Повышение эффективности базовых и информационно-управляющих технологий при разработке месторождений углеводородов с трудно извлекаемыми запасами

Савенок, Ольга Вадимовна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности базовых и информационно-управляющих технологий при разработке месторождений углеводородов с трудно извлекаемыми запасами
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности базовых и информационно-управляющих технологий при разработке месторождений углеводородов с трудно извлекаемыми запасами"

На правах рукописи

СЛВЕНОК ОЛЬГА ВАДИМОВНА

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ БАЗОВЫХ И ИНФОРМАЦИОННО-УПРАВЛЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ С ТРУДНО ИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ

Специальности: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

25.00.15 — Технология бурения и освоения скважин

5 ДЕК 2013

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени доктора технических наук

Москва-2013

005543026

Работа выполнена в лаборатории нелинейной волновой механики в нефтегазовом комплексе Филиала Федерального государственного бюджетного учреждения науки Института машиноведения им. А.А.Благонравова РАН «Научный центр нелинейной волновой механики и технологии РАН» (НЦ НВМ'Г РАН)

Научный консультант: Официальные оппоненты:

Булатов Анатолий Иванович

доктор технических наук, профессор

- Федоров Вячеслав Николаевич

доктор технических наук, профессор, Общество с ограниченной ответственностью «БашНИПИнефть», начальник отдела гидродинамических исследований скважин

- Миацаканов Вадим Александрович

доктор технических наук. Общество с ограниченной ответственностью «Газпром бурение», главный инженер

- Бастриков Сергеи Николаевич, доктор технических наук, профессор, Открытое акционерное общество "Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности", генеральный директор

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Ведущая организация:

Защита состоится 26 декабря 2013 года в 10:00 на заседании диссертационного совета Д 002.059.04 при Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институте машиноведения им. А.А. Благонравова Российской академии наук (ИМАП1 РАН) по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д. 4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИМАШ РАН по адресу: 119334, г. Москва, ул. Бардина, д.4.

Автореферат разослан 26 ноября 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, " ,

кандидат технических наук . ' " Г.Н. Гранова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Современное состояние нефтедобывающей отрасли Российской Федерации характеризуется ухудшением качества структуры запасов нефти и осложнением условий эксплуатации. По состоянию на 2006 г. в стране из 2500 нефтяных месторождений на долю трудноизвлекаемых нефтей приходится более 60 %. К трудноизвлекаемым относят залежи нефти по качеству сырья (тяжёлая нефть с плотностью более 920 кг/м3, высоковязкая нефть с динамической вязкостью более 30 мПа-с) или по условиям залегания (проницаемость продуктивных коллекторов менее 0,05 мкм2).

Месторождения с трудноизвлекаемыми запасами характеризуются низкими и неустойчивыми дебитами скважин, для эксплуатации которых необходима разработка и применение разнообразных и дорогостоящих технологий.

В современных условиях российского недропользования эксплуатация месторождений с трудноизвлекаемыми нефтями находится на грани рентабельности, что обуславливает необходимость тщательной научно-технической проработки всех стадий технологического цикла производства. Структура остаточных запасов нефти резко ухудшается из-за выборочной эксплуатации лучшей части запасов, особенно для крупных (запасы более 30 млн. тонн) месторождений, которые обеспечивают 2/3 добычи нефти в стране.

Дополнительный фактор ухудшения структуры запасов крупных разрабатываемых месторождений на ближайшую перспективу — их высокая выработанность, в целом составляет 52 %, а по многим из них достигающая 7080 %, т.е. лучшая часть этих месторождений выработана, а оставшаяся — трудноизвлекаемые запасы нефти.

Хотя текущие запасы нефти в абсолютном выражении остаются достаточно значительными, но на протяжении долгого времени они не восполняли добычу и лишь в 2006 г. прирост запасов превысил её убыль за

счёт добычи, но тенденция падения темпа прироста сохранилась.

Существующая структура запасов требует создания новых принципиальных подходов, технологий и технических средств.

По мере того, как растёт доля нефтей с трудноизвлекаемыми запасами и осложнёнными условиями эксплуатации возникает большое число качественно новых проблем, связанных с поисками методов и технологий работы с указанными запасами. Это касается всех этапов жизненного цикла нефтедобычи — от проектных работ, строительства скважин до их заканчивания. За последнее время накоплен значительный опыт работы с трудноизвлекаемыми запасами и осложнёнными условиями эксплуатации, однако в значительной степени этот опыт не систематизирован в целостные и системные исследования. Это зачастую приводит к дублированию работ, а также не позволяет выявить общие тенденции и резервы повышения эффективности нефтепромысловых систем. Исследование взаимосвязи между характеристиками трудноизвлекаемых нефтей и технологиями эффективной их добычи представляет не только практический, но и научный интерес, который состоит в исследовании состава факторов, характеризующих трудноизвлекаемые запасы и осложнения условий эксплуатации, выработке классификаций и систематизации этих факторов, а также в разработке технологий повышения эффективности нефтепромысловых систем. Кроме того, принципиальное значение имеют вопросы прогнозирования наступления ухудшение затруднения добычи, что может позволить планировать корректировку технологических параметров добычи, своевременно использовать необходимые методы, аппаратуру и технологии для сохранения заданных производственных параметров. Особую актуальность имеют вопросы экологического контроля за состоянием природных систем на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами и осложнёнными условиями эксплуатации. Принципиально важна постановка задачи по построению системы экологического контроля с научно обоснованными прогнозными исследованиями.

Цель работы - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов с трудно извлекаемыми запасами путем совершенствования базовых и информационно-управляющих технологий повышения нефтеотдачи, технологических элементов и технических систем при строительстве скважин, технических элементов скважинного оборудования, а также разработки систем контроля и автоматизации выработки управляющих воздействий.

Основные задачи исследований:

1. Классификация факторов, характеризующих трудноизвлекаемые запасы, осложнения условий строительства скважин и добычи углеводородов.

2. Исследование и систематизация технологических и технических характеристик нефтепромысловых систем с осложнёнными условиями добычи.

3. Разработка методов прогнозирования эволюции факторов, осложняющих добычу в течение разработки нефтяного месторождения.

4. Анализ и обоснование направлений совершенствования техники и технологий строительства и эксплуатации скважин при разработке нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

5. Научно-методическое обоснование технико-технологических решений по повышению коэффициента нефтеизвлечения трудноизвлекаемых запасов.

6. Обоснование принципов и систематизация методов и технологий ресурсосбережения для нефтедобычи с осложнёнными условиями эксплуатации.

7. Анализ и разработка научно-методических решений по обеспечению экологической безопасности технологий строительства скважин и нефтедобычи на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.

8. Разработка принципов функционирования геоэкологической информационной системы (ГЭИС) для нефтедобычи в осложненных условиях эксплуатации и трудноизвлекаемыми запасами.

Методы исследования и достоверность результатов. Исследования базируются на анализе структуры запасов, анализе разработки нефтяных месторождений, анализе фактических промысловых данных по наработке на отказ скважинного оборудования с использованием современных методов обработки исходной информации, основанных на системном анализе, нечётких множествах, физическом и математическом моделировании, законах физической химии, а также с использованием информационных систем.

Достоверность результатов исследования базируется на сходимости фактических и расчетных значений параметров, полученных с помощью моделей и фактических промысловых данных.

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обоснован методический подход к повышению эффективности функционирования нефтегазодобывающего предприятия в условиях падающей добычи и существенного ухудшения структуры запасов с увеличением категории «трудноизвлекаемых», заключающийся в системном подходе к изменяющимся условиям добычи, добиваясь обеспечения постоянной сохранности ФЕС продуктивных пластов при бурении, эксплуатации и ремонте добывающих и нагнетательных скважин.

2. Теоретически обоснован способ восстановления проницаемости призабойной зоны путем оборудования скважины системой протяженных каналов фильтрации сверлящими перфораторами. Решена задача определения притока к скважине с крестообразными трещинами, пересекающими всю мощность пласта.

3. В области обеспечения герметичности заколонного пространства:

3.1. Научно обоснован комплексный подход к выбору реагентов-пластификаторов в сочетании с комплексообразующем катионом для увеличения водоизолирующей способности и седиментационной устойчивости тампонажных композиций.

3.2. Теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены основные принципы создания облегченных тампонажных материалов содержащих доломит.

3.3. Научно доказана необходимость управления процессом структурообразования в начальный период нахождения тампонажного раствора за обсадной колонной (период ОЗЦ) с точки зрения создания герметичного заколонного пространства. Для этих целей предложена волновая технология обработки твердеющего тампонажного раствора электрогидравлическим устройством, спускаемом на каротажном кабеле.

3.4. Разработана научно обоснованная методика создания твердеющих баритовых пробок, обеспечивающих высокую эффективность борьбы с осложнениями при газо- и водопроявлениях.

4. Научно обоснованы принципы и структура геоэкологической информационной системы для нефтедобычи с трудноизвлекаемыми запасами и осложенными условиями эксплуатации.

5. Научно обоснован методический подход повышения эффективности нефтедобычи с осложненными условиями в условиях неполноты и нечеткости информации, обеспечивающий высокую эффективность за счет прогноза осложнений добычи.

Основные защищаемые положения:

1. Методический подход к повышению эффективности функционирования нефтегазодобывающего предприятия в условиях падающей добычи и существенного ухудшения структуры запасов с увеличением категории «трудноизвлекаемых».

2. Способ восстановления проницаемости призабойной зоны путем оборудования скважины системой протяженных каналов фильтрации сверлящими перфораторами.

3. Принципы создания облегченных тампонажных материалов содержащих доломит.

4. Реагенты-пластификаторы для увеличения водоизолирующей способности и седиментационной устойчивости тампонажных композиций.

5. Волновая технология обработки твердеющего тампонажного раствора электрогидравлическим устройством, спускаемом на каротажном кабеле.

6. Методика создания твердеющих баритовых пробок, обеспечивающих высокую эффективность борьбы с осложнениями при газо- и водопроявлениях.

7. Принципы и структура геоэкологической информационной системы для нефтедобычи с трудноизвлекаемыми запасами и осложенными условиями эксплуатации.

8. Методический подход повышения эффективности нефтедобычи с осложненными условиями в условиях неполноты и нечеткости информации.

Практическая ценность и реализация

На основании обобщения и проведения теоретических, лабораторных и промысловых исследований на скважинах можно констатировать следующее.

Разработанная технология акустической обработки тампонажного раствора в период ОЗЦ и технические средства для реализации технологии позволяет повысить качество цементирования эксплуатационных колонн, проста в применении, малозатратна, энергосберегающая. Ее использование не приводит к изменениям существующей технологии цементирования и увеличению сроков строительства скважин, повышает экологическую безопасность при строительстве скважин, не наносит экологического вреда окружающей среде и недрам, позволяет увеличить межремонтный период скважины. Технология использована при цементировании скважин на Уренгойском и Заполярном месторождениях. Условный экономический эффект от внедрения технологии в ценах на январь 2002 г. составил: на одну сеноманскую скважину 710481 руб., на 41 обработанной скважине - более 29 млн. руб.

1. Разработан комплекс рецептур тампонажных составов:

- облегченных тампонажных материалов МТОБ-М1 и МТ0Б-М2 со следующим количественным соотношением компонентов, мае. %: ПЦТ - 45, доломит - 10, трепел - 45 и доменный шлак - 40, доломит - 25, трепел-35;

- водоизолирующих цементных композиций, обработанных реагентом-пластификатором в сочетании с комплексообразующим катионом;

- твердеющих баритовых суспензий, в состав которых введен вяжущий материал;

- новых типов вязкоупругих составов с использованием реагентов, широко используемых для обработки буровых и тампонажных растворов, в том числе низкозамерзающего, приготовленного на растворе бишофита.

Разработанные тампонажные составы для производства буровых работ в осложненных условиях и проведения ремонтно-изоляционных работ были испытаны в скважинах ОАО НПО «Роснефть-Термнефть» и НГДУ «Мамонтовнефть».

2. Предложенная технология и устройство для вторичного вскрытия продуктивных пластов системой протяженных каналов фильтрации сверлящими перфораторами прошли успешные стендовые и промысловые испытания на низкодебитных скважинах на Уренгойском и Заполярном месторождениях.

