Новые технологии нефтегазовому региону. Материалы региональной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Тюмень: Тюмгнгу, 2006 272 с
|
Скачать 5.37 Mb.
|
|
Новые технологии – нефтегазовому региону. Материалы региональной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.– Тюмень: ТюмГНГУ, 2006 - 272 с. В сборнике приведены результаты научных исследований по актуальным проблемам и направлениям развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса: естественно - научным, техническим, экономическим и социально-гуманитарным. Ответственный редактор: И.М.Ковенский, д.т.н., профессор Редакционная коллегия: С.В.Скифский, Л.А.Ковяткина (зам. отв. редактора), И.А.Анисимов, И.Г.Калинина, А.Е.Анашкина, М.В.Двойников ©Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет», 2006 федеральное агентство по образованиюгосударственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «тюменский государственный нефтегазовый университет»   МАТЕРИАЛЫ РЕГИОНАЛЬНОЙ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ СТУДЕНТОВ, АСПИРАНТОВ И МОЛОДЫХ УЧЕНЫХ Тюмень  РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАНТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Елфимов В. С. Освоение скважин после проведения ГРП. Желаемый эффект ГРП состоит в том, чтобы скважина начала работать с отдачей (дебитом), превышающей прежнюю отдачу (дебит) в несколько раз. Однако, в результате ГРП происходит частичное разрушение пласта, что является причиной последующего выноса из забоя твердых частиц. После проведения ГРП на забое осаждается остаточный проппант, не вошедший в трещину, образующуюся в процессе разрыва пласта. Некачественная промывка забоя скважины и не полное удаление остатков закрепителя, при дальнейшей эксплуатации погружными насосами, приводят к быстрому износу и поломке насоса. Причины возникновения вышеуказанных проблем являются следствием заключительных работ после проведения ГРП. Традиционный способ освоения скважин после проведения ГРП имеет целый ряд существенных недостатков: требует затрат значительного количества времени; большое количество промывочной жидкости поглощается в пласт, которая впоследствии выносится вместе с остатками геля и механическими примесями и наносит вред электропогружным насосам; очистка от механических примесей и незакрепившегося в трещине проппанта происходит недостаточно качественно; проппант и механические примеси, оставшиеся после промывки в стволе скважины оседают на забое скважины, тем самым ухудшая проницаемость проперфорированной части эксплуатационной колонны; ”невымытые” из скважины проппант и механические примеси нарушают гидродинамическую связь системы “пласт-скважина”;быстрый выход ЭЦН из строя; сокращение сроков межремонтного периода; недостижение скважиной проектного дебита; удорожание себестоимости добываемой нефти; резкое снижение эффективности проведения ГРП. Необходимо также отметить то, что при аномально низких пластовых давлениях осуществление промывки скважины традиционным способом приводит к поглощению значительного количества промывочной жидкости. Это впоследствии затрудняет вызов притока флюида из пласта, а также значительно усложняет весь дальнейший процесс эксплуатации скважины. Промывка скважины традиционным способом не осуществима при условии нахождения скважины под давлением и не позволяет начать ее эксплуатацию непосредственно сразу же после промывки, так как подъем колонны НКТ не возможен без глушения скважины. Технология применения гибких НКТ позволила решить огромное количество проблем: гибкие НКТ можно спускать в скважину, находящуюся под давлением, что позволяет производить промывку скважины без ее предварительного глушения; резко сократилось время спуско-подъемных операций; при применении гибких НКТ не требуется монтаж подъемного агрегата; пропала необходимость привлечения бригады КРС для осуществления промывки скважины; после окончания промывки можно сразу же начать эксплуатацию скважины, так как подъем гибких НКТ производиться под давлением и не требует предварительного глушения скважины; значительно сокращается время ввода скважины в эксплуатацию; многократно уменьшаются финансовые затраты на освоение скважины после проведения ГРП. Необходимо отметить, что применение только гибких НКТ не позволяет решить весь спектр проблем, связанных с освоением скважины после ГРП, прежде всего это относится к задаче максимально полной очистки скважины от проппанта и механических примесей. Качество очистки в большей степени зависит от физико-химических свойств промывочной жидкости, поэтому в настоящее время все большую популярность приобретает применение газообразного азота для достижения максимально эффективной очистки ствола скважины от проппанта и механических примесей, а также для одновременного создания депрессии на пласт с целью вызова притока. Для повышения эффективности промывки скважины могут использоваться различные насадки на гибкие НКТ. Научный руководитель: Ваганов Ю. В., ассистент кафедры РиВС Серебренников И.