC BITS
Басько А.С.
(научный руководитель: к.т.н., профессор Омонов О. С.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте.
Проблема улучшения технико-экономических показателей бурения
обусловливает необходимость непрерывной оптимизации как выбора
породоразрушающих инструментов, так и режима их работы.
Проектирование алмазных долот и режимов алмазного бурения
производится с учетом максимально возможного использования
положительных свойств алмазов (высокая твердость и износостойкость)
Интервал для бурения алмазными долотами следует выбирать исходя
из физико-механических свойств пород, слагающих данный интервал, из
анализа показателей работы и характера износа шарошечных долот и
рентабельной проходки на алмазное долото в данном интервале.
Бурение алмазными долотами наиболее рационально в нижних
интервалах глубоких скважин (от 3000 м. и более), сложенных
известняками, аргиллитами, алевролитами, плотными глинами.
В породах, где проходка на зубчатые шарошечные долота составляет
5–9 м/час, можно ожидать высокую эффективность работы алмазными
долотами «Baker Hughes». Проходка на одно алмазное долото в этих
условиях может быть выше в 50 раз и более, чем на шарошечное долото.
Одним из ярких представителей производства алмазных долот является
компания «Baker Hughes», которая достигла огромных успехов в своей
сфере. Производимые данной компанией алмазные долота отвечают всем
последним техническим и технологическим требованиям.
Использование алмазных долот компании «Baker Hughes» позволяет
достичь предельных результатов в проходке интервалов бурения с
твёрдыми и абразивными породами за счёт использования в вооружении
долот как искусственных, так и натуральных алмазов. С учетом
вышеперечисленных преимуществ производимых долот компанией «Baker
Hughes» мы выбираем их для внедрения на объектах АК
«Узгеобурнефтегаз», так как данные типы долот показали себя с лучшей
стороны в процессе проходки интервалов твёрдых пород при
строительстве нефтяных и газовых скважин.
135
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН, ВСКРЫВАЮЩИХ ДВА ПЛАСТА
(EFFICIENCY ESTIMATION OF THE HORIZONTAL WELLS
UNCOVERING TWO FORMATIONS)
Беллендир Ю.О.
(научный руководитель Карнаухов М.Л, д.т.н, профессор)
ТюмГНГУ
На сегодняшний день одной из актуальных проблем является
совместная разработка нескольких пластов одной скважиной, поскольку
данный подход позволяет сократить объемы бурения и уменьшить
капитальные затраты. В пластах с низкими фильтрационными свойствами
рентабельная разработка невозможна без применения горизонтальных
скважин. В связи с этим все чаще бурятся горизонтальные скважины,
вскрывающие несколько пластов, чаще всего два. Однако такой вид
вскрытия
можно
осуществить
как
бурением
одноствольной
горизонтальной скважины, так и бурением двух стволов на каждый пласт
из одной скважины.
В данной работе на примере Ачимовского месторождения
рассмотрена эффективность бурения как тех, так и других скважин, а
также проведено их сравнение. На данном месторождении совместно
разрабатываются пласты ЮВ11 и ЮВ12, которые обладают схожими
геолого-физическими свойствами. Помимо этого, выполнен анализ
эффективности применения таких скважин по сравнению с
одноствольными горизонтальными скважинами, вскрывающими один
пласт, и вертикальными скважинами (рис. 1).
На основании проведенной оценки даны рекомендации по
дальнейшему
внедрению
горизонтальных
скважин
различных
конфигураций на юрских пластах месторождении Западной Сибири.
Рисунок 1 – Динамика дебитов нефти скважин Ачимовского
месторождения
136
УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ РАСЧЕТА ЦИКЛИЧЕСКОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ПДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА В
ВОДОНОСНЫХ ПЛАСТАХ
(IMPROVEMENT OF METHODS FOR CALCULATING THE CYCLIC
OPERATION OF AQUIFER UNDERGROUND GAS STORAGE)
Богомазова А.Г.
(научный руководитель д.т.н., профессор Бузинов С.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
При эксплуатации подземных хранилищ газа наступает период, когда
объем закачки газа за сезон становится равным объему отбора. При
создании хранилища в первые годы, как правило такое явление не
наблюдается. Но наступает момент, когда появляется возможность
отобрать за осенне - зимний период весь газ, закачанный за предыдущий
весенне - летний сезон. Наступает так называемый период циклической
эксплуатации хранилища. В период циклической эксплуатации параметры
хранилища (давление, дебиты эксплуатационных скважин, перемещение
газо-водяного контакта) периодически из года в год повторяются. Однако
строгого повторения не происходит. Это связано с двумя
обстоятельствами.
Первое. По условиям газоснабжения не представляется возможным (а
иногда в этом нет необходимости) каждый год отбирать из хранилища газа
столько же, сколько было закачано. Поэтому говорить о циклической
эксплуатации хранилища можно, подразумевая, что объем отбора равен
объему закачки газа, если осреднять показатели работы в течение
нескольких лет.
Второе. В пласте происходят процессы, нарушающие периодичность
работы хранилища. Особенно это проявляется в хранилищах, создаваемых
в водоносных пластах. При создании хранилища окружающая
водонапорная система находилась под воздействием поступления в неё
воды, вытесняемой газом. В ней существенно поднялось пластовое
давление. При наступлении циклической эксплуатации давление в
окружающей водонапорной системе начнет «рассасываться». Это
приводит к тому, что среднее за год давление в газовой зоне (и в
отдельных скважинах) из года в год на первом этапе эксплуатации
хранилища в циклическом режиме будет падать. Это явление иногда
ошибочно принимают как следствие утечек газа из хранилища. На самом
деле это может быть вызвано продолжающимся расширением
газонасыщенной части хранилища, поскольку в эти годы среднее давление
в хранилище выше, чем давление в окружающем водонапорном бассейне
(«на контуре питания»).
Данная работа посвящена детальному изучению второму аспекту, а
именно влиянию водонапорной системы на работу хранилища.
137
ОЦЕНКА ВЕЛИЧИНЫ
СКИН-ЭФФЕКТА В СКВАЖИНЕ.
(DEFINE OF SKIN-EFFECT IN THE WELLBORE)
Бозоев А.М., Темирханова Д.Р.
(научный руководитель профессор Карнаухов М.Л.)
Тюменский Государственный Нефтегазовый университет
При исследовании скважин во время пуска или остановки, регистрируется
изменение давления в них. По полученным данным определяются коллекторские
свойства пласта, а также производительность (продуктивность) скважины.
Призабойная зона оценивается как зона с постоянной низкой проницаемостью – в
виде показателя скин-эффекта - S.Возможно оценка и прогноз продуктивности
скважины η, которая может быть определена по величине скин-эффекта. Скинэффект определяется по данным КВД. При оценке скин-эффекта предполагается,
что он имеет постоянную величину, однако, практика показывает, что эта величина
переменная. Более того, скин-эффект может изменяться во время эксплуатации
скважины, как по радиусу, так и по величине.
Процесс изменения давления на забое определяется по формуле:
[
], где
В нашей работе рассматривается система с переменным скин-эффектом:
,
в виде экспоненциальной зависимости.
Получено уравнение для безразмерных производной давления и времени tб
[
]
[
[
]
[
(
)]
]
1 - аб=0,01
kmin/kmax=0,1
2 - аб=0,1
kmin/kmax=0,01
3 - аб= 1
kmin/kmax=0,001
4 - аб=1
kmin/kmax=0,002
, (r=1)
Рис 1. График =f( )
Из графика (рис.1) видно, что производная давления резко изменяется, в случаи
учета переменного параметра S. При этом точнее и более обосновании определяется
прогнозная продуктивность скважины.
138
РАЗРАБОТКА ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В
ЦЕОЛИТСОДЕРЖАЩИХ КОЛЛЕКТОРАХ
(DEVELOPMENT OF HYDROCARBON DEPOSITS IN THE ZEOLITEBEARING ROCKS)
Бондаренко Т.М.
(научный руководитель доцент Язынина И.В)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Вторичные (постседиментационные, постмагматические) процессы в
терригенных, карбонатных и магматических породах достаточно хорошо
изучены, о чем можно судить по многочисленным публикациям. Однако
влиянию цеолитизации пород-коллекторов на их поведение при разработке
месторождений углеводородов уделено мало внимания, что обуславливает
исключительную актуальность данной проблемы.
В коллекторах
сложного типа этим процессам, наряду с тектонической активностью,
принадлежит решающая роль в формировании фильтрационно-емкостных
и других свойств продуктивных толщ.
В работе проведен анализ исследований российских и зарубежных
учёных, связанных с тематикой разработки залежей нефти и газа в
цеолитсодержащих коллекторах. В докладе описываются геологические
процессы образования, минералогия и свойства природных цеолитов.
Также рассмотрено влияние цеолитизации на фильтрационно-емкостные
свойства горных пород на основе литературных данных. В зависимости от
условий образования и форм нахождения в пустотном пространстве
продуктивных толщ цеолиты могут как улучшать, так и ухудшать
коллекторские свойства и добывные возможности пород-коллекторов.
Кроме того, благодаря своим структурным особенностям цеолиты
способны содержать и сохранять в своих внутренних поровых каналах
легкие фракции углеводородов, а также выполнять функции
«молекулярного сита», изменяя состав диффундирующего через них
углеводородного потока. На Пякяхинском нефтегазоконденсатном
месторождении выявлена группа пластов (БУ16, БУ17, БУ18), содержащих
цеолитизированные породы. Анализ данных пластов показал, что их ФЕС
и водоудерживающая способность пород отличается от остальных. В
работе отмечены особенности разработки залежей нефти и газа в
цеолитсодержащих коллекторах и способы увеличения проницаемости
призабойной зоны в цеолитизированных толщах (кислотная обработка,
акустическое воздействие). В частности, осложняющим компонентом
являются цеолиты (ломонтит) и некоторые полевые шпаты, химизм
взаимодействия которых с применяемой для активации забоя соляной
кислотой имеет определенную специфику.
139
БОРЬБА С РАПОПРОЯВЛЕНИЯМИ, ВОЗНИКАЮЩИМИ ПРИ
ПРОХОЖДЕНИИ СОЛЕНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
(SOLUTION OF BRINE APPEARANCE PROBLEM IN DRILLING OF
SALT DEPOSITS)
Валиджанов А.Р., Ефименко Н.Н.
(Научный руководитель: доцент, Матякубов М.Ю.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
Одним из тяжелых видов осложнений при бурении скважин в
нефтегазоносных районах Узбекистана при наличии мощных соленосных
толщ являются рапопроявления, которые приводят к таким осложнениям
как закупорка кольцевого пространства скважины, прихват бурильного
инструмента, нарушение свойств промывочной жидкости, прекращение
циркуляции и в конечном счете потеря скважины.
В Узбекистане при глубинах залегания соленосных отложений до
3000 м температуры рапы на выходе из скважины доходят до 80 – 110 °С
при градиентах пластового давления, достигающих 0,0235 МПа/м, и
дебитах от нескольких десятков до нескольких тысяч кубических метров в
сутки. При этом отмеченные плотности фонтанирующих рассолов
соответствовали 1250 -1360 кг/м, что дополнительно приводило к
выпадению солей в стволах скважин и значительно, затрудняло работы по
ликвидации осложнений.
Существует способ решения этой проблемы – использование
известково-битумных растворов, дисперсионной средой которых является
нефть, а дисперсной фазой – высокоокисленный битум, гидроксид кальция
и эмульгированная вода.
Преимуществ у известково-битумных растворов очень много, но
наиболее важные при бурении соленосных отложений это солестойкость,
высокая стабильность свойств раствора. Благодаря своим смазочным
свойствам известково-битумные растворы повышают износостойкость
долот. Раствор на данной основе имеет высокую термостойкость
(200 – 220 °С).
Таким образом применение известково-битумных растворов в
условиях Узбекистана приведет к сокращению материальных, временных
и трудовых затрат на ликвидацию осложнений связанных с
рапопроявлениями, что в свою очень повысит экономическую
целесообразность и рентабельность.
140
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ НА
ОБСАДНЫХ ТРУБАХ
(METHODS OF EFFICIENCY IMPROVEMENT OF DRILLING WITH
CASING TUBES)
Васильев А.В.
(научный руководитель профессор Кульчицкий В.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Бурение на обсадных трубах является наиболее перспективным
направлением решения проблем снижения гидродинамического
воздействия на неустойчивые стенки ствола скважины.
Бурение обсадными трубами устраняет необходимость выполнения
СПО и использования КНБК, что, в свою очередь, ускоряет процесс
бурения и снижает риск постоянного нахождения обсадной колонны на
забое или около него. Бурение обсадными трубами упрощает конструкцию
скважины, потенциально уменьшая диаметр кондуктора, а также сокращая
потребность в использовании обсадной колонны или хвостовика.
Существует даже возможность полного устранения обсадной колонны или
хвостовика при успешном бурении через зону с переменным давлением
или зону с потерей циркуляции.
Преимущества при бурении обсадными трубами:
 Снижение затрат времени на борьбу с осложнениями в скважине до
30%.
 Обеспечение более эффективной очистки скважины с практически
постоянной циркуляцией без прерывания бурения на проведения СПО.
 Уменьшение степени повреждения разбуриваемых горных пород и
продуктивного пласта в процессе заканчивания скважины.
Широкое внедрение бурения обсадными трубами сдерживается:
 Конструктивной неприспособленностью обсадных труб к режиму
бурения.
 Неотработанностью геонавигации горизонтальных и наклоннонаправленных скважин при бурении на обсадных трубах.
В докладе представлены результаты патентных исследований,
проведенных автором, а также опыт бурения на обсадных трубах
компаниями Weatherford и Tesco.
141
ОЦЕНКА ОПТИМАЛЬНОЙ ПРОВОДКИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ
СКВАЖИНЫ В АНИЗОТРОПНОМ НЕФТЕНАСЫЩЕННОМ
ПЛАСТЕ
(ESTIMATION OF HORIZONTAL WELL OPTIMUM DIRECTION IN
OIL-SATURATED ANISOTROPIC COLLECTOR )
Весвало А.Н.
(научный руководитель к.ф.-м.н. старший преподаватель Дмитриев М.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Применение скважин с горизонтальным участком ствола при
разработке месторождений обладает рядом преимуществ по сравнению с
разработкой месторождения вертикальными скважинами. Однако, при
проектировании горизонтальных скважин, как правило, не учитывается
анизотропия фильтрационно-емкостных свойств пласта.
Цель работы заключалась в выборе оптимального направления
проводки горизонтальной скважины, которое определялось поворотом
горизонтального участка ствола на угол 90○ с шагом в 15○ относительно
кристаллографических координат, а также в анализе зависимости
накопленной добычи горизонтальной скважины от отношения
коэффициентов абсолютной проницаемости в плоскости напластования
(Kx/Ky).
Как показали расчеты - распределение нефтенасыщенности в пласте,
приходящееся на один и тот же момент разработки, заметно различалось в
каждой из 7 моделей, следовательно, максимальная обводнённость 98 %
для каждой из них достигалась за разные сроки.
Для каждого угла проводки горизонтального ствола скважины
проводились также расчёты с различными отношениями абсолютных
проницаемостей в плоскости напластования. Были рассмотрены
изотропный случай, и отношения Kx/Ky равные - 1/3, 1/5, 1/7, 1/9. Из
полученных результатов следует, что для любых значений отношения
Kx/Ky минимальный КИН приходится для угла в 45○, а оптимальным
углом проводки является угол 30 ○, так как для изотропного случая этот
угол имеет наибольший КИН, а в анизотропном случае расхождения по
значениям КИН минимальны.
Показано, что ориентация горизонтальной скважины в плоскости
напластования, относительно кристаллографических осей, влияет на срок
обводнения скважины и конечный КИН. Корреляция между сроком
обводнения скважины и КИН не выявлена. Отношение Kx/Ky в плоскости
напластования оказывает влияние на сроки разработки, но не влияет на
оптимальный угол.
142
РАЗРАБОТКА СОСТАВА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ
СТВОЛА СКВАЖИНЫ В СОЛЯНО-АНГИДРИТОВЫХ УСЛОВИЯХ
(DEVELOPMENT OF DRILLING MUD TO DRILL THE HOLE IN THE
SALT-ANHYDRITE CONDITIONS)
Вильданов Э.Ф.
(научный руководитель: д.х.н., профессор Климашкин И.И.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
Последний век ушедшего тысячелетия характеризуется все более
возрастающим вмешательством человека в природную среду. Площади по
производству буровых работ на нефть и газ, будучи важным
народнохозяйственным объектом, в свою очередь являются источником
повышенной опасности для окружающей среды. Месторождения нефти и
газа Бухарской области залегают в подсолевом комплексе пород на
глубине 2 000-3 000 м. Газ содержит сероводород, а бурение осложняется
толщами солевых пород, проходка по которым весьма проблематична как
в технологическом, так и в экологическом плане. Несмотря на
многочисленные исследования по экологическим и социальным
последствиям происходящих изменений геологической среды, изученность
воздействия строительства скважин на недра находится в начальной
стадии научных разработок. Солевая толща кимеридж-титоновского яруса
верхней юры, залегающая на пути к углеводородам, является
потенциально экологически опасной в отношении рапопроявлений, т.е.
изливу на поверхность земли высококонцентрированных рассолов и
сопутствующих токсичных газов, таких как H2S и CO2 в больших объемах.
Сложность прогнозирования вскрытия рапосодержащих пластов и линз,
наличие аномально высоких пластовых давлений (АВПД) определяют их
внезапность, что приводит к высоким затратам времени и средств на
ликвидацию рапопроявлений. Поэтому данная работа посвящена решению
проблемы рапопроявлений, в которой разработана рецептура буровых
растворов для бурения скважины в соляно-ангидритовых условиях.
Сущность метода заключается в добавлении к глинистому буровому
раствору оксида щелочного металла. Затем, в зависимости от
интенсивности перемешивания и температуры, раствор приобретает
гелеобразную консистенцию. После повышения условной вязкости до 3040 с и СНС1 – до 20-30 дПа, в гидрогель добавляется реагент-понизитель
фильтрации. В качестве понизителя фильтрации выступает полимер
(крахмал, КМЦ и т.д). В целях экономии щелочи в образовавшийся
гидрогель можно добавить 5-10% оксида или гидроксида магния.
143
СРАВНЕНИЕ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ ФРАКТАЛЬНОЙ
РАЗМЕРНОСТИ СЛУЧАЙНЫХ ВРЕМЕННЫХ РЯДОВ
(COMPARISON OF METHODS FOR MEASURING THE FRACTAL
DIMENSION OF THE RANDOM TIME SERIES)
Волкова Лилия Геннадьевна
(научный руководитель доцент Митюшин А.И.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Процесс добычи углеводородов носит случайный характер и
функциональное отображение его можно отнести к временим случайным
рядам. Анализ случайных временных рядов осуществляется с
использованием метода нормированного размаха (R/S-анализа). Этим
методом определяется очень важный параметр–показатель Херста (Н). С
помощью этого параметра можно охарактеризовать тенденцию случайного
процесса. Это очень важно для процесса добычи углеводородов.
Однако при определении показателя Н необходимо большое число
статистических данных, то есть необходимо фиксировать процесс
фильтрации в течении длительного времени. В результате регистрации
данных в течении длительного времени при воздействия на пластовые
системы различных реагентов или в результате применения физикохимических условий в пласте, регистрируемые временные ряды могут
изменить свою фрактальную размерность и следовательно показатель Н.
В данной работе сделана попытка найти новую меру случайного
процесса, не требующую большого количества статистических данных, и
вместе с тем даёт возможность проводить мультифрактальный анализ
процесса. Предложенный метод аналогичен методу определения
фрактальной размерности для самоподобных кривых с учётом случайного
характера процесса добычи углеводородов.
144
СООТНОШЕНИЕ ЧИСЛА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И
ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ПЛОТНОСТИ
СЕТКИ СКВАЖИН
(THE RATIO OF HORIZONTAL AND VERTICAL WELLS IN
DETERMINING WELL SPACING)
Вышенская М.И.
(научный руководитель доцент, к.т.н. Назарова Л.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
С середины прошлого века и в течение почти 50 лет в стране
проходила дискуссия о влиянии плотности сетки скважин (ПСС) на
коэффициент извлечения нефти (КИН). Проблема выбора ПСС является
одной из ключевых в нефтегазодобывающей отрасли. От плотности сетки
скважин зависят как КИН, так и капитальные вложения, направленные на
освоение и обустройство месторождения.
При разработке нефтяных месторождений вертикальными
скважинами (ВС) плотность сетки скважин определялась путем деления
площади нефтеносности на общее число добывающих и нагнетательных
скважин. Существует мнение, что площадь нефтеносности следует делить
на число добывающих скважин, перебывавших в эксплуатации на данной
залежи.
Ситуация
заметно
осложнилась
с
началом
внедрения
горизонтальных скважин (ГС). Согласно теоретическим и практическим
данным продуктивность ГС в несколько раз превышает продуктивность
ВС. Количественные оценки степени соответствия числа ГС и ВС при
расчете ПСС на основе аналитических исследований затрудняются
необходимостью учета множества параметров.
На заседаниях ЦКР вследствие отсутствия как теоретических, так и
практических исследований по уточнению соответствия между числом ВС
и ГС на экспертном уровне было принято решение, что одна ГС
эквивалентна двум ВС, независимо от длины горизонтального участка и
степени неоднородности коллектора.
В работе на основе теоретических оценок и результатов
гидродинамического моделирования процесса разработки на примере
конкретного нефтяного месторождения решена задача по определению
ПСС для горизонтальных скважин.
Алгоритм работы позволяет оценить соотношение ГС и ВС при
определении плотности сетки скважин.
145
ПОВЫШЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПУТЁМ
ОПТИМИЗАЦИИ ТЕМПОВ ОТБОРА И ИЗМЕНЕНИЯ ПОДХОДА К
ТЕХНОЛОГИИ ПЕРВИЧНОГО ЗАВОДНЕНИЯ
(RECOVERY RATE OPTIMIZATION AND CHANGING THE
APPROACH TO PRIMARY WATERFLOODING AS A WAY TO
INCREASE TECHNICAL AND ECONOMIC EFFICIENCY OF
OILFIELD DEVELOPMENT )
Галеева М.И.
(научный руководитель- профессор Чёрный Ю.И.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Одной из наиболее важных и обсуждаемых проблем в нефтегазовой области
является
повышение
технико-экономической
эффективности
разработки
месторождений.
Основным
условием
эффективной
разработки
нефтяных
месторождений является технически возможное и экономически обоснованное полное
извлечение содержащейся в пластах нефти. Согласно Энергетической Стратегии
России до 2030 года коэффициент извлечения нефти (КИН) в России составляет 30% и
к 2030 году запланировано его повышение до 35-37%. Эту цифру делает особенно
интересной тот факт, что в СССР в планах разработки 1960-х-1980-х годах ожидаемый
КИН составлял 50-60%.
Цель исследовательской работы - объяснить, почему прогнозные значения КИН
не были достигнуты, понять суть политики СССР в нефтегазовой сфере и какие
ошибочные концепции были в неё заложены. Для более основательного анализа в
работе проведен сравнительный анализ американского и советского подходов к
разработке нефтегазовых месторождений.
Анализ показал, что наиболее разумным и логичным подходом является такой,
при котором для повышения экономической эффективности, снижения прямых
капитальных вложений и возможности использования реинвестиций разработку
месторождений осуществляют в три этапа. На первом этапе разработку месторождений
осуществляют на дарованном природой естественном режиме, используя упругую
энергию, энергию растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки. На втором
этапе реализуются искусственные методы, дополняющие естественную пластовую
энергию и механизмы первичной добычи методы поддержания пластового давления
путем заводнения (в различных модификациях).». Третий этап повышения
эффективности разработки месторождений предполагает применение методов
увеличения нефтеотдачи (МУН), изменяющих природные силы в залежи с целью
увеличения конечной нефтеотдачи. В России же сложившаяся практика с конца 40-х гг.
прошлого века - в период открытия и ввода крупных нефтяных месторождений УралоПоволжья предусматривает с самого начала разработки поддержание пластового
давления путем закачки воды.
Результатом такой политики явилось то, что прогнозные высокие значения КИН
не были достигнуты, а месторождения характеризуются высокой обводненностью
добываемой нефти, закономерным снижением отборов нефти и экономической
эффективности добычи. Достигнутые и проектные величины КИН нельзя считать
удовлетворительными для современного уровня науки и техники. В работе автор дает
рекомендации по увеличению технико-экономической эффективности разработки
месторождений путём оптимизации темпов отборов нефти и изменения подхода к
технологии первичного заводнения.
146
ПЕРКОЛЯЦИОННАЯ МОДЕЛЬ ГИСТЕРЕЗИСА
ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ
(PERCOLATION MODEL OF RELATIVE PERMEABILITY
HYSTERESIS)
Галечян А.М.
(научный руководитель профессор Кадет В.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
В работе предложена модель гистерезиса относительных фазовых
проницаемостей при дренаже и пропитке, полученная на основе теории
перколяции.
Рассмотрены следующие процессы. Изначально гидрофильный образец, на
100% пропитан водой. Под действием градиента давления нефть начинает
вытеснять воду – этот процесс называется дренажем. При этом нефть под
действием градиента давления, прежде всего, проникает в крупные поры,
т.к. в них меньше гидродинамическое сопротивление, а в мелких порах
вода удерживается большим капиллярным давлением. После того, как
образец максимально насытился нефтью, начинается вытеснение этой
нефти водой под действием градиента давления – этот процесс называется
пропиткой. Для пропитки предложено две модели:
1. Модель, не учитывающая действие капиллярных сил. Вода
равновероятно попадает как в мелкие поры (за счет капиллярного
давления), так и в крупные (под действием градиента
гидродинамического давления).
2. Модель, учитывающая действие капиллярных сил. При дренаже
нефть меняет поверхностные свойства некоторой части капилляров
(1-ӕ), через которые она прошла. Свойства могут поменяться как на
гидрофобные, так и остаться гидрофильными, но при этом меняется
угол смачивания (θ1 и θ2 – углы смачивания до и после прохождения
нефти, α=cosθ1/cosθ2). В работе рассмотрены различные случаи для ӕ
и α.
В качестве модели порового пространства используется кубическая
решетка капилляров, имеющих модельную (логнормальную) функцию
плотности распределения по радиусам.
Полученные в результате расчетов кривые относительных фазовых
проницаемостей для режимов дренажа и пропитки демонстрируют
наличие гистерезиса. К эксперименту наиболее близки результаты для
ӕ=0,75 и α=-1. Это указывает на то, что в рамках предложенной модели
после дренажа нефть изменила свойства поверхности с гидрофильных на
гидрофобные у 25% капилляров, т.е. у 1/3 капилляров, через которые она
прошла.
147
ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С АНАЛИЗОМ КРИВЫХ ВОСТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ
ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ФОРМАЛИЗАЦИЯХ СРЕДЫ С ДВОЙНОЙ
ПОРИСТОСТЬЮ.
(PROBLEMS OF PRESSURE BUILT UP ANALYSIS IN DUAL
POROSITY MEDIA WITH DIFFERENT SHAPE FORMALIZATION).
Галиос Д.А. Овчинников М.В. Скородумов С.А.
(научный руководитель профессор д.т.н. Карнаухов М.Л.)
Тюменский государственный нефтегазовый университет
Новые идеи представлены в данной работе на основе результатов гидродинамических испытаний
скважин в естественных порово-трещенных коллекторах. Данная работа основана на численном методе
решения задач, связанных со сложностью интерпретации потока и отображении результатов на кривой
восстановления давления. В работе были учтены результаты предшественников, таких как Палларда,
Баренблатта, Желтова, Варена и Рута, Синко-Саманиего и других.
Данная работа демонстрирует зависимость интерпретации от множества параметров, которые
могут существенно повлиять на конечный результат апробирования результатов. При разработке и
анализе модели учтены многие условия, которые не рассматривались предшественниками, такие как
емкость ствола скважины, вариантные размеры матричных блоков и различная их формализация,
влияние наклонно-направленных скважин на результаты КВД.
Порово-трещинные коллектора - особый тип коллекторов, которые представляют собой, так
называемую, систему с двойной пористостью, в которой тесно связаны два главных параметра –
пористость и проницаемость.
Все пространство данной среды можно представить двумя
взаимозависимыми типами коллекторов, которые имеют более ярко выраженную структуру – поры и
трещины, но различные значения основных параметров. Особые сложности, встречающиеся при
изучении порово-трещинных коллекторов, обусловлены невозможностью отбора керна, а наличие
трещин невозможно проследить с определенной очередностью и определить четко систему
расположения в пласте.
Особенность построения геологической модели сложнопостроенных коллекторов, связана с
вопросами, решение которых может изменить привычную схему моделирования. В связи с тем, что
основными источниками формирования пустот для залежей подобного типа служат тектонические
нарушения и неоднородности, построение модели разломов является обязательным, поскольку с ними
связаны наличия коллекторов наибольшей продуктивности. Для изучения и анализа коллектора сложной
структуры, необходимо выработать особый подход расчета. В этой связи выработано особое
изображение порово-трещинного пространства.
Представленный тип коллектора заслуживает особого внимания среди других типов еще в связи с
тем, что большое число споров вокруг порово-трещинного пространства и отсутствия единого мнения не
дает сформулировать единую позицию по существующей проблематике. Одним из первых, кто заявил о
существовании порово-трещинного пространства, был Поллард. Он представил детерминированные
расчеты гидродинамических испытаний для данного типа среды. Позднее были сделаны дополнения,
которые начали учитывать емксотные неоднородности данного типа коллекторов. Первая модель,
идеализирующая реальное трещинное пространство было представлено Баренблаттом и Желтовым.
Представленными авторами были сделаны упрощения реальной естественно трещинной среды. Модель
представляла собой куб, рассеченный на большое число кубиков меньшего размера, идеальной формы и
одинокого размера, с одинаковым расстоянием друг от друга. Эти авторы предполагали, что поток
происходит лишь по трещинной среде без участия матриц. Это утверждение связано с небольшими
показателями емкостных свойств трещины по сравнению с матричными блоками, но с высокой
проницаемостью. Что делало возможным движения потока лишь по системе трещин.
На основе практического примера, представленного в работе, нам удалось проанализировать
результаты КВД и выявить три ярко выраженных участка (поток через трещины, поток через матрицы,
псевдо – стационарный поток в матрицах). Кроме того в примере, значительно проявлено влияние ствола
скважины на начальном участке кривой восстановления давления. В соответствии с особенностями
среды на результатах КВД можно выделить два параллельных участка.
Разработанные алгоритмы и программы моделирования порово-трещинной среды позволяют
изучать разнообразные ситуации, встречаемые в реальных пластовых системах.
148
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕПЛА ИЗВЛЕКАЕМОЙ ИЗ СКВАЖИН
ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ В КАЧЕСТВЕ ВОЗОБНОВЛЯЕМОГО
ИСТОЧНИКА ЭНЕРГИИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ.
(USE OF THERMAL ENERGY OF PRODUCED FLUID AS A
RENEWABLE ENERGY SOURCE FOR OIL PRODUCTION)
Гарифуллин Р.И.
(научный руководитель профессор Дроздов А.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
До сих пор практически оставалось незамеченным то обстоятельство,
что тепло добываемой из нефтяных скважин жидкости может стать
экологически чистым и возобновляемым источником энергии. На многих
российских месторождениях, в том числе крупнейших и уникальных,
значения пластовых температур достаточно высоки. Это позволяет
рассматривать тепло жидкости, добываемой из скважин таких
месторождений, как возобновляемый источник энергии.
В данной работе предлагается инновационная установка для снижения
приведенных удельных показателей энергоемкости при добыче нефти за
счет использования низкопотенциального тепла пластовой жидкости для
выработки электроэнергии.
Предлагаемое техническое решение основано на замкнутом
многоконтурном термодинамическом цикле со смешением разнородных
рабочих тел. В предложенном цикле процесс отвода тепла частично
заменен на процесс разделения смеси в конце цикла, что повышает
термический КПД цикла и позволяет извлекать энергию из
низкопотенциального тепла с высокой эффективностью при отсутствии
вредных выбросов в окружающую среду.
На данном этапе разработаны технологические схемы энергетических
установок, проведены теоретические расчеты полезной мощности и их
КПД для различных объектов нефтедобычи.
Так, оценочные расчеты, сделанные на примере реально
существующего объекта УПН Двуреченского нефтяного месторождения с
расходом жидкости 19500 м3/сут, температурой на товарном узле 77°C и
при охлаждении до минимально-допустимой температуры 25°C, показали,
что полезная электрическая мощность, вырабатываемая установкой,
составит около 3 МВт.
Расчеты также подтвердили, что предложенное техническое решение
применимо для эффективной выработки электроэнергии практически во
всех тех случаях, когда температура добываемой жидкости выше 30°C, т.е.
на большинстве российских месторождений
149
Создание и реализация данной инновационной технологии позволит
существенно снизить издержки и повысить энергоэффективность добычи
нефти.
ОЦЕНКА РИСКОВ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ОСВОЕНИЯ
ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ЮЖНО-КИРИНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
(RISK ASSESSMENT FOR THE DESIGN EXPLORATION OF GAS
CONDENSATE SOUTH-KIRINSKOYE FIELD)
Ген К.О.
(научный руководитель профессор Дзюбло А.Д)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Одной
из
наиболее
важных
тенденций
современной
нефтегазодобывающей промышленности мира является увеличение доли
добычи нефти и газа из морских месторождений.Освоение морских
месторождений требует больших объемов инвестиций в обустройство
морского промысла за несколько лет до начала промышленной добычи
углеводородного сырья. Отклонение при реализации проекта фактических
показателей добычи УВ от прогнозируемых может значительно изменить
его технико-экономическую эффективность.
В связи с этим повышение достоверности прогнозируемых показателей
добычи УВ на морских месторождениях приобретает особое значение.
При освоении акваториального месторождения особенно важна оценка
возможных рисков, связанных с технико-технологическими решениями,
принятыми при проектировании. Инвестиции в любой проект сопряжены с
определенным риском, проект может оказаться неэффективным или менее
эффективным, чем ожидалось. Риск связан с тем, что доход от проекта
является случайной, а не детерминированной величиной (т.е. неизвестной
в момент принятия решения об инвестировании), равно как и величина
убытков.
Специфическим для нефтегазовой отрасли является технологический
риск, связанный с неточным определением геолого-промысловых
характеристик объекта разработки - уровня нефтегазоизвлечения, объема
извлекаемых запасов, динамики добычи углеводородов и т.д..
Успешное
освоение
Южно-Киринского
газоконденсатного
месторождения обеспечит надежное газоснабжение потребителей на
Дальнем Востоке, поэтому в настоящее реализация данного проекта
является одной из наиболее приоритетных задач. Это обстоятельство
предъявляет исключительно высокие требования к оченке рисков при
освоении данного месторождения, для обеспечения проектного уровня
добычи газа в течение длительного периода эксплуатации.
150
ПРОГНОЗ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ
НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СУРГУТСКОГО СВОДА
МЕТОДОМ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
(PREDICTION OF SCALE DEPOSITION IN THE OPERATION
OF THE OIL FIELDS OF THE SURGUT ARCH
BY THERMODYNAMIC МODELING)
Гричук А.Д.
(научный руководитель ст.н.с. Киреева Т.А.)
МГУ им. М.В. Ломоносова
Целью работы являлось разработка методики термодинамического
расчёта солеотложения в пласте и в стволе скважин в процессе заводнения
нефтяного месторождения.
В пределах Сургутского свода для заводнения исполььзуется вода
апт-сеноманского водоносного коплекса. Нефтяные залежи выявлены в
верхнеюрских отложениях. Законтурная вода нефтеносных пластов
месторождения и вода апт-сеноманского комплекса близки по химическим
свойствам - имеют хлоркальциевый состав и минерализацию 27-30 и 20-21
г/л, соответственно. Солеотложение может происходить: 1) при смешении
вод, при этом должно быть учтено взаимодействие их с породами
коллектора; 2) в стволах эксплуатационных скважин при изменении Т-Русловий, которое может сопровождаться отделением газовой фазы.
Моделирование проводилось для 10–компонентной системы (H-OCa-Na-Mg-K-Cl-CO3-SO4-CH4), использовался программный комплекс HCh
(автор Ю.В.Шваров). Принятые в расчетах условия в пласте: 88°С, 304 бар,
для закачиваемой воды: 20°С, 1 бар. Температура в эксплуатационных
скважинах принята уменьшающейся линейно от 88 до 45°C с шагом 1°,
давление – также линейно от 304 до 1 бар. Расчёт смешения законтурной
юрской и закачиваемой апт-сеноманской воды проводилось по схемам как
статического, так и динамического смешения. Динамическое смешение
проводилось по схеме «проточного реактора».
Расчёт смешения показал, что при этом в пласте возникает дефицит
насыщения по кальциту. Такое поведение раствора связанно с резким
смещением состояния карбонатной системы и уменьшением рН.
Расчёт солеотложения в эксплуатационных скважинах при дегазации
метана проводился исходя из того, что при подъёме водонефтяной
эмульсии происходит снижение гидростатического давления, которое в
определённый момент станет ниже давления насыщения метана.
Отделение метана в газовую фазу провоцирует переход в неё СО2, что
приведёт к сдвигу карбонатной системы и может дать осаждение кальцита.
Расчеты показали, что для условий рассматриваемого месторождения
выпадение кальцита начинается лишь на самом верхнем интервале
эксплуатационных скважин.
151
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЙ
ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН ПРИ РЕМОНТЕ
(EFFICIENCY OF WELL SHUTOFF TECHNOLOGIES
FOR UNDERGROUND REPAIR)
Громов Б.В.
(научный руководитель доцент Маннанов И.И.)
Альметьевский государственный нефтяной институт
В работе предлагаются критерии отбора скважин для проведения
подземных ремонтов скважин с ипользованием пакеров-отсекателей
вместо глушения и предлагается новая конструкция пакера-отсекателя. На
выборке по 100 скважинам одного объекта разработки установлено, что
рентабельным использование пакеров-отсекателей является в случаях
средне- и высокодебитных скважин с обводненностью менее 85%. Именно
на этих скважинах наблюдается наибольшее снижение добычи нефти по
сравнению с доремонтным уровнем. Это объясняется снижением
относительной проницаемости по нефти и гидрофилизацией призабойных
зон добывающих скважин. Это ведет к увеличению времени выхода
скважины на режим и значительному росту себестоимости добычи нефти.
Использование
существующих
пакеров-отсекателей
имеет
ограничения. Так цикл установки и извлечения пакера по стоимости может
составить 450000 руб при стоимости пакера 250000 руб для скважины
глубиной 2 км. Потому в работе предложена новая конструкция пакераотсекателя механического действия. Данная конструкция не требует
дополнительных спуско-подъемных операций для установки и извлечения,
так как эти операции выполняются вместе со спуском и подъемом
глубинно-насосного оборудования. Производство пакеров предложенной
конструкции позволит расширить круг скважин эффективного
применения.
Рис.1 Экономические и технологические показатели
работы скважины(ремонты в марте и ноябре).
Рис.2 Общий вид предлагаемого пакера-отсекателя.
152
ВОЗМОЖНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ НАСОСОВ
НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
(ABILITY OF THERMOCOMPRESSORS APPLICATION
FOR OIL FIELDS)
Зюльков С.А., Данилова А.В.
(научный руководитель д.т.н., профессор Дроздов А.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Целью данной работы является расчёт работы тепловых насосов при
условии их установки на нефтяных месторождениях в Нижневартовском
районе Западной Сибири. В зависимости от условий применения
необходимо выбрать тепловой насос (насосы) из моделей, которые на
данный момент применяются для отопления частных объектов, либо
спроектировать индивидуальный тепловой насос, для целенаправленного
применения на нефтяных месторождениях.
В работе рассматривается
принципиальная схема действия
теплового насоса. Приводится термодинамический цикл теплового насоса.
Рассматриваются климатические условия заданного региона.
Определяется зона нахождения региона. Приводятся среднемесячные и
среднегодовая температуры для данной зоны. Рассчитывается температура
грунта на глубине залеганий нейтрального температурного слоя (источник
теплоты низкого потенциала). В зависимости от среднемесячных
температур, определяются месяца, во время которых на объектах
месторождения требуется отопление.
Задаётся требуемая производительность насоса. В зависимости от
глубины залегания нейтрального слоя и колебания температур
вышележащих пород выбирается пространственное расположение
поверхностей теплообмена. Выбирается температура воды в теплосетях.
Проводится расчёт процессов теплообмена насоса. Выбирается вид
рабочего вещества (хладоагента) теплового насоса. Рассчитывается
необходимое количество хладоагента. Производится выбор компрессора,
необходимого для перекачки хладоагента, и двигателя для перекачки воды
в теплосетях. Даётся энергетическая оценка применения тепловых насосов.
Проводится экономическая оценка эффективности проекта.
Прогнозируется время окупаемости проекта.
Перспективы развития данной техники и технологии в связи с
проводимой ведущими нефтяными компаниями политики повышения
энергоэффективности и снижения энергопотребления в настоящее время
связаны с применением для отопления бытовых и производственных
помещений на промыслах. Это будет происходить с одновременным
отказом для использования для отопления добываемой продукции – нефти
и попутного газа. Таким образом, можно повысить добычу и снизить
энергозатраты.
153
ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ СВОЙСТВАМИ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ И
ВОССТАНОВЛЕНИЯ КРЕПИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
(CEMENT SLURRIES WITH CONTROLLED TECHNOLOGICAL
PROPERTIES FOR CEMENTING CASING COLUMN AND
RECOVERY CEMENT SUPPORT OF CASING COLUMN)
Джафаров М.М.
(научные руководители м.н.с. Куницких А.А., доцент Чернышов С.Е.)
ПНИПУ
Анализ результатов проведения цементировочных и ремонтноизоляционных работ (РИР) на нефтяных месторождениях Пермского края
показал, что их эффективность часто оказывается недостаточно высокой.
Проблема повышения эффективности и результативности данных работ
заслуживает особого внимания по причине отсутствия должного качества
крепи за обсадными колоннами. В ряде интервалов цементный камень за
обсадной колонной может полностью отсутствовать, что может привести к
возникновению перетоков между пластами насыщенными углеводородами
и водоносными горизонтами, что может привести к обводнению
нефтедобывающих скважин и нерентабельности эксплуатации. Кроме
того, существует вероятность загрязнения подземных вод.
В лаборатории технологических жидкостей ПНИПУ проведены
исследования, в результате которых была разработана рецептура
расширяющегося тампонажного состава для восстановления крепи за
обсадными
колоннами,
реализованы
технико-технологические
мероприятия по повышению качества, эффективности ремонтноизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах и повышению
экологической безопасности при разработке нефтегазовых месторождений.
Высокоподвижный расширяющийся тампонажный состав для
восстановления крепи учитывает условия ведения тампонажных работ в
Пермском крае и других нефтяных районах со схожими горногеологическими условиями. В условиях нормальных и умеренных
температур раствор обладает низким показателем фильтрации – 25 мл./30
мин. при ΔР=0,7 МПа, требуемой растекаемостью (260-265 мм), высоким
значением прочности на изгиб – 9,82 МПа через 4 суток твердения и
линейным расширением не менее 4%, седиментационной устойчивостью.
Применением разработанного тампонажного состава удалось повысить
эффективность РИР и качество крепления обсадных колонн скважин.
Разработанные расширяющиеся тампонажные составы позволили
увеличить долю сплошного контакта цементного камня с сопредельными
средами на 25-35 %. Основные технологические свойства разработанных
тампонажных составов могут быть изменены с учетом конкретных горногеологических условий.
154
МОДЕЛИРОВАНИЕ АВАРИЙНОГО ФОНТАНИРОВАНИЯ
ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ ВЕЧНОЙ
МЕРЗЛОТЫ
(SIMULATION OF EMERGENCY GUSH GAS CONDENSATE WELLS
IN PERMAFROST)
Дмитриев Д.В.
(научный руководитель д.ф.-м.н., профессор Слободкина Ф.А.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина)
Сложность взаимодействия разведочных и промысловых скважин
нефтегазового комплекса с многолетнемерзлыми породами (ММП)
общеизвестна и давно является предметом тщательного изучения.
Непростые условия рассматриваются как комплекс факторов
инженерно-геокриологической
обстановки,
неблагоприятно
воздействующих
на
качество
строительства
скважин,
их
эксплуатационную надежность и безопасность. Просадка пород
верхнего
горизонта,
определяющую
приустьевую
деформацию
поверхности, провалы и воронки, которые проявляются при
оттаивании ММП вокруг скважин и обратное промерзание пород
сопровождающееся
повышением
давления
в
заколонном
и
межколонном пространствах - все это что может привести к
деформациям сооружения, может привести к потере устойчивости
обсадных
труб, их
необратимым
деформациям
и
авариям,
возникновению
аварийных
фонтанов
на
газоконденсатных
месторождениях, в условиях Крайнего Севера и приводить к тяжелым
экологическим последствиям. Объектом исследования проекта является
взаимодействия разведочных и промысловых скважин нефтегазового
комплекса с многолетнемерзлыми породами (ММП).
В докладе рассмотрены теоретические основы состава и структура
многолетнемерзлых
пород, определены сложности эксплуатации
нефтегазовых скважин в условиях вечной мерзлоты, проблемы и
аварийные ситуации возникающие при этом, аварийное фонтанировании
скважины на газоконденсатном месторождении, влияния течения флюида в
стволе скважины на температуру окружающей породы и обратное влияние
окружающей многолетнемерзлой породы в процессе протаивания на ствол
скважины при обычной эксплуатации и при аварийном фонтанировании.
155
РАСЧЁТ ТЕМПЕРАТУР ОБСАДНЫХ ТРУБ, ГОРНЫХ ПОРОД И
ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ПРИ ПОДАЧЕ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ В
ПЛАСТ
(CALCULATION OF WELL PIPES TEMPERATURES, ROCKS AND
FLUIDS AT HEAT-CARRIER GIVING IN OIL RESERVOIR)
Должиков А.С.
(научный руководитель доцент Тютяев А.В.)
СамГТУ
Разработка месторождений с высоковязкой нефтью в настоящее
время так или иначе предусматривает тепловое воздействие на нефтяной
пласт и технологическое оборудование. В этом случае очень важно знать
температуры и деформации обсадных труб и окружающих скважину
горных пород. В значительной степени достоверность таких расчётов
зависит от точности определения теплофизических свойств горных пород
и пластовых флюидов.
В настоящей работе приближёнными методами проведена оценка
разогревов, продольных и радиальных деформаций обсадных колонн и
эксплуатационных труб.
Расчётные методы определения теплофизических свойств пластовых
систем с достаточной точностью можно, в одних случаях, проводить
пользуясь правилом аддитивности, в соответствии с которым теплоёмкость
гетерогенной системы зависит от содержания каждого компонента в смеси
и его теплоёмкости. В других-использовать эмпирические соотношения и
теоретические представления о
соотношениях, геометрии и
пространственной ориентации элементов гетерогенной структуры горных
пород и пластовых флюидов.
В работе выполнен также анализ и сравнение достоверности различных
методов оценки теплофизических свойств пластовых систем, в том числе
методов, основанных на моделях обобщённой теории проводимости.
Разработанные методы необходимы при проведении различных
инженерных расчётов на этапах обоснования проектов, проектирования,
разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.
156
РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НА
ВЫНГАЯХИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
(RESULTS OF IMPLEMENTATION OF ENHANCED RECOVERY
PROGRAMS AT THE VYNGAYAKHINSK FIELD)
Евсеева М.В.
(научный руководитель ассистент кафедры РЭНГМ Дегтярев В.А.)
ТюмГНГУ
Эффективность разработки нефтяных месторождений во многом
определяется качественной и бесперебойной работой добывающих и
нагнетательных скважин. Весьма важное значение при этом приобретают
геолого-технические мероприятия (ГТМ) позволяющие оперативно восстановить
фильтрационные характеристики коллектора в призабойной зоне и устранить
положительный скин-фактор. Для повышения и восстановления продуктивности
скважин, на
Вынгаяхинском месторождении проводился разнообразный
комплекс ГТМ на добывающем и нагнетательном фонде скважин. Всего за
период исследования проведено 1424 геолого-технических мероприятий. Доля
дополнительной добычи нефти от проведенных ГТМ, составляет
2842.83 тыс. тонн нефти.
На рисунке 7.1.2 проиллюстрировано распределение коэффициента
успешности от различных видов ГТМ по месторождению.
Рис. 1. Распределение коэффициента успешности от различных видов
ГТМ на Вынгаяхинском месторождении.
По анализу промысловых данных наибольший Коэффициент успешности
был получен от перфорационных методов -100 %, наименьший -73 % от
кислотных обработок. Остальные методы имели успешность от 91 % до 98 %.
Таки образом можно сделать вывод, что все ГТМ, примененные на
месторождении, показали свою эффективность. В дальнейшем рекомендуется
применять комбинированные методы интенсификации добычи и увеличения
нефтеотдачи такие, как перестрел + кислотная обработка.
157
SMITH: НОВЫЕ ДОЛОТА, НОВЫЕ ГОРИЗОНТЫ
(SMITH: NEW BITS, NEW HORIZONTS)
Ерполатов Т. Ш.
(Научный руководитель: д.т.н., профессор, Зозуля В.П.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте.
Долота Smith Bits компании Smith International уже давно завоевали
популярность во всем мире — с их помощью пробурены миллионы метров
горных пород различной плотности.
Учитывая рост популярности PDC-долот на рынках ведущих
нефтегазодобывающих стран, одним из приоритетных направлений
деятельности SMITH стала разработка высокопроизводительных алмазных
долот.
Алмазные долота компании Smith International позволяют
осуществлять бурение прочных высокоабразивных пород без снижения
скорости проходки. Основные преимущества долот данной серии —
увеличение скорости бурения и времени пребывания в скважине за один
рейс, что особенно важно при постоянном росте затрат на эксплуатацию
буровых установок, а также в сложных технических условиях бурения.
При создании долот использовались самые совершенные материалы,
последние достижения в области геометрии соединительной поверхности
алмазной пластины с твердосплавной подложкой и технологии
производственных процессов. Долота вооружены двумя рядами резцов,
каждый из которых усиливает предыдущий. Это обеспечивает
повышенную долговечность в уязвимых носовой и плечевой областях
профиля долота и позволяет достичь необходимой скорости проходки.
Более того, специальное расположение двойных рядов резцов
обеспечивает эффективную гидравлическую очистку и охлаждение долота.
Данная характеристика важна не только при бурении абразивных
переслаивающихся пород, но также при бурении поверхностных
интервалов или в условиях ограниченной гидравлической энергии,
например, при использовании управляемых роторных систем.
Кроме того, для российского рынка компанией SMITH были
разработаны новые виды долот для наклонно-направленного бурения.
Специально разработанный дизайн этих долот позволяет осуществлять
бурение скважин различного профиля при одновременном сохранении
высокой скорости проходки.
Важной составляющей успеха долот SMITH во всем мире является
наличие у компании специализированных программных комплексов,
позволяющих определить характеристики долота при бурении различных
горных пород, подобрать наиболее оптимальное решение и
оптимизировать программу бурения в целом.
158
КЕРНОПРИЕМНЫЕ СНАРЯДЫ ДЛЯ ОТБОРА ОБРАЗЦОВ
ГОРНЫХ ПОРОД В ОСЛОЖНЕННЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ
УСЛОВИЯХ
(СORE RECEIVERS SHELLS FOR THE SELECTION OF ROCK
SAMPLES IN COMPLICATED GEOTECHNICAL CONDITIONS)
Зарипов С.И.
(Научный руководитель профессор, к.т.н. Омонов О.С.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте.
Нами рассматривается конструкции керноприемных снарядов со
съемными и стационарными керноприемниками; конструктивные
особенности основных узлов керноприемных снарядов; инструмент
специального назначения;
Для отбора керна в процессе строительства геологоразведочных, разведочных, поисковых и параметрических скважин используются
керноотборные снаряды, состоящие из керноотборных устройств в
сочетании с бурильными головками различного типа.
Керноприемные устройства делятся на три группы:
1)бескорпусные, простейшие;
2)корпусные со стационарной колонковой трубой;
3)корпусные со съемной колонковой трубой;
Корпусные керноприемные устройства со съемной колонковой трубой
применяются
при роторном бурении. Во избежание получения
искаженных или неверных геологических, химических и иных данных о
буримых породах нередко необходимо применять такие керноприемные
устройства, которые обеспечивают не только высокий вынос керна (%), но
и ненарушенную структуру породы, защищают керн от бурового раствора,
производят на него минимальное разрушающее воздействие и т.п.
В условиях Узбекистана в основном применяются для отбора
образцов горных пород в осложненных геолого-технических условиях
керноприемные снаряды типа “Недра” с малыми диаметрами.
Современные керноприемные устройства выпускаются трех типов изделий разной конфигурации и размеров, которые изготавливаются на заводах России и КНР
Нами предлагаются в осложненных геолого-технических условиях
Узбекистана использовать керноприемные снаряды с большими
диаметрами Китайского и Российского производства, которые являются
усовершенствованными и позволяют получить образцы пород
необходимого размера.
159
ОПТИМИЗАЦИЯ ФОРМЫ ЛОПАТКИ ТУРБИНЫ
МЕТОДАМИ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
(OPTIMIZATION OF A FORM OF TURBINE BLADE BY
MATHEMATICAL MODELING)
Зуйкина О.Г.
(научный руководитель профессор Слободкина Ф.А.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Один из наиболее актуальных вопросов прикладной газовой
динамики – явление отрыва пограничного слоя при обтекании тел
маловязкой средой.
В данной работе приводятся результаты газодинамического расчета
обтекания решетки профилей вязкой сжимаемой изотермической средой.
Задача обтекания рассматривается для плоской решетки газовой турбины,
для которой имеются экспериментальные газодинамические параметры.
На спинке решетки, как правило, даже при дозвуковом обтекании,
образуется замкнутая область отрыва, приводящая к потерям полного
давления. Большинство решеток содержат сверхзвуковые области течения
на спинке профиля. Сверхзвуковая область заканчивается замыкающим
скачком уплотнения, который, взаимодействуя с пограничным слоем,
вызывает его отрыв, что приводит к росту потерь в потоке и, в общем
случае, может вызвать запирание решетки. Цель исследования состоит в