Личный вклад автора состоит в постановке целей и задач исследований, выборе объектов и методов исследований, систематизации и интерпретации полученных результатов, формулировании научных положений и выводов. Вклад автора является основным во всех разделах работы.

Апробация результатов исследований

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на отраслевых, региональных и международных конференциях: всероссийских конференциях молодых ученых по проблемам газовой промышленности «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 1997, 1999 г.г.); межвузовской студенческой конференции «Нефть и газ - 98» (Москва, 1998 г.); четвертом международном симпозиуме им. Акад. М.А.Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2000 г.); 55 Юбилейной межвузовской конференции «Нефть и газ -2001» (Москва, 2001 г.); 3-й международной практической конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа,

2001 г.); 9-м международном научном симпозиуме им. Акад. М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2005 г.); 5-й международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (Геленжик, 2010 г.). Результаты были обсуждены на заседаниях научно -технического совета ООО «Роснефть-Термнефть», 2005-2011 гг, ежегодных научных семинарах НЦ НВМТ РАН, 2010-2013 гг.

Публикации

По результатам представленных в работе исследований опубликовано 122 научные работы, в том числе: 1 монография, 10 статей в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, 6 свидетельств о государственной регистрации базы данных.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 252 наименования. Работа изложена на 432 страницах машинописного текста, содержит 147 рисунков и 58 таблиц.

Автор выражает благодарность научному консультанту д.т.н., профессору Булатову А.И., д.т.н., профессору Антониади Д.Г., д.т.н., профессору Кошелеву А.Т. за научные консультации и советы, оказанные при выполнении данной работы, своим коллегам с кафедры Нефтегазового промысла ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет» и специалистам НЦ НВМТ РАН за проведение совместных исследований и содействие в работе, обсуждение результатов и ценные замечания.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, определены научная новизна и практическая ценность.

В первом разделе приведен аналитический обзор научно-технической литературы по вопросам исследования эксплуатационных характеристик нефтепромысловых систем с осложнёнными условиями добычи, а также структуре запасов и тенденциям увеличения доли трудноизвлекаемых запасов. Рассмотрены вопросы принципов систематизации и классификация факторов осложнения условий добычи. Приведены классификации факторов осложнения нефтедобычи и методов интенсификации разработки. Представлены особенности строительства скважин для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и осложненными условиями добычи.

На рисунке 1 представлены данные по распределению текущих извлекаемых запасов и добычи нефти на крупных месторождениях по степени их выработанное™, а на рисунке 2 - структура качества запасов нефти и их добычи в стране на начало 2006 г.

Такое положение - результат двух процессов: вступления большого числа высокопродуктивных залежей и месторождений в позднюю стадию разработки; неблагоприятными качественными характеристиками запасов нефти в залежах, вновь вводимых в разработку.

Тенденция увеличения доли трудноизвлекаемой нефти в её запасах в стране будет в будущем только усиливаться, что ставит задачи создания новых принципиальных подходов широкого спектра - от описания факторов затруднения добычи до выработки эффективных комплексных мер по адаптивной технологии эксплуатации.

Рассмотрены геологические особенности освоения трудноизвлекаемых залежей — месторождения с повышенными и аномально высокими пластовыми температурой и давлением со сложными коллекторами с многовариативными фильтрационно-емкостными свойствами.

Степень выработаиносг», Условные обозначения: Запасы нефти:

л.1Я твлечеппя

Добыча неф г

к II. ■•.•лонришщагммх

кол лекторах (<1),1>5 кн. мюи.

<• нткон »«оф»евг:*амсй

т я жсл 1.1 е »« ефт и (>0,9 I /см )

Рисунок 1 - Распределение текущих извлекаемых запасов и добычи нефти на крупных месторождениях по степени их выработанности

Запасы категорпв! ЛВС ,

Добыча

гС — Запасы, благоприятные для освоения. Основные осложнения - высокая степень выработанности и ооводиення. Полгаювыс

шлежи Запасы ?( (1л0м)1ф0ницасмы\ коллекторах с низкой неф I ео 1 дачей - -----—-

Тяжелые п пысокнпяисис

неф 1 I

Рисунок 2 - Структура качества запасов нефти и их добычи в стране на начало 2006 г.

Показано, что для месторождений с повышенными и аномально высокими пластовыми давлениями существует проблема резкого колебания значений эффективных нефтенасыщенных мощностей, что делает необходимым тщательный контроль пластового давления и индивидуального подхода для каждой намеченной к бурению скважины с программой испытания и опробования по каждому блоку.

Предложено разделение понятий - трудноизвлекаемые запасы и осложнённые условия добычи. Под термином трудноизвлекаемые запасы подразумеваются запасы, заключенные в геологически сложнопостроенных пластах и залежах или представлены малоподвижной (высоковязкой) нефтью. Характеризуются сравнительно низкими дебитами скважин темпами разработки, обусловленными низкой продуктивностью пластов (например, ачимовоская пачка, баженовская, васюганская и тюменская свиты), неблагоприятными условиями залегания нефти (газонефтяные залежи) или ее аномальными свойствами (высокой вязкостью). Под термином осложнённые условия подразумеваются те факторы затруднения добычи, которые возникают в процессе разработки, и могут явиться следствием техногенного воздействия на природную среду.

В системе классификации факторов затруднения добычи (КФЗД) можно выделить две группы факторов (рисунок 3): природного происхождения (факторы природного происхождения - ФПП); техногенные, определяемые как результат взаимодействия локального природного комплекса месторождения и суммарного технического и технологического воздействия на него в процессе добычи. ФПП могут быть либо инвариантными (ФППИ) относительно возраста разработки месторождения, либо находится в активной фазе (ФППА) в период разработки. К природным факторам относятся: пласты с послойной и зональной неоднородностью по проницаемости и прерывистости; с низкой начальной нефтенасыщенностью; с малыми размерами чисто нефтяных площадей и участков; с близостью давления насыщения нефти газом к начальному пластовому давлению с

одновременным заметным или даже значительным содержанием в нефти твёрдых компонентов - асфальтенов, смол и парафинов; с высоковязкой нефтью. Природные и техногенные факторы, которые в процессе разработки вступают во взаимодействие друг с другом, формируя сложную природно-геотехногенную систему.

Факторы затруднении добычи

Л/

Факторы природного происхождения -ФПП

Техног енные

Инвариантные

В активной фазе

Рисунок 3 - Классификация факторов затруднения добычи

Во втором разделе проведён анализ возможностей совершенствования основных технологических факторов, влияющих на конечный результат: промывочных жидкостей; повышения эффективности крепления скважин, а также вторичного вскрытия продуктивных пластов с трудноизвлекаемыми запасами. Показано, что при строительстве скважин для разработки трудноизвлекаемых запасов часто сталкиваются с проблемами несовместимости бурения: низкие градиенты давления гидроразрыва вышележащих горизонтов; аномально высокие или аномально низкие пластовое давление и температура продуктивных горизонтов; поглощения промывочных жидкостей; водо и газопроявления. Особое внимание уделено обеспечению герметичного заколонного пространства против газо-, водо- и нефтенасыщенных горизонтов.

Поглощение бурового раствора является одним из основных видов осложнений при строительстве скважин. Проблема борьбы с поглощением буровых растворов занимает важное место в общем комплексе мероприятий

по повышению качества и сокращению цикла строительства скважин. Несмотря на рост эффективности методов и средств, применяемых для борьбы с поглощениями, затраты на них по отрасли остаются значительными. Отчасти это объясняется увеличением глубин скважин и разбуриванием новых площадей со сложным геологическим строением. Еще в 30-е годы

A.А.Луценко, К.А.Царевич, Р.И.Шищенко рассмотрели общие вопросы, относящиеся к возникновению явления поглощения промывочной жидкости, и разработали составы растворов для его ликвидации. Значительный вклад в решение вопросов, связанных с ликвидацией поглощений, внесли ведущие ученые М.С.Винарский, А.А.Гайворонский, Е.П.Ильясов, А.Т.Кошелев,

B.И.Крылов, А.С.Кувыкин, Б.М.Курочкин, М.Р.Мавлютов, А.Х.Мирзаджанзаде, В.И.Мищевич, Н.М.Охрименко, Н.А.Сидоров, Н.И.Сухенко, С.Н.Ятров и многие другие. В их работах заложены теоретические и практические основы борьбы с поглощениями при бурении скважин. В последние годы скважины в России и за рубежом бурят в основном при сбалансированном давлении в системе «скважина - пласт». Поэтому проблема, связанная с поглощениями бурового раствора, считается практически решенной. Однако в целях предупреждения поглощений прибегают к профилактическим мероприятиям, таким как добавление наполнителей в буровые растворы, снижение их плотности и показателей структурных свойств, регулирование скорости спуска бурильной колонны. В случае возникновения поглощения его ликвидируют, подбирая материал и технологию его применения в зависимости от характера и интенсивности поглощения. В России и США для успешного предупреждения и ликвидации поглощений разработано более 500 различных составов тампонажных смесей, но применяют в основном несколько композиций, как правило, наиболее дешевых и доступных.

Выполнен многофакторный анализ тампонажных составов, который позволил констатировать, что наиболее просты и технологичны в применении вязкоупругие составы. Однако опыт применения их в крупно-трещиноватых

породах многих месторождений России выявил их высокую эффективность только в начальный период закачки, так как в последующем изолирующий слой разрывался под действием перепада давления или размывался пластовыми водами. Это обусловило необходимость совершенствования существующих и создания новых рецептур вязкоупругих составов, в том числе низкозамерзающих, что особенно актуально для условий Западной Сибири, на базе широко применяющихся для обработки буровых и тампонажных растворов реагентов, а также разработки новых технологических решений их использования.

Для решения задачи определения соотношения реагентов в составе комплексной добавки, обеспечивающего технологически допустимые сроки загустевания и схватывания цементного раствора, использовался симплексный метод планирования эксперимента, который позволил установить следующий исследуемый интервал варьирования количества пластификаторов, % (к массе цемента): производные лигнина (лигносил) -0,10-0,50; сульфированные циклические олигомеры (С-3) - 0,10-0,50; хлорид кальция - 3-5, а также соотношения: лигносил / хлорид кальция = (0,10 -0,30)/(5 - 3); С - 3/хлорид кальция = (0,30 - 0,50)/(0,5 - 0,3). Результаты исследования свойств разработанных рецептур цементных композиций показали увеличение механической прочности камня (1,3-2,2 раза). Эти результаты получены на образцах суточного возраста из цементного раствора с В/Ц = 0,4. Необработанный цементный раствор имел В/Ц = 0,5. Сдвиговая прочность разработанных цементных систем относительно кернового материала, приведенная в таблице 1, увеличивается в среднем в 2 раза по сравнению с цементом без добавок. Для обеспечения приемлемых сроков загустевания и схватывания количество реагента-пластификатора при температуре 22-50 °С рекомендуется ограничивать нижним, а при температуре 50-75 °С - верхним пределами. Дозировка хлорида кальция при нормальной положительной температуре должна составлять 4-5 %, а при умеренной температуре - 3 %.

При обработке большого числа экспериментальных данных (более 100 образцов) с использованием метода одномерного и многомерного регрессионного анализов получены уравнения регрессии:

1) уравнение регрессии, определяющее связь прочности камня от температуры для цементной композиции, содержащей лигносил и хлорид кальция, имеет вид

^Г(24) = 3'91 + 0.05-*Т; (1)

2) уравнение для композиции, содержащей С-3 и хлорид кальция,

<*пзг{24) = 3,99 + 0,07 *Т> (2)

где сТ""(24) _ прочность цементного камня при изгибе и сжатии через 24 ч твердения, МПа; Т - температура от 22 до 75, °С.

Выражение (1) имеет меру идентичности 0,92, а выражение (2) - 0,89. Получено уравнение, определяющее взаимосвязь прочности цементного камня при сжатии с аналогичной величиной при изгибе в зависимости от температуры:

0сж{24) = -23,47 + 4,03 * (а1ИГ&43)2 - 0,08 * Т (3)

Таблица 1 - Сдвиговая прочность водоизолирующих цементных композиций

Дозировка реагентов, % (к массе цемента) Средняя сила сцепления цементного камня через 24 ч, МПа

лигносил с-з хлорид кальция мергель Песчаник

Температура 22 °С

— — — 0,5 0,8

0,1 — 5 1,2 1,4

— 0,3 5

Температура 50 °С

— — — 0,8 1,2

0,2 — 4 1,7 2,8

— 0,4 4

Температура 75 °С

— — — 1,0 1,6

0,3 — 3 1,8 2,6

— 0,5 3

где аск(24) - прочность цементного камня при сжатии через 24 ч твердения, МПа.

