CC BY
8зазоров в трущихся соединениях, перераспределению нагрузок, напряжений и увеличению интенсивности износа узлов трения.
Правильным выбором конструктивных схем опор и зазоров по подшипникам, материалов элементов подшипников и технологии их химико-термической обработки, нанесением приработочных покрытий на внутреннюю поверхность шарошки для снижения тепловой нагрузки, подборки смазок, противоизносных присадок к ним и режимов отработки долот, можно регулировать износ опорных элементов и значительно увеличить долговечность долот [5].
Список литературы
1. Закиров Н. Н. Повышение эффективности работы и надёжности буровых шарошечных долот/Н.Н. Закиров,
B. П. Федотов, А. Б. Винников, И. Н. Бородин - М.: Недра, 2001. - 246 с.
2. Жидовцев Н. А. Долговечность шарошечных долот / В. Я. Кершенбаум, Э. С. Гинзбург, И. К. Бикбулатов, Е. Н. Бородина. - М.: Недра, 1992. - 272 с.
3. Губарев А. С. Условия эксплуатации пластичных смазок, виды повреждаемости подшипников опор шарошек/А. С. Губарев, И. А. Любинин, А. В. Торгашов, А. А. Логинов// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - № 1-2. - С.12-20.
4. Закиров Н. Н. Температурный режим работы узлов трения бурового долота // Бурение и нефть, 2004. - № 9. -
C. 12 - 14.
5. Закиров Н. Н. Композиционные гальванические покрытия для бурильного инструмента. - М. :Недра, 2002.-122 с. Сведения об авторе
Закиров Н. Н., д.т.н., профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел. : 738598
Zakirov N. N., PhD, professor, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 738598
УДК 622.276.031:531.5
ВЛИЯНИЕ ОСТАНОВОК НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН НА РАЗРАБОТКУ ОБЪЕКТА ЮС! МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГРИБНОЕ
Л. А. Ваганов, И. Г.Телегин
(Тюменский государственный нефтегазовый университет;
Институт водных и экологических проблем СО РАН)
Ключевые слова: встречное заводнение, нестационарное заводнение, нефтеотдача Key words: оpposite waterflooding, non-stationary flooding, oil recovery
В настоящее время юрские отложения активно разбуриваются и разрабатываются в разных районах Западной Сибири, поэтому очень важно изначально выбрать правильную стратегию разработки для достижения заданного КИН и наилучшей экономической выгоды для недропользователя.
Общим для всех объектов юрской группы является небольшая расчлененность, низкая проницаемость, малая вязкость нефти и относительно высокий коэффициент вытеснения. На основе этой информации для данных пластов установлен, как правило, КИН в диапазоне от 0,4 до 0,6. В реальных условиях такой КИН достичь достаточно сложно. Например, на месторождении Новогоднее по объекту Ю! в 2010 году достигнут КИН, равный 0,04, при текущей обводненности 94,6% и разбуренности в 60%. Поэтому для рациональной разработки юрских объектов необходимо использовать все возможности для увеличения нефтеотдачи.
В данной работе анализируются перспективы применения встречного заводнения [1] и нестационарного заводнения (НЗ) [2] для увеличения нефтеотдачи.
1.Характеристика объектов исследования.
В качестве объектов сравнения выбраны промышленно разрабатываемые юрские отложения нефти месторождений Когалымской группы (Ватьеганское, Грибное, Повховское).
Критерием выбора объектов для исследования были следующие условия:
• объект должен быть представлен залежами относительно крупного размера, достаточного для формирования регулярной системы разработки;
• объект должен находиться в эксплуатации в течение относительно долгого периода времени для того, чтобы данные для анализа показателей разработки были достаточно представительными.
Сравнение основных геолого-физических показателей по объектам приведено ниже, (табл. 1).
Таблица 1
Сводная таблица геолого-физических характеристик
Параметр Ватьеганское ЮВ1 Грибное ЮС1 Повховское ЮВ1
Тип залежи Пласт., свод., лит.экр., водоплав. Пласт., свод. Литол.экр.
