авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 10 |
-- [ Страница 1 ] --

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ –

НЕФТЕГАЗОВОМУ РЕГИОНУ

Материалы

Всероссийской научно-практической конференции студентов,

аспирантов и молодых ученых,

посвященной 50-летию ТИИ-ТюмГНГУ

Том II Тюмень ТюмГНГУ 2013 УДК 622.3+550.8+655.6 ББК 33.36+35.514 Н 72 Ответственный редактор – кандидат технических наук, доцент О. А. Новоселов Редакционная коллегия:

П. В. Евтин (зам. ответственного редактора);

М. А. Александров;

В. П. Богданова;

Д. С. Василега;

Т. В. Семенова;

О. В. Ленкова Новые технологии – нефтегазовому региону : материалы Всерос Н72 сийской научно-практической конференции. Т. II. — Тюмень :

ТюмГНГУ, 2013. — 372 с.

ISBN 978-5-9961-0642- В издании изложены результаты исследовательских и опытно-конструкторских работ по широкому кругу вопросов.

В состав второго тома вошли материалы работы секций «Разработка и эксплуата ция нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений», «Совершенствование технологии сооружения скважин, бурение нефтегазопромысловых объектов в услови ях Западной Сибири», «Социально-гуманитарные исследования», «Экономика и управление предприятиями, отраслями, комплексами», «Электроэнергетика и электро техника», «Автоматика и управление в технических системах», «Метрология, стандар тизация и управление качеством».

Книга предназначено для научных, социально-гуманитарных и инженерно технических работников, а также аспирантов и студентов технических и гуманитарных вузов.

УДК 622.3+550.8+655. ББК 33.36+35. ISBN 978-5-9961-0642-4 © Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет», СОДЕРЖАНИЕ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Васильев А.А.

Подбор оптимальных вариантов вскрытия пластов для разработки ачимовских отложений Гильфанов Э. Ф., Кавригина Н. Н., Ахмадеев Р. М., Серебренникова Е.В.

Определение режима работы нагнетательных скважин по ГДИ Зипир В.Г.

Применение РУО для вскрытия продуктивных пластов в ЯНАО Zipir V.

An Effective Horizontal Well Completion and Stimulation System Саедгараев А. Д., Каврыгина Н.Н., Буряк И.В., Шустов Д.И.

Развитие гидродинамических методов исследования нагнетательных скважин Лавров И.Г.

Автоматизированное определение положения отметок водонефтяного контакта в скважинах на основе таблицы РИГИС для 3D геологических моделей Нимчук С.Ю.

Оценка эффективности гидравлического разрыва пласта с помощью вычислительной программы Салихов Р.Ш.

Влияние структуры адсорбционных слоев на фильтрацию жидкости Солодовников А.О.

Повышение эффективности кислотных обработок призабойных зон скважин при высокой минерализации пластовых вод Пахлян И.А.

Усовершенствование технологии приготовления тампонажных растворов Шостак Н.А.

Подземная разработка скоплений газовых гидратов Горте Ю.Д.

Проблемы разработки северных месторождений углеводородов:

информационное сопровождение Мацюк Р.А.

Цепной привод для ШГН Горбенко В.М.

Термодинамические характеристики топлив для газогенераторов, применяемых в нефтегазодобывающей промышленности Иванов Е.Н.

Разработка методик оценки эффективности применения и выбора технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири Мишунина А.С.

Пути снижения объемов отходов бурового производства Чан Нгуен Лонг Краткий анализ эффективности вытеснения нефти водой для фундамента месторождения Дракон Донг Ван Хоанг Насосные штанги для добычи нефти и газа СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СООРУЖЕНИЯ СКВАЖИН, БУРЕНИЕ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ В УСЛОВИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Бороздин С.О.

Влияние взаимодействия фильтрата бурового раствора и скелета породы на продуктивность скважин Минаев К.М., Горбенко В.М.

Разработка облегченных вермикулитсодержащих тампонажных материалов Минаев К.М., Захаров А.С., Панасюк Е.В., Мартынова Д.О.

Буровые растворы на основе модифицированного глиоксалем крахмала Ostroverkhova T.A., Karasyov S.I.

Advantages of extended reach drilling СОЦИАЛЬНО-ГУМАНИТАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ Егорова Г.И.

Кластерный подход в развитии нефтегазохимии тюменского региона Ишимцев С.А.

Формирование профессиональной компетентности студентов в условиях системы «школа - вуз – производство» Копылова И.Л., Дубовская Э.В.

Прагматика миссии компании в развитии корпоративной культуры в России и за рубежом Пригоров Е.Ю.

Эффективность корпоративной риторики в России и за рубежом Хамидуллин Р.И.

К вопросу повышения производительности труда, как фактора, обеспечивающего эффективность деятельности предприятия Головин П. Ю.

Развитие лидерского потенциала молодежи Тюменской области в профессиональном становлении Гуляр И.В.

Проблемы безработицы в Тюменской области Гуляр И.В.

Правовое положение молодежи в сфере трудовых правоотношений Жилина А. А.

Корпоративная мода как элемент корпоративной культуры предприятий нефтегазовой отрасли Зырянов Р.В.

Влияние иностранных студентов на развитие нефтегазового региона Легостаева И.В.

Подходы к исследованию корпоративной культуры Мартюгова С. В.

Фандрайзинг как средство развития социокультурной сферы Попкова А.А.

Территориальная активность городского населения как фактор повышения результативности местного самоуправления Симакова В.В.

Компоненты готовности к управленческой деятельности Ткачук Д. Ю.

Роль Интернет-технологий в образовательном процессе на примере школьного сайта Фокина А. Б.

Инновации в подготовке специалистов нефтегазового профиля Хольная Е.В.

Формирование гражданственности молодежи в современной России ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЯМИ, ОТРАСЛЯМИ, КОМПЛЕКСАМИ Давыдова А.Е.

Исследование экономических факторов, влияющих на процесс ценообразования нефти Чан Нгуен Лонг План по реформированию государственных вьетнамских предприятий Зырянов Р.В.

Актуальность бизнес-планирования Акаев К.Б.

Малый нефтяной бизнес: опыт государственного регулирования за рубежом Аминева К. Р.

Эффективность торговой деятельности в регионе и направления ее развития Бондаренко В.Э.

Методические аспекты планирования системы закупок в российских бизнес-структурах Бородатова Л.Ю.

Социальные услуги населению: проблемы регулирования и оценки качества предоставления Галка И.Е.

Перспективные направления разработок новых технологий бурения скважин и повышения нефтеотдачи пластов Глумов И.С.

Подготовка подвижного и водительского состава автотранспортного предприятия для пассажирских перевозок Горячкина Н.А.

Методики оценки конкурентоспособности нефтесервисных компаний Долинина А. С.

Формирование организационно-управленческих решений по безопасной транспортировке нефтепродуктов по магистральным трубопроводам Дрейгер Е.А.

Формирование системы сбалансированных показателей на предприятии нефтепродуктообеспечения Иванова А.А.

Ротация кадров как способ повышения эффективности управления Ильина Д.А.

HR-бенчмаркинг как инструмент развития компании Кожокару И. С.

Методический аспект оценки инвестиционной привлекательности территории Коростелева Е.В.

Повышение эффективности эксплуатации газотранспортных объектов в условиях риска Кузьмина Ю.А.

Необходимость внедрения инноваций в сфере HR-менеджмента на нефтегазодобывающих предприятиях Тюменской области Новотеева А. К.

Сравнительная характеристика стратегических установок российских вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний Осипова Д.И.

Рекрутинговый бизнес в нефтегазовом регионе Пешкова Н.Н.

Формирование социального предпринимательства в Тюменском регионе Плесовских Т.С., Хурасьева Т.Ю.

Анализ и прогноз развития факторинга в России, как эффективного инструмента управления финансовыми ресурсами Предигер Е.С.

Отдельные аспекты управления региональными энергосберегающими проектами Рочева Е.Н.

Проблема кадрового дефицита на промышленных предприятиях Тюменской области: причины и пути решения Рыльских И.С.

Технология формирования эффективной институциональной структуры нефтегазодобывающего региона Сидоренко Е.В.

Методы контроллинга затрат: применение на газотранспортном предприятии Сидорова Е.А.

Деловой туризм в гостиничном бизнесе г. Тюмени Смарыгина К.А.

Характеристика организационно-экономических условий функционирования предприятия общественного питания Созонов П.М.

Интернет-продажи как инновационная технология продвижения товара на высококонкурентном рынке Сочнева Г.В.

Куда тратится рабочее время на рабочем месте? Спирина Е.В.

Кластерный подход в позиционировании предприятия на тюменском рынке металлоконструкций Новоселов О.А., Теньковская С.А.

Совершенствование организации транспортно-технологической подсистемы нефтегазодобывающих систем Ткаченко О.А.

Развитие персонала предприятия на основе компетентностного подхода Фролова С.В.

Использование системы контроллинга в нефтяных компаниях Хилькевич В.В.

Проблемы развития социально-трудового потенциала на юге Тюменской области Царев Д.О.

Повышение эффективности региональной экономики через развитие среднего бизнеса Шакиров Э.Ф.

Проблемы развития ГЧП в России и Тюменской области Шакирьянова Г.Ф.

Инновационная политика нефтегазодобывающего предприятия Шевелва Н.П.