Выражение (3) имеет меру идентичности 0,91. Модели прочности камня разработанных водоизолирующих цементных композиций носят статистический характер с допустимым граничным уровнем 0,90, что является вполне допустимым при использовании в практических расчетах. Предложенные математические модели позволяют прогнозировать значение показателя прочности камня при заданных рецептурах цементных композиций в зависимости от температуры. Это значительно упрощает задачу определения необходимых добавок реагентов применительно к конкретным горно-геологическим условиям.

Вопросы, связанные с установлением причин водо- и

газонефтепроявлений, их предупреждением и ликвидацией, рассматривались

многими исследователями, в том числе А.И.Булатовым, Е.М.Геллером,

А.Н.Гукасовым, М.Р.Мавлютовым, В.Д.Малеванским, Н.К.Сеид-Рза,

Н.А.Сидоровым, М.Л.Сургучевым, К.А.Царевичем, Н.М.Шерстневым,

Р.И.Шищенко и другими. Для предупреждения и ликвидации этого вида

осложнений применяются смеси различные по составу, рецептуры которых

подбираются исходя из конкретных термобарометрических условий в

скважине. Однако применение известных цементных и шлаковых

тампонажных растворов на водной основе, утяжеленных буровых растворов и

др. не всегда обеспечивает создание газонепроницаемого экрана, и

поступление газа в скважину продолжается после установки моста, прочного

и непроницаемого для воды. Одна из причин слабого внедрения водо- и

газоизоляционных работ (ВИР) - невысокая успешность (в целом по России

составляет около 50 %), высокая трудоемкость и вынужденные длительные

простои скважин. Сокращение продолжительности, снижение трудоемкости,

повышение эффективности ВИР - одна из важнейших задач при

интенсификации добычи нефти и повышении нефтеотдачи пластов.

Эффективность изоляционных работ в скважинах в значительной степени

зависит от свойств используемого изоляционного материала, его способности перекрывать пути поступления воды в скважину. До недавнего времени для изоляции притока пластовых вод и межпластовых перетоков широко применялись материалы на основе кремнийорганических соединений (КОС), например, АКОР, продукт 119-204, органохлорсиланы и другие, обладающие высоким селективным действием по отношению к водоносным и нефтяным прослоям.

Выявлено, что наиболее перспективным для изоляции водо- и газопроявлений является использование баритовых пробок. Исследованиями отечественных ученых определен диапазон плотности баритовых пробок в пределах 1,68-2,62 г/см3. Рекомендуются различные значения ее в зависимости от условий применения.

Эффективность применения пробки в скважине при ликвидации осложнения водо- или газопроявления определяется скоростью седиментации твердых частиц суспензии и герметичностью образующейся преграды. Для определения скорости седиментации концентрированных суспензий, которые могут быть использованы для создания газонепроницаемой преграды в скважине, С. Робинзоном была предложена эмпирическая формула

(4)

где Ка - коэффициент агрегации (величина, зависящая от удельной поверхности оседающих частиц); рлф, Йдф - соответственно плотность и

диаметр частиц дисперсной фазы; Рс, . соответственно плотность и динамическая вязкость суспензии.

Как следует из уравнения (4), все операции, связанные с приготовлением, обработкой и применением концентрированных суспензий, должны способствовать ослаблению агрегативной и седиментационной устойчивости суспензии. Качественным показателем структуры образующейся пробки может служить ее удельное сопротивление, т.е.

сопротивление, оказываемое потоку жидкости или газа равномерным слоем пробки толщиной 1 м, которое может быть определено из уравнений

Г0=К1* -], (5)

(6)

где Кь К2 - коэффициенты, учитывающие степень извилистости пор в пробке; 5Дф - удельная поверхность частиц дисперсной фазы в 1 м3 пробки; 8 -

пористость пробки.

Удельное сопротивление пробки возрастает с уменьшением ее пористости и диаметра частиц дисперсного материала. Поэтому удельное сопротивление пробки можно увеличить за счет снижения ее пористости путем введения в состав дисперсной фазы суспензии, содержащей утяжелитель, второго компонента, обладающего способностью к твердению в поровом пространстве пробки, в результате чего ее пористость может быть значительно уменьшена. Для ускорения седиментации концентрированной суспензии с образованием пробки, характеризующейся высоким удельным сопротивлением, рекомендуется использовать рецептуру, дисперсная фаза которой состоит из утяжелителя и вяжущего материала, и мероприятия, понижающие вязкость суспензии. Основными видами утяжелителей, широко используемых на нефтяных месторождениях России, являются УБП -утяжелитель баритовый порошкообразный (флотационный концентрат), выпускаемый по ТУ 39-01470.09-047-90, и УБПМ - утяжелитель баритовый порошкообразный модифицированный, выпускаемый по ТУ 39-0147001-10692.

Для подтверждения теоретически обоснованного выбора вида утяжелителя при разработке рецептур суспензий были проведены экспериментальные исследования с УБП первого сорта и УБПМ первой марки. В качестве дисперсионной среды применяли пресную водопроводную воду. Полученные данные свидетельствуют, что скорость формирования

пробки, затворенной на пресной воде, для суспензий плотностью 1,63-2,66 г/см3 на базе УБПМ выше таковой для пробок из УБП в 1,2-1,5 раза. При этом время формирования пробок из суспензий утяжелителя обоих видов различной плотности составляет более 3 ч.

Установлено, что с ростом плотности суспензии седиментация барита уменьшается. Так, при плотности суспензии 1,63 г/см3 средняя величина (за 3 ч) седиментации УБПМ из пресной воды составляет 29 %/ч, а при плотности 2,66 г/см3 - всего лишь 20 %/ч. При этом седиментация УБП при плотности 1,63 г/см3 равна 24 %/ч, а при плотности 2,66 г/см3 - 15 %/ч. Экспериментальные данные позволяют утверждать, что с увеличением плотности суспензии структура ее упрочняется за счет коллоидной фракции, в результате чего степень осаждения барита уменьшается. Полученные результаты подтвердили целесообразность применения УБПМ с высокой степенью гидрофильности поверхности при разработке рецептур суспензий, дисперсная фаза которых содержит утяжелитель и вяжущий материал. Для этого использовали УБПМ первой марки, а в качестве вяжущего материала -ПЦТ-2-100 и ЦТТ-160. В качестве щелочного реагента-активатора применяли каустическую соду, что, с одной стороны, снижает жесткость воды затворения, способствуя ускорению седиментации частиц дисперсной фазы, а, с другой стороны, катализирует гидролиз вяжущего, что обеспечивает в конечном итоге усиление адгезии частиц друг к другу и образование камня с определенной прочностью и проницаемостью. Рецептуры комплексных суспензий и данные по формированию твердеющих пробок в пресной воде при комнатной температуре приведены в таблице 2. Анализ полученных данных свидетельствует, что комплексная суспензия, дисперсная фаза которой состоит из утяжелителя и вяжущего, характеризуется более низкой (в 1,2-1,4 раза) скоростью седиментации по сравнению с баритовой суспензией в интервале исследуемых плотностей.

Таблица 2 - Формирование при комнатной температуре твердеющих

пробок, затворенных на пресной воде с добавкой активатора твердения*

Плотность Состав дисперсной фазы Объем пробки, % (от объема

суспензии, суспензии, мае. ч суспензии), через ч

г/см3

УБПМ О о 1 1 о V© 1 Н 1,0 2,0 3,0

У с У

1,63 1,0 — — 22 27 28

1,63 0,7 0,3 — 21 24 26

1,63 0,5 0,5 — 20 23 25

1,63 0,7 — 0,3 20 22 24

1,63 0,5 — 0,5 19 21 23

2,24 1,0 — — 35 39 42

2,24 0,7 0,3 — 30 37 41

2,24 0,5 0,5 — 29 36 40

2,24 0,7 — 0,3 28 35 39

2,24 0,5 — 0,5 27 34 38

Примечание. * В качестве активатора твердения использовали каустическую соду,

содержание которой составляло 2 % (к массе вяжущего)

Увеличение содержания вяжущего в суспензии более 0,5 мае. ч., как и

получение систем плотностью выше 2,24 г/см3 не представлялось возможным

из-за опасности быстрого структурообразования.

Механизм образования твердеющей пробки заключается в следующем.

При строго определенном соотношении вяжущего и утяжелителя

обеспечивается равномерное распределение их частиц в потоке и

образующейся пробке. Равномерность распределения частиц увеличивается с

уменьшением разницы плотностей утяжелителя и вяжущего. За счет высокой

плотности последних по сравнению с плотностью жидкости затворения вода

из суспензии отжимается. Оставшееся количество ее в гидратных оболочках и порах твердой фазы обеспечивает гидратацию вяжущего с образованием цементного камня. Такая общая схема создания твердеющей пробки присуща любому из предлагаемых составов, несмотря на использование различных вяжущих.

Для расчета количественного состава твердеющей пробки предлагаются следующие формулы. Количество смеси (ясм)> расходуемая на приготовление 1 м3 суспензии определенной плотности, равно:

Чем - (7)

где рс%„ рс, р0 - плотности соответственно смеси, состоящей из утяжелителя и вяжущего материала, суспензии и жидкости затворения.

Количество утяжелителя qy и вяжущего qв, необходимое для приготовления 1 м3 суспензии определенной плотности, рассчитывается по

, _ Р^(Рс~Ро>'- „ _ Рс.ч"<Р=-РдИ1-») „ _ 4у _ /о\

формулам 0У =-, 03 — , п — — (8)

где и - содержание утяжелителя в смеси, мае. ч.

Плотность смеси может быть определена по выражению

Рем =Рг*1 + рв*(1-п) (9)

Расход воды q0 на приготовление 1 м3 суспензии составляет „ Рл-^Рси Ра-

Для проверки теоретических расчетов были проведены экспериментальные исследования, результаты которых приведены в таблице 2. Погрешность между замеренными и расчетными значениями, определенными по номограмме, составляет не более 10 %.

Особое внимание в работе уделено разработке облегченных тампонажных растворов, которые должны обеспечивать надежную изоляцию продуктивного пласта от вышележащих газо- и водонасыщенных горизонтов. Это обусловлено тем, что при разработке трудноизвлекаемых запасов кроме

плотной кумулятивной перфорации, оказывающей разрушительное воздействие на цемент заколонного пространства, используют такие методы воздействия как ГРП, волновые методы воздействия, разрушающие заколонный цемент при его плохом качестве.

Поглощение тампонажного раствора при цементировании и, как

следствие этого, недоподъем его до расчетной высоты является наиболее

распространенным видом осложнений на многих месторождениях России.

Поэтому при применении обычного портландцемента водоцементное

отношение (В/Ц) искусственно увеличивают, что приводит к некоторому

уменьшению поглощений, но в то же время резко ухудшаются свойства

тампонажного раствора и камня. В результате проведенных исследований

выявлено, что число скважин с недоподъемами цементного раствора за

обсадной колонной достигает 20-25 %. Это является причиной снижения

долговечности скважин, нарушения экологической обстановки

разрабатываемых месторождений, уменьшения темпов добычи нефти, а также

таких осложнений как межпластовые перетоки жидкостей и газов в

незацементированном заколонном пространстве, коррозия обсадных труб от

воздействия агрессивных минерализованных вод, нарушение герметичности

резьбовых соединений, газонефтеводопроявления и грифонообразования. Для

удовлетворения потребностей буровых предприятий в тампонажных цементах

пониженной плотности предложены рецептуры облегченных материалов для

различных геолого-технических условий цементирования. Большой вклад в

их разработку, исследование и промышленное внедрение внесли А.И.Булатов,

В.С.Данюшевский, В.Ю.Зобс, Н.Х.Каримов, В.Н.Кравцов, Н.А.Луценко,

О.А.Лушпеева, Е.К.Мачинский, И.Ф.Финогенов, В.Я.Яковлев и многие другие

ученые и производственники. Ими предложены десятки рецептур

облегченных тампонажных материалов, многие из которых нашли

применение для цементирования скважин. Снижение плотности тампонажных

систем может осуществляться путем аэрирования тампонажных растворов

воздухом. Однако большинство аэрированных тампонажных растворов

отличается многокомпоиентностью. Кроме того, опыт разработки и применения данных систем показывает, что для их получения необходимо иметь эффективные ПАВ и специальное оборудование. Наиболее широко используемым путем снижения плотности тампонажных растворов является введение в их состав облегчающих добавок, облегчающих систему за счет собственной низкой плотности, высокодисперсные добавки, снижающие плотность тампонажного раствора за счет повышенной водопотребности.