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 3,5 7,3 0,9-6,9
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли. ед. 0,53 0,536 0,51
Проницаемость, *10-3 мкм2 39,4 18,8 25,0
Коэффициент песчанистости, доли. ед. 0,677 0,801 0,343
Расчлененность 1,9 1,9 3,3
Начальное пластовое давление, МПа 25,9 28,1 28,9
Вязкость нефти в пластовых условиях, МПас 1,2 0,50 0,71
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,755 0,732 0,740
Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,199 1,265 1,274
Давление насыщения нефти газом, МПа 7,3 13,1 10,72
Газовый фактор, м3/т 70,4 110 108
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас 0,41 0,5 0,28
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 1,016 1,022 1,030
Коэффициент продуктивности, м3/(сутМПа) 4,2 3,9 0,04-18,5
Коэффициент вытеснения, доли ед. 0,530 0,530 0,424
2. Проектные решения, текущее состояние разработки.
В табл. 2 показана характеристика проектных решений и текущая разбуренность объектов, а в табл. 3 приведены сводки выработки запасов и текущих показателей разработки. Все проектные скважины на данных месторождениях вертикальные и вводятся в эксплуатацию после проведения ГРП. Наибольшая разбуренность на месторождении Грибное и, очевидно, что опыт эксплуатации данного месторождения необходимо использовать для рациональной разработки других юрских объектов (см. табл. 2).
Таблица 2
Характеристика проектного фонда на 01.01.2011.
Параметр Ватьеганское ЮВ! Грибное ЮС! Повховское ЮВ!
Год ввода в эксплуатацию 1985 1992 1987
Проектная система разработки Обращенная 9-точ. Обращенная 9-точ. Обращенная 7-точ.
Размеры сетки скважин, м 500х500 500х500 400х400
Действующий проектный документ «Дополнение к проекту разработки...» (2009 г.) «Дополнение к технологической схеме. » (2010 г.) «Дополнение к проекту разработки. » (2008 г.)
Реализация фонда проектных скважин на 01.01.2011 г.
Всего, % 36 85 34
В том числе добывающих, % 42 82 37
Нагнетательных, % 22 90 26
Таблица 3
№ 4, 2011
Характеристика выработки запасов и технологические показатели разработки
Параметр Ватьеганское ЮВ1 Грибное ЮС1 Повховское ЮВ1
Текущий водонефтяной фактор, д.ед. 0,65 1,54 0,84
Накопленный водонефтяной фактор, д.ед. 0,10 0,29 0,19
Удельные НИЗ, тыс.т/СКВ 42,4 98,2 33,2
Текущий КИН, д.ед. 0,076 0,249 0,09
Отбор от НИЗ, % 24,3 55,1 27,5
Отбор нефти на скважину, тыс.т/скв 24,40 65,74 24,64
Остаточные запасы на скважину, тыс.т 76,1 53,5 64,9
Темп отбора от НИЗ в 2010 году, % 4,5 4,6 5,5
Темп отбора от ТИЗ в 2010 году, % 5,9 10,3 7,6
К настоящему времени основная часть запасов объекта ЮС1 Грибного месторождения уже введена в разработку, бурение новых скважин проводится в частях залежи с меньшими нефтенасыщенными толщинами, расположенными в водонефтяной зоне, и ввод новых запасов только компенсирует падение добычи по основному объему вовлеченных запасов.
В настоящий момент месторождение находится на стадии падающей добычи нефти. При текущей обводненности 57,5% отбор от начальных извлекаемых запасов составил 55,1%, что свидетельствует об удовлетворительном характере процесса вытеснения запасов углеводородов из пласта.
Приведен график зависимости НИЗ от реализации проектного фонда (рис.1) и (рис. 2) -зависимость отбора НИЗ от обводненности.
Месторождение Грибное характеризуется равномерным темпом выработки запасов, а месторождение Повховское вырабатывается очень неравномерно (см. рис.1, 2).