Табачная промышленность – труднооперируемая раковая опухоль экономики мира Яковлева А.Г.

Экономико-математический метод планирования розничного товарооборота Янченко Е. Е.

Современные подходы к оценке персонала Бузмакова М.А.

Исследование групп клиентов компании Ростелеком методами анализа формальных понятий Юлдашева К.Г.

Совершенствование программы интенсификации добычи нефти нефтегазовой компании ЭЛЕКТРОЭНЕРЕГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА Клеоновская М.В., Крылова В.В.

Энергоменеджмент как способ управления энергопотреблением, позволяющий оптимизировать объемы энергозатрат Добрица Т. П.

Перспективы развития энергосберегающих технологий в России Зульхарнеев Р.Р.

Крупноблочная модель системы электроснабжения Иванов С.И.

Энергосбережение в освещении при использовании систем АСУНО Козютенко А.С.

Исследование технологий сжигания отходов деревообрабатывающей промышленности в топках разных видов Коржень В.В.

Анализ современных способов дистанционной защиты линий электропередачи Лосев Ф.А., Латыпов И.С.

Анализ моделей линий электропередач Найденов А.В.

Параметрическое диагностирование технического состояния газотурбинной установки Рочев Е.А.

Замена водяных теплоспутников на электрические в цехе ДБО-2/3 ООО «Тобольск-Нефтехим» Рочев Е.А.

Актуальность внедрения инновационных изоляционных материалов Сухачев И.С.

Разработка программы автоматизации расчета молниезащиты и заземления на примере ЦППН НГДУ «Лянторнефть»

ОАО «Cургутнефтегаз» Ягодницын А.В.

Влияние импульсных перепадов напряжения и переходных процессов на резервный источник питания электрической сети Шарипова С.Ф., Хакимов Э.Ф.

Изменение КПД частотно-регулируемого магистрального насоса при регулировании давления в нефтепроводе Шафиков И.Н.

Структура энергопотребления нефтегазодобывающих предприятий. Направления оптимизации Степанюк Я.А., Чеченев К.Ю.

Динамическая устойчивость системы при коротком замыкании на линии АВТОМАТИКА И УПРАВЛЕНИЕ В ТЕХНИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ Горбунов Д.П.

Самонастраивающиеся веб-приложения Смирнова Е.А.

Оценка выбора языка программирования в целях оптимизации информационных процессов Стружков П.В.

Системы удаленного мониторинга оптических волокон Шамои П., Кадырова A.

Технология разработки интеллектуального интерфейса для управления данными о нефтяных скважинах Карпов Е.К.

Перспективные направления автоматизации системы управления движением быстроходной гусеничной машины Варнавский А.Н.

Моделирование влияния силы нервной системы водителя на возникновение дорожно-транспортных происшествий Алферов Я.В.

Современные методы определения местоположения объекта с помощью среднеорбитных спутниковых навигационных систем Большаков А.В.

Минимизация потерь тепловой энергии конечным потребителям Жильников А.А.

Автоматизированная измерительная система неразрушающей дифференциальной векторной 3D магнитоскопии Коновалов Р.А.

Использование DWDM-технологии при проектировании и строительстве волоконно-оптических линий передачи данных Сибагатуллина Ю.Р.

Разработка методики совершенствования технического обслуживания авиационной техники на основе современных информационных технологий Сибилева А.П.

Инструментальная среда для реализации алгоритма перевода -НКА в ДКА Таранов Ю.А.

Система поддержки принятия решений в перинатальном центре Топчу Е.А.

Контроль эффективности работы парового прямоточного котла Тращаков В. М.

Разработка комплекса показателей целевой эффективности системы управления безопасностью вычислительной сети Фдоров К.С.

Автоматизированные системы пожарной сигнализации Давыдов Д.А., Ибрагимова Р.А.

Сетевое планирование операций Ибрагимова Л.И.

Использование методов теории динамических систем в трубопроводном транспорте Гареев Р.Р.

Экспертная система для оценки степени поврежденности динамического оборудования Шарипова Л.Д.

Топологические методы описания сложных трубопроводных систем Дритов П.А.

О результатах применения функций Доусона в решении некоторых задач математического моделирования энергетических процессов Шичв П.С.

Иллюстрация современных актуальных подходов к исследованиям на примере системы передачи информации для горнодобывающих объектов МЕТРОЛОГИЯ, СТАНДАРТИЗАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ КАЧЕСТВОМ Ермолаева А.В.

Усовершенствование системы паспортизации узлов измерений расхода газа в ООО «Газпром трансгаз Томск» Сальков С.Е., Червова Л.В.

Разработка системы менеджмента качества в учреждении здравоохранения Усачева А.С.

Современная технология повышения мотивации персонала в организации Червова Л.В., Сальков С.Е.

Описание процессов системы менеджмента качества учреждения здравоохранения в программе Business Studio Абрамова Е.С.

Способы повышения качества утилизации отходов лущильного производства (карандаша) Амосова А.В.

Разработка руководящего документа «Управление документацией» в ОС ППиУ «Тюменский некоммерческий фонд сертификации» Быкова В.С.

Сравнительный анализ результатов исследований удовлетворенности студентов разных курсов компетентностью преподавателей Вяткина О.А.

О качестве калибровки средств измерений Гамидова А.А.

Метрологическая экспертиза технической документации Глебова Н.С.

Маркетинговые исследования и мониторинг рынка труда выпускников специальности 220501.65 УК Захарова А.А.

Совершенствование процесса «Закупки» в рамках СМК Колозникова Н.А.

Применение карт Шухарта для внутреннего контроля качества результатов количественного химического анализа в НПКПИ ОАО «СургутНИПИнефть» Насоновская О.А.

Повышение качества эксплуатации бытовых газовых котлов Попова Е.Ю.

Роль технического контроля на предприятии Сомсикова Т.А.

Повышение эффективности производства за счт быстрой переналадки оборудования (SMED) РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Подбор оптимальных вариантов вскрытия пластов для разработки ачимовских отложений Васильев А.А., ТюмГНГУ, г. Тюмень Ачимовская свита широко распространена в Западной Сибири, к ней приурочены огромные запасы нефти, газа и конденсата. Как известно, ачи мовская толща, вследствие особенностей ее формирования, характеризуется сложным геологическим строением. Это требует особого подхода к разра ботке. Наиболее перспективными на данный момент являются газоконден сатные залежи Надым-Пурской нефтегазоносной области, приуроченные к крупным месторождениям, таким как Уренгойское.

В связи с особенностями геологического строения, важен способ вскрытия. Следует выделить следующие варианты: вертикальным стволом, пологим стволом, горизонтальным стволом. Помимо этого, в каждом из рассмотренных стволов можно провести операции ГРП. На данный момент имеются сведения о работе скважин с вертикальным вскрытием и проведе нием в них ГРП. Однако разработка ачимовских отложений во многих случаях оказывается нерентабельной. Применение пологих и горизонталь ных скважин, в том числе с многозонным ГРП, являются также довольно перспективными методами разработки ачимовских отложений, которые теоретически могут повысить экономическую эффективность.

В данной работе были проанализированы различные способы закан чивания для геологических условий ачимовских отложений, что позволило рекомендовать наиболее эффективные способы разработки. Для этого бы ли проведены гидродинамические, экономические расчеты, а также при влечены опытные данные разработки зарубежных месторождений со сложным геологическим строением. В результате рекомендованы наиболее оптимальные варианты вскрытия – субгоризонтальными стволами. Полу ченные решения могут быть рекомендованы к внедрению для разработки на ачимовских залежах Надым-Пурской нефтегазоносной области, в част ности на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении.

Литература Уве Дрогемюллер ГРП. Концепции для ачимовских отложений.

1.

Кропотова Е.П., Коровина Т.А., Федорцов И.В. Строение, литология 2.

и коллекторские свойства пород ачимовских отложений.

3.. Kоротаев Ю. П., Закиров C. H. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, M., 1979.

Hаучный руководитель: Синцов И.А., ассистент.

Определение режима работы нагнетательных скважин по ГДИ Гильфанов Э. Ф., Кавригина Н. Н., Ахмадеев Р. М., Серебренникова Е. В., ТюмГНГУ, г. Тюмень В системах ППД нагнетательные скважины играют роль поддержа ния энергетики пласта в первоначальном состоянии, а также обеспечивают условия эффективного вытеснения нефти. Однако, насколько нагнетатель ные скважины обеспечивают направленный режим вытеснения нефти в сторону добывающих скважин совершенно не изучен. В литературе нет серьезных исследований, связанных с оценкой характеристик пласта в нагнетательных скважинах по ГДИ. В данной работе приводится практи ческий пример оценки направлений течений от нагнетательной скважины к горизонтальной скважине (ГС) на основе ГДИ. На одном из месторожде ний Тюмени ГС вскрыли пласт в краевой части пласта (рис.1).

Рис. 1. Схема расположения скважин на месторождении Эффективная толщина составляет 3,54 м. Длина ГС - 286 м. Полу чен приток - 140 м3/сут. После отработки скважины в течение суток запи сали КВД (3 суток) - рис. 2.

На момент исследования скважина 60 являлась ближайшей к скважине № 54Г ( 882 м). В скважину № 60 закачали 87 тыс. м3 воды, а из добывающей скважины отобрали 144 тыс. м3 жидкости.