При разработке облегченного тампонажного материала была взята смесь из портландцемента и отходов доломитового производства (полуобожженная доломитовая мука, выпускаемая по ТУ 14-14-147-85), а в качестве облегчающей добавки использовался трепел. Предварительно было исследовано влияние добавок доломита на физико-механические свойства тампонажного раствора-камня на основе портландцемента. При температуре 22 °С использовался ПЦТ-2-50, а в интервале температур 75-150 °С - ПЦТ-2-100. При соотношении ПЦТ : доломит, равном 4:1, обеспечивается ускорение схватывания исследуемого раствора и повышение прочности образующегося камня. Дальнейшее увеличение содержания в смеси доломита мало сказывается на значениях сроков схватывания и прочностных характеристиках.

Выполнено исследование действия трепела, взятого в качестве облегчающей добавки, на физико-механические свойства раствора-камня при температурах 20-150 °С. Лучшие результаты были получены при следующих количествах компонентов в разрабатываемом составе: ПЦТ - 45 %; доломит -10 %; трепел - 45 %. При таком содержании указанных материалов и водоцементном факторе 1,0 обеспечивается необходимая подвижность раствора, плотность которого составила 1,47 г/см3. При этом предел прочности камня при изгибе/ сжатии в интервале температур 20-150 °С и давлении 0,1-40 МПа через 24 ч составляет 1,1-1,3/2,0-2,3 МПа, а через 48 ч -1,6-2,7/ 4,2-5,2 МПа. Время загустевания находится в пределах 2-8 ч.

Выбранный состав был назван материалом тампонажным облегченным безусадочным модифицированным (МТОБ-М1).

Показатели механической прочности камня МТОБ-М1 значительно превосходят аналогичные значения у ОЦГ, а также несколько лучше, чем у разработанного ранее МТОБ. Предел прочности камня на изгиб из МТОБ-М1 при температуре 22 °С и 75 °С через 48 ч в 2,9-4,0 раза больше, чем у ОЦГ, ив 1,1-1,3 раза больше, чем у МТОБ. Предел прочности камня из МТОБ-М1 на сжатие при аналогичных условиях в 3,1-6,0 раз больше, чем у ОЦГ, и в 1,4-2,6 раза больше, чем у МТОБ. Коэффициент линейного расширения образующегося камня из МТОБ-М1 увеличивается на 0,07 %. При этом прочность сцепления его с металлической обоймой составляет 0,26 МПа.

Разработан облегченный тампонажный материал на основе доменного шлака, который также сочетался с доломитом. В этом случае при соотношении шлак: доломит, равном 1,5:1, достигается существенное повышение прочности образующегося камня. Потребность в более высоком содержании доломита в составе шлакодоломитовой смеси объясняется меньшей по сравнению с портландцементом активностью шлака. Полученная вяжущая основа имеет достаточно прочный камень. Предел прочности камня при изгибе / сжатии в интервале температур 20-200 °С и давлении 0,1 -60 МПа через 24 ч составляет 1,0-5,6/2,1-13,0 МПа, а через 48 ч- 1,8-9,6/3,2-18,1 МПа. Время загустевания находится в пределах 45 мин - 13 ч. По своим физико-механическим параметрам шлакодоломитовая смесь превосходит цемент тампонажный термосолестойкий ЦТТ-160. Если начало схватывания раствора ЦТТ-160 согласно ТУ 39-00147001-170-97 признавалось необходимым замерять только после прогрева пробы до 90 °С, то за счет активации гидратационного твердения шлака путем сочетания его с доломитом нижний температурный предел использования шлакодоломитовых смесей может быть понижен до 75 °С, а верхний может быть повышен до 200 °С.

Выполненные исследования позволили разработать облегченный

тампонажный материал из доменного шлака, доломита и трепела. Лучшие

результаты обеспечиваются при следующем содержании этих компонентов, %: доменный шлак - 40; доломит - 25; трепел - 35. При таком сочетании указанных материалов и водосмесевом факторе 1,0 обеспечивается необходимая подвижность раствора при плотности 1,45 г/см3.

Предел прочности камня при изгибе/сжатии в интервале температур 75-200 °С и давлении 0,1-60 МПа через 24 ч составляет 0,6-2,3/1,2-6,5 МПа, а через 48 ч - 1,3-6,0/2,1-10,2 МПа. Время загустевания находится в пределах 1 ч 30 мин -5 ч.

Выбранный состав был назван материалом тампонажным облегченным безусадочным модифицированным (МТОБ-М2). Разработаны ТУ 2458-00400198292-96 на материал тампонажный облегченный безусадочный модифицированный (МТОБ-М). Технология его производства успешно отработана на Катав-Ивановском цементном заводе (Челябинская область).

Определены уравнения регрессии, определяющие связь прочности цементного камня МТОБ-М 1 от компонентного состава:

= п'76+№ * [Щ, аШ§1)1А1 =- * рр], (11}

где ¡¡зг(2ч) ^ сж(24) _ прочности цементного камня при изгибе и сжатии через 24 ч твердения, МПа; [Д], [Тр] - содержания доломита и трепела в облегченных смесях, мае. %.

Выражения (11) имеют меру идентичности 0,91 и 0,92 соответственно.

Уравнения регрессии, определяющие связь прочности цементного камня МТОБ-М2 от температуры, имеют вид

- -°'84 - °'02 *Т- = -0,31 + 0,04 * Т.

0^«-=-2,89+ 0,70-Т. (12)

где Т - температура от 60 до 220, °С.

Выражения (12) имеет меру идентичности 0,94, 0,99 и 0,96 соответственно.

•т-МТОБ-Мг _ л А7 х 1 Й1 (уГ'ГГСБ—Мг сж(4£) ~ и'и ' * ияг(4Я'1

(13)

Уравнение регрессии, определяющее взаимосвязь прочности при сжатии от прочности при изгибе цементного камня МТОБ-М2, имеет вид:

ГМТСБ-изг(48)

Мера идентичности данного выражения равна 0,99. Предложенные математические модели, описывающие прочность камня разработанных облегченных систем в зависимости от компонентного состава и температуры, позволяют экстраполировать экспериментальные данные применительно к скважинным условиям.

Разработана технология заводского производства разработанного

тампонажного состава, представляющего трехкомпонентную смесь:

портландцемент (шлак), доломит, облегчающая добавка, является многоэтапным процессом. Указанные продукты должны содержаться в готовом продукте в строго определенных пропорциях.

Для повышения качества

цементирования эксплуатационных

} колонн разработана (совместно с Ю.С. ] Кузнецовым и Н.И. Ковязиным) технология акустической обработки тампонажного раствора в период ОЗЦ и технические средства для этого. Суть технологии заключается в следующем (рисунок 4).

Источник акустического сигнала перемещается внутри обсадной колонны

Рисунок 4 - Схема обработки призабойной зоны электрогидроимпульсным устройством:

1 - электрогидроимпульсное устройстов; 2 - цементное кольцо;

3 - принимающий пласт;

4 - обсадная колонна.

по заданной программе и генерирует мощные импульсы давления, которые вызывают упругую деформацию трубы, переходящую в затухающие колебания. Для обеспечения генерирования необходимых импульсов давления при ограниченной средней потребляемой мощности, обусловленной массогабаритными характеристиками источника излучения и пропускной возможностью канала передачи энергии, в импульсном устройстве реализуется принцип накопления энергии во времени с последующим ее излучением за короткий промежуток. При этом учтено согласование частотной характеристики создаваемого импульса давления с собственной частотой колебаний колонны.

Разработана программа обработки, которая обеспечивает достижение максимального эффекта от применения акустического воздействия. Это достигается, с одной стороны, за счет поддержания давления столба тампонажного раствора, а с другой - учетом предельного времени для оптимального воздействия на раствор с целью достижения максимальной величины общей излучаемой акустической энергии. В качестве источника акустического воздействия для реализации технологии применяется электрогидроимпульсное скважинное устройство, принцип работы которого основан на высоковольтном разряде, приводящем к возникновению мощных ударных волн, распространяющихся в продавочной жидкости и прикладываемых к обсадной колонне.

Особенность электродной системы скважинного снаряда заключается в том, что она создает в межэлектродной области электрическое поле с высокой неоднородностью. Это обеспечивает эффективную работу электрогидроимпульсных устройств в скважинах на более значительных глубинах по сравнению с существующими электрогидроимпульсными устройствами с острийной электродной системой. Для обеспечения оптимальной среды разряда жидкость внутри электродной системы отделяется от продавочной жидкости оболочкой из акустически "прозрачного" материала.

Проведены широкомасштабные промысловые испытания технологии обработки тампонажного раствора электрогидроимпульсным устройством в начальный период ОЗЦ в филиале "Тюменбургаз" Буровой Компании ОАО "ГАЗПРОМ" (соврем. Ф «Уренгой Бурение» ООО «Газпром Бурение»),

Эффективность разработанной технологии оценивалась путем сравнения коэффициентов качества цементирования эксплуатационных колонн на опытных и обычных скважинах, определяемых по данным АКЦ согласно методики, в основе которой положена полученная формула для определения коэффициента качества цементирования обсадной колонны. к ^0,9-£1ж+0,5-Х1„+0,2-Е1п

Ь ' (14)

где Е1ж, Х1Ч, Х1„- сумма интервалов скважины, соответственно, с

жестким, частичным и плохим контактом.

Анализ применения технологии при цементировании

эксплуатационных колонн и полученных результатов позволило выявить

заметное повышение качества цементирования колонн, как в случае

использования цементного раствора, так и разработанного облегченного

цементного раствора. Среднее повышение качества цементирования

эксплуатационных колонн цементным раствором двухступенчатым способом

с использованием обратной заливки на опытных скважинах по отношению к

обычным составило 1,43. Опытная эксплуатация разработанной технологии на

41 скважине показала следующее. Технология позволяет заметно повысить

качество цементирования эксплуатационных колонн, проста в применении,

малозатратна, энергосберегающая. Ее использование не приводит к

изменениям существующей технологии цементирования и увеличению сроков

строительства скважин, повышает экологическую безопасность при

строительстве скважин, не наносит экологического вреда окружающей среде

и недрам. Условный экономический эффект от внедрения технологии в ценах

на январь 2002 г. составил: на одну сеноманскую скважину 710481 руб., на

всех обработанных скважинах 29129721 руб. Экономический эффект от

применения разработанной технологии образуется за счет повышения качества цементирования, которое позволяет увеличить межремонтные периоды скважин.

Для обеспечения технологической и экономической эффективности вскрытия низкопроницаемых пластов разработан метод формирования протяженных каналов фильтрации сверлящим перфоратором, а также техническое решение (рисунок 5), позволяющее формировать каналы фильтрации протяженностью до 3 м. В работе принимается, что все каналы имеют одинаковые размеры и пересекаются крестом в горизонтальном сечении. Количество крестообразных каналов может варьироваться, т.е. они могут быть сформированы в нескольких горизонтальных сечениях пласта, при этом проекция всех каналов на одну плоскость может меняться, от крестообразной до звездообразной.

Рисунок 5. Возможная конфигурация 8 крестообразно сформированных каналов фильтрации и их основные геометрические размеры Выполнена теоретическая оценка возможности увеличения дебита скважин при формировании в них системы протяженных каналов фильтрации и влияние геометрических параметров каналов на возможный прирост дебита. Задача решалась в двух приближениях: бесконечной вертикальной проницаемости пластов (оценка сверху) и нулевой вертикальной проницаемости (оценка снизу). Каналы в силу своей относительно небольшой глубины считаются идеальными, т.е. бесконечнопроводящими.