улучшении качества объекта исследования путем изменения геометрии
профиля таким образом, чтобы зона отрыва стала меньше или была
сдвинута к концу профиля. Такая оптимизация позволяет получить
обтекание решетки с минимальными потерями, что приводит к
повышению коэффициента полезного действия (КПД) лопаточной
машины. Расчеты проводятся на основе уравнений Эйлера, описывающих
нестационарное двухмерное газодинамическое течение невязкого газа.
Решение этих уравнений с привлечением теории пограничного слоя и
критериев отрыва, полученных Бам – Зеликовичем и построенных на
общих соображениях теории размерности и подобия, позволяют провести
многовариантные расчеты. По предложенным методам рассчитывается
толщина потери импульса пограничного слоя на поверхности лопатки, а
также длина зоны отрыва. Путем изменения формы профиля удается
уменьшить зону отрыва и снизить потери. Результаты проведенных
расчетов сравниваются с экспериментальными данными и с расчетами по
уравнениям Навье-Стокса, осредненным по Рейнольдсу с привлечением
двухпараметрической модели турбулентности.
160
ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
СКВАЖИН СРЕДНЕТЮНГСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ЦЕЛЬЮ УСТАНОВЛЕНИЯ
РАЦИОНАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ДОБЫЧИ
ГАЗА
(A RESEARCH IN OPERATIONAL FEATURES OF WELLS IN
SREDNETYUNGSK’S GAS CONDENSATE FIELD FOR
ESTABLISHING RATIONAL GAS PRODUCTION OPERATIONAL
PRACTICES)
Иванов М.Г.
(научный руководитель профессор Басниев К.С.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Эксплуатация Среднетюнгского газоконденсатного месторождения
проводится с целью обеспечения подачи газа на местные нужды.
Месторождение приурочено к нижнетриасовым и верхнепермским
отложениям, начальное пластовое давление в которых составляет 26,5
МПа и пластовая температура 59,9 0С.
Эксплуатация месторождения осложняется из-за наличия
многолетних мерзлых пород (около 400 метров), труднодоступности
месторождения и его малой изученности.
В работе дается анализ результатов гидродинамических
исследований скважин, а также динамики технологических показателей в
системе пласт-скважина-газосборные сети.
Обработка результатов исследований проводилась по методикам
обработки результатов исследований скважин, а также по книгам
последних зарубежных публикаций в этой области. Для интерпретации
использовалась
исходная
информация
по
рассматриваемому
месторождению.
Исследования позволили установить характер изменения
термобарических условий; технологический режим работы скважин при
возможности их обводнения подошвенной водой; температурный
технологический режим работы скважин; определить время рациональной
эксплуатации скважин при установленных режимах; дать прогноз
разработки месторождения при различных темпах его эксплуатации.
161
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ
МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД БОВАНЕНКОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(FEATURES OF EXPLOITATION OF WELLS WITH ICE ROCKS
AT BOVANENKOVO GASFIELD)
Игнатьев Н.А.
(научный руководитель Краснова Е.И., ассистент кафедры РЭНГМ)
ТюмГНГУ
Бованенковское
нефтегазоконденсатное
месторождение
расположено в западной части полуострова Ямал. Одной из его
особенностей является расположение скважин в зоне ММП. В процессе
эксплуатации добывающих скважин происходит оттаивание мерзлых
пород в околоствольном пространстве, что приводит к неустойчивости
конструкций.
Использование теплоизолированных насосно-компрессорных труб
существенно снижает тепловую нагрузку от скважины на породу, однако
не позволяет в период эксплуатации месторождения полностью
предотвратить оттаивание пород. Наилучшими теплоизоляционными
показателями обладает НКТ конструкции ООО «ВНИИГАЗ» 2 серии.
Рассмотрен
вариант
использования
сезоннодействующих
термостабилизаторов, устанавливаемых в устьевой зоне для понижения
температур пород, предотвращения их оттаивания и надежного жесткого
закрепления верхнего участка ствола скважины. Технический результат
работы охлаждающей системы в том, что в зимний период СОУ
"накачивают" холод в породы в таком количестве, что за летние месяцы
тепловой "мощности" скважины не хватает для того, чтобы на границе
цементного кольца за направлением была достигнута температура
фазового перехода минерализованной поровой влаги. Разработанные
технические решения обоснованы и с точки зрения теплофизических
расчетов и позволяют обеспечить не только механическую устойчивость
скважины, но и закрепить грунты кустовой площадки, предотвратив
развитие приустьевой термокарстовой воронки.
Отличительная особенность предлагаемого решения заключается в
том, что она позволяет существенно не изменять ранее разработанную
конструкцию скважины, а ограничиться дополнительным монтажом
оборудования системы охлаждения и использовать меньшее количество
НКТ. Кроме того такая система не требует затрат на текущую
эксплуатацию, а возможные ремонтные работы заключаются в простой
замене отдельных СОУ.
162
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВ АНАСТАСИЕВСКО-ТРОИЦКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ВСКРЫТЫХ ТРЕЩИНАМИ ГРП
(INTERPRETATION OF HYDRODYNAMIC
RECOVERY RESEARCH FIELD ANASTASIEVSKO-TROITSKOE,
OPENING FRACTURE)
Ильченко С.А.
(научный руководитель д.т.н., проф. Антониади Д.Г.)
КубГТУ
На сегодняшний день в России более половины методов увеличения
нефтеотдачи приходится на гидроразрыв пласта (ГРП). С целью достижения
наибольшей экономической эффективности от ГРП необходим тщательный
подбор скважин-кандидатов, проведение гидродинамических исследований
всех скважин с определением фильтрационно-емкостных свойств пластов.
Гидродинамические исследования дают большое количество информации о
пласте, позволяют оценить его текущее состояние на всех стадиях
разработки, снижают риски геолого-технологических мероприятий.
Целями работы являются: анализ проведенных гидродинамических
исследований пластов, вскрытых трещинами ГРП; рассмотрение
экономического эффекта от проводимых гидродинамических исследований;
предложение способа повышения экономической эффективности данных
мероприятий.
В результате применения ГРП как метода увеличения нефтеотдачи
значительные низкопродуктивные площади месторождений вовлекаются в
разработку, а запасы переводятся в категорию извлекаемых, соответственно
прирост коэффициента извлечения нефти (КИН) может составлять десятки
пунктов. Гидродинамические исследования и их правильная интерпретация
дают возможность получения необходимой информации о продуктивных и
фильтрационных характеристиках пластов и скважин, а также об
особенностях околоскважинной и удалённой зон пласта, позволяют оценить
текущее состояние разработки и создавать планы по его улучшению.
Исследования необходимы на всех стадиях разработки месторождения.
На стадии разведки полученная информация необходима для подсчета
запасов и составления проекта разработки, на стадии эксплуатации – для
получения информации о динамике процесса разработки и определения
технологической
эффективности
мероприятий,
направленных
на
интенсификацию добычи нефти.
Располагая точными данными о пласте, вероятность каких-либо
осложнений при эксплуатации и интенсификации добычи значительно
уменьшается. Именно поэтому гидродинамические исследования необходимо
проводить не только после, но и до проведения ГРП.
163
ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ДЛЯ
ФОРМИРОВАНИЯ ГЕОЛОГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ
РАЗРАБОТКИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АРКТИКИ.
(GAS-HYDRODYNAMIC RESEARCH
FOR CREATION GEOLOGOTEHNOLOGICAL MODELS
OF OFFSHORE FIELDS IN ARCTIC)
Каменева А.А.
(научный руководитель профессор Белянин Г.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
К настоящему времени в результате проведения геологоразведочных
работ на шельфе Арктических морей России открыто более десяти
нефтяных и газовых месторождений, из которых Штокмановское,
Русановское, Ленинградское и Ледовое по запасам относятся к категориям
уникальных.
Для дальнейшей рациональной работки этих месторождений и
снижения величины геологических, технологических, технических и
экономических рисков необходимо получать как можно более
достоверную информацию, позволяющую судить о типе залежи, условиях
залегания нефти или газа, начальных пластовых давлениях и температурах,
положении контуров нефтегазоносности, о гидродинамических режимах
работ залежей и различных других характеристиках месторождения. В
процессе получения этой информации немаловажную роль играют
газогидродинамические исследования скважин.
Газогидродинамические исследования проводятся в работающих и в
остановленных скважинах. Методы газогидродинамических исследований
пригодны для любых скважин, независимо от их назначения и способа
эксплуатации; изменяется только техника и технология проведения
исследований.
В
работе
показаны
отличительные
особенности
газогидродинамических исследований скважин на стационарных и
нестационарных
режимах
фильтрации
для
Штокмановского
газоконденсатного, а также для Долгинского нефтяного месторождения.
164
АНАЛИЗ ПРИЧИН ОБРЫВНОСТИ ШТАНГОВЫХ КОЛОНН НА
АЛЬМЕТЬЕВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(STUDY OF ROD STRING BREAKING IN ALMETYEVSK AREA OF
ROMASHKINO FIELD)
Каримов Л.Р., Минабутдинов Р.Д.
(научный руководитель доцент Гуськова И.А.)
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
Более 65 % скважин, пробуренных на Ромашкинском
месторождении в Республике Татарстан, эксплуатируется штанговыми
скважинными насосными установками. Практика эксплуатации ШСНУ на
Альметьевской площади показывает, что обрывность штанговой колонны
является одной из наиболее острых проблем и занимает второе место
среди причин ремонтов скважин, оборудованных ШСНУ. При этом, в
период с 2007 по 2009 г наблюдалось увеличение удельной доли обрывов,
что и обусловило актуальность выбранной темы. Практическая значимость
выполненной работы заключается в необходимости совершенствования
методов направленных на увеличение МРП скважин, а так же оптимизации
технологических режимов их работы.
Для анализа причин обрывности был проанализирован фонд
скважин, эксплуатируемых ШСНУ, на Альметьевской площади
Ромашкинского месторождения в период с 2007 по 2009 г., динамика
подземных ремонтов на фонде, выполнен многофакторный дисперсионный
анализ и анализ изменения амплитудных нагрузок.
После проведения анализа, было установлено, что среди факторов,
влияющих на обрывность, наибольшее влияние оказывают число качаний
и совокупность дебита нефти, обводненности и числа качаний.
Полученный результат свидетельствует о том, что при анализе негативных
факторов, влияющих на обрывность необходимо подходить комплексно.
После проведения анализа причин ремонтов, связанных с ШСНУ в
анализируемый период и изменения амплитудных значений нагрузок, был
сделан вывод, что основными причинами обрывов на Альметьевской
площади явилось усталостное разрушение металла и образование АСПО
Для снижения числа обрывов по причине усталостного разрушения,
на объекте было рекомендовано продолжать внедрение комплекса «Lufkin
Аutomation», позволяющего контролировать и управлять работой насосной
установки, тщательней походить к выбору материала и компоновки
колонны насосных штанг, а также режима работы станка-качалки. С целью
снижения обрывов по причине образования АСПВ рекомендовано
продолжать внедрение механических и химических способов
предупреждения и борьбы с отложениями с учетом всех негативных
факторов, которые могут возникнуть после их внедрения.
165
БУРЕНИЕ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ И
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
(DRILLING INCLINED DIRECTIONAL AND HORIZONTAL WELLS)
Каюмов И.Р.
(Научный руководитель профессор, к.т.н. Омонов О. С.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте
Бурение нефтяных и газовых скважин в труднодоступных районах,
на акваториях, шельфах морей и океанов, при доразразведке старых
месторождений, охраняемых зонах земельных угодий, а также сложных
горно-геологических условиях считается целесообразным бурение
наклонно - направленных и горизонтальных скважин.
Также необходимость быстрейшего развития экономики страны
ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу повысить
эффективность и улучшить качество бурения. Эта задача включает в
себя как количественный рост, т.е. увеличение скоростных показателей
бурения, так и повышение качества самих буровых работ. Один из
важнейших факторов повышения качества - проведение бурения наклонно направленных и особенно горизонтальных скважин строго по
проекту.
Наклонно направленными считаются скважины, искривление ствола
которых предусматривается проектом. Под термином «горизонтальная
скважина» следует понимать наклонно направленную скважину,
имеющую горизонтальный или субгоризонтальный с углом более 80°
участок ствола различной протяженности.
Особого внимания заслуживает опыт по бурению специальных
наклонно - направленных и горизонтальных скважин в труднодоступных
районах и объектах, где отсутствует возможность осуществить бурение
вертикальных скважин.
Бурение таких скважин ускоряет освоение новых нефтяных и
газовых месторождений, увеличивают дебиты и продуктоотдачу пластов,
снижает капиталовложения, облегчает и упрощает обслуживание
скважин, а также сокращает количества бурения вертикальных скважин.
С учетом вышеизложенных нами рекомендуется провести бурения
наклонно - направленных и горизонтальных скважин в различных
регионах Республики Узбекистан.
166
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ЛЕДОВЫХ ПЛАТФОРМ НА
КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ АРКТИКИ.
(PERSPECTIVES OF ICE PLATFORMS USAGE ON ARCTIC
OFFSHORE.)
Керефов З. В.
(научный руководитель проф. Мирзоев Д.А.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Мировой опыт эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
говорит нам о том, насколько большую нишу занимает разработка морских
месторождений в нынешней энергетической системе. Вследствие этого
разработка новых объектов на континентальном шельфе с каждым годом
становится всё перспективней и приобретает огромное значение для
национальной экономики.
Для России данный вопрос является особенно актуальным, поскольку
величина запасов УВ, приходящихся на шельфовые месторождения Арктики
и Сахалина составляет значительную долю от общего объёма.
Разведка и добыча нефти и газа в условиях северных морей всегда была
проблемным вопросом, а особенно на российском шельфе. Обуславливается
это в первую очередь сложной ледовой и климатической обстановкой. На
малых глубинах моря (до 40-50 метров) инженеры часто сталкиваются с
проблемой борьбы со льдами и айсбергами. Последние в свою очередь
помимо непосредственного механического воздействия на основание
платформы способны значительно разрушать донный грунт, делая его
непригодным для применения подводных добычных комплексов. На больших
же глубинах, при продвижении дальше, по Северному Ледовитому океану,
толщи льда уже становятся настолько массивными, что исключают любую
возможность установки стационарной или плавучей платформы.
В этих условиях предлагается применение ледовых платформ. На
объектах, расположенных ближе к береговой линии, имеющих небольшие
глубины моря и мощные ледяные образования (многолетний лёд)
рекомендуется установка и эксплуатация стационарных ледовых платформ
(ледовых островов) различных конструкций. На глубинах же больше 150-200
метров актуальным становится применение плавучих ледовых платформ.
Технология строительства подобных сооружений значительно дешевле как в
плане ресурсоёмкости, так и в технической сложности реализации проектов.
Стоимость же таких сооружений в разы ниже, нежели аналогичные
конструкции, изготовленные из металла и бетона.
Как и всякое инженерное решение, платформы ледового типа не
лишены недостатков. Основным из них на данном этапе проектирования
является сезонность их эксплуатации. Главным образом она обусловлена
значительным воздействием на платформу внешних природно-климатических
факторов в межледовый период.
167
РАЗРАБОТКА, ИССЛЕДОВАНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ
КАВЕРНООБРАЗОВАНИЯ
(DEVELOPMENT, RESEARCH AND THE ELIMINATION OF
CAVING)
Ким О.В.
(Научный руководитель: д.т.н., профессор Зозуля В.П.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
В данной работе предлагается исследование и ликвидация
осложнений, вызывающие нарушение целостности стенок скважины таких
как осыпей и обвалов, желобообразование, растворение и т.д. Обвалы,
(осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или
глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или ее
фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита
или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям).
Под желобообразованием понимают формирование в стволе
скважины каверны особой формы – в виде замочной скважины. Ширина её
разработки зависит от наружного диаметра соединительных элементов
(муфт, замков) бурильных труб, а длина – от геологических особенностей
пород, угла наклона и естественного искривления ствола скважины, силы
притяжения бурильной колонны к стенке скважины, числа рейсов
бурильного инструмента и длительности работ.
Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные
породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока
жидкости. Характерным признаком растворения соляных пород является
интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях – потеря
ствола скважины. Исходной информацией для составления прогноза зон
возможных осложнений, связанных с разбуриванием хемогенных пород,
являются глубина залегания соленосной толщи, её мощность,
минералогический состав, пластовая температура, а также геостатическое
давление вышележащих пород.
Потеря устойчивости горных пород вызывает увеличение диаметра
ствола против его номинального диаметра, соответсвующего диаметру
долота. Наличие интервалов с увеличенным диаметром ствола можно
определить по кавернограммме, которую получают с помощью
специального прибора – кавернометра.
Кавернозность стволов скважин, как правило, увеличивается во
времени.
Критерием величины осыпания пород служит коэффициент
кавернообразования
,
где Vф – фактический объем ствола скважины в интервале осыпи
пород, м3; Vт – теоретический объём ствола в этом же интервале.
168
ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКИ
ЛИКВИДАЦИИ КАТАСТРОФИЧЕСКИХ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ
БУРЕНИИ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН
(SUBSTANTIATION AND DEVELOPMENT OF TECHNOLOGY AND
TECHNICS OF LIQUIDATION OF CATASTROPHIC ABSORPTION
AT DRILLING PROSPECTING WELLS)
Жуманазаров А.Н., Ким Ю.А.
(научный руководитель: к.т.н., доцент Матякубов М.Ю.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина в городе Ташкенте
Целью работы является повышение эффективности изоляционных работ
в скважинах в условиях катастрофических поглощений бурового раствора.
Идея работы состоит в оперативной изоляции зон катастрофических
поглощений промывочной жидкости вязкоупругими расширяющимися
тампонажными смесями на основе акриловых полимеров. Комплекс
исследований зон поглощения, их обобщенная классификация. Порядок
проведения исследований методом нагнетания бурового раствора в зону
поглощения. Порядок проведения исследований методом прослеживания
динамического уровня в скважине.
Задачи исследования.
1.
анализ причин возникновения катастрофических поглощений
промывочной жидкости при бурении разведочных скважин на нефть и газ и
существующих технологий ликвидации поглощений большой интенсивности:
2.
теоретические исследования процесса ликвидации поглощений
бурового раствора вязкоупругими тампонажными смесями;
3.
экспериментальные исследования реологических и физикомеханических свойств и разработка составов тампонажных смесей на основе
акриловых полимеров;
4.
экспериментальные
стендовые
исследования
и
анализ
полученных результатов;
5.
разработка технологии и технических средств для оперативного
тампонирования скважин.
Специальные методы ликвидации полных (катастрофических)
поглощений бурового раствора. Зарубежный опыт ликвидации поглощений
бурового раствора. Технология проведения изоляционных работ в зонах
катастрофического поглощения. Научная новизна заключается в
установлении аналитической зависимости, связывающей технологические
параметры процесса ликвидации поглощений бурового раствора с
геометрическими характеристиками осложнённого интервала скважины и
структурно-реологическими свойствами тампонажных смесей, а также
получении экспериментальных зависимостей интенсивности процесса
гелеобразования вязкоупругих тампонажных смесей на основе акриловых
полимеров и их закупоривающей способности от гранулометрического
состава водонабухающего полимера и дисперсионной среды.
169
ТЕХНОЛОГИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА
ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА С ЦЕЛЬЮ
ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
(TECHNOLOGY IMPACT ON THE BOTTOM HOLE
FORMATION ZONE WITH LIQUID NITROGEN
IN ORDER TO INTENSIFY OIL PRODUCTION)
Кин Д.А.
(научный руководитель профессор Стрекалов А.В.)
ТюмГНГУ
Увеличение степени извлечения нефти из недр в настоящее время является
одной из главных проблем разработки нефтяных месторождений всего мира.
Специалистам нефтегазового дела известно, насколько актуальны и сложны
проблемы повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти.
В работе предлагается технология повышения продуктивности пласта
путём обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) жидким азотом с целью
интенсификации притока нефти.
Технология основана на кристаллизации остаточной воды в порах при
замораживании ПЗП и, как следствие, изменении межзеренных связей в горных
породах, а также на испарении жидкого азота в ограниченном пространстве,
приводящем к повышению давления в ПЗП и образованию трещин в пласте.
В начале процесса в скважину, заполненную жидкостью глушения,
спускается необходимое забойное оборудование. Затем производится вынос
жидкости глушения. После чего необходимо продуть скважину через затрубное
пространство и НКТ низкотемпературным газом (газообразным азотом) для
охлаждения колонн. Когда колонна НКТ охлаждена до необходимой
температуры, можно приступать к закачке жидкого азота в НКТ. Доставка
жидкого азота производится продавливанием газообразным азотом. После этого
производится сброс избыточного давления в колонне НКТ и запирание жидкого
азота на забое, его нагреванию и последующему прорыву газообразного азота в
пласт. Этот процесс сопровождается появлением микротрещин вследствие
образования льда в порах пласта. Высокое давление, достигаемое в результате
испарения азота, может привести к гидравлическому разрыву пласта и
последующей фильтрации азота по образовавшейся системе трещин в пласт.
Расчет зоны промерзания по уравнению теплового баланса показал, что её
радиус при однократном воздействии составит около 10 см, а в случае
циклического воздействия радиус воздействия можно увеличить в несколько раз.
Относительно небольшая зона промерзания объясняется низкой теплоемкостью
жидкого азота и
высокой теплопроводностью пласта. Но этого вполне
достаточно для увеличения притока жидкости в скважину.
Изучению проблемы интенсификации притоков нефти малодебитных и
высоко обводненных скважинах нефтегазовых месторождений посвящены
работы многих специалистов и ученых как у нас в России, так и за рубежом. В
отличие от всех применяемых методов интенсификации представленная
технология обладает высокой степенью экономичности и экологичности.
170
КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН В АНОМАЛЬНЫХ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ УЗБЕКИСТАНА
(WELL CEMENTING IN ABNORMAL HYDRODYNAMIC
CONDITIONS OF UZBEKISTANIS OIL FIELDS DEVELOPMENT)
Конюшенко А. А.
(научный руководитель: д.т.н., профессор Зозуля В.П.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина в городе Ташкенте
При переходе нефтяных месторождений на позднюю и
завершающую стадии разработки на качество и эффективность работ при
креплении скважин, кроме природных, все большее негативное влияние
оказывают техногенные факторы. Дифференциация текущих пластовых
давлений по разрезу и площади разрабатываемых залежей, нарушение
технического состояния крепи в продуктивной толще, массовая
эксплуатация скважин общим с водонасыщенными пластами фильтром,
рост градиента давлений между разно насыщенными пластами
непрогнозируемо осложняют гидродинамические условия разобщения
пластов при креплении скважин вследствие интенсивных межпластовых
перетоков, формирования промытых зон, действия нестационарных
гидродинамических процессов. Поэтому снижение основных качественных
и технико-экономических показателей традиционных технологий
крепления скважин и разобщения пластов в сложившихся геологотехнических условиях вполне закономерно. Причиной сложившихся
обстоятельств стал бессистемный подход к решению назревших проблем в
области заканчивания скважин. В связи с этим становится достаточно
очевидным,
что
перспективное
направление
дальнейшего
совершенствования и развития технологий разобщения пластов при
креплении скважин в Узбекистане связано с повышением их
эксплуатационных характеристик за счет внедрения в промысловую
практику системных решений и разработок. В предлагаемой работе, на
основании исследований месторождений ОАО «Татнефть», представлены
и подробно анализируются результаты реализации системного подхода в
технологических процессах и технических решениях при строительстве
нефтяных и газовых скважин, которые будет целесообразно применить и к
месторождениям, разрабатываемым компанией «Узгеобурнефтегаз». С
целью определения свойств цемента, применительно к технологиям
цементировочных работ проводились исследования влияние на свойства
цементного раствора и камня из него модифицирующих реагентов,
наиболее часто употребляемых при выполнении базовых операций.
Исследуемый тампонажный материал в своем составе содержит: гипс (3-6
%); топливную золу (12-25 %) и портландцементный клинкер (остальное).
171
МЕМБРАННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В ВЫДЕЛЕНИЕ ГЕЛИЯ ИЗ
ПРИРОДНОГО ГАЗА
(MEMBRANE TECHNOLOGY THE ALLOCATION OF HELIUM
FROM NATURAL GAS)
Коптева Е.К.
(научный руководитель профессор Ермолаев А.И.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В работе рассматривается возможность и эффективность применения
мембранных технологий для извлечения гелия из природного газа. Россия
имеет большие запасы гелия, весомая часть которых располагается в
Восточной Сибири. В связи с осуществлением проекта «ВСТО» будут
разрабатываться нефтегазоконденсатные месторождения, для которых
будут создаваться новые комплексы оборудования. Поэтому целью этой
работы является исследование рентабельности применения мембранных
технологий в выделение ценного компонента - гелия.
План работы состоит в следующем:
1.Определение эффективности мембранных технологий (МТ) в отделении
гелия от природного газа.
а) рассмотрение на совместимость свойств материала мембраны и
свойств гелия в качестве одного из пропускаемых компонентов;
б) рассмотрение работы МТ с разными условиями работы;
в) сравнение мембранных приборов с приборами аналогичными
по задаче.
2. Рассмотрение МТ в общей цепочке переработки природного газа.
Итогом работы является выяснение характеристик работы МТ для
выделения гелия как самостоятельного комплекса, так и звена в цепочке
переработки газа.
172
ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ВНЕДРЕНИЯ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ
СКВАЖИН
(ECONOMIC EFFICIENCY OF ADOPTING INTELLIGENT SYSTEMS
INTO OIL AND GAS WELL DRILLING)
Коробейникова А. Е.
(научный руководитель д.т.н., проф. Кульчицкий В. В.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, г. Москва
Кустовой метод бурения получил широкое распространение на
нефтегазовых месторождениях Западной Сибири. Наряду со значительной
экономией на сооружение искусственных оснований и проведение
вышкомонтажных работ, упрощением управления процессом добычи, а
также сокращением затрат на промысловое оборудование метод имеет ряд
недостатков, в частности – опасность пересечения стволов скважин.
Аварии, вызванные пересечением бурящимся стволом колонны
эксплуатационной скважины, являются вторыми по величине ущерба
после аварий, связанных с открытыми нефтегазоводопроявлениями. Они
могут привести к фонтанированию, потере скважины, порче бурового
оборудования, загрязнению окружающей среды, человеческим жертвам.
Решение
данной
проблемы
возможно
с
внедрением
интеллектуальных систем контроля строительства скважин, а именно –
автономной системы взаимного ориентирования стволов скважин (СВОС),
разработанной в лаборатории геонавигации и интеллектуальных
скважинных систем НИИБТ при поддержке Научно-технического
общества нефтяников и газовиков имени академика И.М. Губкина.
Оценка экономической эффективности внедрения системы показала,
что при средней стоимости комплекта СВОС порядка 0,5-1 млн. рублей,
оснащение им всего парка БК «Евразия» окупится только за счёт
предотвращения трех пересечений. Согласно данным компании, при
бурении в год 1500 скважин происходит 2-3 подобных инцидента. При
возникновении более серьёзных последствий аварий финансовые потери
могут оцениваться цифрами, в разы превышающими рассчитанный
начальный ЧДД, которые можно избежать, установив всего лишь один
комплект СВОС. Его внедрение незначительно увеличит капитальные
вложения в освоение месторождения и практически не отразится на
прибыли.
Таким образом, в работе демонстрируется необходимость
применения СВОС не только для предупреждения колоссальных затрат на
ликвидацию последствий аварий, но и для обеспечения безопасности
ведения буровых работ.
173
МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ
ОБЪЕКТА ПК 1 КОМСОМОЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(METHODS OF FIGHT AGAINST COMPLICATIONS WHEN
DEVELOPING THE KOMSOMOL FIELD)
Коротенко А. С.
(научный руководитель Чебан С. Е.)
ТюмГНГУ
При эксплуатации сеноманской газовой залежи Комсомольского
месторождения появляются проблемы связанные с самозадавливанием
скважин.
В
настоящее
время
на
месторождении
применяется
концентрический лифт (КЛК) для удаления воды с забоя. Для технологии
эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам
характерна следующая особенность: в связи с использованием ЦЛК из
труб малого диаметра значительно возрастают потери давления в стволе
скважины. То есть, при определении технологического режима работы
скважин по концентрическим лифтовым колоннам необходимо
поддерживать давление на забое, не превышающее критических значений,
при котором происходит разрушение призабойной зоны.
С экономической точки зрения наиболее эффективным будет
являться использование труб НКТ малого диаметра. В качестве недостатка
данной технологии можно отнести невозможность спускать забойных
манометров и пластоиспытателей. Предлагается использование НКТ
диаметром 114 мм. Так же возникают трудности при дальнейшей
эксплуатации связанные с необходимостью дальнейшего уменьшения
диаметра труб НКТ. Благодаря высокой продуктивности скважин
эксплуатация ведётся без дальнейшего изменения диаметра НКТ.
Если в колонне НКТ малого диаметра происходит накопление
жидкости, то невозможно производить свабирование. Данная проблема не
актуальна на Комсомольском месторождении, так как при использовании
НКТ малого диаметра достигаются высокие показатели по удалению воды
из скважины.
Таким образом исходя из проделанного анализа целесообразно
применение труб НКТ малого диаметра на Комсомольском месторождении
для борьбы с самозадавливанием.
174
ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ НЕОДНОРОДНОЙ
МНОГОПЛАСТОВОЙ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ,
ОБЕСПЕЧИВАЮЩАЯ УСТОЙЧИВЫЙ РЕЖИМ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
(TECHNOLOGY OF HETEROGENEOUS MULTILAYER GAS
FIELD PENETRATION PROVIDING STABLE STATE OF
HORIZONTAL GAS WELLS EXPLOITATION)
К. В. Котляров
(научный руководитель Мараков Д.А.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Вскрытие горизонтальным стволом коллектора должно быть
обосновано, исходя из равномерной отработки всего продуктивного
интервала.
Продуктивный разрез I объекта Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения, состоит из многочисленных
газонасыщенных пропластков малой толщины с пористостью m ≥ 6%. В
некоторых скважинах по заключению ГИС выделено около 60 пропластков
с толщинами от 0,3 м до 12 м. Из них половина пропластков отнесена к
категории продуктивных с пористостью m ≥ 6%, а остальные пропластки с
пористостью m ≤ 6% считаются непродуктивными.
Для вовлечения в дренирование всего продуктивного разреза
необходимо вскрывать горизонтальным стволом все газонасыщенные
пропластки. Вскрывая пласт под единым зенитным углом, запасы
отдельных пропластков будут истощаться с разной интенсивностью, так
как их проницаемости существенно отличаются. Для равномерного
дренирования запасов продуктивных пропластков, не имеющих
гидродинамическую связь, их необходимо вскрывать пропорционально
емкостным и фильтрационным свойствам.
Для горизонтальной скважины, вскрывающей пять пропластков,
рассчитаны удельные запасы газа по каждому пропластку.
Для одинакового снижения давления по всем пропласткам
необходимо соответствующее их вскрытие пропорционально запасам и
проницаемостям. Зная проницаемости каждого пропластка, выбирался
пропласток с самой высокой проницаемостью и, при заданной длине этого
пропластка, определялись длины всех вскрываемых пропластков,
ориентируясь при этом на общую длину всего горизонтального ствола.
Равномерность истощения каждого пропластка с различными
запасами и проницаемостями может быть достигнута при определенной
длине вскрытия каждого пропластка, рассчитанной в работе.
Для горизонтальной скважины были рассчитаны дебиты газа при
различных проектируемых длинах горизонтального ствола с учетом
различных коэффициентов анизотропии.
175
СНИЖЕНИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО
КОЛЛЕКТОРА БЛАГОДАРЯ БУРЕНИЮ ХВОСТОВИКОМ
(REDUCING POLLUTION BY DRILLING A PRODUCTIVE
RESERVOIR SHANKS)
Котченко Р.А.
(научный руководитель профессор, д.т.н. Подгорнов В.М.)
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
Практика показала, что бурение на обсадных трубах значительно снижает
вероятность возникновения осложнений в стволе скважины и уменьшает
затраты при строительстве скважины. Кроме того, скважины, которые
почти нельзя было пробурить традиционными способами, успешно бурили
на обсадных трубах.
Осложнения в виде потери циркуляции исключаются благодаря «эффекту
размазывания», при котором частицы выбуренной породы становятся
материалом для борьбы с поглощением и «вмазываются» в стенки ствола
скважины в зоне потери циркуляции муфтами обсадной колонны при ее
вращении.
При вскрытии продуктивных отложений затирание обеспечивает
формированию кольматационного экрана, который снижает возможность
загрязнения коллектора твёрдой и жидкой фазами буровых растворов. В
случае карбонатного разреза кольматационный экран удаляется кислотной
обработкой.
176
КОМПОНОВКА НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
С УСИЛЕННОЙ ДИНАМИЧЕСКОЙ НАГРУЗКОЙ НА
ДОЛОТО
(BOTTOMO - HOLE OF THE ASSEMBLY WITH INCREASED
FORCE TO THE BIT)
Кочетков И.А., Шайхутдинова А.Ф.
(научный руководитель, доцент Хузина Л.Б.)
АГНИ
Одной из существенных на сегодняшний день, проблем в нефтегазовой
отрасли является отбор рентабельных запасов нефти. В связи с этим, для
увеличения нефтедобычи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами
необходимы новые наукоёмкие технологии. Одной из них является бурение
наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками.
Отметим, что стоимость 1 метра проходки скважины связана с
механической скоростью, преобладающее влияние на которую оказывает
ресурс долота. Бурение горизонтов, сложенных твёрдыми и крепкими
породами, является наиболее значимым и трудоемким в общем балансе
времени бурения наклонно-направленных скважин с горизонтальными
участками. В геологических разрезах нефтегазовых месторождений
Татарстана
применяются
в
основном
шарошечные
долота,
характеризующиеся низкой механической скоростью и стойкостью.
Возникает
необходимость
пересмотра
подхода
к
выбору
породоразрушающего инструмента.
Наиболее значимые результаты
получены при бурении породоразрушающими инструментами истирающережущего действия. К этому технологически новому поколению долот
относят долота типа PDC (Polycrystalline Diamond Compact), режущие
лопасти которых усиленны поликристаллическими алмазными вставками,
разрушение горной породы происходит в результате вдавливания в нее
породоразрушающих элементов долота под действием осевой нагрузки и
приложения к долоту вращательного момента.
Однако, в условиях Урало-Поволжья при разбуривании интервалов
крепких и твёрдых пород долота PDC не показывают столь значительных
результатов. Для создания необходимой нагрузки на долото PDC нами
предлагается новая компоновка низа бурильной колонны с увеличенной
составляющей динамической нагрузки, состоящая из долота PDC,
скважинного осциллятора, винтового забойного двигателя. Включённый в
компоновку скважинный осциллятор способен создать низкочастотные
колебания промывочной жидкости, достигающие забоя скважины.
Таким образом, применение данной компоновки низа бурильной
колонны с применением долот PDC будет способствовать улучшению
технико-экономических показателей бурения в твердых и крепких породах.
177
ВНУТРИСКВАЖИННАЯ ПЕРЕКАЧКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В ОАО
«УДМУРТНЕФТЬ»
(INSIDE-WELL PUMPING OF RESERVOIR WATERS IN
UDMURTNEFT)
Кузнецов Г.Г.
(научный руководитель к.т.н. Борхович С.Ю.)
Институт нефти и газа имени М.С. Гуцериева, УдГУ
В процессе разработки месторождения при снижении пластового
давления или необходимости интенсификации добычи нефти, проведения
ГТМ возникает потребность ввода в действие дополнительных
нагнетательных скважин, а следовательно периодическая реконструкция
систем поддержания пластового давления. Традиционным решением
данной проблемы является бурение новых водозаборных скважин, либо
строительства протяженных систем водоводов от уже существующих
объектов, что требует значительных затрат.
Дебиты жидкости (нефти) новых скважин снижаются на 20-60% в
течение года по причине эксплуатации на режиме истощения. Как правило,
на первых стадиях разработки обустройство системы ППД запаздывает в
связи с высокими начальными капвложениями. Для поддержания темпов
отборов и снижения потерь добычи нефти по причине падения пластового
давления очевидным является необходимость организации ППД. В
качестве решения автором предлагается альтернатива дорогостоящему
обустройству – это внедрение оборудования для внутрискважинной
перекачки воды (далее ВПВ). Суть технологии заключается в перекачке
внутри одной скважины пластовой воды из одного пласта в другой. ЭЦН
помещается в кожух, соединяется с водоносными пластами, находящимся
под пакером, и перекачивает воду в продуктивный пласт, находящийся
выше.
Программой ППД на Карсовайском месторождении в связи с
отсутствием в настоящее время системы водоподготовки и нагнетания, а
так же для ускорения ввода системы ППД, планируется применение
технологии внутрискважинной перекачки. В качестве источника воды для
ВПВ предлагается использование водоносных пластов башкирского яруса
или серпуховского горизонта.
На сегодняшний момент в ОАО «Удмуртнефть» внедрены 2
компоновки ВСП на Карсовайском месторождении.
Внедрение технологии ВПВ позволяет решить проблему
поддержания пластового давления на объектах нового бурения. В рамках
нашей работы были подтверждены критерии, подобраны потенциальные
кандидаты. Расчетный средний прирост дебита нефти по окружению
составил 1.5 тонн/сут. Прогнозный экономический эффект от внедрения
установки ВПВ на пятилетку составляет 18.6 млн. руб.
178
РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ АЗОТОНАПОЛНЕННЫХ
ТАМПОНАЖНЫХ СМЕСЕЙ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В
УСЛОВИЯХ УЗБЕКИСТАНА
(DEVELOPMENT AND STUDY OF NITROGEN CONTAINING
CEMENT SLURRY FOR MOUNTING HOLE IN UZBEKISTAN)
Кузубаев Т.В.
(Научный руководитель: д.т.н., профессор Зозуля В.П.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
Одной из основных проблем месторождений Узбекистана с
аномально низкими пластовыми давлениями является поглощение
цементных растворов, что приводит к недоподъему тампонажной смеси до
необходимой высоты и к некачественному разобщению продуктивных
горизонтов. Для цементирования скважин на месторождениях Узбекистана
с АНПД необходимо снижать плотность цементного раствора.
Использование в настоящее время минеральных облегчающих добавок
снижает плотность цементного раствора с 1860 до 1400 кг/м3. Однако в
настоящее время имеется необходимость применения тампонажных
растворов плотностью ниже 1400 кг/м3, что невозможно при их
применении с сохранением свойств раствора (камня), удовлетворяющих
требованиям обеспечения надежности разобщения продуктивных
горизонтов. При добавлении азота в облегченный тампонажный раствор с
использованием АСПМ происходит снижение плотности до 1180 кг/м3,
вследствие заполнения газом разрушенных под давлением полых
микросфер и поровой структуры твердеющей композиции. Применяемая
ранее технология аэрирования тампонажных растворов воздухом имеет
ряд недостатков. Снижение плотности цементного раствора возможно за
счет газирования тампонажных композиций азотом. Применение инертных
газообразных веществ и их смесей с тампонажными растворами позволяет
создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать
известные методы. Высокая эффективность новых и усовершенствованных
технологий с использованием азота обусловлена его физико-химическими
свойствами и влиянием на гидродинамические условия процессов. Данная
разработка рекомендуется на месторождениях как с АНПД, так и на
многих других месторождениях нефти и газа, осложненных высоким
пластовым давлением.
179
ПОДБОР МЕСТОРОЖДЕНИЯ-АНАЛОГА ПО ФИЗИКОХИМИЧЕСКИМ СВОЙСТВАМ НЕФТИ.
(SELECTION OF THE IDEAL ANALOGUE BY PHYSICALCHEMICAL PROPERTIES OF OIL)
Куква Иван Викторович
(Язынина Ирэна Викторовна, доцент)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина.
Нет данных по свойствам пород и флюидов. Рассматриваем только
флюиды. Есть подход в разработке – на базе месторождения-аналога.
Как выбрать аналог?
Обобщают экспериментальные данные по месторождению, региону и
переносят на изучаемое месторождение.
1-й вариант - Возможен вариант использования расчетных методов,
позволяющих получить так называемую гипотетическую пластовую
систему, рассчитанную по другим экспериментально
проведенным
исследованиям. ( Есть экс.данные по допустим вязкости, Рнас, а мы
находим по ним плотность нефти) Мы пользуемся корреляциями.
2-й вариант следующий прием: сравнив характеристики
гипотетической пластовой системы с реальными данными, имеющимися в
«Банке данных», выбрать в качестве рекомендуемых исходных данных
наиболее совпадающие с ней по характеристикам исследования. Такой
подход является всесторонне взвешенным.
Дальнейшее развитие предусматривает внесение нового объема
информации, необходимого для вывода корреляционных зависимостей по
свойствам нефтей по данному региону, по восполнению частично
недостающей информации, оперативной оценки степени изученности того
или иного объекта, планирования исследовательских работ. Частично
недостающую информацию по месторождению можно почерпнуть из
данных о хорошо изученном, схожим по физико-химическим свойствам
пластовых флюидов, месторождении-аналоге, грамотный выбор которого
и определяет успешность вырабатываемого режима разработки
месторождения «N».
Список литературы:
1. Распопов А.В Обоснование коэффициента вытеснения нефти водой с
привлечением
результатов
исследований
объектов-аналогов
/
А.В. Распопов, Г.П. Хижняк // Геология, геофизика и разработка нефтяных
и газовых месторождений. – 2009. – № 6. – С. 39-43
2. Ашмян К.Д., Ковалева О.В., Анализ и подготовка данных о свойствах
пластовых флюидов для подсчета запасов и для проектных документов/
ОАО «ВНИИнефть»; под ред. Д. Ю. Крянева, С. А. Жданова. – М.: ОАО
«ВНИИнефть», 2010. – 157 стр.
180
ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕЧЕНИЯ ФЛЮИДОВ ЧЕРЕЗ СУЖАЮЩИЕ
УСТРОЙСТВА И СПОСОБ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ЗАМЕРА
РАСХОДА УЭЦН С ИХ ПОМОЩЬЮ.
(RESEARCH OF FLUIDS FLOW THROUGH RESTRICTIONS AND
THE METHOD OF DOWNHOLE MEASUREMENT OF ESP FLOW
RATE WITH THE HELP OF THEM)
Кутушев В.А.
(научный руководитель доцент, к.т.н. Деньгаев А.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
В настоящее время в большинстве скважин, оборудованных УЭЦН,
отсутствует возможность удовлетворительного контроля работы насоса.
Это связано с двумя основными причинами. Во-первых, большинство
скважин не оснащены датчиками давления на выкиде насоса. Вследствие
чего отсутствует возможность замера давления, развиваемого насосом, и,
соответственно, напора. Вторая причина связана с отсутствием
достоверных данных о расходе УЭЦН. Чаще всего дебит скважины
замеряется на АГЗУ периодически и со значительными погрешностями.
Дебит скважины замеряется на поверхности и не дает точного
представления о расходе флюида, проходящего через погружной насос.
В данной работе с целью контроля и оптимального регулирования
работы УЭЦН предлагается замер давления и расхода непосредственно на
выходе из насоса. Замер давления осуществляется с помощью погружного
датчика давления, установленного около выкида насоса. Произведен
анализ применимости возможных средств внутрискважинного замера
расхода. В работе предлагается замер расхода УЭЦН с помощью
сужающих устройств (СУ). Такой способ характеризуется простотой,
надежностью и малыми погрешностями. Исследуются области
применимости различных видов СУ для замера расхода УЭЦН. Основным
критерием является область чисел Рейнольдса
с постоянным
коэффициентом истечения. Составлена методика выбора подходящего
вида СУ в зависимости от скважинных условий. Проведены стендовые
испытания течения флюидов через СУ. Стенд включал в себя компрессор,
ЭЦН, сужающее устройство и средства замера. Исследовались области
чисел Рейнольдса с постоянным коэффициентом истечения, потери
давления на СУ, влияние свободного газа на замер расхода.
Были обоснованы наиболее подходящие виды СУ для
внутрискважинного замера расхода УЭЦН. С помощью стендовых
испытаний получены основные зависимости, характеризующие влияние
свободного газа на замер расхода с помощью СУ. Определена область
применимости исследуемых СУ, потери давления в них. Такой способ
определения расхода флюида также может быть применен для
индивидуального замера дебита скважинной продукции.
181
РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ КАРСКОГО
МОРЯ ШАХТНО-ТОННЕЛЬНЫМ СПОСОБОМ
(THE DEVELOPMENT OF HYDROCARBON DEPOSITS KARA SEA
SILO-WAY TUNNEL)
Лагвилава Ч.В.
(научный руководитель проф. Оганов А.С.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В развитие экономики Российской Федерации важнейшую роль играет освоение
природных ресурсов и, в частности, недр земли. Освоение ресурсов нефти и газа в
пределах континентальных шельфов морей и океанов является актуальной проблемой, от
решения которой во многом зависит прирост запасов и рост добычи углеводородов многих
странах мира.
Растущий в мире интерес к освоению подземного пространства в значительной мере
обусловлен положительными качествами подземных сооружений. Использование
подземного пространства для размещения объектов различного назначения, помимо
повышения эффективности использования недр, экономии территории и сохранения
экологической чистоты, позволяет уменьшить затраты энергии на отопление и охлаждение
помещений, сократить эксплуатационные расходы по сравнению с расходами на
нефтегазовые платформы на поверхности моря, снизить влияние на климатические
условия.
Метод разработки месторождения углеводородов предлагаемый мною (наклоннонаправленным бурением с большим отклонением ствола скважины от вертикали) для
разработки Арктического шельфа Карского моря характеризуется повышенной
виброустройчивостью, акустической изоляцией и нулевым выбросом CO2 в атмосферу по
сравнению с наземным сооружением. Эти свойства особенно благоприятны для
размещения в подземном пространстве объектов, требующих сооружений позволяет
организовать в подземных горных выработках производственные процессы, требующие
полного отсутствия вибрации несущих и ограждающих конструкций. Способность
породного массива защищать от внешних воздействий позволяет широко использовать
подземные сооружения для укрытия рабочих от средств массового поражения и защиты от
катастроф и полной акустической изоляции от внешней среды.
Использование шахтно-тоннельного способа разработки при освоении подводных
месторождений Карского моря, позволит:
1. Исключить строительство морских ледостойких платформ и трубопроводных
коммуникаций в сложных морских условиях;
2. Использовать надежное стандартное сухопутное буровое, фонтанное и
эксплуатационное оборудование, легко транспортируемое по тоннелям в галереи;
3. Создать условия, как на суше, с обеспечением в подземных галереях и тоннелях
микроклимата, постоянного в течение всего года;
4. Повысить эффективность бурения, эксплуатации, технического контроля, ремонта и
автоматизации производственных процессов за счет обеспечения круглогодичного
ведения всех видов работ, включая снабжение и складирование, чему в морских
условиях мешают погодные условия и ограниченные площади платформ,
использования надежного стандартного технологического оборудования, систем
управления и технологических процессов;
5. Исключить возможность загрязнения моря и атмосферы в результате
нефтегазодобычи и отказаться от дорогостоящих морских спецустановок, судов и
спецслужб по борьбе с последствиями загрязнения и пожарами в суровых
арктических условиях.
182
ОЦЕНКА ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ БОКОВЫХ
СТВОЛОВ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ НА
НИВАГАЛЬСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
(EXPEDIENCY EVALUATION OF USING SIDETRACKED WELLS
WITH HORIZONTAL COMPLETIONS AT NIVAGALSKOE
OILFIELD)
Лапутина Е.С.
(научный руководитель ассистент каф.РЭНГМ Дегтярев В.А.)
ТюмГНГУ
Большинство месторождений Западной Сибири характеризуются
снижением уровней добычи нефти и высоким обводнением скважинной
продукции. Однако на каждом месторождении имеются возможности
применения новых технологий, способных повысить степень выработки
запасов нефти и, как следствие, улучшить технологические и
экономические показатели разработки месторождений.
По основным объектам Нивагальское месторождение находится на
четвертой стадии разработки. Накопленная добыча нефти в среднем на
одну скважину составляет 17,6 тыс.т (на одну скважину проектного фонда
приходится 37,5 тыс. т извлекаемых запасов нефти категории С1),
жидкости – 41,6 тыс. т.
Общая дополнительная добыча от всех видов ГТМ по
Нивагальскому
месторождению
составила
97289
т,
удельная
эффективность ГТМ по месторождению 8,5 т/сут. Наибольшая
дополнительная добыча получена в 2010 году от забуривания БСГО,
которая составила 29494 т, также 30% от всех проведенных ГТМ.
Конечный КИН по объекту увеличится на 0,006 и составит КИН=0,257
В данный момент на Нивагальском месторождении часть фонда
скважин, работающих на залежи пласта ЮВ1, находится в консервации и
бездействии, вследствие высокой обводненности. По результатам анализа
работы 4 скважин (2233, 2275, 6602, 6606) и благоприятным геологическим
условиям (наличие пробуренного фонда на нижележащие пласты) можно
сделать вывод, что ввод объекта БВ6 Нивагальского месторождения в
разработку необходимо проводить в следующем порядке:
1.
Для изучения геологического строения и повышения
категорийности запасов нефти пласта БВ6 требуется произвести ГИС на
характер насыщения (СО каротаж) и опробование в отдельных скважинах.
2.
Бурение БСГО в скважинах, находящихся в консервации, и
скважинах, отработавших на пласт ЮВ1.
Суммарная дополнительная добыча от бурения БСГО по залежи
составит 34,261 тыс.т., накопленная добыча жидкости будет равна 467,840
тыс.т.
183
НЕСТАЦИОНАРНОЕ, ИЛИ ЦИКЛИЧЕСКОЕ ЗАВОДНЕНИЕ КАК
ЭФФЕКТИВНЫЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ СПОСОБ
УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ
(NON-STATIONARY OR CYCLIC FLOODING AS AN EFFECTIVE
HYDRODYNAMIC METHOD OF OIL RECOVERY)
Логинов А.В., Захарченков Н.В.
(научный руководитель аспирант кафедры РЭНГМ Синцов И.А.)
ТюмГНГУ
В работе предлагается метод нестационарного заводнения с
переменой
направления
фильтрационных
потоков
в
пласте.
Нестационарное заводнение осуществляется за счет попеременной работы
нагнетательных и добывающих скважин по определенным программам,
разработанным применительно к конкретным геолого-физическим
условиям с учетом технических возможностей системы поддержания
пластового давления. В результате нестационарного, изменяющегося во
времени воздействия на пласты в них периодически проходят волны
повышения и понижения давления. Слои, зоны и участки малой
проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах
бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости
распространения давления в них значительно ниже, чем в
высокопроницаемых нефтенасыщенных слоях и зонах. Поэтому между
нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по
знаку перепады давления. Под действием знакопеременных перепадов
давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно
насыщенном пласте, направленное на выравнивание насыщенностей и
устранение капиллярного неравновесия на контакте нефтенасыщенных и
заводненных зон, слоев, участков. Также ускоряется капиллярная
противоточная пропитка водой нефтенасыщенных зон – вода внедряется
из заводненных зон в нефтенасыщенные по мелким поровым каналам, а
нефть перетекает из нефтенасыщенных зон в заводненные по крупным
каналам. Без снижения пластового давления это явление инициировать
невозможно. В работе приведены расчеты основных безразмерных
параметров, определяющих оптимальную технологию процесса:
относительная частота смены циклов, относительная амплитуда колебаний
расхода нагнетаемой воды, относительное время начала нестационарной
закачки. Также рассматриваются результаты опытно-промышленных работ
на
Мегионском,
Ромашкинском,
Трехозерном,
Правдинском
месторождениях. Сделаны следующие выводы: метод применим на всех
м/р, где применимо обычное заводнение, на всех стадиях разработки м/р с
применением обычного заводнения и наилучшие результаты получаются
от применения метода с самого начала разработки м/р; сокращаются
удельные расходы воды на добычу нефти.
184
ЧИСЛЕННЫЙ АНАЛИЗ ЗАДАЧИ ФИЛЬТРАЦИИ ПРИ
ВАРЬИРОВАНИИ ОФП В РАЗНЫХ УЧАСТКАХ НЕФТЯНОГО
ПЛАСТА
(NUMERICAL ANALYSIS OF THE FILTRATION PROBLEM BY
VARYING THE PFD IN DIFFERENT PARTS OF THE
OIL RESERVOIR)
Луканина А.А
(научный руководитель Телегин И.Г.)
ТюмГНГУ
Рассмотрим одномерную задачу фильтрации нефти и воды в
нефтяном пласте без учета массовых сил и капиллярных. С учетом этих
предположений можно рассматривать модель двухфазной фильтрации
Баклея-Леверетта (БЛ) [1]:
s
b
 (Q );
t
x
где x[0, L] –
(1)
m
пространственная переменная, L – расстояние от
нагнетательной скважины до до довывающей, t – время, s [S10 ,1 - S02 ] –
водонасыщенность смачивающей фазы, ( S10 , S 20 )  const – остаточные водои нефтенасыщенности , m – пористость породы, b(s)  k1 /( k1  k2 ) – доля
воды в потоке жидкости, ki (s, x) – относительные фазовые проницаемости,
  1 /  2 ,  i – вязкости фаз, Q –расход воды на нагнетательной скважине.
Положив Q(t )  Q0 , введем безразмерные переменные: x  x / L ,
t  Q0t /(mL) . Уравнение (1) в новых обозначениях запишется в виде:
s
b
 ;
t
x
(2)
В данной работе изучается характер изменения решения s(x,t) в
зависимости от разного вида регионов для ОФП.
Для системы (2) будем изучать следующую начально-краевую
задачу:
1  S10 , s |t 0  s0 ( x), x [0,1].
(3)
Введем
сетку
с
распределенными
узлами