Несмотря на огромную закачку жидкости в скважину № 60, она не оказала влияния на добывающую скважину № 54Г, которая все время ра ботала в режиме плоскопараллельного течения. Также на добывающую скважину № 54Г не оказали влияния скважины № 64 и № 62, которые находятся на расстоянии от нее 750 м и 1049 м соответственно. В этом районе проходит непроницаемая граница (предполагаемая).

Для компенсации отбора нефти и поддержания пластового давления в этом блоке введены под закачку воды скважины № 63 и № 46. Расстоя ние от добывающей скважины № 54Г до нагнетательной № 46 составляет 1111 м, до № 60 - 882 м, до № 63 - 1183 м.

а) б) Рис. 2. Билогарифмический график КВД - Р=f(t) и производной КВД dР/dt - а;

схема течения к горизонтальному стволу - б (2004 г. ).

На рис.3 приведен график обводненности скважины № 54Г. Как видно из графика, обводненность достигла 12% уже через 2 месяца после пуска скважины № 63. Вследствие закачки в скважину № 63 обводнение добывающей № 54Г увеличивается на момент исследования КВУ через лет достигает 94%.

Рис. 3. Обводненность продукции скважины, изменение уровней и забойного давления в скважине № 54Г за период между исследованиями Данные обработки КВУ при повторном исследовании приведены на рис.4 и в табл. 1. При втором исследовании радиальное течение не заре гистрировано даже через 80 часов замера КВУ, что видно из кривой про изводной давления dP/dlnt.

Суммарный объем закачки в нагнетательной скважине № 63 соста вил 629 тыс. м3, а суммарный отбор жидкости -186 тыс. м3 (дебит жидко сти 88 м3/сут, дебит нефти - 5 т/сут), соотношение закачка –отбор - 3,4.

Можно предположить, что фронт нагнетаемой воды достиг горизон тального ствола добывающей скважины № 54Г. По данным работы добы вающей скважины № 54Г и приемистости нагнетательной скважины № 63 следует, что область дренирования скважины № 54Г существенно об воднена (рис. 3), что согласуется по данным анализа поверхностных проб - 94%.

а) б) Рис.4. Билогарифмический график давления КВУ - Р=f(t) и производной давления - dР/dt. (2011г.) – а;

схема течения к горизонтальному стволу - б.

В табл. 1 приведены результаты интерпретации двух ГДИ, выпол ненные по стандартной методике (специалистами добывающей компании на основе программного комплекса Saphir) и на основе нашего моделиро вания работы пары скважин № 63 - № 54. Параметры проницаемости, а также пьезопроводности, которые стали намного больше по сравнению с первоначальными. Это связано с тем, что КВУ зафиксировала реакцию об водненной части пласта, где фильтрационные параметры пласта стали вы ше. Поскольку выявлены особенности работы обводненного ГС, то было предложено выполнить отключение 150 метрового участка ГС путем уста новки цементного моста. Предложено осуществить ГРП в ГС и активизи ровать нефтенасыщенную часть пласта, неохваченную вытеснением.

Таблица Данные обработки ГДИ в скважине 57Г 2004 г. 2011 г.

Параметр Размерность Станд. Предлагаемый Проницаемость мД 185 64,8 Гидропроводность Д*см/сП 83,6 13,1 см2/с Пьезопроводность 4270 2610 Скин общий 2,09 -3,33 -4, Рабочая длина ствола м 300 328 Обводненность % 0,88 94 Выводы.

Механизм вытеснения (направления течений в пласте может быть 1.

выявлен на основе анализа реакции КВД (или КВУ) в горизонталь ной скважине.

Предложен алгоритм расчета параметров по ГДИ в системе ГС – 2.

нагнетательная скважина.

Научный руководитель: Карнаухов М.Л., д.т.н., профессор.

Применение РУО для вскрытия продуктивных пластов в ЯНАО Зипир В.Г., ТюмГНГУ, г. Тюмень Темой данного доклада являются буровые растворы, применяемые для вскрытия продуктивных пластов на месторождениях ЯНАО. На дан ный момент используется два типа растворов: РВО и РУО. Да, условия бу рения на определенных месторождениях янао достаточно простые, и рас ходы на дорогие растворы не оправданы. Однако при бурении более слож ных по профилю скважин часто возникают проблемы с устойчивостью глин, решить которые с использованием РВО пока не является возможным.

Одним из решений данной проблемы может быть применение РУО, у ко торых есть ряд преимуществ:

Сохранение ФЕС продуктивных коллекторов, что в дальнейшем по ложительно влияет на продуктивность скважины.

Низкая аварийность при бурении, а именно отсутствие прихватов инструмента, фильтрации, поглощения, что обеспечивается высоки ми смазывающими свойствами промывочной жидкости, минималь ным содержанием воды, а также возможность приготовления раз личной плотности РУО от облегчнных 800 кг/м3 без дополнитель ной аэрации, до утяжелнных плотностью 2200 кг/м3.

Высокие ТЭП бурения скважин, обеспеченные в основном за счет высокой механической скорости бурения, отсутствия осложнений при бурении, сокращения затрат времени при освоении скважин и возможность многократного использования РУО.

Развитие разработки месторождений севера ЯНАО напрямую связа но с бурением скважин в районе Тазовской и Обской губы.

Бурение скважин на месторождения расположенные под акватория ми предполагает два варианта: использование специализированных мор ских буровых установок, либо бурение скважин с большим отходом от вертикали.

Близкое расположение водоохранных зон, подтопляемость террито рий, прилегающих к акваториям Тазовской и Обской губ, требует значи тельных затрат при строительстве кустовых площадок и подъездных дорог.

Так же в связи с высокими экологическими требованиями к расположению и ведению работ на кустовых площадках рентабельно строительство сква жин с одной площадки с большими отходами от вертикали.

Низкое качество вскрытия продуктивных пластов само собой наво дит на мысль о необходимости применения более качественных буровых растворов. Как правило, прибегают к использованию растворов на углево дородной основе.

Опыт применения РУО на месторождениях ЯНАО подтолкнул к со вершенствованию их рецептур. Целью научно-исследовательских работ являлось снижение затрат на приготовление такого раствора, за счт заме щения импортных реагентов более дешвыми и доступными отечествен ными, без ухудшения его свойств, оптимизации состава и технологии при готовления.

В результате проведнных нами исследований созданы и опробова ны новые рецептуры, оптимизирована технология их приготовления поз воляющая, снизить расход химических реагентов и время на приготовле ние, не в ущерб качеству вскрытия продуктивных коллекторов.

Данные растворы были опробованы при бурении скважин на Юрха ровском месторождении и были получены хорошие результаты.

Основной интерес, с точки зрения устойчивости глин, представляет интервал бурения под эксплуатационную колонну.

Рис. 1. Каверномер по скв. 301-5 Б (раствор на основе минерального масла) Рис. 2. ТЭП бурения интервала эксплуатационной колонны на разных типах бурового раствора Опыт применения систем на углеводородной основе на Юрхаров ском НГКМ позволяет выделить следующие основные достоинства данной технологии применительно к месторождениям ЯНАО:

предотвращение дифференциальных прихватов, повышение механи ческой скорости бурения.

сохранение устойчивости осыпающихся глинистых покрышек – ин тервал Березовской и Кузнецовской свит, «шоколадные» глины.

возможность решения сложных геологических задач (большой отход от вертикали, высокая плотность, высокая забойная температура).

обеспечение максимального качества вскрытия продуктивных пластов.

возможность повторного использования раствора для бурения не скольких скважин, например на Юрхаровском НГКМ до 75% угле водородных растворов используется, повторно.

Расчт стоимости и эксплуатационных затрат из условия применения на скважинах глубиной 3000м типовой конструкции для нефтяных сква жин с возможностью многократного использования, показал, что при бу рении 8 скважин, с учтом 25% безвозвратных потерь, она будет аналогич ной стоимости однократного применения полимерглинистого РВО.

Таким образом эффект от применения РУО обеспечивается на весь период эксплуатации скважин в том числе в случае необходимости прове дения капитальных ремонтов или повышения продуктивности.

Развитие нефтегазового комплекса ЯНАО в ближайшее время потре бует решения сложных геолого-технических задач: освоение шельфовых месторождение, ввод в эксплуатацию Юрских и Ачимовских залежей, строительство горизонтальных и скважин и скважин с большим отходом от вертикали. Очевидно, что решение таких задач не возможно без приме нения новых, передовых технологий. Основываясь на опыте применения углеводородных растворов на месторождениях ЯНАО, можно с уверен ность рекомендовать данную технологию для вскрытия продуктивных пластов на месторождениях ЯНАО.

Литература Крысин Н.И., Крысина Т.И., Ишмухаметова А.М. Основные принци 1.

пы проектирования состава и свойств буровых растворов/ / Вскрытие нефтегазовых пластов и освоения скважин: Тез. Докл. Вторая Всесоюзная научно-техническая конф. – М.: Миннефтепром, 1988. – С. 7- Жигач К.Ф., Паус К.Ф. Влияние промывочных жидкостей на прони 2.

цаемость кернов/ / Нефтяное хозяйство. – 1957. - № 11. – С. 62- Вскрытие продуктивных пластов и испытание скважин в условиях 3.

засоленного разреза/ Б.А. Фукс, В.В. Казанский, Т.Н. Москалец и др. – М.:

Недра, 1987. – 127 с.

Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (про 4.

мывочных жидкостей): Пер. с англ. – М.: Недра, 1985. – 620 с.

Овчинников В.П. и др. Технологические жидкости для вскрытия тер 5.

ригенных пород – коллекторов с аномальными высокими давлениями/ / Бурения и нефть – 2007. - № 01. – 235с.

Научный руководитель: Яковлев И.Г., к.т.н., доцент.

An Effective Horizontal Well Completion and Stimulation System Zipir V., TSOGU, Tyumen Over the last two decades many developments have enabled accelerated growth in horizontal drilling. Drilling has led the way, with current technology capable of drilling thousands of feet laterally through a hydrocarbon reservoir.

Second, has been completion and stimulation advancements.

Until recently there have been two completion and stimulation option.

The horizontal can be completed open hole, or with slotted or perforated liner.

This has essentially negated any effective stimulation along the entire length of the horizontal wellbore. The second completion system requires cementing the production liner and running multiple isolation systems to effectively treat dif ferent sections of the wellbore. This requires multiple coiled tubing trips along with multiple rig up and rig down of the stimulation equipment involved. These multi-stage horizontal completions take weeks to complete at high cost and ele vated risks. Ultimately, the high completion costs or the lack of production due to ineffective stimulation make many reservoirs uneconomical to exploit.

This paper will detail a new completion system which is run as part of the production liner, which does not require cementing and provides positive me chanical diversion at specified intervals, so fracturing and stimulations can be pumped effectively to their targeted zone.

In the year 2000, it became apparent there were significant deficiencies for diversion in open hole horizontal wells. It was also apparent that if a system could be developed, the applications for horizontal drilling would expand exponentially.

A product development initiative was undertaken to develop a system for open hole mechanical diversion that could withstand the high pressure and high tem perature fracturing environments encountered in the North American markets.

Although the design of the open hole packer was crucial, development of the fluid placement method between the packers was equally critical. Two sys tems resulted from these developments, one designed for acid stimulation, or de ployment primarily in carbonate reservoirs, and the second for proppant fractur ing, primarily for sandstone reservoirs. Each of these presented unique challenges.

The fracturing system had to be designed to selectively open at specific times and once open withstand the abrasive fracturing fluids for extended periods of time, while the acid washing system required novel mechanical activation downhole.

The next design step was to determine the initiation process for the Frac Port. Based on the initial parameters set forth, the system was to provide func tionality and efficiency. Thus, it was determined that the initiation of the FracPort was to be accomplished with balls that could be dropped from surface during the pumping operation. After dropping the ball, it could be pumped down in the flushing fluid of the previous fracturing interval and land in a specific seat to acti vate that FracPort for the next interval and provide a seal on the seat to prevent treating the intervals below. Development of the ball seats within the FracPort was also an engineering challenge. The seats would be exposed to high pump rates with various fluids for fracturing with high sand concentrations and stimulating acid.

Therefore, the seats had to be designed to withstand the high erosional ef fects of fracturing and the corrosive effects of acids. Extensive engineering de sign and testing went into establishing, not only the geometry of the seat, but the proprietary material specifications for the seat that could provide exceptional erosional and wear resistance. The balls and seats were then sized within each system to allow the process to be repeated numerous times on a single job.

The next developmental step was to apply the erosion resistance technol ogy of the ball seats into a design that could easily be milled. By utilizing a drillable material all obstructions in the liner to be removed, allowing full access to the toe of the wellbore for standard operations associated with Coil Tubing, logging, flow testing, etc. to be carried out. To qualify the various size FracPort seats, prototype equipment was built utilizing the same geometric configurations as had been proven with the Standard FracPort. After function testing, a surface milling test was performed to establish the optimum drilling parameters of the seat in conjunction with a specified mill design. Since the development and test ing of the Drillable FracPort over three years ago, this has become the industry standard. It has been through this field data that the drilling parameters and op erations have been optimized.

By utilizing the same packers and the same activation method, the ability to integrate FracPort and JetFrac together for specific applications is possible.

This has become commonplace in certain carbonate applications in North Amer ica, where the reservoir quality is very heterogeneous. By integrating the two systems, sections of the reservoir with better quality can be washed and sections with lesser quality rock can be fractured. This provides better conductivity to lesser quality sections of the reservoir by fracturing, while stimulating the better quality rock, and promoting better production from all sections of the wellbore.

The functionality and efficiency of the system are unequalled in open hole applications. In a comparative analysis of several hundred wells, the deployment of the multi-stage completion system takes between 5-10% longer than running a standard liner assembly to total depth, while providing open hole mechanical isolation and the ability to propagate multiple fractures where desired along the horizontal wellbore. The high performance open hole packers and FracPorts are sent to location ready to be picked up and screwed to the liner at strategic points along the horizontal wellbore. However, if at any time additional data becomes available, the packer placements can be modified during the running process.

This allows for optimal spacing between the packers and the deployment of blank sections to isolate sections that do not require fracturing or stimulating, such as a fault. The functionality is also prevalent in the ability of all the com ponents in the system to navigate high doglegs while maintaining minimal dia metrical clearances. As opposed to standard open hole packers, which are excep tionally long, the high performance open hole packers are shorter and more flex ible allowing for larger outside diameters while still managing to navigate high er doglegs and then function properly once on depth. The system is also efficient when performing the pumping operations, as all the stages run into a well are fractured or stimulated in one continuous pumping operation. This negates re peated rigging up and down of the stimulation crew and the typical required in tervention of Coil Tubing or Wireline.

Further efficiencies are identified in the pumping operation. In nearly every case, all the fractures or stimulations have been pumped in a single operation, tak ing less than a day to complete. In direct comparison to horizontal wells completed by cementing the liner in place and using composite plugs for mechanical diver sion, the cost and time savings have been astounding. Comparing four wells drilled offset to one another with the same horizontal length yielded the following results.

The average well completed by cementing, perforating and setting plugs took days to complete five stages. The two wells using the open hole multi-stage fractur ing system averaged 13 hours to pump six stages. This resulted in more than days saved in completing the well, with no additional cost of Coil Tubing or well bore interventions to perforate, set bridge plugs or drill out bridge plugs. Although the time and cost savings on this project were significant, the true reward was the greater than five fold average production increase that was realized.

The experience that has been gained over the last four years in running these open hole systems has alleviated much of the initial concerns about getting the as sembly to Total Depth. As a result, many systems now run more stages and also utilize the high performance open hole packers with blank pipe in between to iso late faults, shales or non-productive zones not requiring stimulation. Evaluation of the historical trend of open hole multi-stage systems, has also shown an increase year over year of the number of stages being deployed on each system. In 2002 the average number of stages was 2.0. By 2005, the average number of stages run on an open hole multistage system was 4.35 and 2006 on an annualized basis yields 4.92 stages per system. This, in combination with production trends from horizon tal wellbores, is further evidence that mechanical diversion is effective.

References Wei, Y., Economides, M. J., transverse Hydraulic Fractures From a Hor 1.

izontal Well, SPE Paper 94671, presented at the 2005 SPE ATCE, Dallas, Tex as, October 9-12, 2005.

Rodgerson, J.L., Ruegamer, M.L., Snider, P., External Casing Perforat 2.

ing Provides Optimal Treatment Coverage in Horizontal Pay, SPE Paper 97175, presented at the 2005 SPE ATCE, Dallas, Texas, October 9-12, 2005.

East, L., Rosato, J., Farabee, M., McDaniel, B. W., Packerless Multistage 3.

Fracture-Stimulation Method Using CT Perforating and Annular Path Pump ing, SPE Paper 96732, presented at the 2005 SPE ATCE, Dallas, Texas, Octo ber 9-12, 2005.

Language advisor: Kozhan J.A., assistant.

Развитие гидродинамических методов исследования нагнетательных скважин Саедгараев А. Д., Каврыгина Н.Н., Буряк И.В., Шустов Д.И., ТюмГНГУ, г. Тюмень Гидродинамические исследования скважин (ГДИ) позволяют оценить продуктивные и фильтрационные характеристи ки пластов и скважин, а также особенности фильтрации жидкости в около скважинной и удалнной зонах пласта. Из методов ГДИ, связанных с регистрацией КВД (кривых восстановления давления) и КПД (кривых падения давления) в последние годы чаще всего стали применять методы замеров давлений в нагнетательных скважинах, т.е. КПД. Причиной массовости применения метода КПД является то, что при проведении исследований методом КВД приходится останавливать скважину на несколько дней, что влечет за собой снижение прибыли компании, и поэтому, несмотря на то, что требованиями регламента добывающих компаний исследования на неустановившихся режимах должны охватывать 80 % от работающих скважин, данные нормы не выполняются.

В то же время анализ и интерпретация КПД позволяет определить механизм вытеснения и направление движения в пласте. А главное – определить энергетическое состояние залежи нефти. Поэтому увеличение объема применения метода КПД оправдано.

В данной работе приведены результаты интерпретации и анализа ГДИ, проведенных на Самотлорском месторождении. Из исследований в период с 2010 г. 879 были проведены методом КПД.

При замерах давлений в период остановки нагнетательных скважин после длительной закачке, как правило, получаются КПД со своеобразным «зигзагом», отмечаемым на кривых через 3-4 часа после остановки скважин. Если манометр установлен в НКТ на глубине интервала перфорации, то он полноценно фиксирует весь процесс снижения давления в скважине. К таким записям можно отнести, например, кривые падения давления, показанные на рис.1.