В. Математическое моделирование профиля скважины. В последнее время используют безорентированный способ бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, заключающийся в том, что после искривления участка ствола на некоторый зенитный угол, дальнейшее приращение зенитного угла реализуется специальными безориентируемыми компоновками низа бурильной колонны. Предлагается вариант математической модели профиля горизонтальной скважины с интервалом безориентированного набора зенитного угла (БНЗУ). Интервал БНЗУ имеет еще одно характерное свойство - он объединяет сразу несколько стандартных интервалов (набор, стабилизация), в итоге получаем трех-интервальный профиль, состоящий из вертикального участка, интервала безориентированного набора и горизонтального участка вместо пяти-интервального. Для расчета профиля необходимы следующие исходные данные и ограничения: y - начальная глубина интервала БНЗУ; Y - конечная глубина интервала БНЗУ, x - начальное отклонение интервала БНЗУ; X - конечное отклонение интервала БНЗУ; R - радиус допуска; h - допустимое отклонение от глубины; αmin - минимальное значение зенитного угла перед выходом на горизонтальный участок скважины; φmax - максимальное приращение зенитного угла. 1. Расчет глубин: Gi+1=(H*- Gi )δ + Gi, H*=Y-h. Где i=[1..N-2] - количество расчетных точек кривой, описывающей интервал безориентированного набора; δ=[0..1] - коэффициент, изменяемый в интервале от 0 до 1. 2. Расчет отклонений: Распределение отклонения подчиняется логарифмическому закону и имеет вид: Oi=aln(i)+b, R*=X-R Где i=[1..N-1] - количество расчетных точек кривой, описывающих интревал безориентированного набора. Проводится аппроксимирующая логарифмическая кривая по значениям x и R*, чтобы найти Oi при i = [2..N-2]. При сопоставлении координат по глубинам и отклонениям получается кривая, она дополняется вертикальным, горизонтальным и допустимым интервалом (линия, соединяющая точки с координатами (R*, H*) и (X,Y)). Далее находятся длины каждого из участков, а также длины их вертикальных и горизонтальных проекции. Это необходимо для определения величины зенитного угла и его приращения на каждом участке. В процессе расчетов выявлено, что изменение зенитного угла характеризуется полиномом четвертой степени и имеет вид: α=al4-bl3+cl2-dl+e, где l - номер отрезка. Коэффициенты N и δ подбираются таким образом, чтобы приращение расчетного зенитного угла было числом положительным и не превышало φmax, и зенитный угол перед выходом на горизонтальный участок был не меньше αmin. Расчет заканчивается при выполнении этих условий. Данная методика проектирования профилей отличается от традиционных тем, что в расчете используются итерационные и численные методы. Моделирование профилей наклонно-направленных и горизонтальных скважин осуществляется при минимальном количестве исходных данных. Научный руководитель: Зозуля Г.П., зав.каф. РиВС, д.т.н., профессор Виноградов С.А. Анализ эффективности технологии очистки и освоения скважин с помощью колтюбинга в условиях месторождений Западной Сибири. ГРП является наиболее практикуемым в Западной Сибири методом интенсификации добычи. Однако, некачественное или неполное освоение скважины способно значительно снизить эффект от проведенного ГРП. Использование колтюбинга в скважинах с низкими пластовыми давлениями и высоким содержанием твердых частиц в добываемой продукции позволяет положительно повлиять на сохранение высокой проницаемости трещины и снизить затраты на последующую эксплуатацию скважин. Краткое описание технологии очистки и освоения. Стадия 1: промывка ствола скважины после ГРП для создания максимального зумпфа ниже нижних перфорационных отверстий. Благодаря использованию азотированных и пенных жидкостных систем, становится возможным успешно осуществлять промывку забоя без потери циркуляции в скважинах, где пластовое давление составляет от 0,3 до 1,0 от гидростатического. При этом достигается хороший вынос твердых частиц на поверхность прямой циркуляцией при относительно малых скоростях закачки. Стадия 2: азотный газлифт через рабочую колонну ГНКТ до получения стабильного притока чистого пластового флюида и снижения концентрации твердых частиц. Уровень депрессии на пласт может достигать от 70 до 140 атм (7–14 МПа), позволяя тем самым добиться очистки призабойной зоны и заколонного пространства от незакрепленных твердых частиц. Длительность газлифтной стадии может составлять 12 и более часов. Стадия 3: финальная промывка ствола скважины до искусственного забоя перед спуском УЭЦН с целью удаления вынесенных из призабойной зоны и заколонного пространства твердых частиц. Средние показатели операции с применением ГНКТ следующие: продолжительность работ — от 2 до 5 суток, включая длительный азотный газлифт на протяжении 12–16 часов и ПЗР; из ствола скважины вымывается около 3 м3 частиц; из перфорации выносится около 4 м3 незакрепленных частиц; Внедрение данной технологии на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» позволяет получить следующие результаты: 1) на скважинах, обработанных колтюбингом, удалось добиться сокращения времени вывода скважины на режим за счет снижения выноса твердых частиц; 2) в скважинах, очищенных и освоенных с ГНКТ, отказ погружного оборудования по причине выноса механических примесей практически отсутствует. Качественная очистка скважины положительно сказывается на работоспособности и состоянии УЭЦН; 3) наработка на первый отказ в среднем составляет 80–90 суток в скважинах, освоенных через ГНКТ, в то время, как без ГНКТ она составляет 24–30 суток; 4) спуск ЭЦН на потенциал позволяет получить ускоренную добычу продукции по сравнению с практикой использования насосов-жертв, работающих всего на 75% от потенциала на протяжении нескольких недель. Таким образом, благодаря качественной очистке скважины сразу достигается эффект 25%-ного прироста добычи; 5) при проведении оценки коэффициентов продуктивности (далее КП) в скважинах после ГРП было обнаружено, что КП в скважинах, освоенных с ГНКТ, в среднем на 18–20% выше, чем в скважинах, не освоенных с ГНКТ. Такая разница объясняется тем, что сразу после ГРП, при освоении скважины через ГНКТ, вымываются жидкости и субстанции, повреждающие коллекторские свойства пласта; 6) спуск глубинного манометра на ГНКТ и использование системы замера притока пластовых жидкостей позволяют определить коэффициент продуктивности скважины и подобрать на основании полученных результатов оптимальный типоразмер погружного оборудования. Научный руководитель: Ваганов Ю.