- Ватьеганское
Грибное ■
-Повховское
¿5 20
0% 20% 40% 60% 80% 100% Реализация проектного фонда скважин, %
Рис 1.
Зависимость НИЗ от реализации проектного фонда
-Ватьеганское
-Грибное ■
- Повховское
020
40 60 80
Обводненность, %
Рис 2. Зависимость НИЗ от обводненности
3. Анализ остановок нагнетательных скважин на месторождении Грибное.
В табл. 4 приведены сводные данные по остановкам нагнетательных скважин на месторождении Грибное, в таблице введены обозначения: НС - нагнетательная скважина, ДС -добывающая скважина, (!Т - длительность остановки нагнетательной скважины, НО - нефтеотдача, ИН - интенсификация.
Таблица 4
60
60
40
0
0
0
20
Характеристика остановок нагнетательных скважин на месторождении Грибное
Номер НС дс Дата остановки ат, сут Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости, т/сут Обводненность, % Доп,добыча нефти, тыс.т
до после до после до после НО ИН
1 523 533 Май.05 150 18,2 25,5 44,5 52,2 59,1 51,1 0,35 0,12
2 523 533 Май.08 30 2,7 2,7 20 22,7 86,5 88,1 0,19 0,01
3 534 533 Авг.07 150 5,3 7,9 24,1 37 78,0 78,6 0,52 0,14
*3 534 544 Авг.07 150 7,8 9,65 22,2 21,5 64,9 55,1 0,11 0,08
4 534 533 Июл.08 210 2,3 2,9 20 23 88,5 87,4 0,15 0,01
*4 534 544 Июл.08 210 5,48 6,4 20,6 18,3 73,4 65,0 0,18 0,07
5 532 342 Июл.08 30 3,2 5,3 65,3 59 95,1 91,0 0,17 0,30
*5 532 43 Июл.08 30 3,7 5,6 18,9 22,6 80,4 75,2 0,14 0,10
6 352 353 0кт.06 30 6,1 6,3 45,4 44,3 86,6 85,8 0,31 -0,05
*6 352 362 0кт.06 30 17,6 19,3 79,7 74,8 77,9 74,2 0,46 0,11
6 352 351 0кт.06 30 5,1 6,0 55,7 55,9 90,8 89,3 0,33 -0,01
7 37 32 Сен.03 150 23,5 28,5 31,6 41,4 25,6 31,2 0,47 -0,08
8 20 32 Июн.04 30 5,1 5,3 16,8 17,5 69,6 69,7 0,34 0,10
*8 20 25 Июн.04 30 4,4 6,2 40,7 40,8 89,2 84,8 0,19 0,00
9 382Б 372 Июл.08 90 22,8 22,2 75,2 71 69,7 68,7 1,17 -0,02
9 382Б 371 Июл.08 90 7 6 70,4 66,4 90,1 91,0 -0,39 -0,09
10 382Б 372 Авг.09 60 8 8,7 60 61,6 86,7 85,9 0,15 0,02
10 382Б 371 Авг.09 60 2,3 3,8 69,2 66 96,7 94,2 0,25 0,00
11 12Р 9Р Фев.07 270 18,1 19,4 45,4 58,6 60,1 66,9 0,11 0,00
12 30 46 0кт.01 30 19,7 25,2 30,1 35,5 34,6 29,0 0,55 0,03
*12 30 12Р 0кт.01 30 41,8 35,2 63,8 45,3 34,5 22,3 0,41 -0,01
13 30 102 Дек.05 420 27,6 31,7 36,1 40,3 23,5 21,3 0,40 0,56
*14 431 421 Апр.08 30 44,1 46,4 71,3 71,6 38,1 35,2 0,14 0,00
14 431 441 Апр.08 30 22,1 22,5 36,8 37,5 39,9 40,0 0,11 -0,04
ИТОГО 1063,8 1084,8 69,5 66,9 6,81 1,35
Для расчета дополнительной добычи использовалась характеристика вытеснения Мед-ведского с разделение эффекта по нефтеотдаче и по интенсификации [3]. Анализ проводился по отдельности для каждой добывающей скважины.