Рис.1. Кривые падения давления скважин на Самотлорском месторождении КПД в скважинах 35444 и 35490 имеют резкий излом при давлении в порядке 170 ат – это давление соответствует гидростатическому давлению столба жидкости (воды) в скважине. Причина изгиба кривых падения давления связана с тем, что кривая до снижения давления до указанной величины (170 ат) фиксируется в условиях упругого расширения воды в замкнутом пространстве скважины и темп снижения давления полностью определяется переходными, происходящими процессами в пласте: при высокой проницаемости темп снижения низкий, при низкой проницаемости темп снижения высокий. Однако когда давление в скважине становится равным гидростатическому давлению, то последующее снижение давления в скважине теперь уже определяется не только фильтрационными свойствами пласта, но и емкостью ствола скважины: то есть понижение уровня жидкости в скважине теперь главным образом определяет темп снижения забойного давления. При этом фиксируется пластовое давление, которое в данных скважинах оказывается ниже гидростатического.

Влияние объема ствола скважины может быть вызвано расширением (сжатием) флюида в стволе скважины или изменяющимся уровнем флюида в стволе скважины.

Если же манометр установлен на устье, то он не полностью фиксирует весь процесс снижения давления в скважине, а только - до величины атмосферного устьевого давления. Затем на КПД фиксируется горизонтальный участок. При первичной интерпретации операторы просто добавляют к замеренному давлению давление гидростатического столба жидкости в скважине, и, таким образом, в базы данных по гидродинамическим исследованиям попадает искаженная (неверная) информация о происходящих на скважинах процессах. Примерами таких кривых падения давления могут быть данные замеров, например, в скважинах 5346, 5351Б, 6642. (рис.2).

Рис.2. Кривые падения давления скважин на Самотлорском месторождении Здесь интерпретации подлежит только участок перехода кривых на горизонтальную часть прямой. Хотя при этом можно судить только о свойствах пласта в призабойной зоне скважины (то есть промытой ее части). Если же за время записи КПД давление не снижается ниже гидростатического, то давление закачки вполне обеспечивает компенсацию жидкостей в зоне ее работы, и энергетический режим соответствует норме. При этом никаких зигзагов на кривых не фиксируется. Примерами таких замеров могут служить, например, скважины на рис.3 - 25042, 25049, 25050.

Рис.3. Кривые падения давления скважин на Самотлорском месторождении Таким образом, наличие «зигзагов» на кривых падения давления является важной дополнительной информацией о протекании процессов «восстановления» давления после остановки скважины, являясь некоторым репером, фиксирующим промежуточный этап смены режима кривых падения давления.

Полученная описанным способом информация о пласте является полезной для оценки состояния заводнения. А именно, определяется насколько глубоко в пласт внедрилась вода и сколько еще времени следует ожидать появления воды в рядом расположенных добывающих скважинах.

Эти же замеры позволяют выявить и важную информацию о том, вся ли закачиваемая вода поступила в разрабатываемый объект. Не исключен ее уход в посторонние объекты. Тогда необходимо будет запланировать какие-то специальные меры по регулированию закачки в нужный объект.

Литература Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследова 1.

ния скважин и пластов.- М.: Недра, 1973. - 246 с.

Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испыта 2.

телями пластов. - М.: Недра, 1991, - 204 с.

Карнаухов М.Л., Пьянкова Е.М. Исследования скважин при контроле 3.

за разработкой нефтяных месторождений// Тр. Всерос. науч.-техн. конф.:

Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы, Альметьевск, 2001, Т.1 С. 315 - 323.

Научный руководитель: Карнаухов М. Л., д.т.н., профессор.

Автоматизированное определение положения отметок водонефтяного контакта в скважинах на основе таблицы РИГИС для 3D геологических моделей Лавров И.Г., ТюмГНГУ, г. Тюмень В настоящее время для разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений используются трехмерные цифровые геологические моде ли. Построение 3D моделей является составляющей технологических про цессов обоснования бурения скважин, составления планов разработки ме сторождений углеводородов, включая оценку экономической эффективно сти предлагаемых геолого-технологических мероприятий [1]. Создание 3D моделей решает следующие задачи:

подсчет запасов углеводородов, планирование (проектирование) скважин, оценка неопределенностей и рисков, подготовка основы для гидродинамического моделирования.

При построении трехмерных геологических моделей с большим фондом скважин значительное время затрачивается на определение поло жения отметок водонефтяного контакта (ВНК) в скважинах проекта. Для первоначального построения ВНК в модели требуется визуализировать за груженные в проект скважины в окне корреляции и вручную определить отметки на основе кривой характера насыщения. Для сокращения времен ных затрат был разработан алгоритм, позволяющий определять положение поверхности водонефтяного контакта в скважинах на основе загружаемой в трехмерную геологическую модель таблицы результатов интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС).

Для работы программы необходима таблица, включающая в себя следующую информацию:

название скважин;

название пластов;

кровля проницаемого пропластка;

подошва проницаемого пропластка;

характер насыщения.

Пример исходных данных представлен в табл. 1.

Таблица Данные для работы программы Название Кровля Подошва Назв. Кровля Под-а Хар-р ФЕС1...

скважины пласта пласта пласта пропл. пропл. нас-я Скважина1 2527.7 Пласт1 2532.3 2533. 2551.1 2 0.61...

Скважина1 Пласт1 2534.1 2537 2 0.73...

Скважина1 Пласт1 2537.8 2540 2 0.76...

Скважина1 2551.1 Пласт2 2570.2 2556.4 1 0.83...

Скважина1 Пласт2 2557.1 2557.5 1 0.73...

Продолжение табл. Название Кровля Подошва Назв. Кровля Под-а Хар-р ФЕС1...

скважины пласта пласта пласта пропл. пропл. нас-я Скважина1 Пласт2 2557.9 2562 2 0.79...

Скважина1 2570.2 Пласт3 2571.8 2573. 2597 2 0.85...

Скважина1 Пласт3 2574 2576 2 0.78...

Скважина1 Пласт3 2580.1 2588 2 0.82...

Скважина2........................

Отметки определяются следующим образом: для скважин в чисто нефтяной зоне положение ВНК определяется, как подошва нижнего про пластка. Для скважин в водонефтяной зоне контакт устанавливается в се редине между подошвой нефтенасыщенного коллектора и кровлей водона сыщенного.

Алгоритм работы программы представлен на блок-схеме (рис. 1).

Рис. 1. Блок-схема алгоритма определения положения отметок водонефтяного контакта в скважинах Результатом работы программы является текстовый файл, содержа щий два столбца: название скважины и отметка водонефтяного контакта в ней. Этот файл можно загрузить в программу для трехмерного геологиче ского моделирования (например, RMS компании ROXAR) и использовать отметки для построения поверхности ВНК.

Пример файла, сгенерированного в результате работы программы, представлен в табл. 2.

Таблица Перечень отметок ВНК в скважинах ВНК2 Скважина1 2557. ВНК2 Скважина2...

ВНК2 Скважина3...

ВНК2......

Построенная на основе полученных отметок поверхность не является окончательной и может служить основой для оценки положения ВНК в за лежах, дальнейшего анализа структуры пласта, корректировки отметок ВНК в скважинах, определения необходимости внесения поправок в ин клинометрию скважин и т.д.

Разработанная программа была опробована на модели трех пластов с фондом скважин более 1000.

Автоматизация процесса определения положения отметок ВНК в скважинах позволит снизить трудоемкость построения поверхностей водо нефтяного контакта в трехмерных геологичеких моделях с большим фон дом скважин и сократить время на построение геологической модели в це лом.

Литература Культин Н.Б. Delphi в задачах и примерах. 3-е изд., перераб. и доп. 1.

СПб: BHV, 2012. - 288 с.

Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование. - М.: ООО "ИПЦ 2.

«Маска», 2009. - 376 с.

Оценка эффективности гидравлического разрыва пласта с помощью вычислительной программы Нимчук С.Ю., ТюмГНГУ, г. Тюмень Гидравлический разрыв пласта предназначен для повышения прони цаемости обрабатываемой области призабойной зоны скважины и заклю чается в создании искусственных и расширении естественных трещин.

Гидравлический разрыв пласта в настоящее время является самым эффективным методом повышения нефтеотдачи и интенсификации притока.

Чтобы определить эффективность проведения ГРП и дать оценку, необходимо принять во внимание многие факторы и параметры, такие как:

глубина ГРП;

подача жидкости разрыва;

вязкость жидкости разрыва;


время закачки жидкости разрыва в трещину;

эффективный радиус скважины, пе ресеченной трещиной ГРП;

средняя проницаемость слоистого пласта;

дав ление разрыва горных пород и многие другие.

В данной работе были созданы алгоритмы для структурирования и определения эффективности проведения гидравлического разрыва пласта.

По полученным алгоритмам была составлена вычислительная про грамма, позволяющая оценить эффективность геолого-технологических мероприятий. Разработанный программный продукт включает следующие возможности:

Расчет эффективности ГРП, Вывод зависимостей отношения дебитов после и до ГРП от множе ства изменяемых параметров, Вывод трехмерных зависимостей функций от двух изменяемых па раметров.