В., ассистент кафедры РиВС Серебренников И.В. Моделирование циклического заводнения. Для современного развития нефтяной промышленности в Западной Сибири характерно значительное повышение интереса к методам увеличения нефтеотдачи пласта и интенсификации разработки нефтяных месторождений. Одним из перспективных путей решения указанной задачи может быть широкое внедрение метода циклического воздействия на продуктивные пласты с переменой направления фильтрационных потоков. Главная особенность циклического заводнения - это вовлечение в разработку малопроницаемых слоев, ранее не охваченных заводнением. В сильно неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается по высокопроницаемым каналам к добывающим скважинам, оставляя в низкопроницаемых зонах невытесненную нефть. Один из способов улучшить ситуацию - использовать метод циклического воздействия. Физический смысл метода циклического воздействия: периодическое повышение и снижение давления нагнетания воды. Это ведет к возникновению в пласте нестационарных перетоков жидкости между слоями разной проницаемости. При этом вода из слоев с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые слои, а нефть из малопроницаемых прослоев перемещается в высокопроницаемую часть коллектора. Не все пласты на реальных месторождениях гидродинамически связаны, поэтому предлагается рассматривать четырехслойную модель пласта, в которой геологические пропластки подразделяются на высоко- и низкопроницаемые несвязные и высоко- и низкопроницаемые связные слои. Выделение связной и одновременно неоднородной категории слоев является сутью алгоритма построения четырехслойной модели. Несвязные (изолированные) слои предлагается разделить на высоко- и низкопроницаемые группы относительно величины средневзвешенной проницаемости. В связной пачке после объединения слоев должно остаться два разнопроницаемых слоя. В частном случае может остаться один слой, но он уже будет относиться к категории изолированных слоев. Преобразование нескольких связных пачек в одну пачку, состоящую из двух связных слоев, проходит в два этапа: 1) по каждой связной пачке нужно преобразовать несколько слоев в два слоя, один из которых относительно высокопроницаемый, а другой низкопроницаемый; 2) полученные двухслойные пачки нужно объединить в одну; при этом толщины слоев складываются, а проницаемости взвешиваются соответственно их категориям (высоко- или низкопроницаемые). Используя вышеописанный алгоритм, можно представить любой разрез с любым чередованием слоев и глинистых перемычек в виде четырехслойной модели. Полученная четырехслойная модель учитывает связную неоднородную часть пласта, т.е. именно ту часть, в которой возможны вертикальные перетоки из-за неравномерного перераспределения давления. Настройка четырехслойной модели по промысловым данным (обводненность, объем закачки, количество извлеченной нефти) позволяет несколько по иному взглянуть на структуру остаточных запасов, на то, какую долю от текущих запасов можно потенциально доизвлечь с помощью циклического воздействия. Моделирование процесса заводнения позволяет в дальнейшем проводить анализ по нахождению благоприятных участков для циклического воздействия и рассчитывать эффекты от проведенных геолого-технических мероприятий. Научный руководитель: Зозуля Г.П., зав.каф. РиВС, д.т.н., профессор Перваков О.В. Акустический способ снижения уровня вибрации нкт при эксплуатации скважин УЭЦН. Целью исследований является повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН путем снижения уровня вибрации НКТ. Предложен, научно обоснован и апробирован стендовыми и промысловыми испытаниями способ снижения уровня вибрации НКТ, основанный на шумах в движущейся жидкости. Метод шумов. При работе УЭЦН на подвеске труб НКТ вибрацией, воздействующей главным образом на НКТ, является алгебраическая сумма 2-х источников вибрации: 1) механическая (корпусная) вибрация УЭЦН (радиальная и осевая составляющая);2) пульсация газожидкостной смеси (ГЖС), которая также передается на корпус УЭЦН. Пульсация в жидкости - шумы. Причем пульсация в газожидкостной смеси по величине много больше радиальной составляющей механической вибрации насоса. Спектр распространения шумов в движущейся жидкости достаточно широк, в котором имеется диапазон низких частот (НЧ) до 1000 Гц и высоких частот (ВЧ) – свыше 1000 Гц. Низкие частоты (обычно 10, 50, 100, 200 Гц) наиболее опасны для работы УЭЦН. В качестве устройства, преобразующего низкочастотные колебания в высокочастотные (ультразвук), которые быстро затухают, не создавая вибрации, предлагается использовать резонаторы (акустические преобразователи шума). Резонатор (акустический преобразователь шума) представляет собой резонансную систему. Если его настроить на определенную частоту f, которая присутствует в спектре шума (в продольных волнах жидкости), то в момент прохождения продольной волны мимо отверстия резонатора произойдет поглощение энергии полостью резонатора. В результате энергия определенной частоты f будет отсутствовать в спектре после резонатора, а следовательно отсутствие колебаний в насосно-компрессорных трубах (в виду жесткой связи между жидкостью и металлом). То есть принцип работы АПШ заключается в режекции расчетной частоты в спектре шума, генерируемого насосом. С режекцией расчетной частоты происходит и режекция гармоник. Энергия режекторных частот согласно физике трансформации частот переходит в ультразвуковой резонанс. Известно, что ультразвуковые волны затухают на небольшом расстоянии. Поэтому трансформация частот приведет к снижению амплитуд в суммарном спектре вибрации насоса и НКТ. В результате, вибрацией НКТ в интервале от УЭЦН до установленного в специальном переводнике акустического преобразователя шума является алгебраическая сумма 2-х источников вибрации: корпуса насоса и пульсации ГЖС (в виду жесткой связи между жидкостью и металлом). Затем пульсирующая ГЖС проходит через АПШ, пульсации ГЖС подавляются на основе принципа работы АПШ, т.