n
E  {xi  ih, t  n , i  0, N , n  0,1,2,...} , h  1 / N — шаг по пространственной
координате,   Kh — шаг по временной переменной, K — число Куранта.
Шаг h был взят 0.01 ( N  100 ), а   0.001.
Аппроксимируем систему (2) — (3) явной разностной схемой первого
порядка:
В
sin1  sin

данной
0
1

bin  bin1 0
, si  s0 , i  1,..., N ; n  0,1,2,...; s0n  s0n1  1  S10 ;
h
работе
использовался
0
1
набор
s -S
s -S
k1  (
)  , k2  (1 
) , m  0.25 ;   0.1 .
0
0
0
0
1 - S1  S2
1 - S1  S2
185
модельных
(4)
параметров:
БЕЗБАРИТНЫЕ БИОПОЛИМЕРНЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА
ВОДНОЙ ОСНОВЕ ВЫСОКОЙ ПЛОТНОСТИ
(BARYTIC BIOPOLYMER WATER – BASE MUDS WITH HIGH
DENSITY)
Любезнов Е.М.
(научный руководитель Загуменный Д.Л.)
РГУ нефти и газа имени.И.М.Губкина
На сегодняшний день барит является самым распространенным
утяжелителем для буровых растворов. Однако практика показывает, что
его применение в ряде случаев может приводить к осложнениям, как при
строительстве, так и при заканчивании скважины.
К недостаткам баритных систем можно отнести следующее: в
условиях проводки ствола, в проницаемых зонах с использованием
раствора с большим количеством твердой фазы, на стенке скважины
образуется достаточно толстая фильтрационная корка, которая
способствует повышению прихватоопасности бурового инструмента; из-за
потери растворами несущей способности при повышенных температурах
происходит седиментация твердой фазы и образование в стволе скважины
«шламовых пробок»; при длительной остановки циркуляции (СПО и др.) и
отсутствии надлежащих значений статического напряжения сдвига
возможно выпадения барита в осадок и, как следствие, снижение
противодавления в стволе скважины (вероятность нефте-, газо-,
водопроявления); необходимо уделять особое внимание к проектированию
системы механической очитки бурового раствора (возможны потери
барита при прохождении через СО), а также к контролю параметров БР.
Для решения указанных проблем разработана рецептура
биополимерного безбаритного раствора высокой плотности на основе соли
CaCl2, обработанного структурообразователем, кислоторастворимым
кольматантом, понизителем фильтрации, антикоррозийной, смазочной и
других добавок.
Основное назначение безбаритных растворов – вскрытие
продуктивных горизонтов и заканчивание скважин с давлениями в
продуктивных
пластах,
превышающими
гидростатическое,
предотвращение необратимой кольматации продуктивного пласта.
186
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ
ПЛАСТОВ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПУТЕМ ПРОИЗВОДСТВА
ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ (ПЛАСТИЧЕСКОЙ) ПЕРФОРАЦИИ
(IMPROVING THE EFFICIENCY DRILLING- OIL WELL
PRODUCTION BY HYDRO-SANDBLASTING (PLASTIC)
PERFORATION)
Магдиев С.А.
(Научный руководитель: к.т.н., доцент Зозуля Н.Е.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
Целью гидропескоструйной перфорации (ГПП) является создание
каналов в эксплуатационной колонне, цементном камне и массиве горной
породы абразивной пульпой (вода с добавками полимерных соединений и
кварцевым песком 0,6 - 1,2 мм концентрацией в воде 50-100 г/л.),
подаваемой в скважину под напором, на очень большой скорости,
достигающей нескольких сотен метров в секунду.
Порядок проведения: в процессе ГПП пульпа закачивается через
колонну НКТ в гидропескоструйный перфоратор, в насадках (диаметром
4,5 – 6 мм) которого происходит её ускорение. Перфоратор закрепляется
на нижнем конце колонны НКТ и спускается в скважину на заданную
глубину.
Суть метода: в результате воздействия вылетающих из насадок струй
пульпы происходит разрушение в заданном интервале металлической
колонны, цементного камня и горной породы. В породе вымывается
каверна (канал) грушеобразной формы, обращенной узким конусом к
перфорационному отверстию в колонне. Образующиеся каналы соединяют
ствол скважины с продуктивным пластом. Длина каналов в основном 0,75
– 1,5 м.
Основные материалы при гидропескоструйных обработках – рабочая
жидкость и песок. Рабочие жидкости для ГПП подбирают с учётом
физико-химических свойств пластов и насыщающих породу жидкостей, а
также видов работ, проводимых на скважинах. На поверхности
используется специальное оборудование: устьевая арматура, насосные и
пескосмесительные агрегаты и др.
Преимущества метода: при проведении ГПП, в отличии от
перфорации ударно-взрывными способами, не происходит разрушение
обсадной колонны и цементного камня вне интервала перфорации. Кроме
того, гидропескоструйная перфорация повышает проницаемость зон
продуктивного пласта, сниженную в процессе бурения или глушения
скважин, а также служит инициатором трещин перед проведением
гидравлического разрыва пласта (ГРП) или кислотной обработкой.
187
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ, ОСЛОЖНЕННОГО
СОЛЕВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ, НА ПРИОБСКОМ НЕФТЯНОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ
(INCREASE OF EFFECTIVENESS OF SCALED-UP DOWNHOLE
EQUIPMENT EXPLOITATION IN PRIOBSKOYE OIL FIELD)
Майорова Т.А.
(научный руководитель ассистент, к.т.н. Максютин А.В.)
Санкт-Петербургский государственный горный университет
В работе представлены результаты исследований попутнодобываемой воды, солевого состава твердых отложений на поверхности
глубиннонасосного оборудования скважин, обоснованы и предложены
методы
повышение
эффективности
работы
внутрискважинного
оборудования на Приобском нефтяном месторождении (Южная
лицензионная территория). Установлено, что основными причинами
образования солей являются: изменение термобарических условий,
смешение вод разного состава, растворение горных пород и газов,
дегазация. На Приобском нефтяном месторождении реализована система
мониторинга по предотвращению выпадения солей путем анализа попутно
- добываемой воды и исследования солевого состава твердых отложений.
Анализ попутно-добываемой воды проводится с использованием системы
капиллярного электрофореза «Капель» для определения содержания
катионов и анионов исследуемой попутно-добываемой воды. На основе
данных по ионному составу исследуемой воды было спрогнозировано
выпадение солей при различных условиях, с помощью метода ионного
строения раствора Дж.Е. Оддо и М.Б. Томсона, построена карта
солеотложения. Проведены исследования солевого состава твердых
отложений путем рентгеностуктурного анализа и энергодисперсного
микроанализа. Результаты исследования показали преобладание кальцита,
соединений железа, асфальтосмолопарафиновых отложений, механических
примесей. На основе анализа результатов исследований обоснована
ингибиторная защита внутрискважинного оборудования на Приобском
нефтяном месторождении для предупреждения солеобразования.
Предложено применение технологии постоянного дозирования в затрубное
пространство ингибитора «Инсан» при помощи установки дозирования
реагента и контейнеров-дозаторов с твердым ингибитором солеотложения
типа «КСТР». В результате внедрения предложенной ингибиторной
защиты межремонтный период работы внутрискважинного оборудования в
среднем увеличился на 6 месяцев.
Исследования выполнены при поддержке Совета по грантам
Президента Российской Федерации для государственной поддержки
молодых ученых – кандидатов наук (договор № 16.120.11.690-МК).
188
ВЛИЯНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТА
НА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЕ ИЗ ТРЕЩИНО-ПОРОВЫХ
КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНОМ
ЗАВОДНЕНИИ
(INFLUENCE OF RESERVOIR PROPERTIES ON OIL RECOVERY
FROM CARBONATE FORMATION WITH UNSTEADY-STATE
FLOODING)
Макарова А. А.
(научный руководитель профессор Мищенко И.Т.,
начальник отдела Шако В.В., SMR)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В настоящее время добыча нефти и газа из залежей с карбонатными
коллекторами составляет более половины общей добычи и имеет
тенденцию к увеличению, особенно за счет освоения больших глубин, где
наиболее часто встречаются карбонатные коллектора.
Карбонатные коллекторы отличаются исключительно сложным
характером строения фильтрационно-емкостной системы (ФЕС) и
спецификой взаимосвязи содержащихся в них флюидов и поверхности
породы-коллектора. В результате сильно осложняется выбор оптимальной
технологии разработки, снижается точность прогнозируемых результатов.
Одной из особенностей строения карбонатных коллекторов является
наличие нескольких структурных масштабов, например, трещины и
матричные блоки. Эффективность заводнения в карбонатных коллекторах
обусловлена как сложностью их строения, так и особенностями перетока
флюидов между различными структурными неоднородностями.
Самопроизвольная капиллярная пропитка в реальных условиях
микронеоднородных пластов протекает медленно и на небольшую
глубину. Поэтому при искусственном заводнении повышение
эффективности разработки может быть достигнуто путем применения
нестационарного заводнения: циклическое заводнение, изменение
направления фильтрационных потоков.
В данной работе представлены результаты исследования влияния
фильтрационо-емкостных свойств пластов на интенсивность извлечения
углеводородов из карбонатных коллекторов при нестационарном
заводнении. Исследование проводилось на модели двойной пористости с
использование коммерческого симулятора. Опыт разработки нефтяных
карбонатных месторождений говорит о сложности определения
фильтрационно-емкостных параметров продуктивных пластов, поэтому
для обоснования эффективности варианта разработки необходимо их
варьирование в широком диапазоне.
189
ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТА И КОНСТРУКЦИИ
СКВАЖИНЫ НА ЕЁ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НА ПРИМЕРЕ
ВАНКОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(ESTIMATION OF THE INFLUENCE OF THE PROPERTIES OF THE
LAYER AND DESIGN OF WELLS ON ITS PRODUCTIVITY ON THE
EXAMPLE OF THE VANKOR FIELD)
Мамин А. В.
(научный руководитель доцент Язынина И.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
На современном этапе развития технологий добычи нефти и газа
участились
случаи
бурения
протяженных
горизонтальных,
сложнопрофильных
скважин
с
комплексной
пространственной
траекторией в продуктивном пласте, что приводит к существенному
увеличению дебитов по сравнению с вертикальными скважинами.
Протяженность, угол наклона горизонтального ствола скважины,
мощность пласта, высокий контраст горизонтальной и вертикальной
проницаемостей рассматриваются как ключевые параметры при расчете
дебитов скважин различного профиля.
На ранних стадиях разработки месторождений огромную роль играет
расчет добывных возможностей скважины. По простым аналитическим
зависимостям и известным промысловым данным эта задача может быть
решена.
Целью работы являлось определение значения производительности
горизонтальных скважин в анизотропных пластах, оценить зависимость
дебита горизонтальной скважины от угла наклона её горизонтального
ствола, а также произвести прогноз дебита скважины с синусоидальным
профилем и определить степень влияния угла наклона и анизотропии
пласта на ее производительность.
Производительность скважин рассчитывалась по аналитическим
формулам, взятым из диссертации Федора Николаевича Доманюка, в
программном продукте Microsoft Excel. Взяты на обработку промысловые
данные с технологического режима работы скважин Нефтяного
месторождения.
Получены
зависимости
соотношения
дебитов
наклонно
направленных и горизонтальных скважин от угла наклона горизонтального
ствола скважины с учетом различных коэффициентов анизотропии.
Аналогично получены зависимости для прогнозных скважин с
синусоидальным профилем, а также для пластов с анизотропией
проницаемости. Вышеперечисленные зависимости позволяют рассмотреть
предложения по оптимизации Ванкорского месторождения, которое
находится на данный момент на ранней стадии разработки.
190
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОБЫЧИ ПУТЁМ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЛОКАЛЬНО-МОЗАИЧНОЙ СИСТЕМЫ
РАЗРАБОТКИ
(INCREASE OF EFFICIENCY OF PRODUCTION BY USING
LOCALLY-MOSAIC SYSTEM DEVELOPMENT)
Мелентьев С. А.
(научный руководитель профессор, доктор геолого-минералогических наук
Бембель Р.М.)
ТюмГНГУ.
В работе предлагается новая система разработки месторождений. Для
этого рекомендуется ввести в систему разработки высокоразрешающую
объёмную четырёхмерную сейсморазведку. Это позволит найти зоны
субвертикальной
деструкции,
в
районе
которых
возможна
высокоэффективная добыча. Рекомендуется бурить скважины в этом
районе (т.е. локально), а не по всей площади месторождения, как это
делается в настоящее время в России.
Эта система существенно снизит себестоимость добычи, уменьшит объём
буровых работ, повысит средний дебит скважин в разы, снизит затраты на
заводнение скважин и механическую добычу, увеличит КИН и в
перспективе возможно приведет к снижению цен на бензин на внутреннем
рынке.
191
ВИНТОВЫЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ. ПРИНЦИП
ДЕЙСТВИЯ И КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ.
ДОСТОИНСТВА И НЕДОСТАТКИ ВЗД. ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ
С ПОМОЩЬЮ ВЗД
(SCREW DOWNHOLE MOTORS. PRINCIPAL OF FUNCTION
AND STRUCTURAL FEATURE. VALUE AND DEFECT OF SCREW
DOWNHOLE MOTORS. CHARACTERISTIC PROPERTY DRILING
WITH SCREW DOWNHOLE MOTORS)
Меликян В. В.
(научный руководитель: к. т. н., профессор Омонов О. С.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте.
Винтовые двигатели, применяемые за рубежом, представляют собой
обращенный винтовой насос с однозаходным винтом. В двигателях
российского производства применен многозаходный винтовой механизм
Винтовой забойный двигатель состоит из резинового статора,
неподвижно закрепленного в корпусе, и стального ротора. Ротор и статор
как бы представляют собой пару зубчатых колес внутреннего зацепления.
Зубья расположены по винтовой линии, поэтому ротор можно
рассматривать как многозаходный пинт, а статор — как многозаходную
гайку, имеющие разные шаги. Число зубьев (заходов) статора на один
больше, чем у ротора. Ротор располагается в статоре наклонно и
эксцентрично и полностью разделяет входную и выходную полости
двигателя. Буровой раствор, поступая под давлением в замкнутый объем,
давит на поверхность ротора и заставляет его обкатывать поверхность
статора, совершая планетарное движение. С помощью шарниров
последнее преобразуется во вращательное движение шпинделя, на
котором установлен породоразрушающий инструмент. Так как в ВЗД
вращающий момент зависит от перепада давления в двигателе, по мере
увеличения нагружения вала развиваемый двигателем вращающий момент
растет. Рабочая характеристика винтового двигателя позволяет получить
двигатель с частотой вращения выходного вала в пределах 80-120 об/мин
и большим вращающим моментом. При бурении ВЗД в твердых породах
проходка на долото увеличивается более чем в 2 раза, а в мягких — на 20
— 50 % по сравнению с турбобуром, механическая же скорость бурения в
обоих случаях ниже на 20 — 50 %. Тем не менее при глубине скважины
свыше 1500 — 2000 м ВЗД выгодны, ибо обеспечивают более высокую
рейсовую скорость, которая является интегральным показателем эффективности механического бурения.
192
ОЦЕНКА ОБЛЕГЧАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ДОБАВОК В
ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР
(ASSESSMENT OF CAPACITY ADDITIONS IN FACILITATING
CEMENT SLURRY)
Мин С.С.
(научный руководитель: к.т.н., доцент Зозуля Н.Е.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
Снижение плотности тампонажного раствора актуально при решении
многих проблем
таких как: гидроразрыв пласта и недоподъём
тампонажного раствора до устья. На месторождении «Кокдумалак» группа
скважин имеет АНПД, поэтому для снижения противодавления на пласт,
во избежании гидроразрыва, используют различные облегчающие добавки.
Для оценки плотности облегчённых различными добавками тампонажных
растворов в условиях всестороннего сжатия используют лабораторную
установку для исследования сжимаемости буровых технологических
жидкостей. Влияние сжатия на плотность смеси изучено на шести составах
тампонажных растворов, облегченных различными добавками. Среди
облегчающих добавок особое место занимают газонаполненные
стеклянные микросферы, которые благодаря непроницаемой оболочке,
имеют закрытую пористость. До определённого значения давления сжатия
являющегося пределом прочности малодеформируемой оболочки
микросферы , этот наполнитель можно считать слабосжимаемым. После
разрушения оболочки он переходит в группу материалов с открытой
пористостью. Лабораторные исследования показали, что : тампонажные
смеси с облегчающими добавками можно ранжировать по коэффициенту
сжимаемости. Смесь у который при одинаковой начальной плотности его
значение меньше ,обладает лучшей облегчающей способностью.
Зависимость плотности смеси от давления хорошо описывается формулой
для двухфазной среды. При гидравлических расчётах необходимо
учитывать зависимость плотности тампонажных смесей от давления.
Использование слабосжимаемых микросфер в качестве облегчающей
добавки целесообразно при давлениях, не превышающих их предела
прочности на сжатие (схлопывание).
193
ПРИМЕНЕНИЕ ЦЕНТРИФУГИ ДЛЯ ОЧИСТКИ БУРОВОГО
РАСТВОРА В УЗБЕКИСТАНЕ
(USING CENTRIFUGE FOR CLEANING DRILLING SOLUTION IN
UZBEKISTAN)
Мирсултанов М.М.
(научный руководитель: д.т.н., профессор Зозуля В.П.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина в городе Ташкенте
Одним из распространенных промышленных способов разделения
неоднородных
жидких
систем
является
центрифугирование,
осуществляемое
в
специальных
машинах-центрифугах.
Центрифугирование это механический способ разделения неоднородных
систем, в основе которого лежит разность плотностей материалов.
Центрифуги работают на принципе разделения различных по плотности
веществ. В них вещества с максимальным удельным весом, а значит, с
большей плотностью перемещаются ближе к периферии. Метод
центрифугирования основан на воздействии центробежного силового поля
на неоднородную систему, состоящую из двух или более фаз - суспензию
(жидкость - твердое вещество), эмульсию (жидкость - жидкость), аэрозоли
(газ - твердое вещество или газ - жидкость). В последнее время
центрифугирование начали применять для разделения растворов и газовых
смесей. В центрифугах происходят процессы отстаивания и фильтрации в
поле центробежных сил, поэтому центрифуги — это более эффективные
машины для разделения неоднородных жидких систем, чем отстойники и
фильтры. Центрифуга 518 HV компании M-I SWACO является
сепаратором декантаторного типа. Декантатор представляет собой
центробежный сепаратор с горизонтальной осью вращения. Буровой
раствор подается во вращающийся барабан, в котором твердая фаза
отделяется от жидкой фазы. Твердая фаза вытесняется к внутренней
стенке барабана, в то время как жидкая фаза образует вихревой поток
внутри твердой. Конвейер шнекового типа осуществляет транспортировку
твердой фазы по направлению к конусообразному торцу барабана.
Жидкость движется по спиральной траектории, создаваемой лопастями
конвейера, к сливным отверстиям, расположенным со стороны широкого
торца барабана. При работе на утяжеленных буровых растворах
использование установки дает возможность вести бурение на одном
объеме утяжелителя, выделяя из раствора коллоидную фазу и исключая,
тем самым, избыток нарабатываемого утяжеленного бурового раствора.
Экономия барита при этом может составлять 40-60 % и более; также
существенно снижается расход химреагентов. Кроме того, облегчается
управление свойствами буровых растворов.
194
ТЕХНОЛОГИЯ ГИДРОИМПУЛЬСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА
ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
(TECHNOLOGY OF A HYDROIMPULSIVE INFLUENCEON THE
BOTTOMHOLE ZONE OF THE INJECTION WELL)
Султабаев А.Е.,Мугаттаров Э.З.
(научные руководители:к.т.н. Вербицкий В.С., к.т.н.Деньгаев А.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
В настоящее время на многих нефтяных месторождениях Российской
Федерации
поддержание
пластового
давления
с
минимальными
энергетическими затратами является актуальной задачей.
Основными проблемами при реализации процесса ППД на пласт
являются: низкая приемистость нагнетательных скважин, вследствие малой
фильтрационной способности коллектора и разрушения слабоцементированных
участков коллектора, по причине создания необходимых репрессий на пласт.
Эффект от геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение
приемистости нагнетательной скважины, является непродолжительным и
затратным из-за частых ремонтов. Для повышения эффективности работы
нагнетательных
скважин
предлагается
использовать
технологию
гидроимпульсного воздействия на ПЗС с одновременным нагнетанием воды.
Технологическая схема процесса выглядит следующим образом. С
поверхности земли по колонне НКТ закачивается вода, которая через систему
отверстий попадает в установку. Аккумулируемая внутри установки жидкость
осуществляет подъем поршня со стальным шаром до верхней мертвой точки.
Дойдя до крайнего положения, под действием перепада давления шар
отрывается от поршня и движется против восходящего потока жидкости под
действием силы тяжести, освобождая при этом проточную часть поршня.
Нагнетаемая жидкость под действием разности давлений устремляется в
проточную часть поршня, а в момент отрыва шара от поршня наблюдается
гидроимпульсное воздействие на призабойную зону нагнетательной скважины.
После выравнивания давлений поршень под действием силы тяжести
возвращается в исходное положение и в дальнейшем процесс воздействия
повторяется.
Гидродинамические расчеты, проводимые при разработке данной схемы,
позволили получить следующие научные характеристики:
1. Зависимость импульса от скорости закачки жидкости в пласт;
2. Зависимость градиента давления от площади обработки поверхности;
3. Зависимость скорости осаждения шара и цилиндрических тел различной
конфигурации от скорости восходящего потока жидкости;
4. Зависимость конфигурации проточных элементов гидроимпульсной
установки на частоту воздействия.
Представленная
работа
является
началом
большой
научноисследовательской работы по экспериментальному изучению влияния импульса
на характер работы нагнетательных и добывающих скважин.
195
ОЦЕНКА СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ И ПРОБЛЕМ
КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В НЕСТАЦИОНАРНЫХ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ АДАМТАШ
(ESTIMATION OFTHE CONDITION AND PROBLEMS OF THE
FASTENING THE BORE HOLES INUNNESTACIONARY
GIDRODINAMIC CONDITION OF THE DEVELOPMENT OIL
DEPOSIT ADAMTASH)
МухаммадиевА.А., Акбаров Ш.М.
(научный руководитель: к.т.н., доцент Зозуля Н.Е.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина в г. Ташкенте
Проблемы поддержания оптимального уровня добычи углеводородного сырья и
повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) интенсификацией выработки
остаточных запасов на поздней и завершающей стадиях разработки месторождения
Адамташа в целом с каждым годом при обретают все большую остроту. Однако
успешное решение этих проблем сдерживается закономерными негативными
изменениями гидродинамического состояния и поведения разрабатываемых залежей
техногенного характера. Эти необратимые изменения связаны с дифференциацией
текущего пластового давления по разрезу и площади залежей, ухудшением структуры
извлекаемых
запасов
и
добываемой
продукции,
объединением
газонефтеводонасыщенных пластов продуктивной толщи в единый эксплуатационный
фильтр. Последнее является ключевым фактором в технологических процессах
разработки месторождений, связанных с организацией и упорядочением движения
потоков пластовых флюидов в межскважинном пространстве и к забоям скважин, с
интенсификацией выработки остаточных запасов нефти и повышением КИН.
Как свидетельствует промысловый опыт, эффективность
традиционных
технологий заканчивания скважин существенно снижается в условиях необратимого
изменения начального пластового давления (снижение на 40-65 % в добывающих и
повышение на 7-12 % в нагнетательных скважинах), роста градиента давления между
нефте- и водонасыщенными пластами до 2,5-5,0 МПа/м и более, интенсивных
межпластовых перетоков, достигающих 180-250 мЗ/сут и более.
Наиболее частыми видами брака в нестационарных гидродинамических
условиях бурения скважин становятся: ухудшение коллекторских свойств
приствольной и призабойной зон продуктивных пластов, вскрываемых при репрессиях,
достигающих 6-8 МПа и повышающихся до 10-16 МПа при цементировании
эксплуатационных колонн; нарушение герметичности зацементированного заколонного
пространства за счет притока пластовых вод к фильтру скважин, межпластовых
перетоков, природных свойств тампонажного раствора-камня.
В предлагаемой работе на основании научного и промыслового опыта
рассматриваются перспективные технологии и технические средства оптимизации
процессов заканчивания скважин, разработанные и усовершенствованные автором,
применение которых в современных промысловых условиях приводит К нелинейному
росту качественных и технико-экономических показателей при строительстве и
эксплуатации скважин.
196
РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР БУРОВОГО РАСТВОРА С
ПРИМЕНЕНИЕМ ПРИРОДНОГО ПОЛИМЕРА КМЦ ДЛЯ
БУРЕНИЯ НА ПЛОЩАДЯХ УСТЮРТСКОГО РЕГИОНА
(DEVELOPMENT OF FORMULATIONS FOR DRILLING FLUID
WITH NATURAL POLYMER CMC FOR DRILLING ON USTYURT
REGION)
Назарбаев Д.О.
(научный руководитель: к.т.н., проф. Рыбальченко В.С., проф.
Арсланов Ш.С.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина в г. Ташкенте
Устюртский регион является одним из самых перспективных
нефтегазоносных регионов Республики Узбекистан. Это обусловлено тем,
что в отличии от других регионов Узбекистана, где уже многие
десятилетия ведётся добыча углеводородного сырья и большинство
месторождений на поздней стадии разработки, в Устюртском регионе
нефтегазовая промышленность начала развиваться сравнительно недавно.
И большая часть площадей до сих пор не разведана.
В последние годы бурение скважин на газ проводится в большом
диапазоне с разными геологическими условиями. Основная доля по ГРР
приходится на долю зарубежных инвесторов, приоритетом которых
является внедрения новых технологий, обеспечивающих увеличение
дебита скважин, особенно за счет качественного вскрытия продуктивных
пластов. При вскрытии продуктивных пластов буровыми растворами на
водной или глинистой основе, зачастую происходит снижение
коллекторских свойств пласта, наблюдается закупоривание капилляров
буровым раствором, что приводит к таким нежелательным последствиям
как, снижение естественной проницаемости.
По данным «Устюртского Управления разведочным бурением», до
сегодняшнего дня буровые растворы с применением природного полимера
КМЦ применялись только при бурении разведочной скважины на
месторождении Тамарлы. На других проектах пока что используются
буровые растворы на глинистой или нефтяной основе. Это было
обусловлено отсутствием отечественного производителя природных
полимерных реагентов и относительно дорогой ценой импорта этих
реагентов из-за рубежа. Но уже в данный момент в Узбекистане созданы
все условия для производства химических, полимерных реагентов по
свойствам не уступающих зарубежным реагентам и по стоимости
экономически выгодных, чем их импортные аналоги.
В этой теме будет рассмотрен конкретный пример с месторождений
Устюртского региона, где будут приведены исследования по внедрению
буровых растворов с применением природного полимера КМЦ и их
экономическая, технологическая целесообразность.
197
ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДА УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ
(EXPLORATION OF GAS-WATER MIXTURE INJECTION INTO
FORMATION FOR ENHANCED OIL RECOVERY)
Назаренко М.Ю.
(научный руководитель заведующий кафедрой РЭНГМ Грачев С.И.)
Тюменский государственный нефтегазовый университет
Особенностью значительной части месторождений России является
то,
что
весомая
доля
продуктивных
пластов
представлена
мелкозернистыми коллекторами, имеющими высокую геологическую
неоднородность и долю микрокапиллярных поровых каналов. В таких
условиях эффективность ППД закачиванием воды в пласт резко снижается
за счет того, что вода промывает, главным образом, высокопроницаемые
зоны и пропластки, а в низкопроницаемые зоны закачиваемая жидкость
практически не поступает.
Эти проблемы могут быть успешно решены посредством
использования методов водогазового воздействия (ВГВ) на пласт в целях
ППД и увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) путем
поочередной закачки газа и воды.
Несмотря
на
большое
количество
теоретических
и
экспериментальных исследований в области применения водогазового
воздействия, эти методы повышения нефтеотдачи в российских условиях в
настоящее время не нашли широкого применения.
На основании проведенных лабораторных исследований, анализа их
результатов и сравнении их с ранее проводимыми опытами нами
выявлены наиболее подходящие технологии ВГВ, состав водогазовой
смеси и способы применения технологии водогазового воздействия на
продуктивный пласт, которые позволят с большей эффективностью
использовать данную технологию и приведут к значительному увеличению
КИН.
198
ЧИСЛЕННЫЙ АНАЛИЗ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ ДВУХФАЗНОЙ
ФИЛЬТРАЦИИ В УСЛОВИЯХ НЕДОНАСЫЩЕННОГО ПЛАСТА
(THE ANALYSIS OF THE SOLUTION OF THE DIPHASIC
FILTRATION
IN THE CONDITIONS OF THE UNSATURATED OIL RESERVOIR)
Нехорошева М.С.
(научный руководитель доцент Телегин И.Г.)
Тюменский государственный нефтегазовый университет
Рассмотрим одномерную задачу фильтрации нефти и воды в
нефтяном пласте без учета массовых сил и капиллярных, используя модель
двухфазной фильтрации Баклея-Леверетта (БЛ) [1]:
s
b
 (Q );
t
x
где x[0, L] –
(1)
m
пространственная переменная, L – расстояние от
нагнетательной скважины до довывающей, t – время, s [S10 ,1 - S02 ] –
водонасыщенность смачивающей фазы, (S10 , S 20 )  const – остаточные водои нефтенасыщенности (нижний индекс равный 1 соответствует воде, а
нижний индекс равный 2 соответствует нефти), m – пористость,
b(s)  k1 /( k1  k2 ) – доля воды в потоке жидкости, k i (s) – относительные
фазовые проницаемости,   1 /  2 , i – вязкости фаз, Q –расход воды на
нагнетательной скважине. Свойства функциональных параметров модели
описаны в [1].
Положив Q(t )  Q0 , введем безразмерные переменные: x  x / L ,
t  Q0t /(mL) . Уравнение (1) в новых обозначениях запишется в виде:
s
b
 ;
t
x
(2)
Для системы (2) будем изучать следующую начально-краевую задачу:
1  S10 , s |t 0  s0 ( x), x [0,1].
(3)
Введем
сетку
с
распределенными
узлами

n
E  {xi  ih, t  n , i  0, N , n  0,1,2,...} , h  1 / N — шаг по пространственной
координате,   Kh — шаг по временной переменной, K — число Куранта.
Шаг h был взят 0.01 ( N  100 ), а   0.001.
Аппроксимируем систему (2) — (3) явной разностной схемой
первого порядка:
sin1  sin


bin  bin1 0
, si  s0 , i  1,..., N ; n  0,1,2,...; s0n  s0n1  1  S10 ;
h
Был использован набор модельных параметров:
s - S10 2
s - S10 2
k1  (
)
k

(
1

) , m  0.25 ;   0.1 .
,
1
1 - S10  S02
1 - S10  S02
199
(4)
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ АЛЮМОСИЛИКАТНЫХ ПОЛЫХ
МИКРОСФЕР В ТАМПОНАЖНЫХ СМЕСЯХ
(USAGE OF ALUMINOSILICATE HOLLOW MICROSPHERES IN
CEMENT SLURRYS)
Нуманов Н.А.
(научный руководитель: к.т.н., доцент Зозуля Н.Е.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
При сложившиеся на сегодня практике цементирования обсадных
колонн методом встречных заливок (или комбинированным способом
цементирования) и применяемых рецептурах облегченных тампонажных
композиций отмечаются: недоподъем тампонажного раствора до устья,
отсутствие цементного камня в зоне схождения первой и второй ступеней,
значительный процент «отсутствия» и «плохого» сцепления цементного
камня с колонной, наличие заколонных давлений и межколонных
перетоков. Использование в настоящее время минеральных облегчающих
добавок снижает плотность цементного раствора с 1860 до 1400 кг/м 3.
Однако в настоящее время имеется необходимость применения
тампонажных растворов плотностью ниже 1400 кг/м , что невозможно при
их применении с сохранением свойств раствора (камня), удовлетворяющих
требованиям обеспечения надежности разобщения продуктивных
горизонтов. Использование микросфер снижают плотность цементного
раствора, удовлетворяя всем требованиям предъявляемым к тампонажным
облегченным
композициям
для
цементирования
скважин.
Многочисленные практические применения доказали, что цементные
растворы, изготовленные с применением микросфер, действительно
позволяют снизить расходы и улучшить качество цементировочных работ.
Микросферы имеют самую низкую плотность по сравнению с
применяемыми в настоящее время минеральными облегчающими
добавками. Но также существуют проблемы связанные с несоответствием
значений упругих постоянных, температурных коэффициентов линейного
расширения цемента и микросфер, что доказывает необходимость
изготовления микросфер на более высоком уровне качества. Таким
образом, цементные растворы низкой плотности на базе микросфер
являются экономичной и эффективной альтернативой для цементирования
скважин, строящихся в осложненных условиях высоких поглощений и
больших глубин.
200
БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С
ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВЕРХНЕГО ПРИВОДА
(DRILLING OF OIL AND GAS WELLS WITH TOP DRIVE)
Одинаев Х.Х.
(научный руководитель профессор, к.т.н. Омонов.О.С.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте.
Нами рассматривается бурение нефтяных и газовых скважин с
использованием верхнего привода. Верхний привод - важный элемент
буровой установки, который представляет собой подвижный вращатель,
совмещающий функции вертлюга и ротора, оснащенный комплексом
средств механизации для работы с бурильными трубами при выполнении
спускоподъемных операций.
Уникальность конструкции верхнего привода позволяет быстро
монтировать систему на любой буровой. Конструкция верхнего привода
проста и надежна, прямая передача нагрузки через верхний привод и
коробку скорости позволяет работать бурильщику при жёстких условиях.
Преимушества при бурении с верхним приводом:

экономия времени в процессе наращивания труб;

уменьшение вероятности прихватов бурового инструмента;

расширение/проработка ствола скважины при спуске и
подъеме инструмента;

повышение точности проводки скважин при направленном
бурении;

повышение безопасности буровой бригады;

снижение вероятности выброса флюида из скважины через
бурильную колонну;

облегчение спуска обсадных труб в зонах осложнений за счет
вращения и промывки;