Главным окном разработанного программного продукта является окно вычислительного блока «Расчет эффективности ГРП» (рис.1).

При помощи составленной вычислительной программы был произ веден расчет геометрических параметров трещины по методике Мищен ко[1] и расчет эффективности ГРП по методике Каневской[2]. Были полу чены зависимости ряда показателей.

Перед началом вычислительных операций в левой части окна необ ходимо задать исходные данные для расчета в указанных единицах изме рения. По умолчанию, при запуске программы, в полях ввода стоят типич ные значения загружаемых параметров.

После загрузки исходных данных, для вывода значения отношения дебита после и до ГРП необходимо нажать кнопку «Расчет». Вычисленное численное значение будет выведено в специальное поле вывода, располо женной под нажимаемой кнопкой.

Для вывода графических зависимостей необходимо выбрать желае мый изменяемый параметр на оси X. Выбор производится в поле под кнопкой «График» (рис. 2).

Рис. 1. Окно вычислительного блока «Расчет эффективности ГРП»

Рис. 2. Объекты задания параметров вывода графических зависимостей После выбора необходимого параметра следует нажать кнопку «График». Во вновь открывшемся всплывающем окне будет представлена зависимость отношения дебита после и до ГРП от выбранного ранее пара метра.

В результате был получен ряд зависимостей от нескольких парамет ров, которые позволяют дать оценку эффективности при проведении гид равлического разрыва пласта. На самом деле, зависимости весьма условны, так как в реальных условиях ограничены технологическими параметрами.

Но, тем не менее, данные зависимости дают возможность оценить эффек тивность ГРП, взглянуть на вероятный исход в широком диапазоне.

Литература Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти, Учебное пособие для ву 1.

зов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических 2.

процессов разработки месторождений углеводородов. — Москва-Ижевск:

Институт компьютерных исследований, 2002, 140 стр.

Андреев А.В. Совершенствование технологий кислотных обработок 3.

скважин в сложнопостроенных карбонатных коллекторах/А. В. Андреев. – 2009.

Андреев А.В., Изучение кинетики взаимодействия композиции соля 4.

ной кислоты и ЗСК с карбонатной породой методом математического пла нирования экспериментов / А.В. Андреев, С.А. Блинов // Матер. XXIII-ей научно-практической конференции молодых учных и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири». - Тю мень: Изд-во «ТюменНИИгипрогаз», 2004. - С.68-69.

Научный руководитель: Мамчистова Е.А, к.т.н., доцент.

Влияние структуры адсорбционных слоев на фильтрацию жидкости Салихов Р.Ш., ТюмГНГУ, г. Тюмень Современный этап разработки месторождений углеводородов Запад ной Сибири характеризуется значительной обводненностью скважинной продукции при сравнимо малой степени выработки запасов. Одним из эф фективных методов снижения доли воды в добываемой продукции, а также реализации потенциала скважины служит метод адсорбции гидрофобизи рующих веществ.

Исследование процессов адсорбции изучалось в [1,2] и настоящее время интерес к данному вопросу усиливается.

Существуют две теории строении адсорбционных слоев. Первая тео рия мономолекулярной адсорбции предложена Ленгмюрем, для модели монослойной адсорбции на однородной поверхности. Вторая теория ча стичной смачиваемости описывается в [3]. Проведенные теоретические ис следования в работе [4] согласуются с теорией неравномерного покрытия поверхности гидрофобными веществами. Предполагается, что наличие мозаичной смачиваемости будет приводить к ускорению фильтрации жидкости [5].

В данной работе проведено исследование влияния структуры ад сорбционного слоя на процесс фильтрации на примере лабораторных экс периментов на керновом материале, а также посредством численного мо делирования разработки залежи нефти.

Лабораторные эксперименты выполнялись на установке для испыта ния буровых растворов. Измерялась проницаемость колонки керна до и после обработки раствором. Испытания проводились в пластовых услови ях (эффективное давление 21.5 МПа, температура 85 °С). В качестве рабо чего флюида для оценки проницаемости использовался керосин.

Порода насыщалась пластовой водой. Затем, путем прокачки керо сина (не менее 10 поровых объемов) формировалась остаточная водона сыщенность. Далее измерялась проницаемость модели по углеводородной фазе. Затем производилась закачка с тангенциальным омыванием входного торца керна, моделируя движение бурового раствора по стволу скважины.

Производилась выдержка в течение 8 часов, с целью реакции раствора с породой. По окончании выдержки моделировался вызов притока из пласта путем прокачки керосина в обратном направлении (не менее 10 поровых объемов). После стабилизации фильтрации производился замер проницае мости по керосину.

По окончании эксперимента оценивался коэффициент восстановле ния проницаемости. Результаты опытов представлены в табл. 1.

Таблица Результаты экспериментов Проницаемость, Условный Кпрг, Квпр, 10мкм Тип раствора образец 10мкм д.ед до после 1 4.33 0.588 0.733 1. Полимерный 2 4.33 1.554 2.551 1. слабоминерализованный 3 4.13 2.544 2.671 1. 4 4.01 1.793 2.289 1. Среднее значение 1.726 2.168 1. Фильтрация растворов предположительно должна вызывать сниже ние коэффициента проницаемости ввиду сужения эффективного сечения пор, вызванного их сплошным покрытием адсорбционным слоем. Однако, проникновение в поровое пространство раствора практически не вызывает ухудшения проницаемости. Наблюдается повышение проницаемости по керосину, выраженное в увеличении расхода углеводородной фазы.

С помощью специализированного программного обеспечения Tempest More 6.7 компании Roxar осуществлялось построение гидродина мической моделей на основании данных реального объекта. Для исследо вания влияния структуры адсорбционного слоя на показатели разработки использовалась однородная по пористости и проницаемости нефтенасы щенная модельная залежь. Построение модели участка месторождения осуществлялось на основании результатов исследования кернового мате риала, а также глубинных проб нефти.

Сравнение проводилось путем сопоставления показателей работы скважины с «базовым» вариантом. Под исходным вариантом являлась до быча нефти путем закачки воды без изменений параметров коллектора.

Далее проводились расчеты с учетом адсорбционного поля. Общий вид модели представлен на рис. 1. Результаты моделирования в табл. 2.

Таблица Сравнение результатов численного моделирования Параметр Режим работы НГЗ, Общий отбор КИН, м3 нефти, м3 д.ед.

Режим с ППД 47784.7 0. Режим с ППД + адсорбционный слой 57214.1 0. Полученные данные лабораторных экспериментов, а также результа ты численного моделирования влияния адсорбции гидрофобизирующих веществ показали положительное влияние на фильтрацию жидкости в пла стовых условиях. Подтверждается выдвинутая ранее теория ускорения пе реноса капель нефти в пористой среде.

Рис. 1. Расчетная модель (скважина 1R – добывающая, 2R – нагнетательная) Таким образом, проведенные лабораторные эксперименты подтвер ждают выдвинутую ранее теорию ускорения фильтрации нефти в поровом пространстве. Увеличение расхода углеводородной фазы связано с нерав номерностью адсорбционного слоя. Анализируя основные показатели раз работки по результатам моделирования, отмечается увеличение значения коэффициента извлечения нефти, а также дебита скважины по нефти при значительном снижении обводненности.

Литература Поверхностно-активные вещества и композиции. Справочник./ Под 1.

ред. М.Ю. Плетнева. – М.: ООО «Фирма Клавель», 2002, 768 с.

Адсорбция из растворов на поверхности твердых тел: Пер. с англ./ 2.

Под ред. Г. Парфита, К. Рочестера. – М.: Мир, 1986. – 488 с., ил.

Fatt, I. and W.A., Jr., Effect of Fractional Wettability on Multiphase Flow 3.

Through Porous Media, Jour. Pet. Tech., Oct. 1959, p. 71, Discussion, p. Периодическая адсорбция гидрофобных частиц на стенках капилля 4.

ров в процессе фильтрации/ Р.Ш. Салихов, Р.Т. Алимханов и др.// Есте ственные и технические науки. 2012 - № 1. - С. 169-172.

Салихов Р.Ш., Пахаруков Ю.В., Алимханов Р.Т. Эффект ускорения пе 5.

реноса нефтяных капель при периодической гидрофобизации капилляров// Естественные и технические науки. 2012 - № 1. - С. 173-175.

Научный руководитель: Пахаруков Ю.В., д.ф-м.н, профессор.

Повышение эффективности кислотных обработок призабойных зон скважин при высокой минерализации пластовых вод Солодовников А.О., ТюмГНГУ, г. Тюмень Наибольшее распространение получили различные вариации соля нокислотных обработок для повышения производительности работы сква жин с карбонатными коллекторами. Основным предназначением данных методов является увеличение проницаемости коллектора за счет реакции соляной кислоты с минералами горной породы, в результате чего образу ются водорастворимые хлориды кальция и магния, а также углекислый газ и вода [1, 2]. Однако отсутствие отработанных технологических подходов нефтеизвлечения в условиях аномально высокой минерализации пластовой воды (300 г/л и более) требует проведения лабораторных экспериментов на моделях пласта для оценки эффективности применения данных методов на нефтяных месторождениях.


Эффективность проводимых кислотных обработок определяется при лабораторном моделировании процесса восстановления (повышения) ухудшенных коллекторских свойств пород в ближней от скважины зоне пласта. Критерием оценки эффективности кислотного воздействия явля лось изменение значений фазовой проницаемости модели по нефти до и после обработки растворами кислот. Увеличение или снижение фильтра ционных свойств позволяет сделать заключение о перспективности даль нейшего промыслового применения технологии.