е. далее ГЖС движется по колонне НКТ без пульсации. В результате в интервале от АПШ до устья скважины на колонну НКТ воздействует только корпусная вибрация насоса. При этом уровень пульсации ГЖС во много раз больше уровня механической вибрации корпуса УЭЦН. Пульсация ГЖС также передается корпусу УЭЦН. Поэтому при полном подавлении пульсации ГЖС существенно снижается уровень вибрации НКТ и, следовательно, корпуса насоса. Выводы. Конструкция простая в техническом исполнении, которая устанавливается непосредственно над УЭЦН в специальном переводнике, представляющим собой НКТ, следовательно, не изменяется конструкция насоса. Данный способ снижения уровня вибрации НКТ является новым, простым и эффективным. Научный руководитель: Савиных Ю.А., к.т.н., доцент Листак М.В., Черепанов А.П. Мировая практика применения и дальнейшие перспективы развития колтюбинговых технологий в Западной Сибири. В настоящее время большинство нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири находятся на заключительной стадии разработки. При этом возрастание бездействующего фонда скважин является одной из отличительных особенностей данных месторождений. Вследствие интенсивного обводнения пластовыми водами, пескопроявления с дальнейшим закупориванием пор в прискважинной зоне и образованием асфальто-соле-парафиновых отложений (АСПО), а также разрушением призабойной зоны пласта происходит резкое снижение дебита скважин. В связи с этим возникает необходимость поддержания надежного технического состояния скважин. Одним из перспективнейших направлений при бурении, заканчивании, освоении, эксплуатации, интенсификации притока и ремонте нефтяных и газовых скважин является применение колтюбинговых технологий с использованием колонны гибких труб (ГТ). Применение ГТ в нефтегазовой отрасли России началось в 1971 г. В 1983 г. начались работы по отечественному производству ГТ, а в 1974 г. был выпущен первый отечественный агрегат АРД-10, который уже в 1975 г. был использован для промывки песчаных пробок в ВПО «Азнефть». На сегодняшний день колтюбинговые технологии являются обязательными в нефтегазодобывающем комплексе Западной Сибири и России в целом. С помощью колтюбинговых установок можно проводить огромный ряд работ и операций: бурение разведочных и добывающих скважин малого диаметра; бурение дополнительных наклонно-направленных и горизонтальных стволов из эксплуатируемых скважин; вскрытие на депрессии продуктивных пластов; углубление и повторное вскрытие скважин; снижение гидростатического давления на забой и стенки скважин; проведение геофизических исследований в процессе каротажа пологих и горизонтальных скважин; селективное воздействие на пласт и проведение кислотных обработок ПЗП; гидравлический разрыв пласта и перфорационные работы; очистку ствола скважины; ремонтно-изоляционные работы и др. Кроме того, колтюбинговые технологии - это и природоохранные технология, главными достоинствами которой являются уменьшение количества отходов, снижение вероятности аварийных ситуаций и нефтяных разливов, сокращение времени выполнения работ и операций, что обеспечивает большой экономический эффект. В связи с этим колтюбинговые установки широко применяются на морских основаниях, что весьма актуально при освоении шельфа Карского моря. Несмотря на множество преимуществ колтюбинговых технологий, они также имеют ряд недостатков, но наличие последних не мешают пользоваться большим спросом у компаний, занимающихся ремонтом и восстановлением нефтяных и газовых скважин. Тем не менее, колтюбинговые технологии не могут полностью заменить традиционные технологии ремонта. Поэтому в настоящее время производителем колтюбинговой техники российско-белорусского партнерства группой ФИД поставляется широкий ассортимент комбинированной техники, включающей в себя рабочие элементы традиционных подъемных агрегатов. Колтюбинговые технологии в настоящее время являются одним из перспективнейших направлений не только российской, но и мировой нефтегазовой отрасли. Научный руководитель: Зозуля Г.П., зав. кафедрой РиВС, д.т.н., профессор Онищук А.В., Яковенко Д.Н., Бакеев Р.А., Лахно Е.Ю. Создание нормального ряда натаскивателей противовыбросового оборудования для ликвидации открытых газовых фонтанов. Опыт ликвидации открытых газовых фонтанов показывает, что каждый фонтан индивидуален, имеет свои, присущие только ему, особенности и характеристики. Одной из них и самой основополагающей является мощность открытого газового фонтана. В зависимости от характеристики и параметров открытого газового фонтана, в первую очередь, от мощности фонтана выбирается та или иная технология его ликвидации, та или иная техника и оборудование. В настоящее время отсутствует четкая классификация техники и оборудования, в частности, натаскивателей противовыбросового оборудования на устье фонтанирующей скважины, в зависимости от мощности фонтана. Имеются лишь отдельные типы натаскивателей, например, гидравлический – НГ-50, шарнирный ШГ, канатный, которые применяются при ликвидации открытых газовых фонтанов вне зависимости от их мощности. Необходимо четко определить характеристики натаскивателей противовыбросового оборудования в зависимости от мощности ликвидируемого фонтана и разработать нормальный ряд натаскивателей. Ведь совсем не обязательно проводить работы по ликвидации открытого фонтана небольшой мощности техникой большой грузоподъемности, или тушить пламя горящего факела мощной насосной установкой, или натаскивать противовыбросовое оборудование конструктивно сложным гидравлическим натаскивателем с большой грузоподъемностью. Можно обойтись менее мощным и менее дорогостоящим оборудованием. Необходимо только знать – когда и сколько такого оборудования необходимо для ликвидации открытых фонтанов. Необходимо для каждой группы открытых газовых фонтанов в зависимости от их мощности иметь свою технику и оборудование и применять его строго по назначению. В настоящее время работы по созданию такого нормального ряда натаскивателей противовыбросового оборудования планируется провести силами Северной военизированной частью по предупреждению и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов. Действие разработанного нормального ряда натаскивателей планируется распространить к внедрению во всех противофонтанных службах ОАО «Газпром», а также в противофонтанных службах других организаций и ведомств, например, в Ямальской ВПФЧ (г. Салехард), с которой у нас имеются хорошие деловые взаимоотношения. Наличие нормального ряда техники, оборудования и натаскивателей противовыбросового оборудования позволит снизить затраты на ликвидацию открытых газовых фонтанов без ущерба надежности и безопасности проведения работ, а главное сохранить здоровье и безопасность людей, ликвидирующих такие фонтаны. Научный руководитель: Кустышев А.В., заведующий лабораторией ОАО «ТюменНИИгипрогаз», к.т.н., профессор кафедры РиВС Лахно Е.Ю., Измайлова Е.С., Цюняк Э.Е. Техника для тушения пожаров открытых газовых фонтанов на месторождениях природного газа. Опыт ликвидации открытых газовых фонтанов показывает, что каждый фонтан индивидуален, имеет свои, присущие только ему, особенности и характеристики. В зависимости от дебита фонтанирующей скважины, диаметра ее устья, физико-химических свойств газа и других факторов разрабатывают оперативный план ликвидации открытого газового фонтана, в котором определен перечень необходимого оборудования, техники и инструмента. Одним из наиболее применяемых средств для тушения пожаров открытых газовых и газонефтяных фонтанов является пневматический порошковый пламеподавитель ППП – 200. Тушение пожара фонтана осуществляется за счет воздействия на горящий факел распыленного огнетушащего порошка, выброс которого осуществляется за счет энергии сжатого воздуха. При разрыве мембраны, установленной между порошковой и пневматической камерами, в зоне горения фонтана в течение короткого времени (1 – 2 сек) импульсно создается огнетушащая концентрация порошка путем направленного залпового выброса установкой. Расчетное количество установок ППП-200, необходимых для подавления пламени фонтана, определяется из условия – одна установка на фонтан дебитом 3 млн. м3/сут. Перед тушением установка вывозится на боевую позицию транспортным средством с помощью тросов, монтируется с наветренной стороны на расстоянии 15-20 метров от устья скважины с корректированием угла возвышения ствола. Оператором производится коррекция положения ствола в вертикальной и горизонтальной плоскостях, таким образом, чтобы точка прицеливания была на 3 –5 метров выше среза пламени. Для повышения эффективности тушения компактных газовых фонтанов ствол пламеподавителя оснащается вертикальной поворотной или щелевой формирующей насадками, при этом первая используется для тушения вертикальных фонтанов до 10 млн. м3/сут одной установкой. При тушении распыленного фонтана несколькими установками наведение пламеподавителей проводится непосредственно на запорную арматуру с противоположных сторон. После установки пламеподавителй на боевую позицию и коррекции углов прицеливания отводят водяные струи агрегатов водяного тушения от охлаждаемых элементов устьевого оборудования, которые используются для охлаждения арматуры и грунта в зоне пожара, и команде руководителя тушения пожара осуществляют массированный залп ППП-200. После залпа вода вновь подается на охлаждение арматуры и грунта. Если при эксплуатации пламеподавителя не будет достигнуто тушение фонтана, необходимо выяснить причины, которыми могут оказаться: неправильно выбранная точка прицеливания; большая удаленность пламеподавителя от устья скважины, и как следствие, большая часть порошка при тушении не достигает зоны горения; малое удаление пламеподавителя от скважины, вследствие этого фонтан «простреливается», т. е. порошок выносится за пределы зоны пожара; неодновременность срабатывания всех пламеподавителей при залповом тушении; недостаточное количество пламеподавителей из-за неправильного определения дебита фонтана; повторное воспламенение газа от нагретых элементов устьевого оборудования скважины из-за недостаточного их охлаждения при тушении распыленных и комбинированных фонтанов. Проведенные пожарно-тактические учения на испытательном полигоне в г. Новый Уренгой позволяют рекомендовать использование агрегатов ППП-200 при тушении газовых и газонефтяных фонтанов на месторождений Тюменской области. Научный руководитель: Кустышев А.В., заведующий лабораторией ОАО «ТюменНИИгипрогаз», к.т.н., профессор кафедры РиВС Попова Ж.С., Тулубаев А.Б. Применение ингибирующих жидкостей для сохранения первичных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа при вскрытии и ремонте. Известно, что набухаемость глинистых минералов и глиносодержащих материалов является одним из основных значимых причин снижения производительности добывающих скважин, особенно для условий Западной Сибири, где преобладают коллектора нефти и газа, которые содержат в своем составе в определенных количествах глинистый цемент. Особенно чувствительны к такому воздействию низкопроницаемые коллектора, в которых преобладает «внутренняя кольматация» являющаяся практически необратимой. Ингибирующие растворы по основному принципу ингибирования можно разделить на три группы. Ингибирующее действие растворов первой группы основано на образовании в определенных термобарических условиях нерастворимых в воде цементирующих веществ – гидросиликатов и гидроаллюминатов металлов с валентностью два и более. К этой группе принадлежат известные составы буровых растворов: алюминатные, силикатные, алюмосиликатные, алюмизированные. К ним целесообразно отнести и различные солевые составы жидкостей глушения и композиции для изоляционных работ. Жидкости второй группы предназначены для достижения необходимого уровня ингибирования в результате катионообменных взаимодействий между фильтратом жидкости и минералами глинистых и глиносодержащих пород. При этом происходят реакции замещения ионов металлов на поверхности раздела фаз, что приводит к изменению структуры горной породы, снижению гидратации и ее набухания. Данная группа включает калиевые растворы, действие которых направлено на насыщение глин ионами калия, а также кальциевые растворы, которые способствуют «переводу» натриевых глин в кальциевые. К данной группе следует отнести растворы солей для освоения и глушения скважин; некоторые технологические составы для ремонтных работ; калиево-гипсовые, хлоркалиевые, хлоркальциевые, известковые, гипсоизвестковые и другие ингибпрованные буровые растворы. Третья группа жидкостей способствует созданию гидрофобного «барьера» (тонкой водонепроницаемой пленки) на поверхности глинистых минералов, препятствующего их контактированию с дисперсионной средой (водой). К данной группе целесообразно отнести растворы, обработанные кремнийорганическими соединениями, солями высших жирных или нафтеновых кислот, многоатомными спиртами; растворы на нефтяной основе, а также растворы различных полимеров. Научный руководитель: Зозуля Г.П., Заведующий кафедрой РиВС, д.т.н., профессор Шаталов Д.А. Глушение скважин в сложных геолого-технических условиях. Качество и эффективность проведения работ по глушению скважин принято оценивать по степени загрязнения продуктивного пласта за время простоя скважины, необходимостью дополнительных обработок призабойной зоны при послеремонтном освоении, технологичностью приготовления жидкости глушения (ЖГ) и возможностью проведения запланированных операций. Определяющим критерием выбора типа жидкости глушения являются геолого-технические условия ее применения; тип и природа коллектора, его проницаемость, текущее пластовое давление и др. Исходя из этого условно, можно выделить следующие сложные условия глушения скважин. Это скважины с АНПД, с АВПД, с низкопроницаемыми и высокопроницаемыми коллекторами. Причем условия могут накладываться друг на друга, тем самым еще более усложняя процесс проведения работ по глушению. Особенностью глушения скважин с высокопроницаемыми коллекторами является опасность поглощений. Для решения данной проблемы эффективно применение жидкостей, в составе которых присутствует кольматирующий компонент (твердая фаза определенного размера) и высоковязкие полимерные жидкости. Целесообразным для сокращения потерь (ухода) жидкости глушения в результате поглощения в пласт является использование кольматирующих твердых частиц, создающих временную непроницаемую корку на стенках скважины, способную к последующему растворению в кислотах. Особенностью глушения скважин с низкопроницаемыми коллекторами является высокая чувствительность пласта к мельчайшему изменению поровой структуры, которая ведет к значительному снижению фильтрационно-емкостных свойств. Для глушения таких скважин эффективны жидкости без твердой фазы, такие как водные растворы на основе солей CaCl2 , KCl, K2CO3, NaCl, а также углеводородные жидкости (на основе нефти, дизельного топлива, конденсата). Из названных реагентов только раствор K2CO3 является обрабатывающим, способным не только восстанавливать, но и повышать проницаемость глинизированного песчаника–коллектора. Особенностью глушения скважин с АНПД является применение облегченных жидкостей, и является схожей с условиями глушения высокопроницаемых коллектров. Данная проблема особенно актуальна т.к. большинство газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области находится в заключительной стадии разработки, характерными для которой является снижение давлений до 0,6-0,4 от нормального гидростатического. Для глушения скважин в таких условиях наиболее эффективны следующие типы жидкостей: нефть и нефтеэмульсионные растворы, пены, растворы с облегченной добавкой, растворы с кольматирующим компонентом. Особенностью глушения скважин с АВПД является необходимость применения растворов с высокой плотностью. Для глушения скважин в таких условиях эффективным является применение утяжеленных глинистых и соленасыщенных водных растворов. В качестве соленых растворов применяют высокоминерализированные растворы солей. Преимущества рассолов повышенной плотности по сравнению с утяжеленными глинистыми растворами очевидны и были подтверждены в промышленных условиях, как при перфорации скважин, так и при их глушении. Научный руководитель: Тулубаев А.Б., ассистент кафедры РиВС Тудорович С.C. Перспективы использования диатомита при разработке составов технологических жидкостей и изолирующих составов для строительства и ремонта скважин. В настоящее время при строительстве и ремонте нефтяных и газовых скважин используется большое разнообразие составов технологических жидкостей, компонентами которых являются самые различные материалы как специально изготавливаемые, так и являющиеся отходами производств. Однако из-за широкого разнообразия геолого-технических и термобарических условий поиск новых материалов остается актуальным. Перспективным является использование диатомитового сорбента. Диатомит был обнаружен в Сибири в 80-е годы, что явилось значимым событием. Директор Института геологии АН СССР утверждал в "Известиях", что по значимости это событие сопоставимо с открытием Тюменского месторождения нефти. Диатомит – окаменелые останки одноклеточных диатомовых водорослей. В одном его грамме насчитывается до семи миллионов усохших водорослевых клеток-панцирей, накопивших кремний. Это и определяет его уникальные свойства: он легок, кислотоустойчив, огнеупорен, термо- и звуконепроницаем. Внешне похожий на мел, он не содержит кальция. По данным рентгеноспектрального анализа диатомит имеет следующий химический состав, % масс.: Na2O - 0,01; MgO - 0,07; Al2O3 - 5,35; SiO2 - 90,20; P2O5 - 0,09; SO2 - 0,03; K2O - 0,12; CaO - 0,70; TiO2 - 0,12; Fe2O3 - 3,22. На сегодняшний день диатомиты находят широкое практическое применение в различных отраслях промышленности. При разработке составов технологических жидкостей и изолирующих составов для строительства и ремонта скважин применение диатомитового адсорбента, перспективно в следующем:
Опыт использования диатомита в составах тампонажных растворах уже имеется. Кроме того, высокая термостойкость диатомита позволяет использовать его в области высоких температур при закачивании сверхглубоких скважин. Перспективным является разработка «нефтецементов», содержащих диатомитовый сорбент, а также диатомитовых фильтров, обладающих фазовой проницаемости по нефти и газу. Перспективное использование диатомита в составах буровых растворов и жидкостей для глушения скважин в качестве кольматирующего компонента. Ввиду своей инертности диатомитовый адсорбент препятствует взаимодействию с породой-коллектором и тем самым исключает значительное снижение фильтрационно-емкостных свойств пласта. В то же время фиксированный размер частиц позволяет временно кольматировать пласт, предотвращая проникновение в него фильтрата жидкости. В настоящее время на кафедре ремонта и восстановления скважин ведутся работы по разработке технологических жидкостей с добавкой диатомита. Получены рецептуры, свойства которых находятся в допустимых интервалах, однако растворы не достаточно стабильны (фиксируется нарушение сплошности растворов через 12-36 часов в зависимости от размеров фракции). Для стабилизации растворов применялись реагенты КМЦ, Praestol различных марок «ACCOTROL». В дальнейшем планируется исследование инвертно-эмульсионных растворов с добавкой диатомита. Научный руководитель: Тулубаев А.Б., ассистент кафедры РиВС Тулубаев А.Б., Попова Ж.С. Исследование и классификация основных факторов, изменяющих фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов при строительстве и ремонте скважин. Ухудшение фильтрационных свойств пород в призабойной зоне пласта (ПЗП) происходит на всех этапах заканчивания скважины: первичном и вторичном вскрытии, цементировании, на стадии освоения скважины, при глушении в процессе проведения ремонтных работ. Массообменные, теплообменные и другие процессы влияют на снижение проницаемости коллектора, что приводит к снижению продуктивности скважины и эффективности разработки месторождения в целом. Изучение и классификация факторов, влияющих на изменение ФЕС коллектора, позволит более целеноправлено осуществлять выбор типа технологической жидкости, уменьшая тем самым нежелательное воздействие на ПЗП. Все факторы можно разделить на три группы: механические, физико-химические и термохимические. Последние две группы следует считать как результат проникновения в пласт жидкостей. Важной причиной снижения продуктивности скважины является проникновение фильтрата технологической жидкости (жидкости глушения, бурового или цементного раствора). Глубина проникновения фильтрата в проницаемые песчаники может достигать нескольких метров. При длительном контакте жидкостей с пластом в нем происходят термохимические и физико-химические взаимодействия, интенсивность которых зависит от ряда показателей, среди которых значимыми являются показатель глинистости, природа минерализации и содержание в нефти парафинов и асфальтенов. Изменение минерализации поровой жидкости оказывает существенное влияние на стабильность глинистых частиц в пористой среде, которые, «сужают» каналы, понижая тем самым проницаемость. Вода в низкопроницаемом пласте может образовывать блокирующую преграду, которая препятствует течению нефти, что обусловлено поверхностными явлениями на границах «вода – нефть – порода». При статических температурах коллектора, полимеры, содержащиеся в фильтрате, могут деструктурироваться с образованием осадка. Растворы с высокой степенью минерализации и их фильтраты способны к взаимодействию с пластовыми водами, с образованием различных типов закупоривающих твердых осадков. Фильтрат цементного раствора, при взаимодействующии с пластовыми водами, может образовывать осадки карбоната кальция, гидроксида или силиката кальция. Наряду с проникновением фильтратов технологических жидкостей, аналогичное ухудшающее воздействие на ПЗП происходит при прорыве посторонних минерализированных пластовых вод в продуктивный пласт или прорыв вод закачиваемых через нагнетательные скважины. Факторы, вызывающие загрязнение пласта твердыми частицами можно разделить на: загрязнения твердой фазой технологических жидкостей, а также загрязнения мелкодисперсными частицами, образованными из коллекторской породы. Загрязнение ПЗП мельчайшими частичками за счет кольматации и суффозии (выноса мелких минеральных частиц и растворенных веществ водой) при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластовой жидкости во время спуско-подъемных операций может образовывать зону кольматации в приствольной зоне в радиусе до 1,5 м. Таким образом, зная основные причины снижения проницаемости ПЗП в естественных условиях, следует стремиться предотвратить их влияние, или хотя бы максимально снизить их негативный эффект. Научный руководитель: Зозуля Г.