повышение качества керна.
В данный момент в Узбекистане используется только одина система
верхнего привода в разведочной скважине на месторождении Кокдумалак,
в скважине № 432 на буровой установке JRJ/JDECO – Американского
производства.
В условиях Узбекистана нами предлагается использовать верхние
приводы производства следующих компаний:
National Oilwell Varco TDS-1000, Canrig Drilling Тechnology
1275AC,TESCO ECI 900 , Bentec , ЗАО «ПромТехИнвест».
201
РАЗРАБОТКА АЛЬТЕРНАТИВНОГО СПОСОБА ДЛЯ
СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ.
ВИНТОВОЙ ПОДЪЕМНИК
(DESIGN OF ALTERNATIVE METHOD FOR TRIP – IN- OUT
OPERATING.
HELICAL ELEVATOR)
Окунев Е.В.
(научный руководитель доцент Пекин С.С.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В работе предлагается альтернативный способ для осуществления
спуско- подъемных операций при КРС, геолого- разведочных и поисковых
работах. Разработана новая конструкция подъемного механизма- винтовой
подъемник.
В основе работы данного механизма
лежит использование
роликовинтовой передачи предназначенной для преобразования
вращательного движения в возвратно- поступательное и наоборот.
Винтовой подъемник представляет собой мобильную установку,
состоящую из двух опорных вертикальных девятиметровых стальных
винтов, совершающих вращательное движение вокруг своей оси. По
винтам перемещаются гайки, совершающие возвратно-поступательное
движение. Каждая из гаек закрепляется на траверсе, которая располагается
между винтами и также совершает возвратно- поступательное движение. К
траверсе крепится крюк, к которому подвешивается необходимый
инструмент для проведения различных технологических операций.
В работе рассматривается ряд подъемников с различными параметрами
в зависимости от воспринимаемой нагрузки, которая варьируется от 80 до
320 тонн. Расчет производился из условий, что подъемник будет работать
один календарный год. т.е. ресурс равен 365 дней. Скорость подъема
незагруженного крюка осуществляется со скоростью 1,5 м/с, загруженного
0,5 м/с. Расчет роликовинтовой передачи является приближенным, т.к.
точной методики расчета, принятой во всех странах пока не существует.
202
СОВРЕМЕННАЯ УНИВЕРСАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ
ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ: ТЕХНОЛОГИЯ ПЛАЗМЕННОИМПУЛЬСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
(MODERN UNIVERSAL TECHNOLOGY OF THE INTENSIFICATION
OF OIL AND GAS FIELDS DEVELOPMENT: TECHNOLOGY OF
PLASMA PULSE INFLUENCE)
Павлова А.А.
(научный руководитель: к.т.н., профессор Белянин Г.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Качество запасов углеводородов в процессе разработки
месторождения постепенно снижается. Большое количество запасов нефти
относится к категории трудноизвлекаемых, эффективность разработки
которых традиционными методами невысока. В этих условиях
перспективы развития нефтедобывающей отрасли во многом связаны с
разработкой и применением эффективных методов повышения
нефтеотдачи пластов. К настоящему времени в мировой нефтедобыче
используются десятки технологий ПНП. При этом практически все они не
являются универсальными и дают успешный результат только в
определенных условиях.
Данные проблемы могут быть решены с помощью применения
технологии плазменно-импульсного воздействия (ПИВ) основа которой
является электрический разряд в жидкости через калиброванный
металлический проводник. Разряд образует плазменный канал, а сам
проводник превращается в пар с высокой плотностью, температурой и
давлением, в итоге формируется ударная волна, которая распространяется
со сверхзвуковой скоростью. Происходит многократное направленное
термическое, акустическое, ударно-волновое и упругое воздействие на
продуктивный пласт. Эта ударная волна, выходя через перфорационные
отверстия в упругую среду, вызывает ее движение и быстро затухает,
превращаясь в ряд последовательных колебаний, распространяющихся со
скоростью упругих волн, а засчет резонансного эффекта происходит
перераспределение двухфазной жидкости (нефть/газ — вода).
В результате применения данной технологии можно получить
декольматацию ПЗП, очистку трещин и каналов от солей, твердых частиц,
ароматических углеводородов, улучшается проницаемость в зоне
дренирования скважины, происходят другие благоприятные условия для
односторонней миграции газожидкостной среды из зоны высокого
давления в зону пониженного давления.
Технология ПИВ универсальна и может успешно применяется на
всех этапах эксплуатации как добывающих, так и нагнетательных скважин.
203
КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ ПРИЧИН ВЫХОДА ИЗ СТРОЯ УЭЦН
НА ПРИМЕРЕ КАРАМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ,
ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ
(A COMPLEX ANALYSIS OF REASONS OF ELECTRICALLY DRIVEN
CENTRIFUGAL PUMPS’ FAILURES ON THE EXAMPLE OF
KARAMOVSKOE OIL FIELD, TYUMEN REGION)
Передерий А. М.
(научный руководитель доцент Деньгаев А. В.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
В данной работе представлены данные по Карамовскому
месторождению, комплексный анализ причин выхода из строя УЭЦН и
конкретное решение этих проблем. Так же были представлены
рекомендации по устранению и по уменьшению вредного воздействия от
тех или иных причин, так например: дальнейшее применение фильтров
ЖНШ, был произведен экономический расчет применения фильтра ЖНШ,
переход от закачки ингибитора солеотложений через систему ППД к
точечной защите скважин с помощью УДР, дальнейшее применение
гидрожелонок, проводить профилактические промывки призабойной зоны
пласта, применение частотно-регулируемого привода, применение
коррозионоизносостойкого оборудования, что увеличит наработку на
отказ, своевременно проводить мероприятия по интесификации притока,
контроль и мониторинг оборудования и работы скважин по фонду.
Не смотря на все преимущества ЭЦН, имеется также целый ряд
сложностей, связанных с их эксплуатацией. Нормальная работа скважин в
соответствии с установленным технологическим процессом, нередко
нарушается вследствие износа или отказа в работе применяемого
подземного и наземного оборудования, эксплуатационной колонны и
забоя, отложений песка (механических примесей, продуктов коррозии),
парафина, солей.
В связи с этим всегда существует необходимость усовершенствовать
работу скважин, оборудованных УЭЦН, во всех направлениях: вносить
изменения в конструкцию установок, улучшать эксплуатационные условия
в скважинах, совершенствовать методы ревизии, диагностики и испытания
насосов и т.д.
А также рассмотрен человеческий фактор при анализе и выявлении
отказов оборудования ЭЦН, и как оказалось он является одним из
наиболее важных и может в значительной мере влиять при определении
причины отказа ЭЦН. И я рассмотрел методы борьбы с человеческими
ошибками, в различных крупных нефтегазовых компаниях и сделал
выводы и рекомендации по уменьшению человеческого фактора при
механизированной добыче нефти и газа.
204
ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
РАСПРЕДЕЛЕНИЙ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ В
ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКАЖИНЫ ПРИ ЗАКАЧКЕ ВОДЫ В
ПЛАСТ
(HYDRODYNAMIC MODEL FOR PRESSURE AND TEMPERATURE
DISTRIBUTION AROUND A BOREHOLE DURING FLUID
INJECTION INTO PERMEABLE MEDIA)
Понизник И.В.
(научные руководители: профессор Исаев В.И. и главный научный
сотрудник Шеберстов Е.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Для оценки эффективности использования искусственного
воздействия на пласт путем закачки воды необходимо контролировать такие
термодинамические параметры как изменение давления и температуры.
В данной работе представлена математическая постановка задачи
определения давления и температуры при разработке нефтяного
месторождения (карбонатный высопроницаемый коллектор) на основе
модели автора Hojka, Dusseault и Bogobowicz (1993). Разработка
происходит методом поддержания пластового давления. Вода закачивалась
в нефтяной пласт. Считалось, что нефть и вода – несмешивающиеся
жидкости. Для оценки изменения состояния пласта процессы фильтрации,
теплопередачи рассматривались в рамках единой модели. Принималось,
что вытеснение нефти водой происходит по модели поршневого
вытеснения. Также предполагали, что в первом приближении газ в жидкой
фазе не выделяется. Представленная задача считалась осесимметричной, то
есть величины p и Т зависят только от радиуса и времени. Жидкость
закачивалась с постоянным расходом.
Забойное давление нами рассчитано с использованием уравнений
Херста и Ван-Эвендингена и Дюпюи. Предполагалось, что вне контура
находится слабосжимаемая жидкость, а внутри контура несжимаемые
нефть и вода.
Для высокопроницаемых коллекторов конвекция  главный механизм
передачи тепла. Передача за счет теплопроводности для флюида и для
коллектора ничтожна. По этим же причинам предположено отсутствие
перехода тепла между слоями. Возможен только переход тепла на границе
твердых гранул и флюида. Используя законы сохранения энергии отдельно
для твердой и жидкой фазы и с помощью интегрального преобразования
Лапласа, получено распределение температуры во времени в пласте.
Знание распределения давления на забое скважины и распределения
температуры в пласте в любой момент времени позволит более точно
рассчитать эффективность метода закачки и необходимые параметры
закачиваемой воды.
205
ВОЗМОЖНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП НА ИРЕЛЯХСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ
(POSSIBILITY OF THE HYDROFRACTURING IN THE
IRELYAKHSKOE FIELD)
Попов В.М.
(научный руководитель доцент Краснов И.И.)
МПТИ (ф) СВФУ им М.К. Аммосова
Многолетний опыт проведения гидроразрыва пласта (ГРП), как
способа интенсификации притока флюида на различных месторождениях,
и его высокая эффективность с учетом его универсальности и
экономической выгоды неоднократно доказывал значимость данного
метода в настоящее время.
Необходимость ГРП на Иреляхском месторождении обусловлена его
применением в целях увеличения объема добываемого флюида при
имеющемся фонде действующих скважин для подачи в нефтепровод
ВСТО, проходящий через Западную Якутию. На поздних стадиях
разработки происходит неминуемое ухудшение продуктивности скважин
по причине снижения пластового давления и ГРП, как один из видов его
поддержания, является более выгодным с экономической точки зрения.
Кроме того, появится возможность ввода в строй нерентабельных
законсервированных скважин.
Рассматриваемое месторождение расположено в пределах
Мирнинского района Республики Саха (Якутия). Запасы нефти
оцениваются в 38 млн т., газа – 5 млрд. м3. Годовая добыча нефти равна 66
тыс. т. Нефтегазоностность приурочена к терригенным отложениям
ботуобинского и улаханского горизонтов. На данный момент на
месторождении пробурено 50 скважин, из них 22 поисково-разведочные и
28 эксплуатационные. Литологический состав отложений ботуобинского и
улаханского горизонтов сравнительно однородный. Горизонты сложены,
главным образом мелкозернистыми и среднезернистыми песчаниками,
пористостью 0,12 - 0,13 %.
Результатом проведенных расчетов, на основании производственных
данных, стало доказательство возможности
проведения ГРП на
Иреляхском месторождении. В зависимости от параметров скважины и
пластов, прогнозируется увеличение средних дебитов нефти 1,5 - 2 раза.
Это достигается образованием протяженных трещин и увеличением
проницаемости призабойной зоны. Гидравлический разрыв пласта на
месторождении приведет к увеличению эффективного радиуса скважины,
повышению
нефтеотдачи
путем
приобщения
к
выработке
слабодренируемых зон и снижению сопротивления призабойной зоны.
206
КРАТКОВРЕМЕННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН – КАК
ИНОВАЦИОННЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ В УЗБЕКИСТАНЕ
(SHORT-TERM OPERATION WELL)
Рахимов К.А.
(научный руководитель: к.т.н., доцент Зозуля Н.Е.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
Кратковременная эксплуатация скважин (КЭС) – эффективный
способ эксплуатации мало- и среднедебитных добывающих, мало- и
среднеприемистых нагнетательных скважин нефтяных месторождений с
помощью
погружных
центробежных
насосных
установок
с
электроприводом (УЭЦН). Уникальной особенностью КЭС является
возможность изменения объёмов добычи (закачки) жидкости из (в)
скважины (-у) в 5-10 раз без её остановки и проведения ПРС по смене
типоразмера оборудования. КЭС – незаменимый способ для применения
на скважинах, вводимых в эксплуатацию после бурения, капитального
ремонта скважин (КРС) и геолого-технических мероприятий (ГТМ) по
повышению нефтеотдачи пластов (ПНП). Внедряя КЭС, заказчик получает
автоматизированную скважину, в которой стабилизирован основной
технологический параметр – забойное давление (депрессия). КЭС даёт
возможность контролировать изменение дебита и обводнённости
продукции скважины в режиме реального времени без применения
специальных контрольно-измерительных приборов. Достоинства КЭС
доказаны в промысловых условиях. Нет необходимости проводить
длительные промысловые испытания. При КЭС используется серийное
оборудование отечественных производителей. Нефтяные и сервисные
компании имеют всю необходимую инфраструктуру для эксплуатации
УЭЦН. Поэтому КЭС можно внедрить быстро и без значительных затрат.
КЭС имеет значительный потенциал развития. Например: КЭС
перспективна для эксплуатации нефте-газоконденсатных месторождений и
месторождений с нефтью повышенной вязкости.
207
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЗАБОЙНЫХ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ
СИСТЕМ ПРИ ПРОВОДКЕ ГОРИЗОНТАЛЬНО НАПРАВЛЕННЫХ
СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УЗБЕКИСТАНА
THE USE OF DOWNHOLE TELEMETRY SYSTEMS AIMED AT
CONDUCTING HORIZONTAL WELLS IN UZBEKISTAN
Рузматов С.Г.
(Научный руководитель: д.т.н., профессор Зозуля В.П.)
Филиал РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в г. Ташкенте
Технология строительства горизонтально направленных скважин на
сегодняшний день является одной из новейших строительных технологий
по разработке и формированию скважин. Строительство горизонтально
направленных скважин обусловлено такими объективными причинами, как
истощение основных нефтяных месторождений, что приводит к
необходимости освоения труднодоступных залежей (шельфовые
месторождения, извлечение сырья из тонких пластов, уплотнение сетки
скважин при кустовом бурении и др.). Применение в данном случае
телеметрических систем позволяет существенно сократить сроки бурения
и затраты. Кроме того, создаются весомые предпосылки для значительного
повышения нефтегазоотдачи разбуриваемого месторождения.
Телеметрические системы в процессе бурения горизонтальных и
наклонно-направленных скважин позволяют получать на поверхности в
реальном масштабе времени текущие измерения по зенитному углу,
азимуту и по положению отклонителя относительно ствола скважины, а
программное
обеспечение
позволяет
строить
фактическую
и
прогнозировать дальнейшую траекторию скважины.
Измеряемые параметры ЗТС: зенитный угол; азимутальный угол;
положение отклонителя; каротаж сопротивления КС; каротаж
самопроизвольной поляризации ПС; виброкаротаж; температура на забое;
обороты вращения генератора.
Особенности и преимущества ЗТС:
 Унифицированная конструкция позволяет, меняя силовые корпуса,
работать во всех диаметрах от 90 до 240 мм.
 конструкция позволяет проводить скважины с большой
интенсивностью
искривления
ствола
(до
1°/м)
и
снизить
прихватоопасность КНБК.
 Измерение навигационных и геофизических параметров возможно
как в процессе бурения, так и в «статике» без циркуляции бурового
раствора.
 Измерение и запись информации в «память» при подъеме
инструмента.
 Телесистемы могут работать при гидростатическом давлении до 100
МПа, температуре окружающей среды до 125 °С.
208
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЗАБОЙНЫХ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ
СИСТЕМ ПРИ ПРОВОДКЕ ГОРИЗОНТАЛЬНО НАПРАВЛЕННЫХ
СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УЗБЕКИСТАНА
(THE USE OF DOWNHOLE TELEMETRY SYSTEMS AIMED AT
CONDUCTING HORIZONTAL WELLS IN UZBEKISTAN)
Рузматов С.Г.
(Научный руководитель: д.т.н., профессор Зозуля В.П.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
Технология строительства горизонтально направленных скважин на
сегодняшний день является одной из новейших строительных технологий
по разработке и формированию скважин. Строительство горизонтально
направленных скважин обусловлено такими объективными причинами, как
истощение основных нефтяных месторождений, что приводит к
необходимости освоения труднодоступных залежей (шельфовые
месторождения, извлечение сырья из тонких пластов, уплотнение сетки
скважин при кустовом бурении и др.). Применение в данном случае
телеметрических систем позволяет существенно сократить сроки бурения
и затраты. Кроме того, создаются весомые предпосылки для значительного
повышения нефтегазоотдачи разбуриваемого месторождения.
Телеметрические системы в процессе бурения горизонтальных и
наклонно-направленных скважин позволяют получать на поверхности в
реальном масштабе времени текущие измерения по зенитному углу,
азимуту и по положению отклонителя относительно ствола скважины, а
программное
обеспечение
позволяет
строить
фактическую
и
прогнозировать дальнейшую траекторию скважины.
Измеряемые параметры ЗТС: зенитный угол; азимутальный угол;
положение отклонителя; каротаж сопротивления КС; каротаж
самопроизвольной поляризации ПС; виброкаротаж; температура на забое;
обороты вращения генератора.
Особенности и преимущества ЗТС:
 Унифицированная конструкция позволяет, меняя силовые корпуса,
работать во всех диаметрах от 90 до 240 мм.
 конструкция позволяет проводить скважины с большой
интенсивностью
искривления
ствола
(до
1°/м)
и
снизить
прихватоопасность КНБК.
 Измерение навигационных и геофизических параметров возможно
как в процессе бурения, так и в «статике» без циркуляции бурового
раствора.
 Измерение и запись информации в «память» при подъеме
инструмента.
 Телесистемы могут работать при гидростатическом давлении до 100
МПа, температуре окружающей среды до 125 °С.
209
ТЕХНОЛОГИЯ СТРУЙНОЙ ОБРАБОТКИ ПРОНИЦАЕМЫХ
ПОРОД
(PERMEABLE FORMATION JETTING TREATMENT
TECHNOLOGY)
Рунович К.И.
(Научный руководитель: д.т.н., профессор Зозуля В.П.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте
В настоящее время одной из главных задач бурения в Узбекистане
является качественное вскрытие продуктивного пласта. От этого зависит
продуктивность скважины. Первичное вскрытие продуктивных пластов по
традиционным технологиям приводит к значительной потере
продуктивности скважины, законченных строительством. При этом потери
продуктивности составляют 30-40%.
Загрязняющее влияние бурового раствора на нефтегазонасыщенный
пласт при его вскрытии может быть значительно уменьшено путем
применения соответствующих конкретным геолого-физическим условиям
рецептур промывочных жидкостей, в наименьшей степени нарушающих
природное равновесное состояние компонентов пластовой системы в зоне
воздействия, а также путем разработки технологических режимов бурения,
включая промывку скважины и проведение спуско-подъемных операций,
обеспечивающих минимальные размеры зоны взаимодействия бурового
раствора с пластом.
Целью выбора оптимальных режимов технологических операций при
вскрытии являются максимально возможное сохранение природной
проницаемости коллектора путем уменьшения радиуса проникновения
фильтрата до размеров, соизмеримых с пробивной способностью
современных перфораторов. Для уменьшения величины зоны
проникновения фильтрата бурового раствора, в компоновку бурильного
инструмента
рекомендуется
включение
гидравлико-механических
кольмататоров. Воздействие на стенку скважины осуществляется
сближающимися струями разной интенсивности.Насадки устанавливаются
таким образом, чтобы точки пересечения осей струй со стенкой скважины
располагались одна за другой, в порядке убывания их интенсивности. В
результате, в каждой обрабатываемой области поверхности стенки ствола
скважины обеспечивается плавное снижение давления, а не его скачок осуществляется плавное понижающее воздействие. Реакция стенки
аналогична. Стенка деформируется в сторону механического уплотнения.
Предотвращается «откол» породы, кавернообразование, расширяется зона
воздействия струи, что еще больше повышает равномерность ее
обработки, следовательно, и качество этой обработки.
210
ОРГАНИЗАЦИЯ РАЗДЕЛЬНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ПОПУТНОЙ
ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ НА ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИНАХ
НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
(ORGANIZATION OF SEPARATE OIL AND ASSOCIATED
PRODUCED WATER AT WATERED WELLS OIL FIELDS)
Сабанов С.Л.
(научный руководитель старший преподаватель Фатхутдинова Р.М.)
АГНИ
В процессе своей жизни нефтяная скважина вначале работает чистой
нефтью, а затем наступает этап обводнения. До определенного значения
обводненности вода полностью выносится на поверхность. Но, с
некоторого момента часть воды начинает опускаться на забой, и в стволе
обводненной скважины с забоя формируется столб воды, сквозь который
всплывает нефть.
В настоящее время включение в работу обводненных скважин
нефтяных месторождений обычно производится с помощью насосов,
которые откачивают из скважины чаще всего эмульсию, из которой на
поверхности извлекают нефть, газ и воду.
Предлагается обеспечение вертикально-раздельной откачки воды и
нефти обводненных скважин за счет их гравитационного разделения и
применения насоса двойного действия.
Раздельная добыча воды и нефти обеспечивается естественным
образом по причине их раздельного поступления в скважину и
гравитационного разделения смеси по вертикали: нефть – вверху, вода –
внизу. При этом нефть поднимают на поверхность, а вода будет
выкачиваться на поверхность с последующей закачкой в один из пластов
нагнетательной скважины.
Указанная технология позволяет:
- осуществлять раздельную добычу продукции скважин (нефть,
попутная пластовая вода) и не смешивать в последующем в поверхностных
условиях с заданными параметрами подъема продукции по объемам нефти
и попутной пластовой воды;
- осуществлять транспортировку добываемой продукции со
скважины с низким процентным содержанием попутной пластовой воды;
- оптимизировать затраты на сбор и транспорт продукции скважин
до пунктов его сбора, транспорта и подготовки;
- утилизировать попутную пластовую воду непосредственно в
нагнетательную скважину системы ППД на кусте скважин, тем самым
оптимизировать затраты по ее транспортировке, сепарации и утилизации;
- оптимизировать мощности объектов подготовки нефти;
- исключить нерациональную или многоступенчатую схему
перекачки пластовой жидкости.
211
ПРИМЕНЕНИЕ ГЕНЕТИЧЕСКОГО АЛГОРИТМА ПРИ
АДАПТАЦИИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ 3D МОДЕЛИ
(GENETIC ALGORITHM APPLICATION FOR HISTORY MATCHING
OF FILTRATION 3D MODEL)
Сазонов Е.О.
(научный руководитель главный специалист «РН-УфаНИПИнефть» Штинов В.А.)
УГНТУ
Генетический алгоритм (англ. genetic algorithm) — это эвристический
алгоритм поиска, используемый для решения задач оптимизации и
моделирования путём вероятностного подбора, комбинирования и
вариации искомых параметров с использованием механизмов,
напоминающих биологическую эволюцию. От остальных применяемых
алгоритмов он отличается поиском глобального максимума целевой
функции (остальные методы ищут локальные максимумы).
Этот алгоритм поиска решения был применен при адаптации
относительных фазовых проницаемостей пласта БС13 Барсуковского
месторождения: сделано предположение об аппроксимации зависимостей
ОФП от водонасыщенности степенными нормализованными функциями
вида:
 S  S wcr 
krw  krw ( S wocr )   w

 S wocr  S wcr 
 S  Sw 
kro  kro ( S wcr )   wocr

 S wocr  S wcr 
Crw
,
Cro
где Swcr - критическая водонасыщенность, при которой вода становится
подвижной;
Swocr - критическая водонасыщенность, при которой нефть
становится подвижной;
Crw , Cro - степенные коэффициенты;
Sw – текущая водонасыщенность.
Первые множители выражений являются константами (верхними
концевыми точками таблиц насыщенности). Степенные же коэффициенты
отвечают за кривизну графиков. Именно эти коэффициенты и являются
параметрами, которые подбирались в процессе адаптации с помощью
генетического алгоритма.
Было проведено порядка ста экспериментов, для каждого из которых
оценивалась целевая функция, характеризующая расхождение добычи
нефти. На каждом шаге выбирались те коэффициенты, которые описывают
модели, наиболее близкие к факту. Применив данный алгоритм,
относительная ошибка фактических и расчетных дебитов нефти снизилась
на 21,5 % (с 22,8 % уменьшилась до 1,3 %).
212
ДЛИННОХОДОВАЯ УСТАНОВКА С ПОДВЕСКОЙ НАСОСА НА
ГИБКОЙ ЛЕНТЕ
(LONG-STROKE UNIT WITH PUMP SUSPENSION ON FLEXIBLE
BAND)
Саитгараев И. Р.
(научный руководитель зав. кафедрой, профессор Архипов К. И.)
АГНИ
В нашей стране, как и во всем мире, наиболее распространена
эксплуатация скважин насосными установками, в которых одним из
слабых мест остается связь наземного привода с погружным насосом. В
современных установках серийно применяется колонна штанг.
Долговечность штанг, как и подземного оборудования, зависит от числа
циклов в единицу времени. Поэтому предпочтительней тихоходные
установки, в которых для компенсации снижений числа ходов
используется повышенная длина хода. Схемы существующих установок в
виде станков-качалок не позволяют создавать большую длину хода ввиду
увеличения габаритов конструкции, поэтому длина хода обычно не
превышает 3-3,5 метров. У цепных приводов, применяемых в последние
годы параллельно со станками-качалками, наблюдается похожая
зависимость.
Предлагаемая установка позволяет обеспечить большую длину хода
при обычных для станков-качалок габаритах. Это обеспечивается
использованием полиспастной системы в преобразующем механизме
стандартного станка-качалки с несколько измененной кинематической
схемой: канат, полированный шток и колонна штанг заменяются на ленту,
головка балансира – на барабан. Гибкая лента непосредственно соединяет
погружной насос с наземным приводом. В установке сохраняется
возможность изменения длины хода и осуществления подземных
ремонтных работ. Вопрос уплотнения ленты в устьевой арматуре в
принципе решаем, т.к. есть опыт применения ленты, проходящей через
устье, в установках для свабирования скважин.
Достоинства установки:
– резкое уменьшение массы в точке подвеса;
– экономия электроэнергии из-за уменьшения нагрузки на балансир;
– отсутствие необходимости в работах по свинчиванию-развинчиванию;
– увеличенный в 2-2,5 раза ход по сравнению со стандартным станкомкачалкой;
– обеспечение малых частот качаний, что увеличит долговечность
установок;
– сохранение обычных для станков-качалок габаритных размеров.
213
ПРИМЕНЕНИЕ ПРОФИЛЬНЫХ ПЕРЕКРЫВАТЕЛЕЙ
ПРИ ОСВОЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНО-НАПРАВЛЕННЫХ
СКВАЖИН
(APPLICATION OF PROFILE LINER AT DEVELOPMENT
OF THE HORIZONTALLY DIRECTED WELLS)
Сафин Р.Р., Сираева Г.М.
(научный руководитель профессор Файзуллин В.А.)
АГНИ
Профильный перекрыватель представляет собой двухканальную
профильную трубу с цилиндрическими концами для присоединения
башмака и с устройством для спуска перекрывателя в скважину.
Применение перекрывателей позволяет: восстанавливать крепь
скважины с интервалом нарушения большой длины; восстанавливать
герметичность обсадных колонн, нарушенных при бурении соседних
наклонно направленных скважин при кустовом бурении; соединять
разорванные (разрушенные) участки обсадных колонн; отключать
обводнившиеся пласты; наращивать эксплуатационную колонну снизу;
осуществлять подвеску хвостовиков и фильтров в вертикальных и
горизонтальных скважинах.
В современной практике бурения скважин появилась возможность
использования перекрывателей при освоении скважин, при этом
происходит упрощение конструкции скважин за счёт исключения
промежуточных колонн, колонн-"летучек" и "хвостовиков", а
следовательно и значительное удешевление. Данная технология
предусматривает перекрытие зоны поглощения специально профильными
обсадными трубами.
Данная технология позволяет:
1. Сократить сроки строительства скважин;
2. Облегчить и ускорить разработку и реализацию технологии и
оборудования для совместно – раздельной эксплуатации нескольких
пластов;
3. Уменьшить число осложнений и аварий при бурении;
4. Сократить размерный ряд долот и обсадных колонн;
5. Унифицировать буровое и эксплуатационное подземное
оборудование и инструмент.
Основные задачи технологии освоения с помощью перекрывателей:
1. Изоляции зон поглощения;
2. Крепление продуктивных пластов;
3. Крепление неустойчивых пород.
В настоящее время разработаны различные виды перекрывателей для
решения технических задач по локальному креплению скважин.
214
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ НЕФТЯНЫХ
СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ КОНУСООБРАЗОВАНИЯ
(PECULIARITIES OF OIL PRODUCING WELLS EXPLOITATION IN
CONE FORMATION CONDITIONS)
Сетдиков Р.Х., Пронюшкина С.М.
(научный руководитель профессор Палий А.О.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Современный этап развития нефтяной промышленности как в России,
так и в мире характеризуется вводом в разработку месторождений с
трудноизвлекаемыми запасами (большие водо-нефтяные и подгазовые
зоны, низкая проницаемость, повышенная вязкость, малые толщины,
морская добыча). Применение только вертикальных скважин не всегда
обеспечивает эффективное извлечение нефти из пластов. Поэтому в
последние годы стало широко применяться бурение горизонтальных
скважин (боковых горизонтальных стволов). Во многих случаях это
обеспечивает эффективную разработку нефтяных залежей. Но в ряде
случаев (наличие газовых шапок, подошвенных активных законтурных
вод) существенно осложняет эксплуатацию как вертикальных, так и
горизонтальных скважин вследствие процесса образования водяных и
газовых конусов. Прорыв в скважину воды или газа ведет к переводу
добывающей скважины в другую категорию (вместо нефтедобывающей в
водозаборную или газодобывающую).
Теория образования конусов начала создаваться М. Маскетом и
И.А.Чарным, где основным фактором являются гравитационные силы.
Снижение явления конусообразования обычно достигается переносом
интервала перфорации и снижением депрессии на пласт. Это в свою
очередь ведет к уменьшению рабочего дебита скважины до величины
критического. В горизонтальных скважинах, в отличие от вертикальных,
конусообразование имеет гребневидный характер
по всей длине
горизонтального участка, что существенно осложняет обоснование
рациональных режимов их эксплуатации.
В работе рассмотрены вопросы механизма конусообразования в
добывающих как в вертикальных, так и горизонтальных скважинах.
Выполнена серия расчетов по оценке предельных безводных и безгазовых
дебитов скважин, по различным моделям, обоснованы выводы.
215
АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ АГРЕГИРОВАННЫХ МОДЕЛЕЙ
РАЗРАБОТКИ
ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
(THE ANALYSIS OF THE EXISTING AGGREGATED MODELS OF
WORKING OUT OF GAS DEPOSITS)
Слабошевская А.В.
(научный руководитель профессор А. И. Ермолаев)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В работе проводится анализ существующих агрегированных моделей
газовых скважин. В качестве рабочего алгоритма приведена задача
оптимизации на нахождение числа скважин для каждой залежи, которое
обеспечит максимальную суммарную добычу газа со всех залежей
(пластов) при выполнении ограничения на суммарную стоимость
строительства всех скважин. Поставленная задача может быть решена
методом неопределенных множителей Лагранжа.
n
Vi
    ci xi  G   min
.
x
i 1 1  si xi
 i1