Фильтрационные опыты проводились на системе ACRS-831Z, моде лирующей условия залегания пласта: T=25C, Рпл=10 МПа, Ргор=27 МПа, Р=0,05-0,1 МПа. Скорость закачки растворов кислот составляла 0, см3/мин. Кислотная обработка моделей пластов выполнялась в соответ ствии с МВИ 11-11-2003 «Породы горные. Методика выполнения измере ния коэффициента проницаемости по жидкостям образцов горных пород при применении растворов химических реагентов, используемых при об работке призабойных зон для повышения нефтеотдачи пород коллекторов». Проницаемость модели пласта по нефти в опытах изменя лась от 0,0468 до 0,0645 мкм2.

Проведено 5 фильтрационных испытаний солянокислотных раство ров различных концентраций на карбонатных моделях пласта, насыщен ных минерализованной водой (СNaCl=300 г/л). Концентрацию соляной кис лоты увеличивали от 3 до 24% мас.

После кислотной обработки модели пласта в опытах №1-5 проница емость по газу снизилась от 1,4 и более раз в зависимости от концентрации соляной кислоты, при этом открытая пористость практически не измени лась. Не смотря на достаточно большие объемы прокачанного кислотного раствора через керновую модель: от 10,0 поровых объемов для 3% HCl до 0,6 для 24% HCl, проницаемость модели пласта для модельной нефти сни жалась от 67 до 100% соответственно. Таким образом, анализ полученных данных показал ухудшение фильтрационных свойств колонок из образцов керна, по сравнению с их первоначальным значением. Установлено, что чем выше концентрация кислоты, тем значительнее ухудшение проницае мости.

При проведении экспериментов №1-5 в отработанных кислотных растворах обнаружен белый рыхлый осадок. С помощью рентгенофазового анализа установлено, что данный осадок представляет собой смесь солей с преобладающим содержанием хлорида натрия (92% мас.). Следовательно, причиной снижения проницаемости моделей пласта после кислотного воз действия следует считать образование в поровом пространстве осадка NaCl. Протекание интенсивного осадкообразования объясняется образова нием пересыщенного солевого раствора при привнесении в систему избы точного количества ионов Cl–.

Для устранения кольматационного повреждения флюидопроводимо сти породы-коллектора, полученного при кислотной обработке в опытах №1-5, проведена предварительная промывка образцов керна объемными оторочками дистиллированной воды от 40,0 до 50,0 поровых объемов.

Предполагается, что содержание солей в объеме пустотного пространства существенно снижалось – до 1-2 г/л.

Последующая за водой фильтрация кислоты вызвала резкое повы шение градиента давления по длине составной колонки. Однако в данной серии экспериментов наблюдалось постепенное проникновение соляной кислоты в пустотное пространство горной породы. Закачка от 2,0 до 10, поровых объемов кислоты в зависимости от концентрации приводила к по степенному снижению градиента давления, который в конечном итоге до стигал своего полного отсутствия.

Данные результаты получены во всех 4 экспериментах, проведенных по данной методике (опыты №6-9). Во всех опытах с предварительной прокачкой оторочки дистиллированной воды выявлено образование сквоз ных фильтрационных каналов в образцах, извлеченных из кернодержателя (рис. 1). Оценочные расчеты показывают, что проницаемость горной поро ды после кислотной обработки по нефти увеличилась от 5 до 42 мкм2.

Для установления граничных значений эффективного применения кислотной обработки в условиях залегания засолоненных карбонатных коллекторов проведены фильтрационные испытания на моделях пласта с остаточной водой, минерализация которой составляла 150 г/л. В процессе проведения серии опытов №10-12 установлен однотипный вид кривой пе репада давления (резкое возрастание, затем резкое снижение) по длине со ставных колонок. Профиль кривой зависимости градиента давления от ко личества прокачанных поровых объемов раствора полностью соответству ет кривым, полученным при испытании кислотных растворов на моделях пласта, подвергшихся предварительной водной обработке.

Рис. 1. Торцевая поверхность образцов керна моделей карбонатного пласта после кислотного воздействия без проведения водной обработки (а) и с предварительной фильтрацией оторочки дистиллированной воды (б) По результатам проведенных экспериментальных исследований установлена нецелесообразность проведения кислотной обработки карбо натного коллектора трещинно-кавернозно-порового типа с высокоминера лизованными пластовыми водами (СNaCl=300 г/л). Для повышения прони цаемости модели пласта необходимо проводить предварительную водную обработку образцов керна или применять кислотную обработку при мине рализации пластовых вод не выше 150 г/л.

Литература Kaflayan L. Production enhancement with acid stimulation. – New York:

1.

PennWell, 2008. – 266 p.

Давлетшина Л.Ф., Магадова Л.А., Силин М.А. Кислотная обработка 2.

нагнетательных скважин. Старые проблемы – новые решения // Террито рия НЕФТЕГАЗ. – 2009. – № 3. – С. 38-41.

Научный руководитель: Андреев О.В., д.х.н., профессор.

Усовершенствование технологии приготовления тампонажных растворов Пахлян И.А., КубГТУ, г. Краснодар Совершенствование технологических процессов нефтегазопромыс лового дела: цементирование обсадных колонн, установка цементных мо стов, установка отклоняющих клиньев при забуривании боковых стволов и т.д. напрямую зависят от качества приготавливаемых тампонажных рас творов.

Усовершенствование технологической операции их приготовления достигается, в том числе, за счет:

стабильностью во времени и по объему водоцементной суспензии в процессе смешивания компонентов;

надежностью и эффективностью функционирования оборудования для приготовления и транспортирования тампонажных растворов в скважину.

В работе предлагается исследование процесса истечения порошко образного материала из загрузочной емкости. По результатам исследова ний исключается метод подачи цемента в транспортный трубопровод сво бодным истечением через отверстие в загрузочной емкости. Для обеспече ния надлежащей производительности по цементу необходимо использо вать шнековый питатель с регулируемой подачей, не зависимой от скоро сти истечения цемента из загрузочной емкости, выполняющий дополни тельную функцию ворошения уплотняющегося цемента. Для псевдоожи жения портландцемента необходимо обеспечить поток через него воздуха со скоростью 2,5 м/с.

В работе так же проводились исследования гидроэжекторных смеси телей (ГЭС). Технологическая функция ГЭС – выполнить затворение це мента водой посредством их смешивания в определенной пропорции и со здать тампонажный раствор с заданными физическими свойствами [1, 2].

Эта функция предъявляет к ГЭС следующие требования:

соотношение геометрических параметров ГЭС должно обеспечивать максимально возможную подачу цемента в камеру смешения при минимально возможном поступлении в нее подсасываемого воздуха;

в ГЭС не должно возникать кризиса эжекции из-за несоответствия габаритов струи рабочей жидкости габаритам камеры смешения;

на выходе из камеры смешения должен сохраняться гидродинамиче ский напор, достаточный для деаэрации тампонажного раствора и его гомогенезации.

При проектировании основного геометрического размера ГЭС: от ношения диаметра камеры смешения к диаметру насадки d кс/dн, необходи мо руководствоваться условием исключения возникновения кризиса эжек ции при планируемой рабочем давлением перед насадкой.

Диаметр камеры смешения dкс выбирается из условия, что макси мальный диаметр ядра потока dя.мах. должен в нее вписаться и поток дол жен касаться своей внешней поверхностью стенок камеры смешения (dя.мах. dкс), в противном случае «пролетающая» вдоль стенок струя не бу дет образовывать гидрозатвора, приемная камера будет сообщаться с атмо сферой через выкид ГЭС, процесс эжектирования прекратится.

Длина камеры смешения lкс должна быть достаточной для заверше ния смешения многофазного потока.

Выполненные исследования позволили установить рациональные соотношения основных геометрических параметров гидроэжекторного смесителя с компактной струей [3].

На основе полученных аналитическим и эмпирическим путем выво дов разработано ряд технических устройств, позволяющих довести до со вершенства технологический процесс приготовления тампонажных рас творов.

На рис. 1 представлена технологическая схема устройства для дози рованного смешивания сыпучего материала с жидкостью.

Рис. 1. Устройство для дозированного смешивания сыпучего материала с жидкостью Технический результат достигается за счет того, что подача тампо нажных сыпучих компонентов из загрузочной емкости под углом есте ственного откоса позволяет обеспечить максимальную и стабильную про изводительность сыпучего материала и исключить случаи завала и зависа ния сыпучего материала на стенках загрузочной емкости. Верхним концом шнековый питатель соединен с вакуумной камерой ГЭС, оснащенного ре гулятором подачи атмосферного воздуха и рабочей жидкости, а также штуцером-завихрителем потока.

Устройство работает следующим образом: тампонажный материал транспортируется из загрузочной емкости 2 шнековым питателем 3, уста новленным в начале процесса затворения под углом к линии горизонта равным углу естественного откоса транспортируемого тампонажного ма териала.