С 2005 г. по 2010 г. проведены 14 остановок нагнетательных скважин, дополнительно добыто 8,16 тыс. т нефти, причем за счет увеличения нефтеотдачи пласта добыто 6,81 тыс. т (83% от общей дополнительной добычи), обводненность снизилась в среднем на 2,9 %, средняя технологическая эффективность составила 0,58 тыс.т/скв (см. табл. 4), где часть строчек помечена символом *, для данных добывающих скважин характерно быстрое обводнение и значительное снижение обводненности после начала остановки нагнетательной скважины. Это объясняется тем, что за счет превышения репрессии над депрессией (для условий Грибного месторождения) и проведения ГРП формируются каналы низкого фильтрационного сопротивления и поэтому создание перепадов давления за счет периодического отключения нагнетательных скважин отклоняет движение фильтрационных потоков в сторону непромытых застойных нефтяных целиков.
Зависимость удельной эффективности по НО от длительности остановок нагнетательных скважин приведена на рис. 3, откуда видно, что зависимость удельной эффективности от длительности имеет хорошо выраженный нелинейный характер. Это объясняется тем, что увеличение времени остановок позволяет создать большие перепады давления между разнопроницаемыми и разнопромытыми водой частями пласта. Однако при длительности
остановок больше некоторого числа (Т) происходит снижение динамических уровней на добывающих скважинах, что ведет к значительному уменьшению добычи жидкости и соответственно падению добычи нефти. Тренд описывается уравнением параболы, имеющей максимум на отрезке ограниченном диапазоном от 50 до 150 суток.
На рис. 4 выведена зависимость изменения дебита нефти от обводненности, откуда следует, что при увеличении обводненности удельная эффективность растет. Это объясняется тем, что с течением времени степень промытости каналов низкого фильтрационного сопротивления растет и эффект от отключения нагнетательной скважины также растет. Данные отключения нагнетательных скважин можно охарактеризовать, как элементы непланового нестационарного заводнения. Месторождение Грибное разрабатывается рационально, несмотря на это, отключения нагнетательных скважин увеличивают нефтеотдачу, поэтому очевидно, что и на других юрских объектах месторождений Когалымского района применение элементов нестационарного заводнения будет эффективным.
Рис.3. Рис.4.
Зависимость удельной эффективности Зависимость изменения дебита
по НО от длительности по нефти от обводненности
4. Встречное заводнение, как метод увеличения нефтеотдачи.
Как известно, для образования сквозных трещин в пласте с низким давлением не требуется больших усилий ("Способ гидравлического разрыва пласта", А.с. № 766188). Сквозные трещины образуются в сторону тех скважин, в которых специально проводится форсированный отбор жидкости. Проведение ГРП также способствует образованию сквозных трещин. При использовании обращенных систем размещения для обеспечения отбором закачкой репрессия превосходит депрессию. В девятиточечной обращенной системе, использованной на Грибном месторождении, репрессия должна быть выше депрессии в 3 раза. С течением времени добывающие скважины обводняются и соотношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных изменяется с 3/1 до 1/1.
Учитывая высокую вероятность формирования каналов низкого фильтрационного сопротивления и сквозных трещин, предлагается использовать метод встречного заводнения и переводить быстрообводняемые скважины под нагнетание. При этом для определения перспективных для перевода под нагнетание скважин, можно использовать описанную методику анализа остановок нагнетательных скважин.
Выводы
Данное исследование показывает, что остановки нагнетательных скважин оказывают положительное воздействие на ряд добывающих скважин. Определены причины положительных эффектов. В ряде добывающих скважин рекомендуется реализовать технологию встречного заводнения, также достаточно эффективным будет являться метод нестационарного заводнения, например, для Грибного месторождения рекомендуются периодические остановки нагнетательных скважин в 30-120 суток. Учитывая схожие условия эксплуатации юрских объектов Когалымского района рекомендуется также рассмотреть перспективность встречного и нестационарного заводнения на объекте ЮВ! Ватьеганского месторождения и на объекте ЮВ! Повховского месторождения.
Список литературы
1. Медведский Р. И., Илиев Д. И. Опыт организации встречного заводнения при прорыве нагнетаемой воды // Нефтепромысловое дело. № 9, 2008 г.
2. Сургучев М. Л. Импульсное (циклическое) воздействие на пласт как метод повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. - М., 1965. - С. 52-57.
3. Казаков А. А. Некоторые замечания по поводу методов оценки технологической эффективности различных геолого-технологических мероприятий // Нефтяное хозяйство. № 5, 1999.
Сведения об авторах
Телегин Игорь Григорьевич, к.ф.-м.н., инженер, Институт водных и экологических проблем СО РАН тел.:8(3452)632391, е-mail: igtelegin@yandex.ru
Ваганов Лев Александрович, ассистент, Тюменский государственный нефтегазовый университет», тел.: 8(3452)28-16-44, е-mail: vvlv@mail.ru
Telgin I.G., Candidate of Sciences in Physics and Mathematics, engineer, Institute of Aqueous and Ecology Problems, SB RAS, phone: 8(3452)632391, е-mail: igtelegin@yandex.ru
Vaganov L.A., post graduate student, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)28-16-44, е-mail: vvlv@mail.ru
УДК 622.276.031:532.5
НАНОМОДЕЛИРОВАНИЕ ПРИРОДНЫХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
А. Г. Гусманова
(Каспийский государственный университет технологий и инжиниринга имени Ш. Есенова, Актау, Казахстан)
Ключевые слова: залежь, модель, скважина, жидкость, добыча, наночастица Key words: deposit, model, well, liquid, production, nanoparticle
Большой класс природных и технологических жидкостей нефтегазодобычи - сложные гетерогенные системы, сложность и многообразие которых предопределяется наличием различных смолистых, асфальтеновых и парафиновых составляющих в нефтях, а также широким использованием в добыче и транспорте полимерных и поверхностно-активных добавок к различным жидкостям.
Отмеченные неоднофазные смеси относятся к реологически сложным жидкостям, описывающиеся множеством различных реологических моделей, которые, как правило, имеют определенную ограниченность и требуют введения новых дополнительных параметров и соотношений.
Разработка новых и совершенствование существующих моделей требуют установления взаимосвязи между свойствами сложной системы и ее составными частями.
Исследования микро- и наноструктур гетерогенных систем позволяет считать, что их надмолекулярная организация обусловлена свойствами длинных гибких цепей, наноразме-ры которых меняются, как правило, в пределах 20 -100 нм [1].
Широкий спектр состояний и течения гетерогенных смесей связан с многообразием межфазных и внутрифазных взаимодействий, которые требуют новых способов описания, основанных на связи статистической теории молекул длинных цепей с теорией фазовых переходов второго рода и использования свойств многофазных систем.
Гетерогенные системы нефтегазодобычи при различных термодинамических условиях, чаще всего, разделяются на жидкообразные золи (эмульсии, суспензии) и твердообразные гели, гелеобразование которых могут быть сильным и слабым в зависимости от конкретных условий.
В состоянии покоя дисперсные частицы могут формировать пространственную сетку (гелеобразование), которая будет случайным образом разрываться при достаточно высоком уровне сдвиговых напряжений, в результате чего поведение гетерогенной системы становится аналогичной поведению жидкости.
В связи с этим, для описания реологических характеристик гетерогенных концентрированных систем используются скейлинговые идеи, теория которых разработана [1].
Характерным свойством гетерогенных систем является неустойчивость, поскольку при определенных условиях агрегативная устойчивость коллоидных систем уменьшается, что приводит к образованию коагулляционных структур, обладающих небольшой прочностью по сравнению с кристаллизационными структурами.
В нефтях с достаточно высоким содержанием твердых парафиновых и асфальтеново-смолистых составляющих, а также в глиноцементных растворах, возможно развитие кри-