n
L( X ,  )  
n
x 
o
j
G   ci / s i
i 1
n

i 1
Vi ci / si
Vj
cjsj

1
,
sj
j  1, n.
кол-во скважин
Далее ведутся окончательные расчеты и подводится итог выполненной
работы (с наглядным заключением):
кол-во залежей
216
НОВЫЙ ОБЛЕГЧЕННЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ ЦЕМЕНТНЫЙ
СОСТАВ С УЛУЧШЕННЫМИ РЕОЛОГИЧЕСКИМИ
СВОЙСТВАМИ
(REFORMULATED LIGHTWEIGHT CEMENT COMPOSITION WITH
IMPROVED PROPERTIES FOR CAPITAL WORKOVER)
Соколова Е.А.
(научный руководитель: профессор Хлебников В.Н.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Для обеспечения доразработки истощенных пластов необходимо
поддерживать в технически исправном состоянии скважинный фонд, для
чего необходимо повысить успешность капитального ремонта скважин,
что невозможно без разработки новых эффективных составов.
В ходе проведенных исследований был разработан отверждаемый
состав с реологией глинистых растворов на основе нового реагента микроцемента марки «Microdur» и высококачественного бентонитового
глинопорошка марки «Бентокон».
Исследование показало, что суспензии микроцемента марки
«Microdur» в воде не обладают
необходимой седиментационной
устойчивостью. Проведенные исследования позволили разработать новую
рецептуру
тампонажного состава, который обладает нормальной
подвижностью (растекаемостью), низкой плотностью и реологией
глинистых растворов, а при отверждении образуют камень большей
прочности, чем гельцементный камень.
Взаимодействие микрочастиц цемента и наночастиц глинистого
раствора доказано увеличением прочности и адгезии с металлом
образующегося цементного камня по мере роста концентрации
глинопорошка в составе композиции и температуры отверждения, что
отличает состав от обычных гельцементных. Реологические исследования
показали, что, в отличие от цементных растворов нормальной плотности и
облегченных цементных растворов, реологические характеристики
глиноцементных составов мало зависят от времени. Разработанный состав
обладает удовлетворительной проницаемостью для газа, близкой с
проницаемостью для облегченного цементного камня.
Результат работы - рецептура нового типа отверждаемого
тампонажного состава с реологией глинистого раствора, образующего
прочный и низкопроницаемый цементный камень. Рекомендуется
применять
глиноцементные
тампонажные
составы на
основе
микроцемента «Microdur» для ликвидации негерметичностей скважин и
заколонных перетоков в интервалах разреза с температурой выше 40 оС.
217
ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ И
ПЛОСКОРАДИЛЬНОЙ ФИЛЬТРАЦИЙ ГАЗА В
СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ ПОРОДАХ ДО И ПОСЛЕ ИХ
КРЕПЛЕНИЯ ХИМИЧЕСКИМ МЕТОДОМ
(LABORATORY RESEARCHES OF PARALLEL AND PLANERADIAL FILTRATIONS OF GAS IN BADLY-CEMENTED
FORMATIONS BEFORE AND AFTER CHEMICAL CONSOLIDATION)
Соловьёв Г.А., Шагиахметов А.М., Тананыхин Д.С.
(научный руководитель – профессор Петухов А.В.)
СПГГУ
Проблема эксплуатации скважин со слабосцементированными
коллекторами всегда была актуальна не только для отдельных
нефтегазодобывающих регионов России, но и для многих регионов по
всему миру. Вынос диспергированной твердой фазы представляет собой
серьезную проблему способную привести к различным осложнениям,
ухудшающим технико-экономические показатели добычи нефти и газа.
Целью данной работы является проведение исследований по
креплению слабосцементированной породы химическим методом на
основе растворов хлорида кальция и гидрокарбоната натрия с
последующим сопоставлением начальной и конечной проницаемости по
газу и сравнением начального и конечного минимального давления,
соответствующего началу выноса песка из породы.
Эксперименты проводились на двух типах установок (насыпных
моделях), соответствующих плоскорадиальной и прямолинейнопараллельной моделям фильтраций, которые заполнялись приготовленной
песчано-глинистой смесью. Через насыпные модели осуществлялась
последовательная прокачка водного раствора хлористого кальция и, в
качестве тампонирующего состава, водный раствор гидрокарбоната
натрия. На установке ТКА-209 производился замер проницаемости и
определение минимального давления, приводящего к разрушению породы.
В результате проведенных исследований по креплению
слабосцементированных пород в газовых скважинах химическим методом
при моделировании как плоскорадиального, так и прямолинейнопараллельного потоков, снижение проницаемости составило 12-16 %.
За счет цементирующего действия растворов значительно
увеличилась прочность породы. Следовательно, становится возможным
увеличение депрессии на пласт, тем самым, поддерживая уровень добычи
на прежнем уровне, что может успешно применяться на месторождениях в
завершающей стадии разработки.
218
ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНОНИЗКОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (АНПД) ПРИМЕНИТЕЛЬНО
К МЕСТОРОЖДЕНИЮ КОКДУМАЛАК
FEATURES OF HORISONTAL DRILLING TECHNOLOGY IN
PRODUCTIVELY RESERVOIR WITH ABNORMALLY LOW
RESERVOIR PRESSURE IN “KOKDUMALAK” DEPOSIT
Стадник Д.В.
(Научный руководитель: доцент Матякубов М.Ю.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте
Месторождение Кокдумалак открыто в 1986 году и находится в
разработке с 1998 г. На его долю приходится около 50% извлекаемых
запасов нефти в республике. Извлекаемые запасы составляют 55 млн. тонн
нефти, 67 тонн газового конденсата и 145 млрд. кубометров газа.
Отбор углеводородов из данного месторождения сопровождается
двумя основными проблемами:
1.
Месторождение Кокдумалак находится на поздней стадии
разработки, что является причиной аномально-низкого пластового
давления;
2.
Большую площадь месторождения Кокдумалак покрывают
зоны текучих солей и рапапроявлений, что затрудняет бурение и отбор
углеводородов. Процесс бурения и крепления осложнён, происходит много
аварий, прихватов бурильного инструмента и т.д.
Бурение вертикальных скважин на данном месторождении уже
практически не оправдывает себя вследствие малых дебитов, небольших
сроков безобводнённой эксплуатации и сложности проводки скважин в
зонах текучих солей и рапапроявлений. Существует способ решения этой
проблемы – бурение горизонтальных скважин J-образного профиля под
соленую толщу прямо в продуктивный горизонт. При этом вертикальный
участок находится на территории вне зоны рапапроявления, а
горизонтальный участок проходит по продуктивному пласту.
Преимуществ метода очень много, но самые очевидные – многократное
увеличение дебита (от 2-х до 10 раз) вследствие увеличенной зоны
фильтрации, увеличены сроки безобводнённой эксплуатации скважины а
также создаются условия для безаварийного строительства скважины
вследствие «обхода» зон рапопроявлений и текучих солей.
Также существует много особенностей при бурении горизонтальных
скважин в данных условиях, и если их не учитывать, то возникают
различные осложнения и аварии, связанные с трудностью производимых
работ в горизонтальном участке скважины.
219
ЭФФЕКТИВНАЯ НЕЙТРАЛИЗАЦИЯ СЕРОВОДОРОДА
ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ.
(EFFECTIVE NEUTRALIZATION OF HYDROGEN SULFIDE WHEN
DRILLING A WELL IN COMPLICATED CONDITIONS)
Стародубцев А.О.
(научный руководитель доцент Ведищев И.А.)
РГУ нефти и газа имени. И.М. Губкина
Развитие топливно-энергетического комплекса страны предполагает
интенсивную разработку новых месторождений нефти и газа,
совершенствование технологий бурения и добычи, применение
прогрессивных методов воздействия на нефтяные пласты. Значительная
доля запасов углеводородного сырья сосредоточена на месторождениях с
большим содержанием сероводорода. Наличие сероводорода вызывает
разного рода технологические осложнения: загустевание бурового
раствора, прихват бурильной колонны, коррозию бурового оборудования и
бурильного инструмента, нарушение герметичности цементного кольца,
что в целом приводит к существенному удорожанию стоимости
строительства скважин и экологическим проблемам.
Первоочередной
задачей
при
бурении
скважин
является
нейтрализация сероводорода непосредственно в восходящем потоке
бурового раствора с помощью специальных реагентов-нейтрализаторов.
Актуальной задачей остается разработка и испытание новых
разновидностей нейтрализаторов сероводорода. Повышение качества
цементирования
обсадных
колонн
на
сероводородсодержащих
месторождениях приведет к сокращению числа межпластовых и
заколонных перетоков.
220
ВЛИЯНИЕ ГЛИНИСТОЙ ФРАКЦИИ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ
СВОЙСТВА ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД НА ПРИМЕРЕ
ИСКУССТВЕННЫХ ОБРАЗЦОВ
(INFLUENCE OF CLAY FRACTION ON THE FILTRATION
PROPERTIES OF TERRIGENOUS ROCKS AS EXEMPLIFIED BY
ARTIFICIAL OF CORE SAMPLES)
Тетянников А. Е.
(научный руководитель доцент Язынина И.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В последние годы существенно увеличивается доля месторождений с
трудноизвлекаемыми запасами, к числу которых относятся месторождения
с повышенной глинизацией пород, что обуславливает их низкую
проницаемость.
Активность глинистых минералов по отношению к пластовым и
технологическим флюидам требует специальных подходов при разработке
глиносодержащих терригенных пластов.
Поэтому экспериментальное изучение процессов фильтрации,
определяющих эффективность извлечения нефти, является актуальным для
повышения достоверности прогнозирования их поведения при разработке.
Целью работы было получение зависимостей фильтрационноемкостных свойств искусственно приготовленных образцов глинистых
песчаников от содержания глинистого цемента. Для приготовления
искусственных
образцов
использовались
кварцевый
песок
и
монтмориллонитовая глина. Была разработана методика приготовления
искусственных образцов с заданным содержанием различных фракций.
Контроль дисперсности проводился на лазерном анализаторе частиц
«Analyzette 22». Проницаемость образцов определялась на установке
Coretest BPS-805 по газу в барических условиях пласта (3000 psi).
Получены зависимости проницаемости искусственных пород от
количества глинистой фракции,
медианного диаметра смеси,
коэффициента неоднородности. Указанные зависимости имеют высокий
коэффициент корреляции, что позволит использовать их для
прогнозирования проницаемости естественных пород известного состава.
Полученные зависимости можно рекомендовать для практического
использования.
221
ИССЛЕДОВАНИЕ ДИСКОВЫХ НАСОСОВ И РАЗВИТИЕ
ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ
(RESEARCH OF DISK PUMPS AND DEVELOPING TECHNOLOGIES
OF OIL PRODUCTION)
Тигов П.Р.
(научный руководитель Сазонов Юрий Апполоньевич, Профессор, д.т.н)
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
Прогноз и оценка существующих нефтяных залежей показывает, что
в дальнейшем будет происходить осложнение условий доразработки
месторождений, усложнение технологий добычи, рост себестоимости
единицы продукции. Нефтяные компании вынуждены осваивать менее
рентабельные залежи, которым присуща высокая вязкость, большое
количество механических примесей и свободного газа. В связи с этим
инженеры активно занимаются усовершенствованием существующего
оборудования, а также создают новые конструкции.
В данной работе представлен дисковый насос как возможное средство
снижения эксплуатационных затрат на скважинное оборудование для
добычи нефти и на нефтепромысловое оборудование. Отмечены
достоинства дисковых насосов перед другими, широко применяемыми в
нефтегазовой области для перекачки высоковязких флюидов с большим
количеством механических примесей. Предложен алгоритм
конструирования дискового насоса. Разработана стендовая насосная
установка для испытания дисковых насосов. Подготовлена основа для
объединения в общую систему представленного насосного оборудования и
технологии добычи нефти в осложнённых условиях.
222
ПЕРЕКРЫВАТЕЛЬ С ЭФФЕКТОМ ПАМЯТИ ФОРМЫ (ЭПФ)
(LINER WITH SHAPE MEMORY EFFECT)
Тошматов Ш.Д.
(научный руководитель: д.т.н., профессор Зозуля В.П.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
В данной работе будет рассмотрен принципиально новый путь
решения проблем разобщения пластов и ремонта колонн путем локального
крепления стенок скважин (профильными перекрывателями с ЭПФ) без
применения цемента и с сохранением полезного сечения скважины.
Эффект памяти формы состоит в том, что образец, имеющий
определенную форму в аустенитном состоянии, при повышенной
температуре деформируют при более низкой температуре мартенситного
превращения. После перегрева, сопровождающегося протеканием
обратного превращения, исходная характерная форма восстанавливается.
ЭПФ проявляется в сплавах, характеризующихся термоупругим
мартенситным превращением, когерентностью решеток исходной
аустенитной и мартенситной фаз, сравнительно небольшой величиной
гистерезиса структурного превращения, а также малыми изменениями
объема при превращениях. Способность к восстановлению деформации не
может быть подавлена даже при высоком силовом воздействии. Уровень
реактивных напряжений некоторых материалов с ЭПФ может составлять
до 1000 – 1300 МПа.
В докладе представлена перспектива внедрения сплавов с ЭПФ в
нефтегазодобывающую промышленность, в частности в технологию
изоляции зон осложнений при бурении и ремонте скважин
перекрывателями из профильных труб.
Технология состоит из следующих этапов: предварительное
расширение
интервала
установки
профильного
перекрывателя
расширяющим устройством, спуск перекрывателя в расширенный
интервал установки, выправление перекрывателя с ЭПФ увеличением
температуры. Отличительной особенностью данной разработки является
оснащение ее рабочими элементами из
сплава, который обладает
эффектом памяти формы, сверхупругостью, высокими демпфирующими
свойствами, химической инертностью к действию рассолов, кислот и
щелочей и рядом других свойств. Это уникальное сочетание свойств ЭПФ
позволяет упростить и сделать более компактным и удобным в работе
оборудование для добычи нефти, ремонта и эксплуатации скважин на
месторождениях со сложными геологическими условиями, агрессивными
средами и высокими рабочими давлениями.
223
АНАЛИЗ РЕЦЕПТУР ПОЛИМЕР-ЭМУЛЬСИОННЫХ БУРОВЫХ
РАСТВОРОВ ПРИ БУРЕНИИ В РЕГИОНАХ УЗБЕКИСТАНА
(ANALYSIS OF RECIPES OF POLYMER-EMULSION MUDS WHILE
DRILLING OF OIL AND GAS DEPOSITS IN UZBEKISTAN)
Умаров И.К.
(научный руководитель: к.т.н., доцент Зозуля Н.Е.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
С каждым годом добыча нефти осуществляется во все более
сложных горно-геологических условиях, принципиальное значение
получают вопросы внедрения новых технологий, обеспечивающих
увеличение дебита скважин, особенно за счет качественного вскрытия
продуктивных пластов. При использовании для вскрытия продуктивных
пластов буровых растворов на водной основе, как правило, наблюдается
ухудшение коллекторских свойств пласта, происходить закупоривание
капилляров буровым раствором, снижается естественная проницаемость.
Негативное влияние на пласт буровых растворов на водной основе
подтверждается многочисленными исследованиями многих авторитетных
российских институтов.
К сожалению, до недавнего времени из-за отсутствия отечественного
производства полимер-эмульсионных реагентов и дороговизны импортных
аналогов в регионах Узбекистана в основном применялись растворы на
водной, гуматно-полимерной, лигносульфонатной основе. Сегодня, в
Узбекистане создана мощная производственная база по производству
химических, полимерных реагентов по свойствам не уступающих и по
стоимости дешевых импортируемых ранее их аналогов.
На данное время остается вопрос выбора типа полимерэмульсионного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов
регионов Узбекистана. В качестве примера Я взял месторождение Мезон в
Кашкадаринской области. На его примере мы рассмотрим и сравним
поведение различных типов растворов и нескольких видов полимерэмульсионных растворов. Рассчитаем экономическую эффективность для
каждого вида раствора.
Возьмем следующие виды растворов применяющихся в зарубежной
промышленности и показывающих хорошие результаты при вскрытии
продуктивных пластов: полимер-эмульсионный буровой раствор эмулгель,
буровой раствор с органобентонитом, полимер-эмульсионный буровой
раствор (ПМГ) компании ООО «ПСК«Буртехнологии», буровой раствор на
лигносульфонатной основе примененной на скважине Мезон 3.
224
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ С
ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РАСТВОРОВ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ
ОСНОВЕ: НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КРУК
(IMPROVING THE EFFICIENCY OF OPENING SEAMS, USING OILBASED SOLUTIONS: THE EXAMPLE OIL DEPOSIT KRUK)
Умурзаков З.А.
(научный руководитель: к.т.н., профессор Рыбальченко В.С.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
Вскрытие продуктивных пластов является важнейшим этапом
строительства нефтегазовых скважин. От качественного выполнения работ
данного этапа в значительной степени зависят коллекторские свойства
продуктивного пласта, а, следовательно, и основной показатель качества
новой скважины — ее дебит.
Очевидно, что буровые растворы для вскрытия продуктивных
пластов должны оказывать минимальное отрицательное воздействие на
продуктивный пласт, иметь высокую взвешивающую и несущую
способность для предотвращения накопления шлама в скважине, обладать
повышенными смазочными свойствами.
Требованиям, обеспечивающим высокое качество вскрытия
продуктивных пластов, удовлетворяют растворы на углеводородной
основе (РУО). Использование РУО позволяет практически полностью
исключить снижение нефтепроницаемости призабойной зоны скважины.
Несущей средой этих растворов является углеводородная, по физикохимическим
свойствам
родственная
углеводородному
флюиду,
насыщающему продуктивный пласт, и, следовательно, не образующая при
их взаимодействии малоподвижных смесей, блокирующих поровое
пространство призабойной зоны скважины. Помимо качественного
вскрытия продуктивных пластов РУО с успехом могут использоваться в
разведочном бурении для отбора керна с сохранением его естественной
водонасыщенности и проницаемости, а также при бурении скважин в
осложненных условиях и для подземного (капитального) ремонта
нефтяных и газовых скважин.
После окончания процесса бурения и регенерации РУО может
длительное время храниться или использоваться следующим образом:
повторно на других скважинах; в качестве жидкости для консервации
скважин; в качестве пакерной жидкости; для обработки и
приготовлениябуровых растворов на водной основе в качестве
эффективной смазывающей и антикоррозионной добавки; в капитальном
ремонте скважин в качестве жидкости глушения, для, обработки
призабойной зоны продуктивных пластов, для перфорации скважин.
225
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ СТРОИТЕЛЬСТВОМ БОКОВЫХ СТВОЛОВ
(IMPROVING THE EFFICIENCY OF OIL FIELD CONSTRUCTION
LATERAL HOLES)
Устькачкинцев Е.Н.
(научный руководитель: к.т.н., доцент каф. БНГС С.Е. Чернышов, ст.
препод. каф. РНГМ М.С. Турбаков)
ПНИПУ
На нефтяных месторождениях Пермского края происходит
постоянный поиск и внедрение новых методов и технологий повышения
нефтеотдачи продуктивных пластов. Одной из таких эффективных
технологий является строительство боковых стволов (БС) из ранее
пробуренных скважин, которая позволяет: сократить количество скважин
на поздней стадии разработки, необходимых для уплотнения сетки, а
также сократить расход обсадных труб, цемента и других материалов;
увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи пластов; существенно
снизить расходы на экологические мероприятия. Основными методами
увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти за последние 5
лет являются бурение дополнительного ствола, радиальное бурение,
гидроразрыв пласта, кислотный гидроразрыв пласта и др. (в 2006 – 2010 гг.
на их долю приходилось более 40 % мероприятий). При этом с 2006 г. в
объеме этих мероприятий возросла доля строительства дополнительных
стволов (с 2006 по 2010 г. – на 17,63 %, за 5 лет – в 2,33 раза).
Строительство БС из обсаженных скважин обусловлено ростом числа
малодебитных, нерентабельных, высокообводненных и простаивающих
скважин. Затраты на восстановление бездействующего фонда при этом в
1,5-2 раза ниже, чем на бурение новых скважин и их обустройство.
При выборе скважин для бурения БС на нефтяных месторождениях
определяющую роль играют геолого-технические параметры состояния
скважины: техническое состояние эксплуатационной колонны, качество её
крепления, текущий дебит, обводненность продукции, степень выработки
запасов нефти.
В результате проведенных исследований определены следующие
направления
совершенствования
технологии
строительства
дополнительных стволов.
1. Комплексный подход к решению проблемы повышения качества
строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин.
2. Разработка тампонажных растворов с более низким показателем
фильтрации, большими подвижностью и показателем расширения, а также
возможность регулирования их основных технологических свойств.
226
РАЗУПРОЧНЕНИЕ СТЕНОК СКВАЖИН В ГЛИНОСОДЕРЖАЩИХ
ПОРОДАХ
(LOSS OF STRENGTH OF WELLBORES WALLS IN ARGILLACEOUS
ROCKS)
Фаткулова А. А.
(научный руководитель: к.т.н., доцент Зозуля Н.Е.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина в г. Ташкенте
Практика бурения нефтяных и газовых скважин свидетельствует о
многочисленных случаях осыпей, обвалов стенок скважин, выпучивания
пород и сужения стволов. В свою очередь это может привести к затяжкам
и прихватам бурового инструмента, что является одним из самых
распространённых и дорогостоящих видов осложнений при проводке
скважин, иногда оканчивающихся ликвидацией скважины или бурением
нового ствола. Этот вид осложнений встречается повсеместно, в том числе
и на месторождениях Узбекистана.
В результате научного обобщения существующих теоретических
представлений о фильтрационных процессах в системе «скважина проницаемые пласты» и на основе данных экспериментальных исследований составов и свойств применяемых при бурении и заканчивании
скважин технологических жидкостей и смесей (буровых растворов,
жидкостей для вскрытия и глушения скважин и т.д.) разработан комплексный подход к решению проблем предупреждения и ликвидации
осложнений при строительстве скважин в условиях Узбекистана.
Для условий строительства скважин в АК «Узгеобурнефтегаз»
предложено решение проблемы обеспечения устойчивости стенок скважин
в глинистых отложениях за счет разработки комплексного подхода к
определению времени устойчивости глинистых пород на основе
использования результатов лабораторных и промыслово-геофизических
методов исследований, позволяющих научно обосновать поинтервальный
выбор типа и состава бурового раствора. Данное направление может быть
реализовано при строительстве скважин на ряде месторождений в виде
регламентирующих документов (стандартов предприятий и т.д.).
Для обеспечения качественного вскрытия уточнена область эффективного физического воздействия на проницаемые породы стенок скважин
и разработаны технические средства, позволяющие более полно
реализовать технологии воздействия на растворы и проницаемые породы
при бурении скважин. Данный подход может быть реализован в виде
соответствующих технологических инструкций и конструкторской
документации на буровых предприятиях АК «Узгеобурнефтегаз».
227
АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
ОРЕНБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ПЕРИОД ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ
(THE ANALYSIS OF DEVELOPMENT WELLS DURING
PRODUCTION DECREASE PERIOD OF ORENBURG OIL AND GAS
CONDENSATE FIELD)
Федорова Н.П.
(научный руководитель: профессор Басниев К.С.)
РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина
Период падающей добычи характеризуется снижением пластовых
давлений и рабочих дебитов на скважинах, что требует более
обоснованного выбора технологических режимов работы скважин в связи
с возможностью разрушения призабойной зоны, фазовых превращений,
образования гидратов, обводнения скважин. Для правильного
установления режима эксплуатации скважин, анализируют все возможные
ограничения, влияющие на ее работу, данные её предыдущей
эксплуатации, исследуют скважину при различных режимах работы и
проводят необходимые расчеты. На основании полученных материалов
выбирают рациональный для данной скважины технологический режим
эксплуатации
В данной работе рассмотрены особенности эксплуатации скважин
ОНГКМ к началу периода падающей добычи на примере УКПГ-14,
представлены расчеты по определению фильтрационно-емкостных
параметров призабойной зоны и пласта, проанализированы результаты
газогидродинамических исследований скважин. Установлено, что на
современном этапе эксплуатации основной залежи ОНГКМ разработка
характеризуется прогрессирующим обводнением скважин и падением
пластового давления до величины, недостаточной для выноса жидкости из
ствола скважин. Для повышения эффективности разработки основной
залежи ОНГКМ в условиях снижения пластового давления и обводнения
скважин предложено проведение таких мероприятий как: бурение скважин
с горизонтальным стволом и зарезка горизонтальных стволов в
обводненных вертикальных скважинах; перфорация хвостовиков НКТ в
обводненных скважинах; гидроразрыв пласта в низкопродуктивных
скважинах;
Результаты проведенных исследований в сочетании с изучением
особенностей геологического строения и анализа текущего состояния
разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения могут быть
использованы для выработки рекомендаций по реанимации или
ликвидации скважин, повышению их производительности, что в итоге
позволит
прогнозировать
рациональную
доразработку
залежи,
обеспечивающую максимальное извлечение газа.
228
ОБРАЗОВАНИЕ ЖЕЛОБОВ В СКВАЖИНЕ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ
СИЛЫ ПРИХВАТА ИНСТРУМЕНТА В НИХ
(EMERGENCE IN A WELL TRENCH AND DETERMINATION OF
FORCE STUCK TOOL IN THEM)
Хайруллаев У.Ю.
(научный руководитель: профессор Логунов В.П.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
При бурении скважин на месторождениях Узбекистана особое
внимание следует уделять предупреждению и борьбе с прихватами .
Анализ промыслового материала показал, что одной из основных причин
возникновения прихватов бурильных труб является образование желобов
на стенках скважины. В процессе бурения к долоту через УБТ прилагается
нагрузка, и, как правило, бурильная труба находится в состоянии
растяжения. Величина растяжения постепенно возрастает вверх — от
верха УБТ, к столу бурового ротора. Еслискважина отклоняется от
вертикали, и при продолжении бурения эта часть ствола противоположна
натянутой бурильной трубе, то труба будет стремиться врезаться в
стенкускважины. В этом желобе вероятнее всего произойдет прихват
частейбурильной колонны с наибольшим диаметром. Сила прихвата в
желобе, т.е. удерживающая сила, зависит от характера взаимного контакта
трубы и желоба.Трубы, попавшие в желоб, протаскиваются в нем
нанекоторой длине. Это способствует выдавливанию споверхности
контакта увлажненной вязкой субстанции горной породы, возможной
фильтрационной корки и т. п., что обеспечивает плотноепритирание, а не
просто прижатие трубы в желобепо поверхности контакта, а это приводит
к увеличению коэффициента трения. Сила прихвата в желобе в общем
случае носиткомплексный характер. Сила прижатия трубы к стенкам
желоба обеспечивается, как обычно, из-за перепада давления и нормальной
составляющей усилиявоздействия бурильной колонны, что формирует
силу трения и силу адгезии. Если диаметр желобаменьше диаметра трубы,
в него попавшей, то возникает сила заклинивания. При прочих равных
условиях сила прихвата достигает наибольшего значенияпри глубине
желоба не менее радиуса замка, егообразующего.
В данной работе были рассчитанысилы действующие на бурильные
трубы при прихвате и найдены оптимальные соотношения диаметров
бурильных труб и замков к ним для минимизации вероятности прихвата.
Для предотвращения образования желобов необходимо при бурении
скважины свести к минимуму, а лучше исключить, локальные искривления
иперегибы ствола особенно на участках залеганиясоответствующих
горных пород,поддерживать на надлежащем уровне смазывающие
свойства бурового раствора.
229
ПРИМЕНЕНИЕ В УЗБЕКИСТАНЕ ПАВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
(APPLYING SAS IN UZBEKISTAN FOR INCREASING OIL
RECOVERY OF THE RESERVOIRS)
Хакимов А.У.
(научный руководитель: к.т.н., доцент Зозуля Н.Е.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под
действием сил, природа и величина которых зависят от видов и запасов
пластовой энергии, имеющихся в залежи. Запас пластовой энергии в
данной залежи и зависит от пластового давления. Следует отметить, что
нефтяной пласт совместно со скважинами представляет собой единую
гидродинамическую систему. Поэтому виды и запасы энергии и силы,
действующие в залежи, необходимо рассматривать в связи со строением
всей залежи и окружающих областей, а также в связи со строением всей
залеж и окружающих областей, а также в связи со свойствами пластовых
жидкостей и пород всего нефтяного пласта.
Комплексное воздействие на нефтеводонасыщенный коллектор
достигается при использовании следующих технологий:
1. Методы, основанные на совместной закачке полимеров, кислот,
щелочей и растворителей, силикатных соединений с ПАВ и другими
реагентами.
Указанные реагенты в пластовых условиях повышают фильтрационное сопротивление в промытых зонах пласта и сохраняют
нефтеотмывающие свойства.
-полиимер-щелочное воздействие;
-мицеллярные растворы;
-минеллярно-полимерное заводнение и др.
2. Комбинированные технологии, основанные на закачке после водой
золи руюших материалов типа НДС нефте вытесняют их агентов: ПАВ.
композиции ПАВ, кислот и щелочен — ПЛС — ПАВ, ПДС — СТА.
СНПХ-95М.
3. Применение водных дисперсий маслорастворимых ПАВ.
4. Совместное использование физических методов (акустическое,
вибровоздействие) и нефтевытесняющих агентов.
И сейчас, применяя механизмы взаимодействия волы, нефти, газа и
породы, основанные на законах коллоидной химии и физико-химической
механики, при разработке нефтяных месторождений, можно увеличить
период безводной добычи нефти, а также, что особенно важно, приблизить
коэффициент нефтевытеснения
к максимально возможному при
заводнении.
230
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА И ПРОВОДКИ
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
СКВАЖИН В УЗБЕКИСТАНЕ, ОПИРАЯСЬ НА ОПЫТ
СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
ТАТАРСТАНА
(DESIGN FOR THE CONSTRUCTION OF DIRECTIONAL AND
HORIZONTAL WELLS IN UZBEKISTAN, DRAWING ON
EXPERIENCE IN BUILDING WELLS IN TATARSTAN)
Хакимулин Д.Р.
(научный руководитель: профессор, д.т.н. Зозуля В.П)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте
В течение ряда лет в Татарстане объём наклонно-направленного и
горизонтального бурения превышает 95% от общего объёма бурения.
Также как и в Узбекистане это вызвано различными причинами, в том
числе необходимостью экономии сельскохозяйственных земель,
пересечённостью рельефа местности, уплотнением сетки размещения
скважин. Отдельным направлением, благодаря интенсивному развитию
турбинного бурения наклонно-направленным способом, выделился новый
тип наклонно-направленных (горизонтальных) скважин.
Турбинный
отклонитель (ТО) представляет собой забойный двигатель, служащий для
набора и исправления кривизны при бурении наклонно-направленных
скважин, разработан во ВНИИБТ. Горизонтальные скважины эффективно
используют в следующих случаях: в трещиноватых коллекторах с их помощью лучше дренируют нефтяные пласты; в коллекторе с подошвенной
водой или с газовой шапкой горизонтальные скважины используют, чтобы
уменьшить опасность обводнения или прорыва пластового газа в
скважину; в низкопроницаемых коллекторах горизонтальные скважины
лучше дренируют пласт, что позволяет сократить количество скважин; в
высокопроницаемых газовых коллекторах горизонтальные скважины
позволяют уменьшить скорость движения газа и сократить потери
пластовой энергии на турбулентное трение. Опасность прихвата и обрыва
колонн: в горизонтальных скважинах опасность прихвата и обрыва
бурильных труб меньше, желобообразование имеет место в перегибах
ствола, когда бурильная колонна в растянутом состоянии, обычно
техническая колонна спускается перед разбуриванием продуктивной зоны
пласта, что уменьшает опасность прихвата в горизонтальной скважине.
Трение: горизонтальные скважины характеризуются высоким уровнем
трения бурильных колонн о стенки скважины; трение усиливается с
увеличением протяженности горизонтального участка.
231
ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ НА ДЕПРЕССИИ НА
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УЗБЕКИСТАНА
(APPLICATION OF TECHNOLOGY OF UNCOVERING OIL AND
GAS RESERVOIRS WITH DEPRESSION)
Хамидуллин Т.М.
(научный руководитель: профессор Логунов В.П.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
В цикле строительства скважин вскрытие продуктивного пласта
является одним из основных и сложных процессов. При выполнении
данного этапа основной задачей является сохранение изначальных
фильтрационных свойств коллектора. Однако сделать это в большинстве
случаев не удается. Применение буровых растворов с большим
содержанием твердой фазы и высокой водоотдачей приводит к
закупориванию пор и уменьшению проницаемости продуктивного пласта.
По данным ОАО «УзЛИТИнефтегаз» в ходе исследования 19
месторождений и 5 «пустых» площадей
Бухаро-Хивинской
нефтегазоносной области было установлено, что из 56 «сухих» скважин
после первоначального опробования, при дальнейшей дополнительной
обработке продуктивных горизонтов были получены промышленные
притоки нефти. Данный факт служит причиной внедрению новых
технологий вскрытия продуктивных пластов, в частности бурение на
депрессии. Промысловый опыт лидирующих стран в нефтегазовой отрасли
показал, что бурение с отрицательным перепадом давления в системе
«скважина-пласт» является единственной технологией вскрытия,
позволяющей
сохранить
фильтрационно-емкостные
свойства
продуктивного пласта при одновременном повышении скорости бурения.
Основные преимущества данной технологии:
 сохранение естественных коллекторских свойств продуктивных
пластов;
 исключение негативного воздействия на пласт бурового раствора;
 сведение к минимуму вероятности потери циркуляции и прихвата
бурового инструмента;
 повышение механической скорости проходки и увеличение ресурса
породоразрушающего инструмента;
 повышение эффективности буровых работ за счет увеличения
объемов извлекаемых запасов;
В данной работе рассмотрены основные факторы, влияющие на
ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта в процессе его
вскрытия, метод увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов при
бурении, а также оборудование, необходимое для осуществления
безопасного
и
качественного
проведения
всех
необходимых
технологических операций.
232
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕЖРЕМОНТНОГО ПЕРИОДА ПРИ
РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
(DETERMINATION BETWEEN REPAIR PERIOD IN THE
DEVELOPMENT
OF OIL FIELDS)
Хафизов Р.И.
(научный руководитель доцент Бурханов Р.Н)
Альметьевский государственный нефтяной институт
При длительной эксплуатации месторождения происходит
обводнение добываемой продукции. При подъеме обводненной нефти от
забоя скважины до ее устья происходит непрерывное перемешивание
нефти с водой, сопровождаемое образованием стойких эмульсий.
Стойкость эмульсий определяется в основном размерами капель,
прочностью бронирующих оболочек, возникающее на их поверхности в
результате адсорбции на границе раздела фаз нефть-вода асфальтовосмолистых веществ и тугоплавких парафинов и флотации капельками
воды частиц механическими примесями.
В данной работе для расчета межремонтного периода я применил
программу STATISTICA. В качестве модели нейронной сети был выбран
многослойный перспетрон. Каждый элемент сети строит взвешенную
сумму своих входов с поправкой в виде слагаемого и затем пропускает эту
величину активации через передаточную функцию, и таким образом
получается выходное значение этого элемента. Элементы организованы в
послойную топологию с прямой передачей сигнала. Такую сеть легко
можно интерпретировать как модель вход-выход, в которой веса и
пороговые значения являются свободными параметрами модели. Такая
сеть может моделировать функцию практически любой степени
сложности, причем число слоев и число элементов в каждом слое
определяют сложность функции. Определение числа промежуточных
слоев и числа элементов в них является важным вопросом при
конструировании многослойного персептрона. Были протестированы
промысловые данные для обучения нейронной сети, после чего она была
протестирована для расчета межремонтного периода. Была выявлена
зависимость между фактическим и расчетным (МРП). После чего были
выбраны новые скважины для определения их расчетного межремонтного
периода
для
преждевременной
обработки
скважин.Основное
преимущество нейронной сети в том что она постоянно обновляется,
получая данные со скважин попавших в ремонт автоматический. После