Интенсивность транспортирования регулируется путем регулиро вания скорости вращения привода 1. Питательный насос, низкого давления подает жидкость в ГЭС 6. Производительность по жидкости регулируется путем открытия регулятора подачи жидкости 7. Для равномерности подачи сыпучего материала в ГЭС 6, для придания транспортируемому сыпучему материалу свойств текучести и порозности, открывается регулятор подачи воздуха 4, который оснащен воздушным фильтром 5. Для интенсификации процесса смешивания сыпучего материала и жидкости в камере смешения ГЭС 6 установлен штуцер-завихритель потока 8. Качественно перемешан ный, однородный тампонажный раствор, заданной плотности поступает в сбросной трубопровод 9.

Новизна и уникальность разработанного устройства подтверждена патентом РФ [4].

Литература Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирова 1.

ния скважин. – М.: Недра, 1991.

Проселков Ю.М., Пахлян И.А. О модернизации гидроэжекторных 2.

смесителей на основе модельных исследований // «Нефтяное хозяйство». – М., 2010. – № 4. – с. 115–119.

Патент на изобретение № 2010124212 Гидроэжекторный смеси 3.

тель/Авт. изобрет. Проселков Ю.М., Пахлян И.А Дата поступления:

11.06.2010.

Патент РФ № 123344 на полезную модель Устройство для дозиро 4.

ванного смешивания сыпучего материала с жидкостью./авт Проселков Ю.М., Пахлян И.А., Мищенко С.В.

The catalogue of oil and gas producer`s equipment of the Company «Mi 5.

Swako». Materials of the site www.MiSwako.com, it is found 03/04/ Подземная разработка скоплений газовых гидратов Шостак Н.А., КубГТУ, г. Краснодар Газовые гидраты являются одной из форм существования природно го газа в недрах, наряду со свободным, растворнным и собрированным, обусловленной геологическими и термодинамическими условиями. [1] Природные газогидраты представляют собой метастабильные вещества, образование и разложение которых зависит от давления и температуры, состава газа и воды, от свойств пористой среды, в которой они образуются.

Кристаллогидраты, формирующиеся в пластовых условиях, могут быть диспергированы в поровом пространстве без разрушения пор. По форме и размеру газогидраты возможны в виде частиц размером до 5-12 см, линз небольшого размера и даже в виде хорошо выдержанных, чисто гидратных пластов большой протяженности, толщиной до нескольких метров.

Анализ технологий разработки был произведен на основе 30 патен тов по способам разработки газогидратных залежей и добычи газа из гид ратов и ряда статей. Принципиально технологии скважинной подземной разработки и эксплуатации месторождений подземных ГГ отличны от до бычи традиционных и отбора со дна субаквальных запасов тем, что необ ходимым представляется внутрипластовое разложение твердых ресурсов в газообразные. Выбор технологии разработки ГГЗ зависит от конкретных геолого-физических условий залегания.

По своей технической сути и способу воздействия технологии разра ботки можно подразделить на депрессионные (понижение пластового дав ления ниже равновесного), термические (повышение температуры гидрата в пласте выше равновесной), химические (ввод реагентов в пласт).

Первый метод, основанный на снижении пластового давления, впер вые был осуществлен на Мессояхском месторождении в 1967 году. Говоря о его недостатках, следует отметить, что депрессионный метод представляет ся достаточно энергонеэффективным, т.к. для понижения пластового давле ния ниже равновесного приходится тратить довольно много пластовой энергии, из-за чего значительная часть добываемого газа используется на месте. Он представляется возможным для пластов, находящихся в равно весных условиях гидратообразования, при которых совместно существуют гидрат и не потерявшие подвижность газ и вода. Также необходимо учиты вать падение пластовой температуры и эффект Джоуля-Томсона, вследствие которого в призабойной зоне будет происходить образование техногенных гидратов, что связано с дополнительными осложнениями. Однако этот ме тод может быть эффективен в пластах, в которых газ можно отбирать из зо ны стабильности гидратов (пласты с небольшой гидратонасыщенностью, а также, при наличии под залежью скоплений свободного газа).

Тепловой метод разработки газогидратных месторождений, заклю чающийся в нагреве гидратосодержащих пород, закачке в пласт теплоно сителя или использовании природных термальных источников, пригоден для пластов, имеющих высокое содержание гидратов в порах. Однако, как показывают результаты расчетов и экспериментов, тепловое воздействие через забой вертикальной скважины малоэффективно. Процесс разложения гидратов сопровождается поглощением тепла с высокой удельной энталь пией 0,5 МДж·кг (для сравнения теплота плавления льда составляет 0, МДж·кг). По мере удаления фронта разложения от забоя скважины все больше энергии тратится на прогрев вмещающих пород и кровли пласта, поэтому зона теплового воздействия на гидраты через забой скважины ис числяется первыми метрами. Тепловое воздействие основывается на опыте разработки месторождений вязких нефтей и битумов, но необходимо учи тывать фактор себестоимости добываемой продукции: количество тепло ты, необходимой для разложения гидрата сопоставимо с теплотой, затра чиваемой для извлечения высоковязких нефтей и битумов. Отдельно хо чется упомянуть тепловые методы, включающие внутрипластовое горение, с точки зрения здравого смысла, являющиеся, как минимум, преступными в отношении к природе и человечеству, поскольку при их применении вы горает до 25 % геологических запасов [2].

Химические методы основаны на введении в пласт реагентов (инги биторов гидратообразования), которые изменяют равновесные параметры гидратов – увеличение давления диссоциации или понижение температуры диссоциации – повышением химического потенциала молекул воды в гид рате (при постоянных термобарических условиях) выше их химического потенциала в окружающей среде (растворе). В качестве реагентов высту пают метанол, гликоли, растворы электролитов. Нельзя не отметить эко номические и экологические аспекты химических методов, потому при их применении необходимо строго соблюдать все нормы и требования охра ны недр и окружающей среды и техники безопасности. В области много летнемерзлых пород для извлечения газа из скоплений реликтовых газо гидратов представляется наиболее приемлемым ввод ингибиторов в пласт.

Также выделяют комбинированные технологии, включающие сразу несколько способов воздействия на гидратосодержащие породы. Послед ние годы вс интенсивнее разрабатываются такие направления разработки ГГЗ, как: механическое разрушение гидратосодержащих пород (например, гидравлическим разрывом пласта), воздействие активными высокочастот ными полями (в частности электромагнитными и акустическими), закачка газа в пласт (замещение углеводородных газов в кристаллической решетке углекислым при его закачке под давлением).

Был предложен способ добычи газа из газовых гидратов RU [3] путем подвода тепла от экзотермических реакций в зону разложения газовых гидратов, отбор выделившихся при этом углеводородного газа и жидкости, при котором экзотермические реакции проводят вне зоны раз ложения газовых гидратов, энергию, полученную от экзотермических ре акций, преобразуют в электрическую энергию, с помощью которой обес печивают режим разложения газовых гидратов в одной или нескольких зо нах, создаваемых в залежи газовых гидратов. Экзотермические реакции получения синтез-газа проводят прямым безкатализаторным гомогенным окислением углеводородного газа в водяном паре или прямым безкатали заторным гомогенным окислением углеводородного газа. Из синтез-газа получают метанол путем проведения экзотермической каталитической ре акции, жидкие углеводороды путем проведения экзотермической катали тической реакции по Фишеру-Тропшу, причем полученные жидкие угле водороды транспортируют потребителю.

Также запатентован способ разработки месторождения газовых гид ратов RU 2433255 [4], включающий его скважинное разбуривание, созда ние теплового потока, синтез метанола путем окисления углеводородного газа (метана), контакт теплового потока, содержащего метанол, с зоной га зовых гидратов, их разложение и отбор выделившихся при этом углеводо родного газа и пластовой жидкости, в котором отводимые углеводородный газ и пластовую жидкость разделяют, синтез метанола проводят окислени ем углеводородного газа (метана) вне зоны разложения газовых гидратов путем прямого гомогенного окисления углеводородного газа. При этом метанол подают в зону газовых гидратов, а газообразные продукты реак ции сжигают с получением тепловой и/или электрической энергий, с по мощью которых создают высоконапорный тепловой поток, подаваемый в зону газовых гидратов, и которые по потребности используют для техно логических и/или бытовых нужд.

Каждая технология наряду с преимуществами также имеет недостатки и сферу эффективного применения, поэтому их внедрение необходимо про изводить, учитывая литолого-стратиграфические, технико-экономические и энергетические показатели каждого конкретного месторождения.

Литература Федосеев С.М. Природные газовые гидраты – перспективы изучения и 1.

использования. Наука и техника в Якутии №1 (18), 2010. С. 14-18.

Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеот 2.

дачи пластов. - М.: Недра, 1985. – 308 с.

Пат. № 2424427 РФ, С1 E21B43/24. Способ добычи газа из газовых 3.

гидратов / Запорожец Е.П., Шауро А.Н., Берлин М.А.;

ЗАО «НИПИ «ИнжГео» - № 2010114763/03;

Заявлено 13.04.2010;

Опубл. 20.07.2011.

Пат. № 2433255 РФ, С1 E21B43/24. Способ разработки месторожде 4.

ния газовых гидратов / Запорожец Е.П., Шауро А.Н., Берлин М.А.;

ЗАО «НИПИ «ИнжГео» - № 2010107943/03;

Заявлено 03.03.2010;

Опубл.

10.11.2011.

Научный руководитель: Запорожец Е.П., д.т.н., профессор.

Проблемы разработки северных месторождений углеводородов:



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 10 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.