I - глубина канала, й - его поперечный размер, а - характеристика звездообразной конфигурации каналов

Давление в таких каналах одинаковое и совпадает с давлением скважины на забое. Выявлено, что изменение притока жидкости при наличии п крестообразных систем каналов, проекций которых образуют звездообразную систему 4п каналов при границе каналов в виде вытянутых эллипсов, которые с помощью конформного преобразования отображаются в круг, приток жидкости к скважине со сложной геометрией определяется выражением:

1г

га

1п-

2 к-2(1 2а гс

* » Ь 1пМ

/ (15)

где О*— приток жидкости при наличии системы каналов; 2 — приток жидкости к скважине без каналов;

К - радиус контура питания; гс — радиус скважины; I - длина канала; т — количество ответвленных каналов.

Результаты расчетов свидетельствуют о том, что при незначительной вертикальной проводимости пласта прирост дебита не превышает нескольких процентов, а при бесконечной вертикальной проводимости растет на 50100%. При обеих оценках с ростом глубины каналов растет прирост дебита скважины. Поперечные размеры каналов в силу их идеальности практически не влияют на прирост дебита скважины.

Увеличение количества крестообразных каналов по мощности пласта при отсутствии сдвига их относительно друг друга (а) также влияет на прирост дебита незначительно, что продемонстрировано результатами расчетов. Заметный прирост дебита при увеличении числа крестообразных каналов достигается лишь при наличии сдвига этих систем друг относительно друга. Результаты расчетов звездообразной системы каналов при увеличении числа крестообразных систем (т) показывают, что в этом случае достигается 3,5 кратные увеличения притока, что уже сопоставимо с результатами применения гидроразрыва пласта сверлящего скважинного перфоратора.

Технико-экономическое преимущество устройства заключается в

следующем. Использование предлагаемого перфоратора позволяет получить

каналы фильтрации максимальной глубины, что обеспечит ускорение освоения скважины, увеличение дебита скважины, вышедшей из бурения. Кроме того, его использование в малодебитных эксплуатируемых скважинах, где другие способы обработки призабойной зоны не дали положительных результатов, позволит не только восстановить, но и увеличить дебит скважины. Применение перфоратора в нагнетательных скважинах с целью улучшения проницаемости даст также ощутимые экономические выгоды. Разработанное устройство и технология вторичного вскрытия продуктивных пластов прошли успешные стендовые и промысловые испытания.

В третьем разделе рассмотрены аппаратурные решения в сочетании с современными технологиями, позволяющими оптимизировать коэффициент извлечения нефти при разработке трудноизвлекаемых запасов. Показано, что для месторождений на поздней стадией разработки, а также месторождений с трудноизвлекаемыми запасами повышение эффективности нефтедобычи может быть достигнуто оптимальным сочетанием методов: управления факторами надёжности работы и межремонтного периода скважин путём предотвращения осложнений за счёт применения усовершенствованной аппаратуры (приводы скважинных насосов на основе реверсивных редуцирующих преобразующих механизмов и др.); разработки энергосберегающих технологий на основе использования современных аппаратурных решений (установки скважинных штанговых насосов с безбалансирными приводами на основе реверсивных редуцирующих преобразующих механизмов); разработке теоретических подходов по методологии и способам повышения надёжности работы УСШН.

Аналитическими и системными методами показано, что общий методологический подход при решении задачи повышения эффективности нефтедобычи с осложнёнными условиями заключается в том, что комплекс «скважина - нефтяной пласт - совокупность управляющих воздействий (СУВ)» интерпретируется как сложная интеллектуальная система с признаками неполноты и нечёткости базовой информации.

Рассмотрение факторов надёжности оборудования в аспекте эффективности нефтедобычи приводит к следующей классификации факторов: общесистемные - подходы, которые касаются сразу нескольких этапов жизненного цикла нефтедобычи - при оптимизации коэффициента извлечения нефти, принципы и технологии энергосбережения и др.; среднемасштабные - локализованные по природе происхождения и проявления - солеотложение, содержание свободного газа, высокая вязкость нефти и др. факторы затруднения добычи; частные и редко встречающиеся случаи.

Методологические вопросы технической, технологической и энергетической эффективности нефтедобычи включают анализ структуры издержек на добычу и транспорт нефти (рисунок 6), а также на методы определения и использования показателей энергоэффективности. Как следует из рисунка 6, в структуре затрат электрической энергии большая часть приходится на добычу.

Рисунок 6 — Структура затрат электрической энергии на весь комплекс технологических процессов нефтедобычи Особое значение вопросы энергосбережения приобретают для месторождений на поздней стадией разработки, а также месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. К основным особенностям таких месторождений помимо высокой обводнённости продукции и небольших дебитов скважин, относятся: рост доли вовлеченных в разработку запасов вязких нефтей (около 40 %); увеличение доли скважин, эксплуатируемых

установками скважинных штанговых насосов (УСШН) при снижении доли скважин, эксплуатируемых установками электроприводных центробежных насосов (УЭЦН); рост числа малодебитных скважин и скважин, нерентабельных при традиционных способах их эксплуатации; большой фонд скважин, эксплуатация которых осложнена образованием вязких эмульсий, солеобразованием и отложениями парафина; увеличение энергозатрат на подъём жидкости из-за роста обводнённости продукции и снижения дебитов скважин; увеличение фонда скважин малого диаметра и связанные с этим ограничения на отбор продукции из-за невозможности либо нецелесообразности внедрения УЭЦН; возрастание влияния технологии подъёма продукции на затраты, безусловная необходимость всемерного сокращения затрат на эксплуатацию скважин.

Одним из наиболее эффективных путей решения перечисленных проблем является создание и применение в составе УСШН вместо балансирных стан ко в-качало к приводов на основе редуцирующих преобразующих механизмов (РПМ) благодаря их особенностям по сравнению со станками-качалками.

Повышение эффективности добычи нефти в осложненных условиях невозможно без исследования надежности скважинного и наземного оборудования, при этом учёт условий эксплуатации (дебитов, обводнённости жидкости, динамических уровней, содержания примесей и пр.) требует длительных периодов экспериментальных работ (от нескольких дней до 5-7 лет). Изучение и прогнозирование параметров надёжности в нефтегазовой отрасли построено на моделировании и обработке эмпирических данных, полученных непосредственно в процессе добычи сырья.

При статистическом подходе для описания параметров надёжности используют функции распределения, как, например, в случае определения времени наработки оборудования на отказ. Характеристики надёжности технологического оборудования в существенной мере зависят от

качественных особенностей и совокупности параметров месторождения, которые не постоянны во времени.

Эксплуатационная надёжность элемента «скважина-УЭЦН» разделена на подуровни надёжности по отношению к разным эксплуатационным факторам. Конструкционная надёжность УЭЦН - на надёжности отдельных узлов УЭЦН. При выполнении программ оптимизации необходимо учесть, что для достижения максимальной надёжности системы «скважина - УЭЦН» некорректно проводить оптимизацию отдельно по эксплуатационным и отдельно по конструкционным параметрам, поскольку выявление при этом глобального максимума не представляется возможным. Решение задачи оптимизации следует проводить сразу по всем параметрам. Интенсивность отказов установок ШСН и ЭЦН исследована как функция продуктивности, обводнённости продукции, показателей искривления скважины и режима работы насоса, а также наработки на отказ отдельных конструктивных элементов.

Определение закона распределения отказов глубинно-насосных установок выполняли с использованием статистических методов с проверкой групп скважин на однородность на основе критерия /-квадрат:

где / — число интервалов статистического ряда; — частота в г'-м интервале для первого распределения; Л^, — общее число значений случайной величины для первого распределения; п" — частота в /-м интервале для второго распределения; /V, - общее число значений случайной величины для второго распределения.

Степень приближения статистического и теоретического распределений оценивали по критерию К. Пирсона (х2) и А.Н. Колмогорова из соотношения:

1 ^(п;-7У2-П:-ту,)2

ыгм2 п;+пГ

(16)

где к - число интервалов статистического ряда; л, - частота в /-м интервале; п - общее число значений случайной величины; Р, - теоретическая вероятность попадания случайной величины в i-й интервал.

Статистическую функцию распределения !•' (г) и теоретическую функцию распределения F(r) для распределения Вейбулла строили с использованием критерия А.Н. Колмогорова. Максимальную величину расхождения между функциями F'(t) и F(z) оценивали из:

D,mS=F-(r)-F(r). (18)

На основании анализ полученных законов распределения интенсивности отказов глубинно-насосных установок в зависимости от геолого-промысловых и технологических параметров скважин выявлено, что интенсивность отказов имеет вид непрерывно возрастающей функции. Характер функции свидетельствует о накоплении в деталях скважинного оборудования необратимых изменений в результате физических, химических и других процессов - усталости, изнашивания и старения.

Результаты анализа влияния обводненности, продуктивности, дефектности скважин, солеобразование и солеотложение, пескообразование, повреждение пласта, отложения парафинов, эмульгирование нефти в воде, коррозия на интенсивность отказов УШСН и УЭЦН выявили: обводнённость продукции оказывает наибольшее влияние на интенсивность отказов установок ШСН; для установок ЭЦН наибольшее влияние на интенсивность отказов оказывает продуктивность скважины; интенсивность отказов электроцентробежных и штанговых насосных установок повышается при увеличении угла искривления скважины и при интенсивности проявления остальных указанных факторов.

Среди перечисленных признаков к наиболее распространённым может быть отнесено солеотложение. Разработана схема решения проблемы солеотложения, включает ряд основных этапов: исследование механизмов формирования осадков; исследование показателей эффективности и

надёжности работы установок в условиях действия факторов осложнения добычи; разработка методов и технологий предотвращения и устранения осадков; разработка усовершенствованных и новых аппаратов и агрегатов; исследование эксплуатационных параметров в условиях применения новых методов, технологий и аппаратуры. Представлены поэлементные решения борьбы с солеоотложениями.

Для борьбы с отложением солей на ЭЦН применены погружные скважинные контейнеры (ПСК). ПСК заряжен твёрдым ингибитором на битумной основе. Общая длина контейнера составляет 14 м (7секций по 2 м). Срок действия ингибитора зависит от типоразмера УЭЦН, для примера УЭЦН-80 срок полезного действия составляет - 180 суток, в случае увеличения типоразмера срок действия соответственно уменьшается и наоборот.

На основе изучения фонда солепродуцирующих скважин был выполнен адресный монтаж в каждую скважину ПСК, что позволило увеличить наработку на отказ по этому фонду.

Показано, что применение современных методов прогнозирования отложения солей и программ на их основе позволяет оптимизировать режимы работы системы «пласт - скважина - оборудование» в зависимости от условий эксплуатации, материалов и конструкций оборудования.

Газ как спутник нефти способен вызывать появление факторов, затрудняющих работу насосного оборудования. Газ ухудшает энергообмен между рабочим колесом и жидкостью, а также образует газовые каверны в каналах рабочего колеса, что ведёт к снижению эффективности работы насоса. Для повышения эффективности УЭЦН предлагается использовать следующие меры: устанавливать насосную установку на максимально возможную глубину; комплектовать установки газосепараторами, отводящими большую часть свободного газа в затрубное пространство; использовать диспергаторы, измельчающие газовые пузыри до получения квазигомогенной смеси; использовать «конические» насосы, состоящие из

пакета ступеней различных типов, рассчитанных на разные подачи, причём ступени на большие подачи помещены на входных участках насоса, далее по направлению к выходу установлены ступени на меньшие подачи в убывающем порядке их номинальных значений; использовать насосные ступени, устойчиво работающие в газонасыщенных средах; применять насосно-эжекторные установки, состоящие из газосепаратора и двух последовательно включенных насосов: центробежного и струйного.

При добыче высоковязких нефтей исключительное значение имеют научные и технологические проработки механизмов управления реологическими свойствами нефтей. Обоснован электрохимический метод и установка, обеспечивающая совмещение очищающего и термического воздействия. Показано, что применение метода позволяет не только предупредить парафино-гидратные отложения, но и снизить скорость усталостно-коррозионного разрушения напряжённого оборудования благодаря его катодной поляризации.