П., Заведующий кафедрой РиВС, д.т.н., профессор Борисенко А.А. Современные технологии интенсификации притока к призабойной зоне пласта (ПЗП). В докладе рассматриваются современные технологии воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) с целью интенсификации притока и повышения приёмистости пласта: • Технология освоения скважин регулируемыми депрессиями с использованием струйных насосов Технология реагентно-импульсного воздействия на пласт включает закачку в призабойную зону нефтегазодобывающих или нагнетательных скважин интенсифицирующих реагентов, (кислотные растворы, ПАВ, растворители и др.), их реагирование в пласте, а затем циклическое дренирование в режиме знакопеременных давлений (депрессий-регрессий или депрессий - циклов восстановления давления) с последующим дренированием пласта в режиме постоянной депрессии. • Технология реагентно-волнового воздействия с применением гидравлического и гидрокислотного удара при освоении скважин из бурения. Если при освоении скважин из бурения возникают осложнения с закачкой кислотных составов или других интенсифицирующих растворов, то для обеспечения приемистости пласта необходимо создание микротрещин в призабойной зоне скважин. Для создания системы трещин и увеличения проницаемости пласта внедряется технология гидравлического и гидрокислотного удара (ГУ и ГКУ) в интервалах слабопроницаемых пород. • Технология комплексного воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин с применением поверхностно-активного кислотного состава. Технология воздействия КПАС на ПЗП и продуктивный пласт осуществляется путем циклической закачки кислотных составов в нагнетательные и добывающие скважины. Технология направленной кислотной обработки применяется для интенсификации притока при освоении из бурения и бездействия, а также в процессе эксплуатации нефтедобывающих и нагнетательных скважин в неоднородных по проницаемости пластах. • Технология воздействия многокомпонентным кислотным составом (МКС).
В качестве кислотной основы МКС используется смесь соляной, фтористоводородной и уксусной кислот, назначение которых - воздействие на заглинизированный песчаник при замедлении скорости реакции с породой и предотвращении образования кольматирующих пласт осадков с ионами железа. Научный руководитель: Ваганов Ю.В., ассистент кафедры "Ремонт и восстановление скважин" |
Похожие:
 |
Новые технологии нефтегазовому региону Новые технологии – нефтегазовому региону [Текст] : материалы Всероссийской научно-технической конференции. Т. 3; под ред. Д. А. Бабичева.... |
 |
Новые технологии нефтегазовому региону Новые технологии – нефтегазовому региону [Текст] : материалы Всероссийской научно-практической конференции. Т. 2; под ред. В. И.... |
|
Vii международная научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых учёных В сборнике представлены статьи участников VII международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых... |
|
Материалы международной научно-практической конференции студентов,... Шаг в будущее: теоретические и прикладные исследования современной науки: Материалы международной научно-практической конференции... |
|
Молодежь: гуманитарные стратегии преодоления социальных рисков Материалы... Молодежь: гуманитарные стратегии преодоления социальных рисков [Текст] : материалы всероссийской научно-практической конференции... |
|
Актуальные проблемы инновационного развития агропромышленного комплекса... Материалы третьей всероссийской научной конференции студентов и молодых ученых. С международным участием. 23-24 апреля 2009 г./сост.... |
|
Развития материалы Всероссийской научно-практической конференции,... Модернизация экономики регионов России: проблемы: ориентиры и факторы развития : материалы Всероссийской научно-практической конференции... |
|
К: проблемы и перспективы материалы II всероссийской научно-практической... Всероссийской научно-практической конфереции молодых ученых и аспирантов «Молодежная наука и апк: проблемы и перспективы» |
|
Том I тюмень Тюмгнгу 2010 Снг [Текст] : материалы Международной научно-практической конференции. Т. I. Тюмень : Тюмгнгу. 2010 256 с |
|
Тики материалы II всероссийской научно-практической конференции молодых... Научный редактор Колесова И. В., канд эконом наук, доц., Севастопольский государственный университет |
|
«современные концепции экономической теории и практики: новые пути исследований и развития» Международная научно-практическая конференция для студентов, аспирантов и молодых ученых |
|
Программа международной научно-практической конференции «Менеджмент... Открытие Международной научно-практической конференции «Менеджмент качества, транспортная и информационная безопасность, информационные... |
|
Ix всероссийская научная конференция молодых ученых «наука. Технологии. Инновации» Новосибирский государственный технический университет приглашает принять участие в работе IX всероссийской научной конференции молодых... |
|
Санкт-Петербург 27-28 мая 2013 года Санкт-Петербург 2013 Материалы VI молодёжной международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных 27-28 мая 2013 года,... |
|
Томский научный центр гу нии онкологии Сборник материалов II региональной конференции молодых ученых им. Академика рамн н. В. Васильева |
|
Ационного развития материалы VII международной научно-практической... Российской Федерации, д-ра экон наук, проф. В. В. М а с л е н н и к о в а, канд психол наук, доц. В. О. М и д о в о й, д-ра экон... |