чего были выбраны новые скважины которые также состоят в фонде
проблемных скважин, для определения их расчетного межремонтного
периода для преждевременной обработки скважин.
233
АНАЛИЗ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В ПЕРИОД ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ
(ANALYSIS THERMOBARIC DRIVES OF EXPLOITATION GAS
WELL DURING DECLINING PRODUCTION)
Хисматуллина Л.Г.
(научный руководитель профессор Басниев К.С.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В настоящее время многие газовые месторождения вступили в
период падающей добычи, характерной особенностью которого является
снижения давления, появление воды в продукции скважин и возникающие
при этом проблемы, связанные с накоплением жидкости и твердых частиц
на забое, обуславливающие снижение дебита газа вплоть до полного
прекращения добычи. При этом возникает необходимость в рассмотрении
ряда задач, среди которых важнейшее место занимает задача расчета
распределения давления и температуры в стволе работающей скважины.
Прогнозирование изменения термобарических условий эксплуатации
скважин позволит обеспечить рациональные технологические режимы
добычи газа.
В данной работе приводится краткий обзор существующих методов
определения потерь давления при движении многофазных потоков в
стволах добывающих скважин, который явился результатом многолетних
исследований в области гидродинамики многофазных сред. В работе
представлена оценка эффективности различных методик расчета
распределения давления в газовых скважинах, работающих с выносом
жидкой фазы. В рамках работы произведены термогидродинамические
расчеты изменения во времени величин давлений, температур и расходов в
системе пласт-скважина-газосборные сети. Дается сравнительный анализ
различных методов расчета, включая новейшие публикации в этой области
и приводятся соответствующие рекомендации.
234
ИССЛЕДОВАНИЕ БИОПОЛИМЕРНЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
НА ОСНОВЕ ПОЛИСАХАРИДОВ, ДЛЯ ВСКРЫТИЯ
ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
(THE STUDY OF BIOPOLYMER DRILLING FLUIDS BASED ON
POLYSACCHARIDES, FOR THE OPENING OF PRODUCTIVE
RESERVOIRS)
Худайбердыев Р.Р.
(научный руководитель: д.х.н., профессор Климашкин И.И.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
Выбор оптимальной рецептуры бурового раствора для вскрытия
продуктивного пласта рассматривается как ключевой момент сохранения
коллекторских свойств пласта. Методически выбор компонентного состава
бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта обосновывается по
результатам оценки его влияния на изменение проницаемости пористой
среды и по коэффициенту восстановления проницаемости образцов керна
после фильтрации бурового раствора при реальных перепадах давлений,
возникающих при первичном вскрытии. Для предотвращения глубокого
проникновения дисперсной фазы и дисперсионной среды бурового
раствора в пласт предусматривается ввод кислоторастворимого
кольматанта, фракционный состав которого выбирается по результатам
исследования кернового материала конкретного месторождения.
Применение полимерных реагентов из класса полисахаридов и
правильный подбор фракционного состава кольматанта обеспечивает
быстрое формирование в призабойной зоне пласта незначительной по
глубине и низкопроницаемой зоны кольматации, которая предупреждает
глубокое проникновение бурового раствора и его фильтрата в пласт в
период первичного вскрытия, но легко разрушается в период освоения.
Кроме того, необходимо отметить, что зона кольматации, сформированная
безглинистым буровым раствором на основе полисахаридов, может быть
легко разрушена в процессе освоения при использовании специальных
деструктурирующих реагентов, например, комплексного реагента КДС,
который предлагается в качестве основы перфорационной среды. В состав
раствора входят полисахаридные реагенты - регуляторы реологических и
фильтрационных свойств, ингибиторы набухания и диспергирования глин,
эмульгатор,
углеводородная
среда,
при
необходимости
кислоторастворимый кольматант. Этот раствор может быть использован и
для бурения горизонтального участка при вскрытии продуктивного пласта,
т.к. по своим физико-химическим и технологическим показателям отвечает
требованиям для качественного вскрытия продуктивного пласта.
235
АНАЛИЗ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
ОБЛЕГЧАЮЩИХ ДАБАВОК К ТАМПОНАЖНЫМ РАСТВОРАМ
(THE ANALYSIS OF PHYSICAL-MECHANICAL PROPERTIES
SIMPLIFYING ADMIXTURES TO GROUTING MORTAR)
Хушвактов О.Х.
(научный руководитель: д.т.н., профессор Зозуля В.П.)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
В работе предлагается приготовление облегченных тампонажных
растворов для анализа физико-механических свойств.
Для повышения качества крепления скважин в таких условиях
необходимы специальные тампонажные цементы и растворы, которые
обеспечили бы снижение репрессии на продуктивные и поглощающие
пласты в процессе цементирования, высокую герметичность заколонного
пространства и долговечность конструкции.
Для предупреждения поглощений, снижения репрессии на
поглощающие пласты разработаны и применяются как специально
выпускаемые облегченные тампонажные цементы, так и цементы,
модифицированные облегчающими добавками на буровой или на базах
тампонажных управлений.
Глины, перлит, ряд
промышленных
отходов обеспечивают
понижение плотности тампонажного раствора за счет увеличения
водосодержания, но
при
этом понижается седиментационная
устойчивость раствора и снижается скорость структурообразования.
Введение добавок (мел, асбест и его модификации) приводит к
усадочным деформациям цементного камня.
Использование большинства
облегчающих добавок требует
дополнительного введения ускорителей сроков схватывания и добавок
понижающих водоотдачу тампонажного раствора;
Применение газообразующих добавок (алюминиевая пудра и т.д.) не
рентабельно, так как они дороги и дефицитны.
Использование
отходов
угольной
промыщленности,
зол,
малодисперсных кремносодержащих материалов эколгически не
безопасно. Шлифовальная пыль и асбестовое волокно содержат
канцерогенные вещества. Керамзит, углеродистые металлы, образуют
нестабильные тампонажные растворы с последующим формированием
камня имеющего высокую газопроницаемость, низкие физикомеханические свойства.
236
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ДИСТИЛЛЯТА НА
СКВАЖИНАХ ОСЛОЖНЕННЫХ ФОРМИРОВАНИЕМ
АСФАЛЬТЕНО-СМОЛО-ПАРАФИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
АЛЬМЕТЬЕВСКОЙ ПЛОЩАДИ НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ»
ОАО «ТАТНЕФТЬ»
(THE EFFECTIVENESS OF THE DISTILLATE IN THE FUND
FORMATION WELLS COMPLICATED ASPHALTENE-RESINPARAFIN DEPOSITS IN THE AREA “ALMETYEVSK”
“ALMETYEVNEFT”, “TATNEFT”)
Цвигуненко Р.С.
(научный руководитель ассистент Хаярова Д.Р.)
АГНИ
Асфальтено–смоло–парафиновые отложения – сложная смесь
твердых парафиновых углеводородов, асфальтено-смолистых веществ
(АСВ), воды и механических примесей. Накопление АСПО в проточной
части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности
труб приводит к снижению производительности системы и эффективности
работы насосных установок и тем самым к сокращению межремонтного
периода (МРП) работы скважин. Авторами доклада было установлено, что
в скважинах, в которых наиболее дешевые механические методы не
достаточно эффективны, в частности, когда в составе АСПО преобладают
смолы и асфальтены, зона отложений смещена на прием насоса или
начинается непосредственно над насосом, возникает необходимость в
применении более дорогих методов борьбы с АСПО, в том числе
химических. В НГДУ «Альметьевнефть» в качестве растворителя, как
правило, используется смесь обезвоженной нефти и дистиллята в
различных соотношениях.
Таблица 1
Динамика объемов применения дистиллята в НГДУ
«Альметьевнефть»
Год
Количество скважин, ед. Объем закачки, м3
2009
35
445
2010
19
210,1
2011
51
577,5
Дистиллят – продукт переработки нефти, представляет собой смесь
бензиновой и керосиновой фракции нефти, получаемых в процессе
стабилизации нефти в ректификационных колоннах на установках
комплексной подготовки нефти (УКПН). После применения дистиллята
МРП скважин, осложненных формированием АСПО, увеличивается в
среднем 4 раза - с 60 до 250 суток. Промывка скважин нефтедистиллятной
смесью связана с относительной простотой технологии проведения
обработок и высокой технологической эффективностью.
237
КОМПЛЕКСНЫЕ ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ НА КЕРНАХ
АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
(COMPLEX LABORATORY RESEARCHES OF RESERVOIR AT
CORE OF ACHIMOV DEPOSITS)
Цыбульский С. П.
(Научный руководитель профессор Дмитриев Н. М.
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Развитие методов лабораторного определения анизотропных
фильтрационных
свойств
коллекторов
углеводородного
сырья
представляет собой актуальную задачу для дальнейшего развития
нефтегазовой отрасли ТЭК России. Поэтому в последнее время большой
интерес обращен к выявлению латеральной анизотропии коллекторов.
Многие исследования проводятся на керновом материале. При этом
используются разные методики, основанные на измерениях различных
физических свойств. Например, в некоторых исследованиях факт наличия
латеральной анизотропии коллектора устанавливается с помощью
стандартных методик по определению упругих свойств. Кроме этого для
установления анизотропии применяется ядерный магнитный резонанс,
используется прибор, измеряющий скорость прохождения ультразвуковых
волн через боковую поверхность керна. В других работах с помощью
анализа литолого-петрофизических исследований ориентированного керна
определяется предпочтительная ориентация удлинений частиц, слагающих
коллектор, и определяется его эллиптическая аппроксимация.
В докладе рассматриваются комплексные исследования, основанные
на измерении скорости прохождения ультразвуковых волн через боковую
поверхность керна [1]. После установления факта латеральной
анизотропии керна Ачимовских отложений и положения главных осей
были произведены измерения проницаемости на четырех образцах, три из
них были выпилены вдоль главных направлений, четвертый образец
является контрольным, для экспериментального доказательства тензорной
природы измеряемых величин и выпиливается в направлении, не
совпадающем с главным.
В результате проведенных исследований были измерены пористость,
тензоры абсолютной проницаемости и была доказана тензорная природа
проницаемости, проведены капиллярометрия и порометрия.
Работа выполнена при поддержке РФФИ (09-08-00631-а).
Литература
1.Кадет В.В., Дмитриев Н.М., Семенов А.А. Комплексные лабораторные
исследования керна для определения фильтрационно-емкостных свойств
анизотропных пористых сред // Научно-практический межотраслевой
журнал Интеграл №8(32). – Ноябрь-Декабрь. – 2006. – С. 26-27.
238
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ДОЛОТ PDC В СЛОЖНЫХ ГОРНОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
(EXPERIENCE OF APPLICATION OF BITS IN DIFFICULT
GEOLOGICAL CONDITIONS)
Чулкова В.В.
МГРИ-РГГРУ им. Серго Орджоникидзе
Вопрос интенсификации процесса бурения долотами PDC
приобретает особую актуальность в сложных горно-геологических
условиях, а именно в условиях бурения плотных доломитов, известняков с
включением окремнелостей и чередования горных пород от IV до VIII
категорий по буримости Приволжского региона (Самарская, Оренбургская,
Удмуртская обл.), весьма сложных горно-геологических разрезах
Восточной Сибири (Иркутская, Красноярская обл.) из-за наличия
массивных пластов диабаза (долерита), а также в условиях вскрытия
палеозойский отложений Западной Сибири.
В рамках оказания инженерно-технологического сопровождения
долот и ВЗД ООО БСК «РИНАКО» при строительстве скважин
нефтегазовых месторождений Удмуртской республики был отработан ряд
долот диаметром 215,9 мм производства «KINGDREAM» в интервалах
бурения под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм.
Анализ отработанных долот показал, что основной износ вооружения
в виде истирания и сколов происходит на периферийной части лопасти
долота вследствие возникающих вибраций.
На сегодняшний день основными ресурсами повышения
эффективности бурения долотами PDC (технико-экономических и
качественных
показателей)
являются:
внедрение
современных
ресурсосберегающих технологий на основе использования специальных
более износостойких резцов, обладающих большей ударной, абразивной и
термо-механической стойкостью; установка в КНБК забойных
амортизаторов (виброгасителей).
Подобный комплексный подход к процессу отработки долот PDC и
инженерно-технологическое сопровождение бурения позволят добиться
существенного увеличения стойкости вооружения, увеличения проходки
на долото, а также средней механической скорость при строительстве
скважин.
239
ПЕРСПЕКТИВЫ ВНЕДРЕНИЯ ЭЛЕКТРОННОГО АВТОКЛАПАНА
В КОНСТРУКЦИЮ МАНИФОЛЬДНОЙ ЛИНИИ ПРИ БУРЕНИИ
(PROSPECTS OF INTRODUCTION OF ELECTRONIC AUTOVALVE
IN DESIGN OF MANIFOLD OF THE LINE AT DRILLING)
Шакиров Р.А.
(научный руководитель старший преподаватель Анохина Е.С.)
АГНИ
Практически все российские нефтегазовые компании уделяют
повышенное внимание проблемам обеспечения безопасности, экономии
затрат и времени на буровые работы. Наряду с привлечением внимания к
качеству выполняемых работ, необходимо учитывать экономическую
эффективность. Особенно остро эта проблема проявляется при бурении с
использованием манифольдной линии. Недостатком этой конструкции
является несовершенство обеспечения непрерывной работы при
повышении давления.
В настоящее время она работает по следующей схеме: насос
нагнетает буровой раствор, который проходя через манифольдную линию
в скважину, заставляет вращаться долото. Затем буровой раствор по
затрубному пространству поднимается на поверхность и попадает в
систему очистки. Проблема заключается в том, что при повышения
давления до предельного значения, срабатывает защита или рвется
предохранительная диафрагма насоса, в результате чего вытекает буровой
раствор, а на замену диафрагмы и восстановления всего процесса уходит
немало времени. Наряду с этим необходимо учесть, что при бурении это
происходит довольно часто.
В связи с этим перспективной является разработка электронного
автоклапана. Проводимые исследования показывают актуальность
внедрения подобного прибора, устанавливаемого непосредственно на
трубе, связывающей манифольдную линию и рабочую емкость. Работает
он по следующей схеме: на контроллере задается программа с наивысшим
и наименьшим значением давления, измерительный прибор связан с
контроллером и при повышении давления до заданной наивысшей точки,
он передает сигнал контроллеру, который в свою очередь открывает
клапан, следовательно поток бурового раствора направляется в рабочую
емкость, откуда он попадает обратно в насос, т.е. поток постоянно
циркулирует по кругу, а давление понижается. Затем измеритель
автоклапана фиксирует заданное наименьшее давление и закрывает
клапан.
Подобное решение имеет ряд преимуществ, такие как возможность
обеспечения непрерывного процесса бурения, экономии затрат, экономии
времени и минимальное участие человека, что крайне актуально для
нефтяной промышленности.
240
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СОЛЕОБРАЗОВАНИЕ В ПЛАСТОВЫХ
УСЛОВИЯХ И УСЛОВИЯХ НЕФТЕСБОРА НА
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НОЯБРЬСКОГО РЕГИОНА
(PREDICTION OF SCALING IN FORMATION CONDITION AND
OILFIELD SYSTEMS IN REGION OF NOJABRSK)
ШпаковС.О.
(научный руководитель доцент Леонтьев С.О)
ТюмГНГУ
Изменение давления и температуры потока скважинных флюидов в
призабойной зоне и стволе скважины, погружном насосном оборудовании,
нефтесборных трубопроводах, смешение потока с различными
технологическими растворами и попутно добываемыми водами другого
ионного состава приводят к нарушению равновесия, образованию
перенасыщенных водных растворов и, как следствие, к солеотложению.
Нефтяным месторождениям Западной Сибири наиболее свойственно
солеобразование кальцита.
Данные по прогнозированию необходимы для подбора ингибитора
солеотложения и определения его расхода. Я исследовал отложения
карбоната кальция в пластовых условий и системах нефтесбора для двух
месторождений Ноябрьского региона (Карамовское и Муравленковское
нефтяные месторождения), используя методику прогнозирования,
созданную на кафедре разработки нефтяных месторождений нашего
университета и основанную на ГОСТ’е. В ходе проделанной работы, я
выяснил, что высокая температура и пластовое давление приводят к
повышению вероятности отложения кальцитов в пластовых условиях Карамовское месторождение сильно перенасыщено, солеобразование на
Муравленковском же только возможно. А в условиях нефтесбора при
более низких температурах и давлениях вероятность солеотложения
меньше и только для Карамовского месторождения. Различные результаты
характеризуются не одинаковым содержанием ионов Са и HCO3, для
Карамовского нефтяного месторождения оно на порядок выше.
241
МЕТОДЫ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
СЛАНЦЕВЫХ ГАЗОВ В РОССИИ
(THE METHODS OF PRODUCING SHALE GAS
DEPOSITS IN RUSSIA)
Щендригин Д.А. Басниев К.С.
(научный руководитель профессор Басниев К.С.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В последнее время о сланцевом газе много говорят и пишут. То, что
в сланцевых пластах содержатся большие запасы природного газа, было
известно уже давно, однако сейчас, по словам многочисленных ученых,
появились новые технологии, позволяющие извлекать его без особых
затрат. Ряд аналитиков дают просто фантастические прогнозы
наращивания добычи сланцевого газа.
То что в сланцах — пластах черных или бурых ископаемых
осадочных пород с высоким содержанием органики — есть газ, было
известно с начала XIX века. Более того, первая газовая скважина в
сланцевых пластах была пробурена в США еще в 1821 г. В 90-е годы ряд
компаний решили применять горизонтальное бурение, заключавшееся в
том, что уже внутри пласта бур постепенно отклонялся от вертикали, пока
это отклонение не достигало 90 градусов, а затем продолжал движение уже
параллельно земной поверхности. В газоносных сланцевых пластах в
горизонтальные скважины закачивалась под давлением смесь песка, воды
и специальных химикалий. Предполагалось, что гидроудар разрушит
перегородки газовых карманов, что позволит собрать все запасы газа
вместе и обойтись без бурения множества малоценных вертикальных
скважин.
В 2008 г. добыча природного газа в США внезапно увеличилась на
7.5% (или на 41.7 млрд куб м), показав самые высокие темпы роста за
четверть века. Большую часть этой прибавки дал именно сланцевый газ.
Безусловно, сланцевый газ представляет собой весьма перспективный
ресурс. Очевидно, его добыча в США будет расти, хотя и медленнее, чем
считают оптимисты. Скорее всего, появление нового источника не
приведет к обвалу мировых цен на газ, при этом надо учитывать, что
расширение предложения относительно недорогого газа будет
способствовать и росту его потребления, так что со временем рыночный
баланс должен будет восстановиться.
242
ИССЛЕДОВАНИЯ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ ИЗМЕНЕНИЯ
ОПТИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ И ПЕРСПЕКТИВЫ СОЗДАНИЯ
СКВАЖИННОГО ФОТОМЕТРИЧЕСКОГО УСТРОЙСТВА
(RESEARCHES OF CHANGING OIL OPTICAL PROPERTIES' LAWS
AND PROSPECTS OF THE WELL PHOTOMETRIC DEVICE'S
CREATION)
Щербаков Г. Ю.
(научный руководитель зав. кафедрой, доцент Бурханов Р. Н.)
АГНИ
Для исследования коэффициента светопоглощения Ксп добываемой
нефти при геолого-промысловом контроле разработки нефтяного
месторождения применяются фотоколориметры различных конструкций,
например КФК-3. При этом обычно отбирают пробу нефти на устье
скважины и предварительно обезвоживают ее в лабораторных условиях.
Однако отбор устьевых проб нефти производится нерегулярно, их
оптические свойства определяются только попутно и редко подвергаются
тщательному анализу. Невозможно учесть также различия в свойствах
нефти на земной поверхности и в скважине. Создание же и применение
автоматизированных
фотометрических
устройств,
размещенных
непосредственно в скважине, для непрерывного измерения оптических
характеристик добываемой нефти, на наш взгляд, может значительно
повысить достоверность не только оптических, но и других геологопромысловых данных. По данным собственных лабораторных
исследований нефти тульских отложений Архангельского месторождения
Республики Татарстан авторами доклада выявлены зависимости Ксп от
величины накопленной добычи нефти и Ксп от коэффициента
нефтенасыщенности. Эти зависимости были успешно применены для
подсчета остаточных запасов нефти и подтвердили перспективность
разработки скважинного устройства, принципиальная схема которого
должна предусматривать возможность автоматизированной регистрации
оптических параметров добываемой нефти на забое скважины в заданном
интервале длин волн, их первичную обработку и передачу в
программируемые системы автоматизированной аппроксимации с геологопромысловыми данными. Устройство может включать следующие
основные блоки - приемный, фотометрический и выкидной блоки,
аналогово-цифровой преобразователь (АЦП), блок хранения и передачи
данных, термостат. Дополняя существующие интеллектуальные системы,
фотометрическое устройство может значительно улучшить управление
разработкой нефтяного месторождения, в том числе в режиме реального
времени получать достоверные сведения о запасах и контролировать
изменение свойств коллектора и флюидов в процессе разработки
месторождения.
243
ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДИКИ ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВОГО
РАСТВОРА НА ОСНОВЕ КРАХМАЛЬНОГО РЕАГЕНТА ПРИ
ВСКРЫТИИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
(RESEARCH METHODOLOGY OF APPLYING DRILLING MUD,
BASED ON STARCHED REAGENT BY OPENING THE RESERVOIR)
Югай А.Е.
(научный руководитель: д.т.н., профессор Зозуля В.П.)
Филиал НИУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г.Ташкенте
Крахмал был первым органическим полимером, который в
значительных количествах использовали в буровых растворах.
Повсеместное применение крахмала пошло на убыль по мере внедрения
других полимеров (особенно КМЦ) и в связи с переходом от буровых
растворов с высоким рН на гипсовые растворы, что способствовало
возникновению необходимости в бактерицидах для предотвращения
ферментации крахмала. В ходе исследований традиционного метода
приготовления крахмального реагента были применены методы
математической статистики, а также был проведен тщательный анализ
построенных зависимостей, результат которого выявил несколько
недостатков его применения. Основными недостатками использования
крахмального реагента стали слабая ферментативная устойчивость и
низкая термостабильность. Были представлены несколько вариантов
устранения проблемы ферментативной устойчивости. Эксперименты
показали, различную стабильность, в зависимости от использованного
реагента и из них были определены 2 самых оптимальных: тетраборат и
метасиликат натрия. При их добавлении раствор оставался стабильным в
течении 30 дней. Термостабильность крахмала при добавлении в него
вышеперечисленных реагентов была проверена циклическим воздействием
на раствор. Результаты показали, что наиболее эффективным реагентом
является метасиликат натрия. Но затем было выявлено, что крахмальный
реагент, приготовленный только на метасиликате натрия, имеет
недостаток, заключающийся в мгновенной фильтрации раствора при
перепаде давлений до 0,7 МПа. Решением проблемы стало добавление в
раствор каустической соды. В результате был получен раствор с
достаточно высоким начальным значением фильтрации, а также
достаточной ферментативной устойчивостью и термостабильностью.
Фильтрационные
корки
обладают
высокой
устойчивостью
к
минерализованным водам, а в период деструкции происходит повышение
пропускной способности фильтрационных корок для керосина, и
сохраняется непроницаемость для высокоминерализированных и пресных
вод.
244
БИОПОЛИМЕРЫ В БУРЕНИИ. КСАНТАНОВАЯ СМОЛА
(BIOPOLYMERS IN DRILLING. XANTHAN GUM)
Юлтыев Р. Ф.
(научный руководитель: к.т.н., проф. Рыбальченко В.С.,)
Филиал РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина в г. Ташкенте
Технология первичного вскрытия продуктивных пластов существенно
влияет на последующую продуктивность скважин. В первую очередь, это
связано с составом и свойствами бурового раствора, все компоненты
которого активно участвуют в этом процессе. В настоящее время созданы
специальные безглинистые системы бурового раствора, обеспечивающие
качественное вскрытие продуктивных пластов и предупреждение
основных осложнений, возникающих при бурении. Ключевой компонент
таких систем — высокоразветвленный биополимер с очень высоким
молекулярным весом.
Ксантановую смолу правильнее отнести к природным полимерам, хотя
фактически ее получают искусственным, а не естественным путем. Метод
получения ксантановой смолы был разработан в 1961 г. Ксантан
представляет собой водорастворимый полисахарид, получаемый в
результате воздействия бактерий (относящихся к роду ксантамонас) на
углеводы. В качестве компонента буровых растворов его начали
применять в середине 60-ых годов под названием «ХССполимер». Этот
полимер повышает вязкость как пресной воды, так и солевых растворов,
хотя для получения одной и той же вязкости во втором случае требуются
несколько большие концентрации смолы. Растворы ксантановой смолы
демонстрируют исключительную способность к сдвиговому разжижению.
Условная вязкость при скорости сдвига 30 тыс. с заметно ниже, чем при
1000 с . Вязкость раствора значительно повышается при введении в него
иона хрома, образующего поперечные связи. Повышение рН с 7 до 11
оказывает очень слабое влияние на вязкость. Разложение полимера при
кратковременном нагреве до 120 °С незначительно. В результате
обширных исследований установлено, что ксантан состоит из групп
глюкозы, образующих линейную главную цепь и связанных (как в
целлюлозе) с чередующимися группами, присоединяемыми в виде
трехзвенных боковых цепей .Функциональные группы карбоксила и
карбонила, а также соседние гидроксильные группы позволяют с помощью
ионов хрома легко образовывать поперечные связи и тем самым
совершенствовать тиксотропное поведение растворов ксантана.
245
ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
ГИДРОПРИВОДНЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ
ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМЫ ДВИЖЕНИЯ
РАБОЧЕГО ФЛЮИДА ПО ЗАМКНУТОМУ ЦИКЛУ
(WAYS OF ENVIRONMENTAL SAFETY INCREASE OF
HYDRAULICALLY ACTUATED SCREW PUMPING UNITS FOR OIL
OUTPUT WITH APPLICATION OF A SYSTEM OF OPERATIONAL
FLUID MOVEMENT OVER ONE CYCLE)
Юсупов Р.Х.
(научный руководитель старший преподаватель Думлер Е.Б.)
АГНИ
В работе предлагается нововведение, направленное на повышение
экологической безопасности гидроприводных винтовых насосных
установок.
В процессе эксплуатаций был выявлен один существенный
недостаток – смешивание «силовой» и пластовой жидкостей. В процессе
смешивания пластового флюида с силовой жидкостью образуются стойкие
эмульсии, что в результате ведет к образованию асфальто – смоло –
парафиновых отложений (АСПО) на стенках колоны насоснокомпрессорных труб, наличие которых приводят к уменьшению сечения
проходного канала подъемных труб и снижению подачи. Все это в
результате влечет за собой остановку насосного оборудования и
необходимость проведения дорогостоящей операций по удалению АСПО.
Но основное внимание необходимо обратить на то, что некоторые
фракции, содержащиеся в нефти, весьма токсичны, причем их токсичность
возрастает по мере увеличения концентрации при поглощении или
растворении их в водной среде, что в результате снижает степень
безопасности установки для обслуживающего персонала и окружающей
природной среды. В связи с этим возникает необходимость в создании
замкнутой системы циркуляции силовой жидкости, что позволяет, сделает
установку экологически безопасной. Применение новой конструктивной
схемы насосной установки позволяет создать замкнутую систему
циркуляции рабочей жидкости гидроприводного винтового насосного
агрегата путем введение в конструкцию насосной установки
дополнительного
ряда
колонны
насосно-компрессорных
труб,
применением сдвоенной самоуплотняющейся манжеты и изменением
конструкции манжеты – сваба. Все это позволит предотвратить
смешивание рабочей и пластовой жидкостей, то есть исключить
вероятность образования эмульсий, что значительно повысит ресурс
работы насосной установки и приведет к снижению негативное влияние
нефтяной промышленности на окружающую природную среду и как
следствие повышение экологической безопасности установки в целом.
246
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ИМПУЛЬСНОГО
ТЕРМОГАЗОГЕНЕРАТОРА НА ВОСТОЧНО-АНЗИРСКОМ
НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
(EFFICIENCY OF APPLICATION THE PULSE
TERMOGAZOGENERATORA ON EAST - ANZIRSKOM OIL DEPOSIT)
Якунин С. А.
(научный руководитель, д.т.н., профессор Кульчицкий В.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В докладе представлено проектное решение, принятое по
результатам разработки с участием автора группового рабочего проекта на
строительство
эксплуатационных
скважин
Восточно-Анзирского
нефтяного месторождения, разработанного ОАО «НИПЦ ГНТ», и
промысловые результаты использования метода ТИС-1 на 14 из 38
введенных в эксплуатацию скважин ЗАО «Р-Внедрение».
Одним из эффективных методов повышения производительности
скважин на нефтяных месторождениях Татарстана является разрыв пласта
давлением
пороховых
газов
с
помощью
бескорпусного
термогазогенератора ТИС-1, спускаемого со специальной оснасткой
многоразового действия в скважину на каротажном кабеле.
В основе метода лежит комплексное воздействие на продуктивный
интервал горячих газов, теплового излучения и депрессии, осуществляемое
за одну спуско-подъемную операцию скважинным устройством,
состоящим из медленно горящего термогазогенератора и имплозионной
камеры. Обработка осуществляется силами перфораторной партии в
процессе капитального или подземного ремонта скважин и занимает по
времени 3-5 часов в зависимости от глубины и мощности интервала
перфорации. Рассматриваемая технология применима при любом
характере кольматации, т.к. проницаемость коллектора восстанавливается
за счет создания сети трещин в прискважинной зоне пласта.
В результате воздействия ТИС-1 возобновляется естественная
продуктивность нефтяного пласта, нивелируются негативные явления,
вызванные поражением коллектора буровым глинистым раствором в
процессе бурения и цементирования. Высокая эффективность обработки,
повышающая проницаемость прискважинных зон коллекторов в
добывающих и нагнетательных скважинах, сочетается с щадящим
воздействием на обсадную колонну и цементный камень и минимальными
трудовыми затратами.
247
ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ПОКРЫТИЯ РАБОЧИХ ОРГАНОВ ЭЦН С
ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ ИХ РЕСУРСА
(STUDY OF THE INFLUENCE OF COVERING OF WORKING
MEMBERS ESP TO INCREASE THEIR RESOURCE)
Мельников М.А.
(научный руководитель доцент Деньгаев А.В.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
В настоящее время в Российской Федерации 55% скважин
оборудованы установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). При
этом на них приходится 70% добываемой нефти в России. Сегодня многие
нефтяные компании работают при достаточно высоких депрессиях на
продуктивный пласт, что приводит к его частичному разрушению. В связи
с этим основной причиной отказа глубинонасосного оборудования (ГНО) –
является наличие механических примесей в откачиваемой продукции.
В работе проведен анализ современных методов защиты ГНО от
вредного влияния механических примесей (МП). Среди которых можно
отметить: технологические (ограничение депрессии и др.); химические
(закачка в пласт скрепляющих агентов и пр.); профилактические
(промывка скважины и др.) и технические (специальные устройства
предотвращающие попадание МП в погружное оборудование).
Самым распространенным способом является применение
фильтрующих элементов таких, как: ЖНШ, Стронг, МВФ, ФВПР,
десендеры и др. Надежность их работы основана на тонкости очистки
скважинной продукции от механических примесей и обуславливается
размерами ячеек фильтра или зазорами между проволочной обмоткой.
Существуют ограничения связанные с тем, что минимальный размер
ячеек фильтров может привести к эффекту залипания фильтра, после чего
срабатывает защитный клапан, и поток жидкости направляется в насос, в
обход фильтра. Использование крупных ячеек может привести к
пропусканию большого количества частиц механических примесей сразу
после запуска ГНО. Так или иначе, вопрос о защите рабочих органов ЭЦН
является актуальной задачей.
На кафедре РиЭНМ создан стенд для проведения ресурсных
испытаний насосных секций. Испытания проводятся на абразивной смеси
«вода-МП» (в качестве механических примесей используется 50%
кварцевого песка и 50% проппанта). На данном стенде проводится
изучение влияния защитного покрытия на ресурсную надежность рабочих
органов ЭЦН.
В данной работе представлены результаты испытаний азотированых
рабочих ступеней по сравнению со ступенями серийного производства.
248
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА
(НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)
СБОРНИК ТЕЗИСОВ
66-ОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ МОЛОДЕЖНОЙ
НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ
НЕФТЬ
И ГАЗ
2012
17-20 АПРЕЛЯ 2012 Г.
Секция 3
Проектирование, сооружение и
эксплуатация систем
трубопроводного транспорта
ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВИДА ТРАНСПОРТА ПРИРОДНОГО
ГАЗА И КОНДЕНСАТА СО ШТОКМАНОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
249
(SELECTION OF THE OPTIMAL MODE OF TRANSPORT NATURAL
GAS AND CONDENSATE FROM SHTOKMAN FIELD)
Атаков Г.Х.
(научный руководитель профессор Шейнбаум В.С.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Штокмановское месторождение - одно из крупнейших на
сегодняшний день месторождений природного газа и конденсата в мире.
Расположенное на шельфовой зоне Баренцевого моря, на расстоянии 550
километров от суши и на глубине 340 метров, оно является уникальным по
масштабам и сложности разработки. Проект такого уровня еще никогда
не реализовывался в России.
Несмотря на длительный срок подготовки проектной документации
и на большое количество выполненных научных исследований в области
разработки данного месторождения, все равно на сегодняшний день
остаются открытые вопросы, которые носят спорный характер, с точки
зрения экономического обоснования и принятия сложных инженерных
решений. Одним из таких является проблема транспортировки
добываемых запасов на сушу, а именно выбор наиболее разумного
фазового состояния потока и вида транспортировки.
В данной работе проведен технико-экономический анализ двух
вариантов транспорта газа и конденсата с месторождения на сушу:
- транспорт сухого газа по трубопроводам на берег (однофазный
поток) и танкерный транспорт конденсата.
- совместный транспорт подготовленного газа и конденсата по
трубопроводам на берег (двухфазный поток).
Из двух вариантов выбран двухфазный поток, так как он позволяет
сократить выполнение сложных технических операций по сепарации
добываемой продукции на море. Как и любой технологический процесс
этот вариант транспортировки имеет свои особенности. Транспортировке
на такое длительное расстояние без промежуточных НС могут
попрепятсвовать высокое гидравлическое сопротивление и шероховатость
стенок трубопровода. В качестве решения данной проблемы предложены
внутренние «гладкостные» антифрикционные покрытия трубопроводов,
которые служат для снижения шероховатости внутренней поверхности
труб и увеличения пропускной способности трубопроводов, а также
рассмотрен вариант с применением противотурбулентных присадок.
250
СИСТЕМА ПЕРЕПУСКА ЖИДКОСТИ ИЗ ЛИНИИ НАГНЕТАНИЯ В
ЛИНИЮ ВСАСЫВАНИЯ НАСОСА КАК СРЕДСТВО ЗАЩИТЫ
ТРУБОПРОВОДА ОТ ГИДРОУДАРНЫХ ПРОЦЕССОВ
(SYSTEM OF LIQUID CROSS-OVER FROM OUTLET LINE TO PUMP
SUCTION LINE AS A PROTECTION MEANS OF PIPELINE FROM
WATER HAMMERING PROCESSES)
Ахияртдинов А.Э.
(научный руководитель профессор Лурье М.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Система перепуска жидкости представляет собой клапан на
байпасной линии насоса, который открывается при определенном условии.
Происходит переток жидкости из линии нагнетания в линию всасывания.
Рассмотренная система используется как средство защиты трубопровода
от гидроударных процессов, возникающих при быстром закрытии
задвижки.
В качестве решения задачи используется математическое
моделирование неустановившегося течения жидкости. Решается система
 p
2 
 t   0 c x  0,
уравнений: 
2
    p   1  0 ,
 0 t x
d 2
где x, t  координата и время;
давление и скорость
жидкости; c  скорость распространения волн в трубопроводе;  
коэффициент гидравлического сопротивления. Насос с системой перепуска
4q