Исследование абразивного износа, как одной из причин отказов УЭЦН в большинстве нефтяных компаний, позволили выявить два основных способа решения проблемы: повышение износостойкости оборудования; предотвращение попадания частиц на детали насоса.

Выполненные исследования методических и аппаратурных решений управления эффективностью добычи позволили сформулировать следующие факторы, обеспечивающие повышение эффективности и надежности скважинного оборудования: применение особых методов и аппаратуры при строительстве скважин в сложных горных геологических условиях (в глинистых и солевых отложениях и др.) с целью снижения факторов риска при эксплуатации скважин; технологии и аппаратура адресного воздействия для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти; обеспечение эффективной разработки нефтяных месторождений с неоднородными по проницаемости коллекторами, характеризующихся высокой обводнённостью добываемой продукции; разработка системы

управления процессами добычи нефти из малодебитных скважин на основе использования специально разработанного регулируемого биротативного привода скважинного насоса с целью ресурсосбережения и снижения себестоимости нефтедобычи.

В четвертом разделе рассмотрены методы увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

К настоящему времени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи: физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.); газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов); тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций); микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или её образование непосредственно в нефтяном пласте); горизонтальные скважины; многозабойные скважины; гидроразрыв пласта.

Разработан алгоритм выбора технологии для повышения нефтеотдачи.

Разработан принцип адресного воздействия на низкопродуктивный

пласт.

В пятом разделе рассмотрены управляющие информационные системы для нефтедобычи с осложненными условиями.

Алгоритм оптимизации включает этапы: постановка задачи оптимизации работы системы «пласт - скважина - оборудование»; создание структурированной совокупности параметров залежи (промыслово-геологических особенностей залежи, осложняющие факторы и др.); разработка методологического инструментария в соответствии с системой классификации методов и технологий и параметрами залежи; построение моделей процессов; составление аналитических соотношений, отвечающим моделям; выбор метода оптимизации и проведение расчётов по целевым

показателям; апробирование моделей на примере залежей с достоверным объёмом характеристик системы «пласт — скважина — оборудование»; определение показателей эффективности применения метода оптимизации на реальных объектах.

Математическое моделирование включает: изучение процессов, их приближённое описание на языке математических уравнений, при этом однако в подавляющем большинстве случаев точные решения полученных систем уравнений невозможны; выбор численных методов решения полученных систем уравнений (вычислительная математика) или разработку новых; составление программы для компьютера, её отладку и, наконец, получение результатов.

Разработана математическая модель фильтрации пластовых флюидов в недонасыщенных нефтью коллекторах при вытеснении нефти водой, включающая модель фильтрации флюидов в пласте. Проверка предложенной методики расчёта технологических показателей разработки залежи ПК|3 (рисунок 7) показала достаточно высокую устойчивость и достоверность.

Математическая модель системы «скважина — штанговая насосная установка» отражает как совместную динамику движения насосных штанг, труб и жидкости как единой системы, так и текущее техническое состояние установки для управления режимом её работы, при этом адекватность модели подтверждается результатами обработки экспериментальных данных на основе вейвлет-преобразования динамограмм, что позволяет выбрать требуемую степень сложности модели.

Разработана методика решения задачи диагностики состояния сложных мехатронных объектов нефтегазодобычи.

Научно обоснована технология контроля эксплуатации добывающих скважин по промысловым гидрогеохимическим данным, позволяющая прогнозировать начало их обводнения, оценивать качество проведенных геолого-технических мероприятий, уточнять сроки выхода скважин на

нормальный режим работы, прогнозировать солеотложения в пластах и на скважинном оборудовании.

При создании концепции ИУС нефтедобычи решен ряд принципиальных задач, составляющих основу структуры ИУС:

• цели и задачи создания ИУС\

• модель объекта - нефтепромыслового предприятия;

• состав и структура факторов затруднений добычи с учётом перспективы и вероятности их появления.

а — текущие показатели б - характеристики вытеснения

Рисунок 7 - Сопоставление динамики прогнозных технологических показателей по вариантам разработки для опытного участка пласта ПК!3 (район скважины № 40041)

Отмечено, что на поздней стадии эксплуатации месторождения необходимо вести непрерывный контроль дебитов и обводнённости и с учётом изменения этих характеристик производить перерасчёт.

Система управления технологического процесса добычи нефти (777 ДН) должна включать в себя как локальные системы управления насосным оборудованием отдельных скважин, так и систему управления группой скважин для достижения максимально эффективной выработки запасов нефти.

Предложена двухуровневая автоматическая система управления 777ДЯ:

• первый (нижний) уровень - управление режимами работы насосных установок скважин (локальная система управления);

• второй (средний) уровень - управление группой (кустом) скважин;

• третий уровень - организационно-финансовое управление производством в целом.

В качестве целей создания системы управления процессом добычи нефти использовали следующие положения:

• снижение себестоимости единицы продукции;

• повышение коэффициента извлечения нефти;

• увеличения срока рентабельной эксплуатации месторождения;

• уменьшение коэффициента износа насосного оборудования.

Для достижения поставленных целей создана интеллектуальная система совместного управления группой скважин (рисунок 8). В блоке поддержки принятия решений БППР происходит отбор одного из алгоритмов управления группой нефтедобывающих установок с целью обеспечения планового объёма добычи с учётом текущей производительности работающих установок, их количества, технического состояния.

В блоке реализации выбранного алгоритма рассчитывается плановое

значение производительности ()'т для каждой работающей установки.

На выходе блока реализации формируется вектор:

о ¡а

где п — количество работающих установок.

Компоненты этого вектора являются элементами первой строки входной таблицы, содержащей значения подаваемых на вход нейрорегулятора параметров конкретной установки.

Во второй строке входной таблицы содержатся значения дебитов скважин, рассчитанные в групповой системе управления

2ой = {0^ад>Ч~адТ—>0.айТ"10-йб1 •

БППР по выбору алгоритма

Групповая СУ

С?*,1 0."

й,' а,' 0р"

е.,1 в/ 0"

QJ Р«"

В 5

"V\

и,

"и

Рисунок 8 — Структурная схема интеллектуальной системы управления производительностью группы нефтяных скважин

В итоге реализуется алгоритм управления добычей нефти по технико-экономическим показателям при совместной работе двух подсистем управления (локальной и групповой) и блока плановых заданий в составе системы управления 777ДН.

В шестом разделе рассмотрены принципы, методы и технологии ресурсосбережения и экологической безопасности для нефтедобычи. Выполнен анализ общих подходов к проблеме ресурсосбережения, приведены методы и технологии переработки и эффективного использования попутного газа. Разработана комплексная оценка технологий утилизации попутного газа. Выполнен анализ состояния природной среды нефтедобычи с осложненными условиями эксплуатации, а также тенденций развития экологических факторов природно-техногенных систем нефтедобычи. Исследованы характеристик техногенного загрязнения природных сред в зонах с трудноизвлекаемыми запасами и осложненными условиями нефтедобычи. Разработаны принципы геоэкологической информационной системы для нефтедобычи с трудноизвлекаемыми запасами и осложненными условиями эксплуатации.

Для трудноизвлекаемых нефтей ресурсосбережение имеет особое, а в ряде случаев решающее значение, поскольку добыча в этих случаях

происходит при низких рентабельностях. В общем смысле все перспективные аппаратурные решения, методы и технологии, описанные в предыдущих главах, так или иначе, способствуют минимизации ресурсов - природных, материальных, энергетических, финансовых и др.

Задача выработки ресурсоэффективной стратегией нефтедобычи состоит в формировании системного подхода к совокупности факторов: разработка базовых научно-технических представлений о принципах, методах и технологиях рационального использования ресурсов (природных, материальных, трудовых и др.) применительно к конкретному месторождению; составление долговременной и оперативных программ ресурсосбережения с учётом широкого перечня компонентов ресурсосбережения - эксплуатационных, региональных, экологических и др.; создание системы мониторинга реализации программы по предыдущему пункту, и обновления позиций программы, по которым появляются возможности применения новых научно-технических решений.

Значительная экономия энерго- и ресурсозатрат обеспечивается за счёт роста межремонтного периода скважин. Высокозатратным процессом является строительство скважин. Здесь перспективны новые технологии и оборудование - горизонтальное бурение, бурение с выходом на поверхность, бурение многозабойных скважин, зарезка боковых стволов и т.д. Для сокращения сроков строительства скважин необходимо серьёзное перевооружение этой сферы с тем, чтобы приблизиться к показателям передовых компаний мира.

Особо выделяются потери, связанные со сжиганием попутного нефтяного газа в объёме 40-60 млрд. м3 в год. В настоящее время проблема утилизации попутного нефтяного газа значительно обострилась, что связано со следующими обстоятельствами: увеличение объёмов добычи и сжигания ПНГ; возрастание роли и значения ресурсов ПНГ в балансе добычи и потребления природного газа в стране в целом (по данным Департамента государственной пошлины в области геологии и ресурсный потенциал ПНГ в

РФ составляет 2,3 трлн. куб. метров, из них на суше сосредоточено 2,2 трлн. куб. метров; на шельфе - 100 млрд. куб. метров); более активный выход на рынок природного газа производителей ПНГ - нефтяных компаний; перенос акцента в решении проблемы утилизации ПНГ на реализацию нефтяными компаниями новых инвестиционных проектов.

При разработке ресурсоэффективной стратегии в нефтяной корпорации предложено учитывать факторы прямого и косвенного воздействия, оказывающие влияние на функционирование нефтегазодобывающих структур: факторы прямого воздействия оказывают непосредственное влияние на предприятие (1 уровень), факторы, оказывающие опосредованное воздействие относятся к среде косвенного влияния (второй уровень); факторы косвенного воздействия - государственно-политические, экономические, технологические и социальные факторы. К факторам прямого воздействия относят поставщиков сырьевых и финансовых ресурсов, состав потребителей продукции, характеристику конкурентной среды. В структуре факторов косвенного воздействия выделяют экономические показатели — это инфляция, налоги, уровень процентных ставок на капитал, наличие рабочих рук с необходимым уровнем квалификации.

Разработана концепция инновационно-производственной и ресурсосберегающей деятельности предприятия (ИПРДП), которая состоит в выработке принципов, технологий, методов и алгоритмов гармоничного сочетания базовых производственных задач и сбережения ресурсов, к числу которых отнесены: методы комплексной оценки технологий утилизации попутного газа; разработка эффективных методов использования нефтяного газа по критериям, учитывающим индивидуальные особенности месторождений; разработка методов проектирования, анализа и управления разработкой нефтяных месторождений на основе комплекса современных информационных технологий.

Перспективны решения комплексной оценки технологий утилизации попутного газа:

1. Систематизация способов и технологий утилизации ПНГ на основе опыта международных и российских нефтегазовых компаний, а также ограничений их реализации (с учётом особенностей конкретных нефтегазовых месторождений и регионов добычи газа).

2. Ранжирование технологий утилизации попутного газа на основе разработанной системы производственно-экономических и инновационных параметров. Инновационные параметры разработаны с учётом необходимости снижения экологических и экономических потерь от сжигания ПНГ.

3. Оценка экономической эффективности технологий утилизации попутного газа с учётом экологической результативности их реализации. Разработанный подход к оценке проектов позволяет повысить экономическую эффективность инновационных технологий переработки ПНГ за счёт учёта их экологического результата. Разработана методика оценки экономической эффективности проектов рационального использования попутного газа, учитывающая экологические показатели их реализации.

Исследованы экологические научно-методические решения и технологии на нефтяных скважин с трудноизвлекаемыми запасами и осложнёнными условиями эксплуатации, а также разработаны принципы создания геоэкологической информационной системы (ГЭИС) для нефтедобычи с трудноизвлекаемыми запасами и осложнёнными условиями эксплуатации.

Проблема экологических последствий нефтедобычи многогранна и включает наряду с научно-методическими решениями и технологиями на жизненном цикле нефтяных скважин такие вопросы, как экономический механизм природопользования на нефтедобывающих предприятиях, государственное регулирование охраны окружающей среды и природопользования, нормативно-правовое регулирование хозяйственной деятельности, влияние природной среды в нефтепромысловых регионах на здоровье человека и др.

В настоящей главе предпочтение отдано вопросам экологических научно-технических и методических решений и технологии нефтедобычи с учётом факторов осложнения условий эксплуатации.