pН  pВ  a  b   u 
2  , где
3600    d 

2
установлен в сечении x=xн:
, если клапан открыт; q  0 , если клапан закрыт; задвижка в
√
сечении x  L :
. Здесь   коэффициент
задвижки, C  коэффициент клапана.
Излагается метод решения задачи, компьютерная программа для его
численной реализации, а также обсуждаются результаты.
251
ИЗУЧЕНИЕ МЕХАНИЗМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В
ТРУБОПРОВОДАХ С ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩЕЙ
ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТЬЮ
(STUDYING OF THE MECHANISM OF DISTRIBUTION OF
PRESSURE IN THE PIPELINES WITH HIGH-PARAFFIN OIL)
Байдюкова Д.М., Логинов Р.А.
(Научный руководитель Пименов А.В.)
СамГТУ
Снижение запасов легкой нефти и увеличение спроса на
энергоресурсы приводят к увеличению добычи и перекачки парафинистых
нефтей по трубопроводам, что обуславливает необходимость изучения
поведения этих нефтей как при перекачке, так и при возобновлении
движения нефти по трубопроводу после остановки. Все подобные
исследования в данной области носили, в основном, теоретический
характер, поэтому для исследования процессов сдвига застывшей нефти
нами была спроектирована и построена экспериментальная установка. С
помощью проведенных опытов изучались следующие свойства
парафинистой нефти: время безопасной остановки, величина
запрессованного давления, величина начального напряжения сдвига. По
полученным данным были построены графики распространения волны
давления
по
длине
трубопровода,
исследована
зависимость
распространения волны давления от величины подаваемого давления и
сделаны соответствующие выводы. Результаты работы в дальнейшем
могут
послужить
предпосылкой
к
созданию
универсальной
математической модели, описывающей застывающие парафинистые
нефти.
Изменяя определенные параметры в данной математической модели,
появится возможность отслеживать изменения остальных параметров и
подбирать наиболее эффективные условия остановки, пуска и перекачки
высокозастывающих нефтей.
252
МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТРЕЩИНОСТОЙКОСТИ СВАРНЫХ ШВОВ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ
СЛОЖНОГО НАГРУЖЕНИЯ
(TECHNIQUE OF THE ASSESSMENT OF CRACK RESISTANCE OF
WELDED SEAMS OF THE MAIN PIPELINES IN THE CONDITIONS
OF DIFFICULT LOADING)
Беселия Д.С
(научный руководитель доцент Вансович К.А)
ОмГТУ
В работе предлагается методика оценки трещиностойкости сварных
швов магистральных трубопроводов в условиях сложного (многоосного)
нагружения.
В исследовательской работе были рассмотрены статические и
циклические нагрузки в магистральных трубопроводах.
В представляемой работе исследуется трещина типа I; стабильный
рост трещины (фаза бороздчатого рельефа).
Поле напряжённости в сварном шве характеризуется коэффициентом
интенсивности напряжений KI:
(1)
K      a;
При нагружении скорость роста усталостных трещин типа «разрыв»
описывается формулой Пэриса:
da
 C  K In ,
dN
(2)
где C, n – механические характеристики материала; α – размер трещины; N
– число циклов нагружения; KI – коэффициент интенсивности напряжений.
Для исследования развития поверхностных трещин стальных
магистральных трубопроводов использовалась методика с введением
критерия, определяющего скорость роста усталостных трещин,
развивающихся по типу нормального отрыва на стадии стабильного роста
при двухосном нагружении.
Определена степень двухосности напряжённого состояния  :

 пр
.
 кц
(3)
Установлено, что зависимость между скоростью роста трещин и
коэффициентом интенсивности напряжений можно представить в виде,
аналогичном формуле Пэриса:
da
C
dN

1  k   K I
.
n
(4)
Таким образом, критерий K In позволяет, по мере накопления
данных, результатов испытаний, проведенных в условиях двухосного
нагружения, использовать его для определения скорости роста трещины.
253
ПРИМЕНЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ МЕТОДОВ ДЛЯ ОЦЕНКИ
МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ
(APPLICATION CALCULATION METHODS FOR THE EVALUATION
OF MECHANICAL PROPERTIES OF STEEL PIPE)
Большакова Е.В.
(научный руководитель профессор Ефименко Л.А.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В работе представлены результаты анализа возможности
использования имеющихся в литературе расчетных зависимостей для
определения механических свойств трубных сталей категории прочности
К42 – К70 с использованием экспериментальных данных замера твердости.
Твердость является наиболее коммуникабельной характеристикой
металла, так как она может быть измерена на действующей конструкции,
когда использование разрушающих методов контроля невозможно.
В данной работе замерены твердости сталей различных категорий
прочности, применяемых при строительстве газонефтепроводов. На базе
полученных данных проведена оценка пригодности известных
зависимостей для определения других механических характеристик, таких
как предел прочности, предел текучести, предел выносливости,
относительное растяжение и относительное сужение, ударная вязкость и
критическая
температура
хрупкости.
Также
определены
экспериментальные данные этих механических свойств металла в условиях
статического, циклического и динамического нагружения.
Сопоставление полученных показателей позволило оценить
погрешность в определении данных расчетным путем по сравнению с
экспериментальными и сделать вывод о целесообразности или
невозможности использования рассматриваемых расчетных методов для
оценки конкретных механических свойств сталей.
254
КОНСТРУКЦИЯ ОКРАЙКИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ
РЕЗЕРВУАРОВ
(THE DESIGN OF THE LATTER RING OF WALLS, ROLLING TO
THE BOTTOM OF THE VERTICAL STEEL TANKS)
Васюткин А.Н., Ерохов Д.В., Хрыков О.С.
(Научные руководители доценты Землеруб Л.Е., к.т.н. Шацкая Л.А.)
СамГТУ
Технико-экономическая эффективность применения резервуаров
больших объемов значительна. У резервуаров большой вместимости,
резко возрастают радиальные перемещения стенки. Частые циклические
нагрузки при заполнении и опорожнении, вызывают большие изгибающие
моменты и поперечные силы. При этом каждое единичное перемещение
состоит из трёх слагаемых: 1) перемещение с деформацией стенки; 2)
перемещение с деформацией днища, 3) поворот уторного узла. Из чего
следует, что самым уязвимым местом РВС является сварное соединение
стенка-днище. Целью данной работы является создание модели
конструкции окрайки резервуара, исключающей сварку уторного узла.
Для примера расчётов в данной работе был выбран резервуар
вертикальный стальной с понтоном вместимостью 20000 м3. Вместо сварки
уторного узла, предлагается использовать сегмент тороидальной формы,
изготовленное по частям окружности. Эта конструкция (рис.1)
представляет собой скругленный угол с полками-катетами, изогнутый по
длине в соответствии с радиусом резервуара и по толщине полок равный
толщине стенки первого пояса, что позволит исключить сварное
соединение стенка-днище. Предлагаемая конструкция позволяет:
1. Значительно уменьшить напряжения,
возникающие в днище, что позволяет увеличить
время до образования пластических деформаций
днища резервуара в виде вспучиваний.
2. Уменьшить напряжения, возникающие в
стенке от гидростатической нагрузки.
3. Значительно увеличить время до
появления микро- и макротрещин в местах
вспучиваний и замедлить процессы коррозии
Рисунок 2
днища резервуара и нижней части стенки.
По результатам расчетов выполненных с помощью программы
ANSYS выявлено, что максимальное напряжение в консоли окрайки в
некоторых точках превышает предел текучести. В предлагаемой
конструкции напряжения возникающие в "окрайке" снижаются на порядок,
что позволяет увеличить срок службы нижней части стенки, «окрайки» и
днища резервуара в два раза, что приведёт к увеличению межремонтного
периода и снижению трудозатрат на ремонт резервуаров.
255
ПЕРЕБАЗИРОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬНОЙ ТЕХНИКИ ПРИ
КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
(THE RELOCATION OF CONSTRUCTION EQUIPMENT FOR MAJOR
REPAIRS OF TRUNK GAS PIPELINES)
Винницкий М.В.
(научный руководитель проф. Короленок А.М.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
В работе исследована степень мобильности строительной
организации, которая
может определяться «как отношение
перебазируемых элементов в район ремонта к общему количеству таких
элементов, находящихся на балансе строительной организации:
7
KC 
n
 R
7
M
ij
i 1 j 1
n
m
 R   R
i 1 j 1
ij
k 1
, где:
RijM
— количество перебазируемых
j-ых
П
k
мобильных элементов i-ой группы в новый район ремонта ; Rij —
количество j-ых мобильных элементов i-ой группы в строительной
организации; RijП — количество стационарных элементов строительной
организации.
При этом понятие мобильности строительной системы
отражает параметры мобильности при ремонте объекта (газопровода) —
продолжительность развертывания мощностей, соответствие этих
мощностей расчетным, объемы выполнения работ и др., которые
характеризуют интенсивность строительно-монтажных работ. В этой
связи степень мобильности при ремонте объекта рекомендуется
устанавливать как отношение интенсивности работ и услуг, требующих
мобильных
элементов
ремонтно-строительной
системы,
к
интенсивности работ по объекту в целом:
КС 
L
P
l 1
p 1
 J lM   J pЭМ
JO
, где:
J lM —
интенсивность
i-ой
ремонтной
работы, требующей мобильных элементов; J pЭМ — интенсивность p-ой
V
T
услуги; J O — интенсивность ремонта объекта, определяемая как: J O  ,
где: V — объем строительно-монтажных работ; Т — продолжительность
ремонта объекта. Соответствие степени мобильности при ремонте объекта
и степени мобильности строительной организации характеризует
организационно-технический уровень строительной системы и ее
готовность к достижению поставленной цели.
256
ВЫБОР ФОРМУЛЫ ДЛЯ РАСЧЕТА ВЯЗКОСТИ СМЕСЕЙ
ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С МАЛОВЯЗКИМ РАЗБАВИТЕЛЕМ
(HOW TO CHOOSE A PROPER FORMULA TO ESTEEM VISCOSITY
OF HIGH VISCOUS OIL BLEND)
Герасименко А.А.
(научный руководитель д.т.н., профессор Коршак А.А.)
СПГГУ
Для обеспечения возможности оценочных ресурсов трубопроводов,
транспортирующих смеси высоковязких нефтей с разбавителями
необходимо располагать формулой, наиболее точно описывающей
изменение вязкости смеси.
Изучив зависимости вязкости смеси от вязкости и концентрации
исходных компонентов, можно сделать вывод, что задача отыскания
достаточно точной и удобной формулы для расчета вязкости смеси попрежнему является актуальной. Это связанно с тем, что формулы либо не
достаточно точно выражают вязкость смесей, составленных из
компонентов с резко различающимися реологическими свойствами
(отношение вязкостей более 5), либо из-за сложности совершенно
непригодны для использования в теоретическом анализе процесса
перекачки смесей.
По мнению многих авторов, в качестве расчетной формулы для
определения вязкости смеси может использоваться формула Вальтера
(1)
lg lg(  0,6)  (1  K B ) lg lg( 1  0,6)  K B lg lg( 2  0,6)
где  ,  1 ,  2 - соответственно кинематическая вязкость смеси, первого и
второго компонентов;
K B - весовая концентрация разбавителя в смеси.
Предлагается новая модификация формулы Вальтера. В результате
потенцирования получим
(2)
 см  ( Р  0,6) А  0,6
где А - расчетный коэффициент
(3)
А  (lg( р  0,6)) ( К 1) (lg( н  0,6)) (1 К )
На основе обработки экспериментальных данных величину
постоянного коэффициента предполагается уточнить. И тогда формула
примет вид
(4)
 см  ( Р  B ) А  B
В дальнейших исследованиях предполагается на едином
экспериментальном материале выполнить анализ точности существующих
формул и новой модификации формулы Вальтера.

В
В

257
О ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ
АГРЕГАТОВ НА РЕЖИМАХ С ПОНИЖЕННЫМ ОТНОШЕНИЕМ
ДАВЛЕНИЙ
(OVERALL PERFORMANCE OF THE GAS-DISTRIBUTING UNITS
ON MODES WITH THE LOWERED RELATION OF PRESSURE)
Гетта А.А., Кухарская А.И.
(научный руководитель доцент Ваняшов А.Д.)
ОмГТУ
Реальные условия эксплуатации газоперекачивающих агрегатов (ГПА)
на линейных компрессорных станциях (ЛКС), связанные со снижением
производительности магистральных газопроводов (МГ), формируют
гидравлические режимы транспорта газа, приводящие к процессу
компримирования газа на ЛКС при пониженных отношениях давлений, т.е.
ниже 1,4 (1,35-1,37). Для обеспечения наибольшей эффективности ГПА на
ЛКС стоит задача согласования газодинамических характеристик (ГДХ)
центробежных компрессоров (ЦБК) с гидравлическими режимами МГ и
характеристиками газотурбинных установок (ГТУ).
Выполнен расчетно-теоретический анализ эффективности работы ГПА с
ГТУ АЛ-31СТ и ПС-90ГП2С и ЦБК различных типов, применительно к
различным
режимах
работы
ЛКС,
отличающихся
сезонной
неравномерностью. В качестве критерия оценки эффективности использован
расход топливного газа, приходящийся на единицу производительности ЛКС.
Анализ полученных результатов показал, что качественная картина
эффективности ГПА с ЦБК того или иного типа для различных расчетных
периодов не имеет четкой закономерности. Количественный показатель
эффективности различается незначительно (около 1,5-3,0 %). Выполнен
анализ согласованности характеристик ГТУ и ЦБК с получением линий
рабочих режимов на эксплуатационных характеристиках ГТУ и рабочих
точек на ГДХ ЦБК. В результате показано, что процесс компрмирования с
пониженным отношением давлений за счет использования ЦБК в 2-х
ступенчатом исполнении не отличается энергоэффективностью и не отвечает
требованиям снижения металлоемкости и стоимости. Перспективным
является разработка ЦБК в одноступенчатом исполнении, с осерадиальными
пространственными рабочими колесами, с консольным ротором и осевым
входным регулирующим аппаратом.
Предложена конструктивная проработка одноступенчатого ЦБК с
осевым подводом газа, выполнен газодинамический проект проточной части
для ГПА мощностью 16 МВт на основании данных модельных испытаний на
воздухе. Расчет ГДХ выполнялся с учетом возможности одновременного
регулирования как изменением частоты вращения ротора, так и изменением
угла поворота лопаток входного направляющего аппарата.
258
РАСЧЕТ СТАЦИОНАРНЫХ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ
РАБОТЫ ГАЗОПРОВОДОВ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ.
(THE CALCULATION OF STEADY-STATE NON-ISOTERMAL
MODES OF GAS PIPELINES UNDER COMPLICATED CONDITIONS)
Горохова В.Г.
(научный руководитель профессор Лурье М.В.)
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Рассматривается расчет стационарных неизотермических режимов
работы газопроводов в осложненных условиях и характеризующихся
значительным перепадом высот.
Система уравнений, описывающая стационарные термобарические
режимы транспортировки газа, имеет вид:
ρ
ρ
[ρ (
)]
(
{
ρ
ρ
) ρ
Поскольку массовый расход газа ̇
ρ
, то скорость v не
̇ ⁄ρ .
является независимой переменной и определяется через расход:
Тогда уравнение (1) сводятся к системе 2-х обыкновенных
дифференциальных уравнений для давления и температуры:
{
̇
( )
где
̇
( )
( )
( )
[
[
( ) ]
( ) ]
[
ρ
[
( ) ]
( ) ] ⁄[
( ) ]
Коэффициент
(
) сверхсжимаемости считается известной
функцией своих аргументов.
В докладе излагается метод численного интегрирования системы (3),
рассчитывается распределение давления p(x) и температуры T(x) газа по
длине газопровода, приводятся результаты расчетов, обсуждается роль
эффекта Джоуля-Томсона.
259
АНАЛИЗ РЕАЛИЗОВАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РЕКУПИРАЦИИ
ПАРОВ ЛЕГКОКИПЯЩИХ ФРАКЦИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ.
(ANALYSIS OF IMPLEMENTED TECHNOLOGY REKUPIRATSII
HYDROCARBON VAPOR LIHGT FRACTION).
Гусарова М. В., Степанцева Ю. В.
(научный руководитель – доц. Киташов Ю.Н., проф. Дяченко И. Ф.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
По официальным данным Министерства природных ресурсов в России в ходе
перевалки, хранения и реализации нефти и нефтепродуктов в атмосферу выбрасывается
более 1,3 млн. т. легкокипящих фракций углеводородов (ЛФУ). Ежегодно только на АЗС г.
Москвы выбрасывается в атмосферу более 28 000 тонн паров бензина, стоимость которых
составляет более 1 млрд. руб.
Для выбора наиболее эффективного способа сокращения потерь бензинов от
испарения необходимо проанализировать существующие организационно-технические
решения. В работе представлен сравнительный анализ наиболее часто используемых
технологий по улавливанию паров углеводородов: глубокое охлаждение (степень
улавливания паров 50 -65%, метод не рентабелен), с жатие смеси (недостатки –
большие энергозатраты и взрывоопасность), адсорбция( недостатки – большие
габариты установок, экономическая неэффективность) , разделение ПВС на
мембранах (недостатки – малая степень улавливания паров, большие
габариты), абсорбция углеводородов из паровоздушной смеси (ПВС) охлажденным
абсорбентом в горизонтальных дисковых тепломассообменных аппаратов (ГДТМОА) с
последующей вакуумной десорбцией в ГДТМОА (степень рекуперации паров 93-99%,
сравнительно небольшие габариты, низкая энергоемкость процесса).
По
результатам сравнительного анализа сделан вывод, что наиболее эффективная и подходящая
для АЗС технология улавливания углеводородов: абсорбция углеводородов из ПВС
охлажденным абсорбентом в ГДТМОА с последующей вакуумной десорбцией
в
ГДТМОА и разделением фракций или возвратом конденсата ЛФУ потребителю,
реализованная в установке БАРК-60(80)ВД.
Принцип работы установок основан на давно и хорошо изученных процессах абсорбции
паров углеводородов жидким абсорбентом, при этом резкий рост их эффективности достигнут за
счет введения пакетов динамических (вращающихся) контактных дисков.
В корпус абсорбера, разделенный неподвижными кольцевыми перегородками на
секции, в которых на валу установлены пакеты с контактными дисками, в режиме
противотока поступает ПВС и абсорбент (дизельное топливо).
При вращении вала на поверхности контактных дисков образуется тонкая пленка
абсорбента. Паровоздушная смесь последовательно проходит по зазорам между контактными
дисками, при этом пары углеводородов, взаимодействуя с пленкой охлажденного ДТ, активно
абсорбируются (поглощаются) последним. Очищенный воздух выводится в атмосферу через
СДМК.
В установках типа БАРК-ВД применен способ вакуумной десорбции ЛФУ.
ЛФУ, выведенные из блока десорбции в виде паровой фазы, через расходомер
направляются в донную часть резервуаров с бензином, где абсорбируются последним,
восстанавливая, тем самым, его исходное качество.
Очищенный и охлажденный абсорбент поступает в промежуточную емкость, откуда
вновь направляется в абсорбционный блок, обеспечивая тем самым автономную работу
установки (замкнутый цикл по абсорбенту). Через определенное время (сутки, неделю или
месяц, зависит от типа абсорбента) десорбированный (т.е. очищенный от ЛФУ) абсорбент,
практически без изменения исходных свойств, заменяется (например, возвращается в
резервуар с ДТ).
260
МОНИТОРИНГ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ КОНСТРУКЦИИ.
ОДИН ИЗ ПУТЕЙ ПОВЫШЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ
(MONITORING THE TECHNICAL CONDITION OF THE
CONSTRUCTION.
ONE OF THE WAYS TO INCREASE OF WORKING CAPACITY)
Дурнева А.А.
(научный руководитель доцент, к.т.н. Сорокин В.Н.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
В данной работе приведено описание аварийного разрушения
воздухонагревателя с выносной камерой горения доменной печи.
Дана краткая характеристика самой сварной
воздухонагревателя и его технического состояния.
конструкции
Описаны этапы экспертной оценки его состояния. На основе
проведенного комплекса исследований была установлена причина
разрушения и даны рекомендации по восстановительным мероприятиям,
т.е. разработана технология сварки. Конкретно, выбор оптимального
режима сварки, сварочных материалов и контроль качества сварных
соединений.
Так же был проведен анализ нормативно-технической документации
и комплекса исследований.
261
ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
ПРИ СООРУЖЕНИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ
(APPLICATION OF PROMISING TECHNOLOGIES
FOR PIPELINES CONSTPUCTION)
Елагина Т.В.
(научный руководитель профессор, д.т.н. Васильев Г.Г.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
В связи с ростом спроса на энергоресурсы, в частности на
углеводороды, разработка новых месторождений перемещается в новые
неосвоенные регионы. Для обеспечения удаленных центров добычи
транспортной инфраструктурой будут строиться новые магистральные
трубопроводы. С целью повышения рентабельности разработки
месторождений в сложных климатических условиях проблема увеличения
скорости строительства магистральных трубопроводов с одновременным
уменьшением его стоимости становится актуальной, как никогда прежде.
Разрабатываемая технология представляет собой комплексный
технологический поток, способный достигать высоких скоростей
строительства, даже при сооружении трубопровода большого диаметра. На
каждом этапе строительно-монтажных работ предполагается внедрение
новейших разработок в области машиностроения. Большинство из них уже
хорошо зарекомендовали себя на практике. Системы для автоматической
изоляции сварного стыка и последующего контроля прошли апробацию
при сооружении морских трубопроводов, и широко используются.
Так
же
рассматривается
внедрение
усовершенствованных
технологий для сварки и укладки, разработанных в Советском Союзе и
использованных при строительстве крупных систем транспорта
Ямальского газа.
Практическая значимость заключается в том, что при строгом
соблюдении всех требований и достижении синхронизации проведения
работ, скорость строительства увеличивается до 800 м/смену. Необходимо
отметить, что предполагается значительное сокращение используемых
машин и механизмов, например, почти исключается применение
трубоукладчиков и одноковшовых экскаваторов. За счет автоматизации
всего процессов сварки, контроля и изоляции качество сварного шва
остается на высшем уровне и процент брака минимален.
В дополнение можно заметить, что наблюдается уменьшение
негативного влияния на окружающую среду. Этому способствует менее
широкая полоса отвода по сравнению с классической технологией и
сокращение выбросов вредных соединений в атмосферу.
262
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ПРИМЕНЕНИЯ «СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И
ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ»
(ESTIMATION OF ECONOMIC EFFICIENCY “OIL QUANTITY
AND QUALITY SYSTEM” APPLICATION)
Ермолаева А. В.
(научный руководитель доцент Чухарева Н. В.)
НИ Томский Политехнический Университет
В данной работе представлены краткие характеристики способов
коммерческого учета нефти, выявлены основные преимущества и
недостатки, проведен сравнительный анализ оборудования приемосдаточных
пунктов.
Актуальность
данной
темы
связана
с
непосредственной
экономической
эффективностью
от
выбора
оборудования приемо-сдаточных пунктов.
В соответствии с МИ 2301-2000. «Обеспечение эффективности
измерений при управлении технологическими процессами. Методы и
способы повышения точности измерений, разработан алгоритм расчета и
оценки издержек при строительстве «Системы измерений количества и
показателей качества нефти»:
Система измерений
Основная схема(СИКН)
Резервная схема(РВС)
ррПогрешность
п
0,25 %
Погрешность 0,5 %
Погрешность 0,5 %
Расход
Потери при погрешности 0,25%
Потери при погрешности 0,5%
Оценка издержек
0,15 < З/П < 15
В работе на конкретном примере рассчитаны затраты на повышение
точности измерений и потери из-за погрешности измерений за один и тот
же расчетный период. Также произведена оценка отношения затрат к
денежным потерям. Таким образом можно сделать вывод о том, что
применение системы измерений количества и показателей качества
товарной нефти, является целесообразным, причем, экономический эффект
значительно возрастает при увеличении объема перекачки.
263
РАСЧЕТ ПРОДОЛЬНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЗАКРЕПЛЕННОГО
АНКЕРНЫМИ УСТРОЙСТВАМИ УЧАСТКА ТРУБОПРОВОДА
(THE CALCULATION OF THE LONGITUDINAL STABILITY OF A
FIXED ANCHOR DEVICES SECTION OF THE PIPELINE)
Зайцев В.С.
(научный руководитель профессор Короленок А.М.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
В работе выполнен анализ современных нормативных требований и
методов расчета технологических параметров использования анкерных
устройств для обеспечения устойчивости положения магистральных
трубопроводов против всплытия на обводненных участках трассы.
Показано, что при анализе технологических параметров закрепления
участка магистрального трубопровода против всплытия можно
использовать как детерминистические, так и статистические методы
исследования.
Исходя из общих принципов концепции теории надежности,
реализован алгоритм проверки продольной устойчивости закрепленного
анкерными устройствами участка трубопровода, а именно: из
детерминированного расчета удаляются все коэффициенты запаса, т.е.
решается физическая задача; все неопределенные величины описываются в
виде случайных или нечетких величин; условие отказа сформулировано в
явном виде, т.е. для проверки устойчивости взято условие Sэкв  Nкр, где
Sэкв (эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода) и
Nкр (продольное критическое усилие) - физические величины, не
содержащие в качестве аргументов никаких коэффициентов запаса.
Поставлена задача устойчивости, из которой находится величина Nкр,
а также выбран некоторый показатель надежности  (в качестве  может
быть использована вероятность или степень возможности) и его
нормированное значение 0. Цель расчетов на надежность формулируется
следующим образом: {Sэкв  Nкр} = 0; все вводимые коэффициенты
надежности (запаса) выбираются таким образом, чтобы удовлетворялось
условие надежности.
264
РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩАЯ ТЕХНОЛОГИЯ
ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПРОПАН-БУТАНОВЫХ ФРАКЦИЙ
ИЗ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
(RESOURCE-SAVING TECHNOLOGIES EXTRACTION PROPANEBUTANE FRACTION FROM THE ASSOCIATED GAS)
Ибрагимов М.И.
(научный руководитель доцент Яковлев А.Л.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
С 1 января 2012 года вступило в силу требование о 95% утилизации
попутного нефтяного газа (ПНГ), в противном случае для нефтяных
компаний штрафные санкции. Нефтяные компании, работающие в России,
должны сжигать на факелах не более 5% добываемого ПНГ. Утилизация
ПНГ возможна с помощью следующих методов:
1. Переработка газа на ГПЗ и малогабаритных установках;
2. Выработка электрической энергии и тепла для собственных нужд
нефтяного промысла;
3. Закачка газа в продуктивные нефтяные пласты;
4. Производство метанола на малотоннажных установках;
5. Производство ароматических углеводородов;
6. Производство сжиженного природного газа (СПГ) на промысле.
Отечественные нефтяные компании для выполнения требований по
95%-ой утилизации ПНГ пошли по пути его сжигания в установках
когенерации с выработкой электрической и тепловой энергии для нужд
промысла. При этом весь объем ПНГ сгорает в газотурбинных или газопоршневых двигателях, в том числе и пропан-бутановые фракции,
присутствие которых в составе ПНГ ведёт к снижению надежности,
долговечности и КПД газотурбинных и газопоршневых двигателей.
Для работы в условиях нефтяного промысла необходима
технология, не требующая низкотемпературных технологических
процессов и специальных емкостей высокого давления для
транспортировки и хранения продуктов переработки ПНГ. К числу
таких технологий относится газогидратный метод.
Цель работы состоит в извлечении пропан-бутановых фракций из
состава ПНГ с помощью метода газогидратного разделения. Суть
метода заключается в связывании в гидрат влажных газов пропана или
бутана путём создания определенных термобарических условий.
При выделении гидратов газа энергетические затраты
минимальны, а их транспортировка и хранение не требуют создания
высоких давлений и низких температур, что делает метод достаточно
перспективным.
265
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НЕФТИ
ПРИ ПЕРЕВАЛКЕ В НЕФТЕНАЛИВНЫЕ СУДА
(CALCULATION OF OIL LOSSES
IN TRANSFERRING INTO OIL TANKERS)
Исмиев Ш.И., Шатов М.И., Ибрагимов М.И.
(научный руководитель доцент Яковлев А.Л.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
Несмотря на большое количество выполненных научных
исследований
и
значительную
реализацию
научно-технических
достижений, общие потери нефти при транспортировке по магистральным
трубопроводам еще велики и на современном этапе развития возрастает
актуальность и значимость задач, связанных с их нормированием и
целенаправленным сокращением.
В настоящее время дочерние предприятия ОАО «АК «Транснефть»
применяют «Нормы естественной убыли нефти при транспортировке по
маршрутам ОАО «АК «Транснефть», разработанные на основании
нормативно-технических документов, действовавших еще в СССР.
Налоговое законодательство РФ с 2002 года требует разделять
потери нефти на:
- естественную убыль при хранении и транспортировке нефти,
- технологические потери при производстве и транспортировке.
Нормы естественной убыли нефти были утверждены Министерством
энергетики РФ, а нормы технологических потерь должны разрабатывать
сами предприятия.
Технологические потери нефти при транспортировке магистральным
трубопроводным транспортом подлежат нормированию и должны
учитываться:
 по местам образования;
 по источникам образования;
 по количеству (массе) потерь нефти.
В данной работе выполнен расчет технологических потерь нефти при
перевалке с трубопроводного на другие виды транспорта. В качестве
примера был выбран отпуск нефти в нефтеналивные суда (танкеры).
Источниками потерь при отпуске нефти являются резервуары парка
хранения нефти и танки нефтеналивных судов. К технологическим
потерям относятся только потери в резервуарах парка хранения, а потери
нефти из танков относятся к потерям владельца нефти. Тем не менее, эти
потери необходимо учитывать и неукоснительно сокращать различными
способами.
Также был проанализирован один из методов сокращения потерь
нефти при перевалке на нефтеналивные суда на основе установок
рекуперации паров нефти и определена его экономическая эффективность.
266
СТРЕСС-КОРРОЗИЯ ГАЗОПРОВОДОВ СИСТЕМ
ГАЗОСНАБЖЕНИЯ В УСЛОВИЯХ МНОГОФАКТОРНОГО
НАГРУЖЕНИЯ
(STRESS-CORROSION WEIGHTING OF PIPELINE SYSTEMS OF
GAS SUPPLY IN THE CONDITIONS OF MULTIPLE-FACTOR)
Камардин Д.А.
(научный руководитель Савеня С.Н)
НОУ СПО «Волгоградский колледж газа и нефти» ОАО «Газпром»
В
работе
рассматриваются
проблемы
стресс-коррозионной
повреждаемости газопроводов систем газоснабжения, находящихся в
условиях многофакторного коррозионно-механического нагружения.
В настоящий момент потери газа и материальный ущерб при авариях
по причине КРН превосходят таковые от аварий по всем остальным
причинам.
Важным фактором развития процессов стресс-коррозии являются
уровень растягивающих напряжений в трубопроводных конструкциях и
агрессивность
почвогрунтов
в
околотрубном
пространстве
воздействующих на дефектную структуру трубных сталей. Стресскоррозия проявляется в виде колоний трещин, развитие которых приводят
к протяженным разрывам.
Соответственно, применяемые методы оценки стресс-коррозионной
повреждаемости трубопроводов должны быть, прежде всего, направлены
на выявление специфических для данного вида разрушений факторов,
включая влияние напряжений и микробиологическую активность.
Изложенные в работе доводы, факты и обоснования позволяют
констатировать следующее:
- проблема стресс-коррозии на действующих МГ относится, прежде
всего, к числу проблем коррозионно-механического разрушения сталей и
сплавов и должна решаться с учетом закономерностей протекания
процессов деградации и разрушения конструкционных материалов,
работающих в условиях переменного нагружения и воздействия
агрессивных сред;
- наиболее красивым и эффективным, хотя на первый взгляд и
несколько фантастическим, "средством" снижения стресс-коррозионной
повреждаемости действующих газопроводов будет "средство" которое
являлось бы универсальным или применимым для предотвращения
сходных явлений в организме человека (кровеносные сосуды, почки и т. д.)
а также других областях техники (например, проблема разрушения
реакторных труб и труб теплообменников);
- работы по профилактике стресс-коррозионного разрушения следует
включить в обязательный комплекс изысканий для проектных институтов
при выборе трассы прохождения новых газопроводов.
267
ПОВЫШЕНИЕ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ПОДВОДНЫХ
ПЕРЕХОДОВ
(INCREASE OF OPERABILITY OF UNDERWATER TRANSITIONS)
Карнович Е. В.
(научный руководитель профессор Кучерявый В. И.)
УГТУ
Зачастую трубопровод в процессе его эксплуатации оказывается в
непроектном положении, в связи с повреждением балластирующих
устройств происходит всплытие подводного трубопровода. Напряженное
состояние такого трубопровода изменяется и чтобы избежать аварии
необходимо иметь представление о параметрах НДС.
Расчет напряженного состояния всплывшего участка трубопровода
трудоемок. Несмотря на то, что вся нагрузка на этом участке приведена к
единственному виду (равномерно распределенной) расчет достаточно
сложный, поскольку мы имеем дело со статически неопределимой
системой, а соответственно приходится решать дифференциальные
уравнения. Применение численных методов для решения проблемы
надежности трубопроводов весьма эффективно и позволяет получать
результаты с высокой точностью, чего не позволяют физические методы,
например, магнитные или акустические, их тоже применяют для оценки
НДС, но погрешность измерений при этом очень большая порядка 30%.
Численные методы позволяют получить данные о НДС просто по
геометрическим размерам, которые в свою очередь могут быть определены
с достаточно высокой точностью, при этом для расчета не требуется
производить сложные математические вычисления.
С практической точки зрения важно определить предельно
допустимую длину всплывающего участка, для того чтобы можно было
назначить мероприятия по обеспечение устойчивости трубопровода. В
случае подводного перехода такими мероприятиями является установка
балластирующих устройств.
В нашей работе предлагается методика расчета предельно
допустимой длины размытого участка подводного перехода. Расчетная
схема представляет собой балку с жестко защемленными концами, на
которую действует равномерно распределенная нагрузка q. Длину участка
можно найти из условия, что продольные напряжения не должны
превышать передела текучести трубной стали – второго нормативного
расчётного сопротивления R2. На основании найденного значения
предельно допустимой длины пролета l разрабатываем конструктивные
мероприятия по балластировке нефтепровода.
Полученные данные являются основой для прогнозирования
надёжности и ресурса подводного перехода магистрального нефтепровода.
268
АНАЛИЗ КРИТЕРИЕВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ПРИНЯТИЕ РЕШЕНИЯ
ОТНОСИТЕЛЬНО СТРОИТЕЛЬСТВА НЕФТЕПРОВОДА В
СЕВЕРНЫХ МОРЯХ РФ
(ANALYSIS OF THE CRITERIA INFLUENCING THE DECISION ON
THE PIPELINE IN THE NORTHERN SEAS OF RUSSIA)
Клименко Р.В.
(научный руководитель профессор Поляков В.А.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
В работе предлагается рассмотрение предпосылок и перспектив
морского транспорта нефти – строительство нефтепроводов в северных
морях. Это связано с тем, что РФ имеет самые обширные в мире
шельфовые зоны, площадь которых составляет почти 22% общей площади
континентального шельфа Мирового океана. Перспективными на нефть
являются 70% этих территорий. Основная их часть находится в
замерзающих морях с тяжелым ледовым режимом, суровыми природноклиматическими условиями и слабо развитой береговой инфраструктурой.
В качестве основных вопросов, рассмотренных в исследовании,
предложены
критерии
из
ТЭО,
технического
проекта,
удовлетворительность которых и влияет на принятие решения
относительно утверждения строительства нефтепровода:
1. Данные окружающей среды (ледовая обстановка, сейсмическая
активность, температура воздуха и воды, приливы и течения);
2. Экологическое состояние и связанные с ним риски;
3. Экономическое обоснование рентабельности;
4. Характеристика других видов транспорта нефти;
5. Сравнение российских и западных норм проектирования морских
трубопроводов.
Основным выводом работы служит утверждение о том, что
строительство морских трубопроводов целесообразно и перспективно, а
также приводится название следующего этапа научного исследования –
технологический расчет северного трубопровода Западная Сибирь –
Мурманск.
269
ЗАДАЧА ПРИОРИТИЗАЦИИ ОБЪЕКТОВ
ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ПРИ КАПИТАЛЬНОМ
РЕМОНТЕ
(THE TASK PRIORITIZATION OF OBJECTS OF PIPELINE
TRANSPORT IN OVERHAUL)
Кокшилов Н.О.
(научный руководитель профессор Короленок А.М.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
Основные фонды трубопроводного транспорта, как и вся
техносфера, стареют. Более 30 лет эксплуатируются 35 % газопроводов и
70 % нефтепроводов от их общей протяженности, более 30 лет - 15 %
газопроводов и 37 % нефтепроводов. До 40 % продуктопроводов от их
общей протяженности полностью амортизированы. Многие из
трубопроводов достигли фазы, чреватой нарастанием дефектов и отказов.
Между тем еще долгое время энергетическая безопасность страны будет
зависеть от успешного функционирования ныне действующих
магистральных, распределительных и промысловых трубопроводов.
В условиях ограниченности финансовых и технологических
ресурсов, необходимых для обеспечения потребности газотранспортной
системы в капитальном ремонте и техническом обслуживании, возникает
необходимость совершенствования системы планирования ремонтного
производства и разработки оптимальных методов организации работ.
Несмотря на то, что существует ряд работ связанных с реализацией
насущных задач по обеспечению высоконадежного транспорта, в данной
области существует еще довольно много нерешенных вопросов, в том
числе задача очередности вывода линейной части трубопроводов в ремонт.
Предложен комплекс методов оценки приоритетов проведения
ремонтно-восстановительных работ, а также математические модели
оценки относительного риска
эксплуатации
отдельных
участков
трубопроводов на основе метода анализа иерархий. Решение задачи
приоритизации обслуживания и капитального ремонта системы объектов
трубопроводного
транспорта
осуществлено
путем
оценки
технологического риска эксплуатации каждого объекта.
270
О ЗАЩИТЕ ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ
СТАНЦИЙ ОТ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО УДАРА
(ABOUT THE PROTECTION OF A PUMP STATION FROM THE
HYDRAULIC IMPACT)
Ледовский Г.Н.
(научный руководитель доцент Кабанов О.В.)
НМСУ «Горный»
Работа посвящена исследованию волновых процессов, возникающих при
транспорте жидкости по трубопроводам, например, по магистральным нефтепроводам,
вследствие аварийного закрытия трубопроводной арматуры, и способам повышения
эффективности работы СЗГУ. Актуальность вопроса связана с постоянным
ужесточением требований к технической и экологической безопасности эксплуатации
трубопроводных систем. Имеющаяся тенденция на увеличение объемов перекачки
увеличивает и вероятность аварии, так как амплитуды волн давления и расхода
напрямую связаны с производительностью систем магистральных нефтепроводов. В
работе затрагивается проблема своевременного выявления признаков, предшествующих
гидроудару. В связи с этим предлагается альтернативная технология защиты
нефтепроводов от гидравлических ударов
Моделирование волновых процессов в реальном трубопроводе производилось с
помощью программы «FLOWMASTER V7». По результатам моделирования были
построены графики процессов распространения волн давления. Расчетные значения
величин сравнивались с экспериментальными
данными, полученными в лаборатории
кафедры ТХНГ на гидравлическом стенде
«FESTO».
Для
реализации
полученных
результатов разработано устройство защиты
НПС от гидравлических ударов. Принцип
действия устройства основан на создании
упреждения и возможности регулирования количества сбрасываемой нефти в
зависимости от разности расходов в двух точках трубопровода. Данная технология
позволяет своевременно начать сброс нефти в безнапорную емкость 7. В штатном
режиме элемент сравнения 4 сопоставляет расходы Q1(t) и Q2(t), измеряемые датчиками
расхода 2, 3. Если они равны или их разность не превышает допустимой величины, то
управляющий сигнал не подается и клапан сброса 5 закрыт. В случае аварии или других
обстоятельств, приведших к закрытию задвижки 8, система работает следующим
образом: элемент сравнения выявляет величину разности расходов и в нужное время
(учитывается время пробега ударной волны Т по трубе 9 от источника возмущении 8 до
насоса 1 и время на открытие клапана) подает сигнал на открытие сбросного клапана
(при помощи регулятора 6) до необходимой величины, обеспечивающей сброс нефти в
количестве Qсб = Q2(t) - Q1(t). Время пробега ударной волны находится как Т=L/C, где С
– скорость ударной волны. Время сброса также осуществляется в течение Т секунд.
271
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ СТЕПЕНИ ДЕФОРМАЦИИ ПРИ
СТАРЕНИИ НА ТВЕРДОСТЬ ВЫСОКОПРОЧНЫХ ТРУБНЫХ
СТАЛЕЙ
(INVESTIGATION OF THE INFLUENCE OF STRAIN AGING ON THE
HARDNESS OF HIGH-STRENGTH PIPE STEELS)
Лисовская А.А.
(научный руководитель ассистент Шкапенко А.А.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
В процессе эксплуатации трубопровода могут возникнуть ситуации,
когда изменяется напряженно-деформированное состояние и в стенке
трубопровода возникают пластические (остаточные) деформации, под
действием которых металл изменяет свои свойства (старение).
Целью данной работы являлось исследование изменения
прочностных свойств металла труб при деформационном старении с
различной степенью остаточной деформации. Образцы из сталей
категории прочности Х70 и Х80 подвергались одноосному растяжению и
последующему отпуску при температуре 2500С в течение часа. Степень
остаточной деформации составляла 0%, 1%, 2%, 5% и 10%. Часть образцов
также подвергали воздействию сварочного нагрева и охлаждения по
термическим циклам околошовного участка зоны термического влияния
(максимальная температура 1350С, скорость охлаждения изменялась в
пределах от 3 до 500С/с). Твердость металла замерялась на приборе
методом Виккерса. В работе наглядно представлены графические и
аналитические зависимости изменения твердости от степени остаточной
деформации и от скорости охлаждения при сварке.
Показано, что с увеличением степени деформации возрастает
твердость металла, подчиняясь коревой зависимости.
272
СНИЖЕНИЕ ЭНЕРГОЕМКОСТИ ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
(REDUCTION OF ENERGY IN THE TRANSPORTATION OF
NATURAL GAS)
Миннегулова Г.С.
(научный руководитель доцент Гильмутдинов Ш.К.)
АГНИ
Наиболее энергоемкой подотраслью газовой промышленности
является транспорт газа, на долю которого приходится более 80 %
отраслевого потребления топливно-энергетических ресурсов. Очевидно,
что необходимо внедрение современных энергосберегающих технологий и
высокотехнологичного оборудования.
Данная работа посвящена улучшению трибологических свойств
масел применяемых в системе смазки газоперекачивающих агрегатов,
работающих в контакте с сероводородом и другими коррозионноагрессивными примесями. Для достижения цели в данной работе решались
следующие основные задачи: разработка экологически безопасного
прибора и метода испытаний масел в контакте с сероводородом и
коррозионно-активными
примесями;
исследование
возможности
улучшения смазочных свойств и повышения экологической безопасности
и снижения энергозатрат при эксплуатации турбинных масел в
присутствии сероводорода с использованием разработанного метода.
Исследования масел проводились на машине трения (трибометр)
МТ-2М, в конструкции которой использована герметичная камера трения,
что позволяет экологически безопасно испытывать масла Тп-22с в
контакте с коррозионно-активными примесями.
Дальнейшее направление исследований лежит в области снижения
энергетических затрат, в частности потребления электроэнергии на
транспортировку углеводородов. Для этого будет использован трибометр
МТ-3М с горизонтальным расположением вала и моделированием
торцевого уплотнения ГПА. Создавая постоянную нагрузку на торцевое
уплотнение и меняя состав турбинного масла Тп-22с (добавляя присадки),
по изменению силы тока будем судить об эффективности применения
данной присадки в масле.
Данная работа может быть использована в системе транспорта
природного и попутного газа магистральных трубопроводов РАО
«Газпром».
273
ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ИСПЫТАНИЯ
ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
(SUBSTANTIATION OF THE PARAMETERS OF TESTING OF
PIPELINES FOR STRENGTH AND LEAK-TIGHTNESS)
Михайлов Д.С.
(научный руководитель профессор Короленок А.М.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
Испытание трубопровода на прочность и герметичность
осуществляется путем создания в трубопроводе определенного давления,
которое должно оставаться неизменным в течение заданного промежутка
времени. Тем не менее, опыт производства работ по испытанию
трубопроводов показывает, что технологические параметры испытаний
меняются в довольно широких пределах, чем и обусловлены значительные
трудности в оценке результатов испытания готового сооружения на
прочность и герметичность. В связи с этим возникает необходимость в
оценке правомерности и реальности ряда требований как отечественных,
так и зарубежных норм, в частности, таких как скорость подъема давления,
влияние температуры окружающей среды на изменение давления внутри
трубопровода, взаимосвязь изменения испытательного давления и наличия
негерметичности в трубопроводе. В целом нормативные требования
зарубежных стандартов на технологические параметры испытания
трубопроводов отличаются детальным изложением качественных
характеристик всех технологических процессов, при отсутствии
методологического обеспечения контроля и анализа результатов
выполнения работ по испытанию. В то же время отечественные нормы
более подробно излагают подходы и требования к назначению величины
испытательного давления и продолжительности выдержки под этим
давлением, предполагая наличие возможности выполнения требований
строительных норм без учета специфических условий строительства
протяженного объекта в различных природно-климатических зонах. При
этом возникают трудности, преодоление которых зачастую приводит к
совершенно неожиданным трактовкам положений строительных норм.
Большинство качественных характеристик процессов производства работ
(равномерный подъем давления, стабилизация давления и температуры ,
скорость подъема давления и т.д.) и количественных характеристик
(испытательное давление, продолжительность испытания и т.д.) требуют
детального изучения и строгого обоснования. В работе показано, что
процесс испытания является многогранным и не всегда однозначно можно
ответить на достаточно простой вопрос - какова же должна быть
продолжительность испытания трубопровода для определения его
истинной работоспособности, т.е. надежности.
274
УПРАВЛЕНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВОМ И РЕМОНТОМ
ОБЪЕКТОВ В УСЛОВИЯХ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ
(MANAGEMENT OF THE CONSTRUCTION AND REPAIR OF
OBJECTS IN CONDITIONS OF UNCERTAINTY)
Могушков А.М.
(научный руководитель проф. Короленок А.М.)
РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
Построены дескриптивные модели решения различных по
содержанию задач управления строительством и ремонтом с большой
степенью неопределенности, в том числе задач упорядочения
строительства и ремонта объектов, планирования и распределения
ресурсов в нефтегазовом комплексе. При построении таких моделей
использовался различный аппарат: неформальный язык, который
позволяет выделить основные содержательные стороны используемого в
данной
предметной
области
профессионального
языка,
его
«технологическое задание», на основе которого намечаются логические
конструкции формального описания; графоаналитический подход:
процедура решения задач представляется в виде ориентированного
графа, вершинами которого являются некоторые фиксированные действия
лица принимающего решения (ЛПР), а ребра соответствуют отдельным
шагам; структурно-лингвистический подход: задание специального языка
позволяет при этом описывать процесс принятия решения (ПР) в виде
совокупности различных «маршрутов поведения» специалистов.
Процедура решения задачи в условиях неопределенности включает
два способа: критериальный и объектный. При критериальном способе П