На основании исследования и анализа различных подходов показано, что проблема экологии нефтедобычи с осложнёнными условиями эксплуатации с трудноизвлекаемыми запасами изучена фрагментарно. Анализ тенденций развития экологических факторов природно-техногенных систем нефтедобычи показывает: нефтедобыча оказывает воздействие на все системы природной среды, причем интенсивность этого воздействия может достигать уровней, отвечающих экологической катастрофе; актуальными представляются вопросы оценки комплексного воздействия нефтедобычи на природную среду; особенность «старого» нефтедобывающего района состоит в снижении рентабельности производства при сохранении высокой экологической нагрузки на природную среду; отмечается тенденция к их росту экологической нагрузки со стороны нефтедобычи на природную среду.

Отмечено, что таёжные экосистемы региона, относящегося к категории месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и осложнёнными условиями эксплуатации, испытывают одновременное воздействие факторов, характерных для всех этапов освоения месторождений углеводородного сырья.

В плане развития концепции об информационных управляющих системах ИПРДП дополнена экологической компонентой и преобразована в геоэкологическую информационную систему.

Структура экологической компоненты включат методы прогнозирования, что имеет принципиальное значение для нефтедобычи с осложнёнными условиями эксплуатации с трудноизвлекаемыми запасами.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Научно обоснован методический подход к повышению эффективности функционирования нефтегазодобывающего предприятия в

условиях падающей добычи и существенного ухудшения структуры запасов с увеличением категории «трудноизвлекаемых», заключающийся в системном подходе к изменяющимся условиям добычи, добиваясь обеспечивания постоянной сохранности ФЕС продуктивных пластов при бурении, эксплуатации и ремонте добывающих и нагнетательных скважин.

3. Выявлено и изучено влияние химического строения пластификаторов на механизм разжижения и обоснован выбор реагентов из группы сульфированных циклических олигомеров и производных лигнина для получения водоизолирующих цементных композиций. Предложено уменьшить замедляющую способность пластификаторов при одновременном увеличении их разжижающего действия путем «связывания» активных функциональных групп реагентов введением комплексообразующего элемента, в качестве которого на основании расчета значений электроотрицательностей рекомендуется использовать водорастворимые соли кальция.

4. На основании расчета модулей основности, активности и силикатности обоснована возможность использования доломита в качестве добавки к портландцементу и доменному шлаку для повьгшения вяжущих свойств последних. Объяснен механизм влияния доломита на вяжущие материалы его химической природой, т.е. значительным содержанием реакционноспособных оксидов кальция и магния. В качестве водоудерживающих добавок наиболее перспективными признаны представители осадочных кремнеземистых пород - диатомита и трепела, эффективность действия которых заключается в их способности связывать гидроксид кальция с образованием гидросиликатов тоберморитовой группы,

обеспечивающих рост прочности, термостойкости и сульфатостойкости сформированного камня.

5. Разработано новые рецептуры безусадочных цементов МТ0Б-М1 и МТОБ-М2, со следующим количественным соотношением компонентов, мае. %: ПЦТ - 45; доломит - 10; трепел - 45 или доменный шлак - 40; доломит - 25; трепел - 35. Облегченный раствор из МТ0Б-М2 отличается более высокой термостойкостью. Его применение допускается при забойной температуре от 75 до 200 °С.

6. Разработан ряд рецептур цементных композиций для применения в интервале температур от 20 до 90 °С, водоизолирующая способность которых повышается за счет увеличения ранней прочности камня в 1,3-2,2 раза и силы сцепления с керновым материалом в 2 раза.

7. Разработаны основные положения создания твердеющих баритовых пробок, предложен механизм их образования. Проведен анализ качества утяжелителей и сформулированы требования к составу суспензии на водной основе для получения твердеющих пробок в скважине. Обоснована необходимость использования модифицированного утяжелителя и ввода кальцинированной или каустической соды, щелочного или содосульфатного плава, а также реагентов-пластификаторов суспензии, в качестве которых рекомендуется применять вещества из класса сульфированных циклических олигомеров или производных лигнина.

8. Исследован механизм образования вязкоупругих составов при сшивке цепей полиакриламида поливалентными катионами, на основании которого разработаны рецептуры с бентонитовым порошком, являющимся поставщиком ионов алюминия, и кислотными экстрагентами, в качестве которых использовали ОЭДФ, НТФ и соляную кислоту. На основании рассмотрения механизма сшивки цепей полиакриламида окислительно-восстановительной системой и анализа химических формул некоторых реагентов, широко применяющихся для регулирования свойств буровых и тампонажных растворов, разработан комплекс вязкоупругих составов с их

использованием. Предложен принцип создания низкозамерзающих вязкоупругих составов, на базе которого разработаны рецептуры, содержащие бишофит. Получены уравнения регрессии, устанавливающие связь технологических параметров облегченных тампонажных материалов улучшенного качества, водоизолирующих цементных композиций, низкозамерзающих вязкоупругих составов от количественного содержания компонентов и температуры. Получены формулы для расчета количественного состава твердеющей баритовой пробки. Построена номограмма для решения практических задач определения количества смеси утяжелителя и вяжущего материала, а также объема образующейся твердеющей пробки.

9. Разработанные тампонажные составы для производства буровых работ в осложненных условиях и проведения ремонтно-изоляционных работ были испытаны в скважинах ОАО НПО «Роснефть-Термнефть» и НГДУ «Мамонтовнефть».

10. Научно доказана необходимость управления процессом структурообразования в начальный период нахождения тампонажного раствора за обсадной колонной (период ОЗЦ) с точки зрения создания герметичного заколонного пространства. Для этих целей предложена волновая технология обработки твердеющего тампонажного раствора электрогидравлическим устройством, спускаемом на каротажном кабеле.

11. Научно обоснован методический подход повышения эффективности нефтедобычи с осложненными условиями в условиях неполноты и нечеткости информации, обеспечивающий высокую эффективность за счет прогноза осложнений добычи.

12. Выявлен и обоснован аналитическими и системными методами общий методологический подход при решении задачи повышения эффективности нефтедобычи с осложнёнными условиями, заключающийся в том, что комплекс «скважина - нефтяной пласт - совокупность управляющих воздействий (СУВ)» интерпретируется как сложная интеллектуальная система

с признаками неполноты, нечёткости и неопределённости промыслово-геологической информации. Показано, что для месторождений на поздней стадией разработки, а также месторождений с трудноизвлекаемыми запасами повышение эффективности нефтедобычи может быть достигнуто оптимальным сочетанием методов: управления факторами надёжности работы и межремонтного периода скважин путём предотвращения осложнений за счёт применения усовершенствованной аппаратуры (приводы скважинных насосов на основе реверсивных редуцирующих преобразующих механизмов и др.); разработки энергосберегающих технологий на основе использования современных аппаратурных решений (установки скважинных штанговых насосов с безбалансирными приводами на основе реверсивных редуцирующих преобразующих механизмов); разработке теоретических подходов по методологии и способам повышения надёжности работы УСШН.

13. Научно обоснованы принципы и структура геоэкологической информационной системы для нефтедобычи с трудноизвлекаемыми запасами и осложенными условиями эксплуатации. Разработана структура экологической компоненты с прогнозной составляющей.

14. Технологическим эффектом от технологий и разработок, представленных в диссертационной работе, является: обеспечение эффективной и рациональной разработки нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и на поздней стадии разработки, в осложненных условиях нефтедобычи, обеспечивая достижение проектного КИН; обеспечение качественного первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов; повышение качества крепления скважин; обеспечение ресурсосбережения и экологической безопасности при нефтедобыче; выработка эффективных управляющих воздействий.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

а) работы, опубликованные в изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Савенок O.B. Использование тампонажных составов с повышенной прочностью камня при установке цементных мостов в скважинах Кубани // Ковалев Д.Ф., Мариампольский H.A., Савенок Н.Б. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. -№

3.-С. 29-31

2. Савенок О.В. Комбинированное использование вязкоупругого состава и полимерцемента для ликвидации водопритока в эксплуатационной скважине / Мариампольский H.A., Савенок Н.Б. // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1996. №

4. - С. 22-24

3. Савенок О.В. Разработка облегчённых цементов для борьбы с поглощениями тампонажного раствора / Мариампольский H.A., Савенок Н.Б. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: ВНИИОЭНГ, 1997. - № 10-11. - С. 26-28

4. Савенок О.В. Новая технология ликвидации интенсивных поглощений // Ашрафьян М.О., Савенок Н.Б. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: ВНИИОЭНГ, 2000. — № 6-7. — С. 23-25

5. Савенок О.В. Опыт применения баритовых пробок для ликвидации газопроявлений в скважинах // Ашрафьян М.О., Савенок Н.Б. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - № 8-9. - С. 28-31

6. Савенок О.В. Анализ существующих методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) при добыче нефти // Антониади Д.Г., Шостак H.A., Пономарёв Д.М. // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: ВНИИОЭНГ, 2011. - № 9. - С. 32-37.

7. Савенок О.В. Способ разработки взаимодействующих объектов // Соловьёва В.Н. Колбунов М.Г. // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». - М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2011. — № 3. - С. 65-70.

8. Савенок О.В. Снижение гидравлических сопротивлений при транспортировке высоковязких нефтей // Вартумян Г.Т. Шостак H.A. Стрельцова Ю.Г. // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 2. - С. 3739.

9. Савенок О.В. Факторы, затрудняющие добычу нефти (ФЗДН): классификация и систематизация // Антониади Д.Г. // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 6. - С. 22-27.

10. Савенок О.В. Графоаналитический метод исследования глубинно-насосных скважин // Орлова И.О. Стрельцова Ю.Г. Захарченко Е.И. Вартумян Г.Т. // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 6. - С. 36-38.

б) свидетельства о государственной регистрации:

П.Булатов А.И., Савенок О.В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин: теория и практика. Свидетельство о государственной регистрации базы данных № 2012620408. Заявка № 2012620153. Дата поступления 11 марта 2012 г. Зарегистрировано в Реестре баз данных 4 мая 2012 г.

12. Булатов А.И., Волощенко Е.Ю., Кусов Г.В., Савенок О.В. Экология при строительстве нефтяных и газовых скважин. Свидетельство о государственной регистрации базы данных № 2012620473. Заявка № 2012620234. Дата поступления 2 апреля 2012 г. Зарегистрировано в Реестре баз данных 25 мая 2012 г.

13. Булатов А.И., Савенок О.В. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин. Свидетельство о государственной регистрации базы данных № 2013620191. Заявка № 2012621423. Дата поступления 13 декабря 2012 г. Зарегистрировано в Реестре баз данных 9 января 2013 г.

14. Булатов А.И., Кусов Г.В., Савенок О.В. Асфальто-смоло-парафиновые отложения и гидратообразования: предупреждение и удаление. Свидетельство о государственной регистрации базы данных № 2013620192. Заявка № 2012621424. Дата поступления 13 декабря 2012 г. Зарегистрировано в Реестре баз данных 9 января 2013 г.

15. Антониади Д.Г., Савенок О.В., Шостак H.A. Теоретические основы разработки нефтяных и газовых месторождений. Свидетельство о государственной регистрации базы данных № 2013620242. Заявка №

2012621485. Дата поступления 24 декабря 2012 г. Зарегистрировано в Реестре баз данных 07 февраля 2013 г.

16. Кусов Г.В., Савенок О.В. Нормативно-техническое регулирование разработки нефтяных и газовых месторождений. Свидетельство о государственной регистрации базы данных № 2013620243. Заявка №

2012621486. Дата поступления 24 декабря 2012 г. Зарегистрировано в Реестре баз данных 07 февраля 2013 г.

в) монографии:

17. Савенок О.В. Оптимизация функционирования эксплуатационной техники для повышения эффективности нефтепромысловых систем с осложнёнными условиями добычи (монография). Краснодар: Издательский Дом-Юг, 2013.-336 с.

г) другие:

18. Булатов А.И., Савенок О.В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин: теория и практика. - Краснодар: Просвещение-Юг, 2010. - 539 с. Издание осуществлено при финансовой поддержке Российского фонда фундаментальных исследований по проекту № 10-05-07083.

19. Булатов А.И., Савенок О.В. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для вузов. - Краснодар: Просвещение-Юг, 2010. - 522 с.

20. Булатов А.И., Волощенко Е.Ю., Кусов Г.В., Савенок О.В. Экология при строительстве нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для студентов вузов. - Краснодар: Просвещение-Юг, 2011. - 603 с.

21.Антониади Д.Г., Савенок О.В., Шостак H.A. Теоретические основы разработки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие. -Краснодар: Просвещение-Юг, 2011. - 203 с.

22. Булатов А.И., Кусов Г.В., Савенок О.В. Асфальто-смоло-парафино-вые отложения и гидратообразования: предупреждение и удаление: в 2 т.: учебное пособие для студентов, обучающихся по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» направления подготовки дипломированных специалистов 130500 «Нефтегазовое дело». — Краснодар: Издательский Дом - Юг. - Т. 1. — 2011. - 348 с.

23. Булатов А.И., Кусов Г.В., Савенок О.В. Асфальто-смоло-парафино-вые отложения и гидратообразования: предупреждение и удаление: в 2 т.: учебное пособие для студентов, обучающихся по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» направления подготовки дипломированных специалистов 130500 «Нефтегазовое дело». -Краснодар: Издательский Дом — Юг. - Т. 2. — 2011. - 348 с.

24. Кусов Г.В., Савенок О.В. Нормативно-техническое регулирование разработки нефтяных и газовых месторождений: сборник нормативных актов и документов для студентов вузов. - Краснодар: Издательский Дом - Юг. — 4.1. -2010.-248 с.

25. Кусов Г.В., Савенок О.В. Нормативно-техническое регулирование разработки нефтяных и газовых месторождений: сборник нормативных актов и документов для студентов вузов. - Краснодар: Издательский Дом - Юг. - Ч. 2. -2010.-218 с.

26. Запорожец Е.П., Антониади Д.Г., Зиберт Г.К., Валиуллин И.М., Запорожец Е.Е., Гриценко А.И., Клюйко В.В., Савенок О.В. Регулярные процессы и оборудование в технологиях сбора, подготовки и переработки нефтяных и природных газов: учебное пособие. - Краснодар: Издательский Дом-Юг, 2012.-620 с.

Соискатель

О. В. Савенок

Подписано в печать: 20.11.2013

Заказ № 9827 Тираж - 100 экз.

Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Савенок, Ольга Вадимовна, Москва

Филиал Федерального государственного бюджетного учреждения

науки Института машиноведения им. A.A. Благонравова Российской академии наук «Научный центр нелинейной волновой

механики и технологии РАН»

05201450401 На правах рукописи

САВЕНОК ОЛЬГА ВАДИМОВНА

Специальности: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени доктора технических наук

Научный консультант: доктор технических наук, профессор А.И. Булатов

Москва-2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 7

Глава 1 ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ И ОСЛОЖНЁННЫМИ УСЛОВИЯМИ ДОБЫЧИ 15

1.1 Структура современных трудноизвлекаемых запасов 15

1.2 Геологические особенности трудноизвлекаемых запасов 24

1.2 Л Месторождения с повышенными и аномально высокими пластовыми давлениями 24

1.2.2 Глубокозалегающие месторождения - термобарические условия и коллекторские свойства 27

1.2.3 Геологические особенности залежей высоковязкой нефти и нефтебитумов 30

1.2.4 Сложнопостроенные коллекторы месторождений Западной Сибири с трудноизвлекаемыми запасами 31

1.3 Особенности строительства скважин в условиях сложнопостроенных коллекторов нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами 32

1.4 Нефтепромысловые системы с осложнёнными условиями добычи 59

1.4.1 Классификации факторов осложнения добычи 59

1.4.2 Исследование структуры и состава факторов осложнения условий добычи 65

1.5 Методы интенсификации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами 75 Выводы по главе 1 82 Глава 2 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН ДЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ 87

2.1 Разработка и исследование водоизолирующих цементных композиций, твердеющих баритовых пробок, новых типов вязкоупругих составов для предотвращения поглощений промывочных жидкостей, водо- и газопроявлений при строительстве скважин для разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами 87

2.2 Повышение эффективности крепления скважин и разработка тампонажных составов при осложненных условиях залегания пород по разрезу скважины и в интервале продуктивных отложений 127

2.3 Повышение технологической эффективности строительства скважин при проводке ствола, первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта 155 Выводы по главе 2 162 Глава 3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ 166

3.1 Повышение эффективности нефтедобычи путем совершенствования оборудования и аппаратуры 166

3.1.1 Аппаратурные решения для обеспечения заданного (проектного) коэффициента извлечения нефти 169

3.1.2 Принципы энергосбережения на поздней стадии выработки запасов нефти с осложнёнными условиями эксплуатации скважных штанговых насосов УСШН 175

3.1.3 Эксплуатационная надёжность оборудования нефтедобычи. Методология построения информационной системы, обеспечивающей требуемую надежность оборудования 178

3.2 Факторы снижения надёжности скважинного оборудования 189 3.2.1 Проблема солеотложения - общие принципы и особенности решений 190

3.2.1.1 Общие принципы и алгоритм решения проблемы солеотложения 190

3.2.1.2 Совершенствование оборудования при решении проблемы солеотложения на УЭНЦ и другом погружном оборудовании 195

3.2.1.3 Автоматизированный подбор нефтедобывающего оборудования при прогнозировании солеотложения 199

3.2.2 Фактор свободного газа 201

3.2.3 Факторы высоковязкой нефти и абразивных частиц 203 3.3 Факторы, обеспечивающие повышение эффективности и надежности скважинного оборудования 208 Выводы по главе 3 209 Глава 4 Методы интенсификации разработки и повышения нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами 211

4.1 Методы увеличения нефтеотдачи 211

4.2 Физико-химические методы 216

4.2.1 Классификация физико-химических методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов нефти 216

4.2.2 Методы управления реологическими свойствами аномальных нефтей 218

4.2.3 Физико-химических методы при решении проблемы заводнения пластов 228

4.2.4 Сероводородсодержащие нефти 233

4.2.5 Методы предупреждения и удаления органических отложений 235

4.3 Методы адресного воздействия на пласт 240

4.4 Волновые методы 246

4.5 Комплексные научно-методические решения 253

4.6 Развитие комплекса «скважина - нефтяной пласт - совокупность управляющих воздействий (СУВ)» 258

Выводы по главе 4 259

Глава 5 РАЗРАБОТКА УПРАВЛЯЮЩИХ ИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ ДЛЯ НЕФТЕДОБЫЧИ С ОСЛОЖНЁННЫМИ УСЛОВИЯМИ 262

5.1 Постановка задачи оптимизации поиска перспективных решений 262

5.2 Моделирование технологических показателей и прогнозирование осложнений добычи 265

5.3 Методология прогнозных исследований фазы затруднения добычи 271

5.3.1 Методы моделирования 271

5.3.2 Перспективные методы решения прогнозных задач нефтедобычи с комплексом осложняющих факторов 297

5.4 Концепция информационных управляющих систем для нефтедобычи в осложненных условиях 303 Выводы по главе 5 312 Глава 6 РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПОВ, МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИЙ РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ДЛЯ НЕФТЕДОБЫЧИ 313

6.1 Анализ общих подходов к проблеме ресурсосбережения 313

6.2 Методы и технологии переработки и эффективного использования попутного нефтяного газа 322

6.2.1 Анализ тенденций при решении проблемы утилизации ПНГ 322

6.2.2 Основные характеристики ПНГ 323

6.2.3 Традиционные и новые методы переработки ПНГ 326

6.2.3.1 Традиционные методы 326

6.2.3.2 Нетрадиционные (новые) технологии переработки ПНГ 336 6.2.3.3. Разработка комплексной оценки технологий утилизации попутного газа 342

6.3 Методы мониторинга природной среды нефтедобычи 351

6.3.1 Анализ состояния природной среды нефтедобычи с осложнёнными условиями эксплуатации. Анализ тенденций развития экологических факторов природно-техногенных систем нефтедобычи 351

6.3.2 Факторы, обуславливающие экологическую опасность нефтедобычи 362

6.3.3 Исследование характеристик техногенного загрязнения природных сред в зонах с трудноизвлекаемыми запасами и осложнёнными условиями нефтедобычи 368

6.3.4 Эколого-гидрогеологический мониторинг на объектах нефтегазовых комплексов 383

6.3.5 Использование геоинформационных систем и информационно-космические технологии в задачах экологического мониторинга 384 6.4 Разработка принципов геоэкологической информационной системы (ГЭИС) для нефтедобычи с трудноизвлекаемыми запасами и осложнёнными условиями эксплуатации 392 Выводы по главе 6 396 Основные выводы и рекомендации 399 Список использованных источников 403

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Современное состояние

нефтедобывающей отрасли Российской Федерации характеризуется ухудшением качества структуры запасов нефти и осложнением условий эксплуатации. По состоянию на 2006 г. в стране из 2500 нефтяных месторождений на долю трудноизвлекаемых нефтей приходится более 60 %. К трудноизвлекаемым относят залежи нефти по качеству сырья (тяжёлая нефть с плотностью более 920 кг/м , высоковязкая нефть с динамической вязкостью более 30 мПа-с) или по условиям залегания (проницаемость продуктивных коллекторов менее 0,05 мкм ).

Дополнительный фактор ухудшения структуры запасов крупных разрабатываемых месторождений на ближайшую перспективу - их высокая выработанность, в целом составляет 52 %, а по многим из них достигающая 70-80 %, т.е. лучшая часть этих месторождений выработана, а оставшаяся -трудноизвлекаемые запасы нефти.

счёт добычи, но тенденция падения темпа прироста сохранилась. Существующая структура запасов требует создания новых принципиальных подходов, технологий и технических средств.

По мере того, как растёт доля нефтей с трудноизвлекаемыми запасами и осложнёнными условиями эксплуатации возникает большое число качественно новых проблем, связанных с поисками методов и технологий работы с указанными запасами. Это касается всех этапов жизненного цикла нефтедобычи - от проектных работ, строительства скважин до их заканчивания. За последнее время накоплен значительный опыт работы с трудноизвлекаемыми запасами и осложнёнными условиями эксплуатации, однако в значительной степени этот опыт не систематизирован в целостные и системные исследования. Это зачастую приводит к дублированию работ, а также не позволяет выявить общие тенденции и резервы повышения эффективности нефтепромысловых систем. Исследование взаимосвязи между характеристиками трудноизвлекаемых нефтей и технологиями эффективной их добычи представляет не только практический, но и научный интерес, который состоит в исследовании состава факторов, характеризующих трудноизвлекаемые запасы и осложнения условий эксплуатации, выработке классификаций и систематизаций этих факторов, а также в разработке технологий повышения эффективности нефтепромысловых систем. Кроме того, принципиальное значение имеют вопросы прогнозирования наступления ухудшение затруднения добычи, что может позволить планировать корректировку технологических параметров добычи, своевременно использовать необходимые методы, аппаратуру и технологии для сохранения заданных производственных параметров. Особую актуальность имеют вопросы экологического контроля за состоянием природных систем на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами и осложнёнными условиями эксплуатации. Принципиально важна постановка задачи по построению системы экологического контроля с научно обоснованными прогнозными исследованиями.

Основные задачи исследований:

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обоснован методический подход к повышению эффективности функционирования нефтегазодобывающего предприятия в условиях падающей добычи и существенного ухудшения структуры запасов с увеличением категории «трудноизвлекаемых», заключающийся в системном подходе к изменяющимся условиям добычи, добиваясь обеспечивания постоянной сохранности ФЕС продуктивных пластов при бурении, эксплуатации и ремонте добывающих и нагнетательных скважин.

3. В области обеспечения герметичности заколонного пространства:

Основные защищаемые положения:

3. Принципы создания облегченных тампонажных материалов содержащих доломит.

7. Принципы и структура геоэкологической информационной системы для нефтедобычи с трудноизвлекаемыми запасами и обложенными условиями эксплуатации.

Практическая ценность и реализация

Информация о работе

Савенок, Ольга Вадимовна
доктора технических наук
Москва, 2013
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности базовых и информационно-управляющих технологий при разработке месторождений углеводородов с трудно извлекаемыми запасами - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы