Повышение эксплуатационных характеристик добывающих скважин на поздних стадиях разработки месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Орлова, Инна Олеговна

• Орлова, Инна Олеговна
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Орлова, Инна Олеговна

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ:

МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

1.1 Динамика развития нефтедобывающей промышленности

России и Краснодарского края

1.2 Основные направления исследований в нефтегазодобыче

1.3 Выбор направлений исследований. Цель и задачи работы

2 МЕТОДЫ СОХРАНЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

2.1 Исследование неоднородности продуктивных пластов

по пористости и проницаемости

2.1.1 Определение финальных вероятностей для пористости и

проницаемости

2.2 Вскрытие продуктивных пластов на управляемой депрессии

2.2.1 Решение задачи вскрытия продуктивного пласта

с забойным давлением ниже пластового

2.2.2 Методика вскрытия продуктивного пласта

2.3 Оценка эффективности геолого-технических мероприятий

по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов

2.3.1 Выбор наиболее эффективных методов по приросту дебита

2.3.2 Оценка эффективности различных методов

по снижению обводненности

Выводы

3 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

3.1 Прогнозирование текущего дебита, суммарного объема добычи и остаточных запасов нефти

3.2 Методический подход к поиску месторождений-аналогов

3.3 Исследование фильтрационных течений в прискважинной зоне продуктивных пластов

3.4 Распределение давления и расхода по длине

горизонтальной скважины

3.5 Влияние песчаной пробки на дебит глубиннонасосных скважин

Выводы

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПЕРАТИВНОЙ ОЦЕНКИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1 Расчетные методы определения времени выхода из строя скважинного оборудования

4.1.1 Требования к организации выборки скважин для определения показателя надежности

4.1.2 Методика проведения испытаний по определению времени выхода из строя скважин и скважинного оборудования

4.2 Методика определения оценок средней наработки на отказ и вероятности безотказной работы скважин

4.2.1 Общие положения

4.2.2 Определение объема наблюдений для плана [NUR]

4.2.3 Определение объема наблюдений для плана [NUT]

4.2.4 Обработка результатов наблюдений по различным планам

4.3 Примеры определения оценок показателей надежности

Выводы

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эксплуатационных характеристик добывающих скважин на поздних стадиях разработки месторождений»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Для многих нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, в последние годы проведение широкомасштабных и дорогостоящих проектов по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи пластов являются экономически нецелесообразными.

Вместе с тем, проблема повышения эффективности извлечения остаточных запасов в промышленно освоенных регионах весьма актуальна. Тенденция к поиску методов снижения стоимости добычи 1 т нефти прослеживается на всех старых месторождениях и в политике многих нефтяных компаний в России и зарубежом. В США, например, около 450 тыс. малодебит-ных скважин эксплуатируются штанговыми насосами. При обводненности 85-90 % средний дебит по нефти составляет 1,65 т/сут. Имеется большое количество скважин, дающих 0,07-0,09 т/сут нефти. Затраты на их ремонт и обслуживание оказываются минимальны за счет высокой эксплуатационной надежности подземного и наземного оборудования, а также за счет автоматизации контроля и управления работой скважины, т.е. за счет уменьшения численности обслуживающего персонала.

Проблема повышения эффективности добычи нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, - это комплексная проблема, охватывающая ряд подпроблем, включающих, например, выбор мероприятий по интенсификации добычи нефти (ГТМ), прогнозирование состояния фильтрационно-емкостных свойств пласта до и после мероприятия, суточной и накопленной добычи нефти по скважине и месторождению в целом, переоценку извлекаемых и остаточных запасов и т.д.

Цель работы

Разработка и совершенствование методических и технологических решений, обеспечивающих повышение дебита нефти при эксплуатации ме-

сторождений на поздней стадии разработки и повышение эффективности работы внутрискважинного оборудования.

Основные задачи исследования

1. Разработать методические принципы и технологические решения, направленные на повышение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

2. Обосновать эффективность технологических мероприятий по повышению добычи нефти.

3. Разработать методику прогноза накопленной добычи нефти по скважине и месторождению в целом.

4. Разработать методику оценки надежности внутрискважинного оборудования.

Научная новизна

1. Предложен и обоснован метод вскрытия продуктивных пластов на управляемой депрессии, предотвращающей «засорение» призабойной зоны частицами глинистого раствора и выбуренной породы и сохраняющий первоначальные фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны.

2. Оценено влияние проницаемости песчаной пробки на дебит нефтедобывающих скважин.

3. Предложена эмпирическая модель расчета текущего дебита скважин на месторождении по годам. На основании этой модели получено уравнение расчета накопленной добычи.

4. Разработан методический подход к классификации нефтяных и газовых месторождений.

5. Разработана методика оценки показателей надежности работы внутрискважинного оборудования при эксплуатации скважин.

1 ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ:

МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

1.1 Динамика развития нефтедобывающей промышленности России и Краснодарского края

Начиная анализ сырьевой базы России, нельзя не коснуться вопросов объемов добычи в мире и, прежде всего, в США. Здесь нельзя не отметить одну из последних работ Щелкачева В.Н. [1], выдающегося ученого-нефтяника, по книгам которого учится уже не одно поколение нефтяников.

В работе [1] дан анализ истории развития, современного состояния и прогнозы нефтедобычи. Здесь приводятся статистические данные, собранные специальной лабораторией, созданной в 1965 году в МИНХ им. Губкина. Основные данные собирались в различных работах отечественных и зарубежных исследователей, в том числе по материалам международных нефтяных конгрессов. Большой интерес представляют данные, приведенные в работе о количестве пробуренных в мире скважин. Согласно [1], число скважин, дающих нефть с попутным газовым конденсатом, составляет 917815, а средний дебит их составляет 9,34 т/сут. Щелкачев В.Н. приводит данные по динамике нефтедобычи как отдельных стран, так мировой добычи нефти в целом.

Анализируя данные рисунка 1.1, видим, что Россия долгое время (почти 70 лет) отставала от США по объему добычи нефти [2, 3]. Это связано с тем, что на Западе в начале XX века широко развивались наука и промышленность. Были изобретены форсунка, тепловые котлы, двигатели внутреннего сгорания и т.д. Все это требовало нефти, бензина, газа. Только в 40—45-х годах прошлого века резко возросла потребность в нефти (в период войны). Всю нефть для военных нужд СССР добывали в Баку. Крупнейшей заслугой наших воинов было

то, что за всю войну ни одной бомбы не упало на Бакинские промысла.

К 1975 году мы сравнялись с США, а к 1980 году уже их опередили и до настоящего времени остаемся первыми. Но здесь это отставание во многом связано с тем, что США очень бережно относятся к своим ресурсам. Большая часть скважин у них законсервирована, и часть нефти они ввозят из-за рубежа. Россия практически уже исчерпала свои ресурсы, которые огромны только из-за большой площади страны.

1910 1920 1930 1940 1950 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Рисунок 1.1 - Гистограмма изменения нефтедобычи в России (ряд 1) и США (ряд 2)

с 1990 по 2010 годы

Пик добычи нефти в Советском Союзе был достигнут в 1986-1988 гг., тогда в стране добывалось более 625 млн тонн нефти и газового конденсата, что превышало 21 % от общемирового показателя, в том числе в Российской Федерации - почти 570 млн тонн, или свыше 19% от мировой добычи. С 1989 г. происходило сначала постепенное, ас 1991 г. — обвальное снижение добычи. К концу 1990-х гг. добыча нефти в России стабилизировалась на уровне 300307 млн тонн, или 8-9 % от общемирового показателя. Основные причины падения добычи: разрыв хозяйственных связей, изменение организационной структуры в отрасли, естественное исчерпание ряда крупных месторождений (Самотлор и др.), снижение мировых цен на нефть, снижение внутреннего

спроса и инвестиций [1].

В начале 2000-х гг., благодаря завершению формирования новых организационно-экономических условий работы отрасли, росту международных цен, массовому внедрению технологий интенсификации добычи при увеличении инвестиций в России, происходило быстрое наращивание добычи нефти [2, 3, 4]. Активное применение методов интенсификации добычи (гидроразрыв, горизонтальное бурение), особенно в 2000-2005 гг., в последующем стало приводить к замедлению роста добычи, а затем на ряде месторождений - к ее падению.

Фундаментальными причинами замедления роста в 2006-2007 гг. и падения в 2008 г. добычи нефти стали: истощение сырьевой базы и значительное обводнение на большинстве эксплуатируемых месторождений в традиционных районах нефтедобычи (Западная Сибирь, Волго-Урал, Северный Кавказ); недостаточные объемы геологоразведочных работ и, соответственно, низкий уровень воспроизводства минерально-сырьевой базы; смещение сроков реализации проектов в новых районах добычи; отсутствие в последние годы достаточного количества состоявшихся аукционов по предоставлению прав на пользование недрами с целью разведки и добычи углеводородов, в том числе - на участки уже открытых месторождений [5,6].

В 2009-2011 гг. в связи с началом реализации новых нефтегазодобывающих проектов, прежде всего в Восточной Сибири, Тимано-Печоре, на Сахалине, добыча нефти в России несколько увеличилась, при этом в конце 2010 г. суточная добыча нефти впервые за последние двадцать лет возросла до 1,4 млн тонн [7, 8].

В США в 1938 г. было добыто 172,3 млн тонн нефти, в 1950 г. -283,3 млн тонн, в 1960 г. - 372,2 млн тонн, в 1970 г. - 516,2 млн тонн. Максимальный объем добычи нефти в США отмечен в 1972 г. - 528 млн тонн, затем он стал сокращаться. К 1980 г. добыча нефти в США снова возросла до 482,2 млн тонн. Основные перспективы увеличения добычи нефти в США связаны с освоением недавно открытых месторождений на Аляске.

Отметим, что в США есть штаты, в которых средний дебит скважин составляет всего 50-80 л/сут. (Западная Виржиния, Пенсильвания и др.). Это полностью автоматизированные скважины с высокой степенью надежности. При их работе затрачивается минимум энергии, а затраты на их обслуживание несоизмеримо малы по сравнению с высокодебитными скважинами (для США средний дебит 1,54 т/сут.).

Помимо этого на высокодебитных месторождениях с НИЗ в 900 млн т. (Восточный Техас) внедрены все передовые технологии ОПЗ и МУН, начиная с 1930 года. Здесь КИН составляет 0,69, а к концу разработки он достигнет 0,73.

В последние годы политика нефтегазодобывающих компаний США направлена на постепенный отказ от высокозатратных методов увеличения нефтеотдачи (тепловые методы воздействия, внутрипластовое горение, полимерное заводнение) и переход к более простым и дешевым методам, которые по своему действию и затратам аналогичны обработке призабойной зоны пласта, но более масштабные и эффективные. Таким образом стирается грань между методами интенсификации нефтедобычи и методами повышения нефтеотдачи. Гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных стволов, очаговое заводнение и др. методы практически решают вопросы повышения коэффициента нефтеизвлечения. Эти методы дают быструю отдачу, а для таких месторождений как ООО «РН - Краснодрнефтегаз» с выработанными месторождениями и низкодебитными скважинами они становятся основными направлениями повышения эффективности нефтедобычи. Их применение требует индивидуального подхода к каждой скважине, автоматизации замеров параметров работы скважин, сбора и подготовки первичной информации, создание локальных сетей передачи информации, ее сбор на диспетчерском пункте и анализ. Это во много раз упростило бы систему управления добычей нефти, привело бы к сокращению управленческого аппарата и числа лиц принимающих решения.

Проблемы повышения нефтеотдачи пластов и внедрение различных ме-

тодов ОПЗ и МУН всегда были в центре внимания отечественных и зарубежных исследователей. Среди них Амелин И.Д., Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Гилаев Г.Г., Горбунов А.Т., Закиров С.Н., Лысенко В.Д., Медведский Р.И., Сур-гучев М.Л., Басниев В.Н., Пирвердян A.M., Телков А.П., Хисметов Т.В., Аме-тов И.М., Никитин Б.А., Шахвердов А.Х., Мирзаджанзаде А.Х., Щелкачев В.Н., Маскет М., Моритис Г., Симмонс М., Эллис П., Дефаржа Н., Барц С., Ман-рик Дж, и другие.

Например, в работах [9, 10, 11] отмечается переоценка МУН в сторону их сокращения и переориентации. В США за 10 лет число действующих проектов сократилось с 295 до 200, а добыча нефти выросла с 38 млн т до 44 млн т. При этом термика сократилась в 4 раза. Так, число проектов термических методов сократилось на 54 % (со 154 до 100), а объем добычи остался на уровне 26 млн т. Сюда включены: нагнетание пара, внутрипластовое горение, горячая вода[12,13].

Месторождения Краснодарского Края начали эксплуатироваться еще до войны, т.е. почти 60-70 лет назад. Количество действующих эксплуатационных скважин постоянно снижается. Снижается и объем нефтедобычи. В 2010 году в крае добыто 1,15 млн т нефти и конденсата, 3,3 млрд м3 газа (рис. 1.2).

2,5

1,5 -

0,5

□ млн.т.

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Рисунок 1.2 - Динамика добычи нефти и конденсата в Краснодарском крае

Хотя КИН составляет для Краснодарского края примерно 0,4, однако, поднять остаточные запасы, равные 60 % современными технологиями и техническими средствами практически невозможно.

Заметим, что средний дебит нефти по месторождениям ООО «РН - Крас-нодарнефтегаз» составляет примерно 2,5 т/сут., что соизмеримо с дебитом скважин в США. Однако США потребляет порядка 900 млн т, из которых около 500 млн т импортирует. России потребляет всего 120 млн т, а порядка 300 млн т экспортирует. Даже Китай, который за последние годы довел свою добычу до 160 млн т, уже вышел на второе место по потреблению нефти -190 млн т.

При примерно равных дебитах США и Краснодарского края затраты на 1 тонну готовой продукции у нас кратно превосходят затраты США. Поэтому основными вопросами нефтедобывающих предприятий являются энергосберегающие технологии добычи нефти, минимизация трудовых и финансовых затрат на добычу 1 т продукции. А для этого требуется индивидуальный подход к каждой скважине, а затем и ко всему месторождению.

1.2 Основные направления исследований в нефтегазодобыче

В последние годы политика нефтегазодобывающих компаний направлена на постепенный отказ от высокозатратных методов увеличения нефтеотдачи и переход к более простым и дешевым методам.

Краткий анализ работ показал, что в научно-технических публикациях наметилась тенденция к увеличению числа публикаций в двух направлениях исследований: интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов (18 %) и предупреждения пескопроявлений механическими, химическими и комбинированными методами (20 %).

В первом из перечисленных выше направлений нами особо выделены

вопросы прогнозирования текущих дебитов (суммарных по месторождению), суммарного объема добычи с начала разработки и остаточные запасы. Во втором направлении мы выделяем вопросы влияния высоты песчаной пробки на дебит скважины, распределения размеров частиц, выносимых из пласта.

Возвращаясь к первому направлению, отметим, что на протяжении 50 лет различными авторами разработано множество моделей прогнозирования суммарного суточного дебита скважин по годам, а также накопленной добычи и остаточных запасов.

Существует широкий набор методик для прогноза добычи и оценки конечной нефтеотдачи пласта: от простейших эмпирических корреляций до сложнейших гидродинамических ЗБ симуляторов [14] (рис. 1.3). Более сложные инструменты прогноза позволяют полнее учесть физические процессы, происходящие в пласте при разработке нефтяных месторождений. Однако сложные методы являются высокозатратными, требующими специалистов высокой квалификации, дорогостоящего программного обеспечения. Все это не позволяет использовать эту технологии достаточно широко. Кроме того, на практике для адекватного применения сложных моделей не всегда достаточно исходных данных и времени. Поэтому для проведения быстрых инженерных расчётов чаще применяют эмпирические характеристики вытеснения, которые определяются для каждого отдельного объекта разработки или месторождения в целом путём аппроксимации последнего представительного участка истории добычи каким-либо аналитическим трендом. Для осуществления прогноза найденный тренд экстраполируют на интересующий временной интервал. Недостатком такого подхода является отсутствие универсальности, так как на сегодняшний день в литературе опубликовано множество различных эмпирических математических зависимостей, которые рекомендуется использовать для предсказания добычи и конечной нефтеотдачи пласта. Прогнозы, сделанные по этим зависимостям, как правило, незначительно отличаются друг от друга на небольшом временном интервале, но могут существенно расходиться при прогнозе на далёкую перспективу и давать невы-

сокую точность прогноза.

Рисунок 1.3 — Классификация моделей для прогноза показателей разработки

Анализ большинства известных характеристик вытеснения представлен в работе [15]. Необходимо отметить, что все предложенные уравнения (характеристики, модели) получены эмпирическим путем на основе обобщения промысловых данных некоторого количества месторождений.

Впервые в отечественной литературе Чарным И.А. [16] был представ-

лен метод кривых обводнения. Автор установил связь между текущим дебитом всего месторождения в данный момент и суммарным количеством извлеченной жидкости, накопленной с начала разработки выразить в виде:

Q = -a- + b, (1.1)

Ч

где Q - накопленная добыча жидкости, q - текущая добыча, а и Ъ — const.

В координатах Q - (1/д) функция Q = Q(q) переходит в прямую линию с угловым коэффициентом а и отрезком, отсекаемым на оси ординат - Ъ. Значение отрезка характеризует начальный извлекаемый запас нефти.

Зависимость между суммарной добычей воды и суммарной добычей нефти в координатах Q воды - Q нефти в виде

у = Ъ-ах, (1.2)

где х и у — накопленные отборы нефти и воды была установлена Максимовым М.И. [17].

Как показывают данные исследований промысловых характеристик, конечный участок этой кривой переходит в прямую линию, коэффициенты а и Ъ определяются опытным путем на основе фактических данных эксплуатации нефтяных пластов. Для этого в полулогарифмических координатах строится зависимость \gy = Igb + х • \ga. В работе [18] для одного из месторождений Азербайджана приведен пример расчета по методу Максимова М.И.

Сазонов Б.Ф. в работах [19,20,21] предлагает определение извлекаемых запасов производить на основе зависимости между суммарной добычей нефти и отбираемой жидкости. Расчет времени, необходимого для извлечения остаточных запасов нефти определяется из соотношения:

t = b-axfq, (1.3)

где х - накопленная добыча нефти, q - текущий годовой отбор жидкости, t - время.

В работе [22] на примере ряда нефтяных месторождений Камбаров Г.С. показывает, что зависимость между накопленной добычей нефти и накоп-

ленной добычей жидкости (нефть + вода) на первом участке прямолинейна (безводный этап добычи нефти), а затем прямолинейность нарушается, и кривая QH = /(g) постепенно приближается к прямой соответствующей начальным извлекаемым запасам нефти (водный период).

I этап: QH = Q;

II этап: QH = W-ЫQ.

Здесь Ъ = const, W- потенциально извлекаемые запасы нефти.

В работе [22] приведен пример обработки промысловых данных о суммарной добыче нефти и жидкости по горизонту ПК1 ЮЗ месторождения Сураханы. На практике получила широкое распространение формула

(1.4)

где QH - накопленная добыча нефти, А,В,п- эмпирические коэффициенты. Пирвердян А.И. [23, 24] предложил зависимость вида

QH=a-b-4t. (1.5)

Для решения задачи определения начального извлекаемого запаса нефти в конкретной пластовой системе Гамзаев Х.М. [25] подчеркивает, что характер изменения накопленного отбора нефти ^-образный и предлагает трехпараметрическую модель

e(0=öooaß, (1.6)

где Q(t)- накопленный отбор нефти за определенный период, началь-

ß

ныи извлекаемый запас, а' — неизвестные параметры модели. Предложенный метод был опробован на залежи V блока месторождения нефти Дашлары.

Некоторые исследователи считают, что приведенные выше зависимости равноценны, предпочтение отдается той из них, для которой окажется выше коэффициент корреляции [26]. В своих исследованиях Багаутдинов P.A. проводит сопоставление результатов расчета коэффициента извлечения нефти (КИН) различными способами, включая эмпирические. В качестве объекта для прове-

дения сравнительного анализа выбрано Советское месторождение. Использовались модели Кожакина C.B. [27]

C, = f(M0,lqk,Vk,S,h), (1.7)

Гомзикова-Молотовой [28]

Ç = /(М0, lqb t, Кп, S, h, b0, Qm3, b), (1.8)

Мартоса-Куренкова [29]

С = / (const • exp(-102 -Sl^khl\iH), (1.9)

где С, - коэффициент извлечения нефти, \iH - вязкость нефти, Ма - соотношение вязкостей нефти и воды; к - проницаемость; Vk - коэффициент вариации проницаемости; h - нефтенасыщенная толщина; S — плотность сетки скважин; Кп - коэффициент песчанистости; b - начальная нефтенасыщенность; Ь0 - пересчетный коэффициент для нефти; t - температура пласта; QeH3 - доля балансовых запасов водонефтяной зоны; Назарова-Сипачева [30] и Порядина A.B. [31].

В статье Васильев В.А. [32] рассматривает возможность использования характеристик вытеснения для прогноза обводненности добываемой продукции из залежи фундамента месторождения Белый Тигр. Использовались характеристики вытеснения Пронякова И.Т. [33] и Базива-Лисовского [34]. На основании данных моделей была предложена новая модель вида

<^(' + 1)= qAt+f}\^ (1Л°) l~nnoe{t + \)

где q0K - текущая добыча жидкости, qH - текущая добыча нефти, Ппов ~ массовая обводненность добываемой продукции в поверхностных условиях.

Адаптация модели дифференциальной характеристики вытеснения дала высокую степень сходимости.

Комаров B.J1. [35] считает, что эффективные толщины и коллекторские свойства статистически функционально связаны и исследует связи запасов с этими параметрами.

Денисов С.Б. [36] предлагает зависимость вида:

ч\ = ККфф) (1.11)

где т| - начальные геологические запасы, Ьэфф~ эффективная нефтенасы-щенная толщина.

Автор считает перспективным применение данной методики при наличии прогнозных карт эффективных нефтенасыщенных толщин, построенных по сейсмическим данным. Предлагаемая методика позволяет оценить вероятное количество запасов уже на ранней стадии разработки.

Одной из актуальных задач нефтедобычи является задача предотвращения пескопроявлений и совершенствование методов борьбы с ними. Разрушение коллектора и вынос песка с добываемой продукцией являются причиной быстрого износа внутрискважинного оборудования и перекрытию интервала перфораций. Из-за песчаных пробок затрудняется или совсем прекращается движение жидкости к стволу скважины [37]. Разработано множество технических средств, предотвращающих вынос песка, отечественными (СП «Углеводородные Скважинные Системы», ООО НТЦ «ЗЭРС», ООО «РосФин», ООО «Отдельное конструкторское бюро нефтяного приборостроения», ООО «НПФ РИФИНГ», ЗАО «Самарские горизонты», Научно-производственное предприятие «Сигма-С») [38] и зарубежными (Weatherford International Ltd., Halliburton, Baker Huges, Chevron Corporation, BP, M-I Drilling Fluids, Stone Energy Corporation, Shell International, Eni - Agip, Texaco, Repsol и др.) компаниями.

Как правило, в практике применяются фильтры, комбинирующие несколько принципов устройств, которые дополняют друг друга [39]. Применяются щелевые фильтры с особой конструкцией из нержавеющей проволоки с треугольным сечением, навитую на продольный каркас. Такое сечение применяется в силу того, что треугольный проход создает эффект сопла при обратной промывке фильтра, а для случаев, когда эксплуатация фильтра ведется интенсивно, предлагаются фильтроэлементы специальной износостойкой конструкции._________________________________________

Скважинный фильтр типа ФСК предназначен для предотвращения разрушения призабойной зоны слабо сцементированных коллекторов и выноса песка и других механических примесей при эксплуатации газовых скважин (на газовых и нефтяных месторождениях и ПХГ) [40]. Может применяться в комплексе с гравийно-намывными фильтрами или самостоятельно (в зависимости от геологического строения пласта или условий эксплуатации и конструкции забоя скважин).

В работе [41] описаны методы борьбы с пескопроявлениями продуктивных пластов ООО «РН-Пурнефтегаз». Осложненный пескопроявлением фонд добывающих скважин составляет 74 % от действующего. По результатам расследования преждевременных отказов электроцентробежных насосов (ЭЦН), в 40 % случаев причиной выхода из строя погружного оборудования является засорение и износ рабочих органов выносимым песком. Для борьбы с данным негативным явлением в ООО «РН-Пурнефтегаз» проведены испытания различных способов защиты.

В качестве механических способов было предложено применение фильтрующих систем (модуль-фильтры МВФ, ЭЦН со шламоуловителями ШУМ-5, входные модуль-фильтры ЖНШ. На основании результатов испытаний установлена низкая эффективность работы фильтров, которая была связана либо с быстрым заиливанием поверхности фильтрующего элемента мелкодисперсными алевролитами, либо невозможностью эффективно задерживать частицы размером менее 0,2 мм. Незначительный рост средней наработки на отказ (СНО) с 34 до 49 суток произошел только при использовании фильтрующих систем МВФ. Увеличение же количества взвешенных частиц (КВЧ) в продукции после установки трех видов фильтров в основном связано с интенсификацией анализируемых скважин.

Одним из самых распространенных способов крепления призабойной зоны пласта является закачка в пласт смол и композиций на их составе. Одна из таких технологий основана на использовании смолы Линк [42,43]. В отличие от других технологий в данном случае в призабойной зоне пласта не формируется монолитный экран, а благодаря частичному заполнению порового пространства

отверждаемой смолой создается хорошо проницаемая структура. Это происходит за счет неравномерного продавливания смолы композицией на основе гидрофобной жидкости, которая в 2 раза превышает объем закаченной смолы. Дополнительная адгезия пленки смолы к частицам породы обеспечивается за счет реакций, проходящих с выделением газа. Проведенный анализ за период с 2009 по 2010 г. закачек смолы в семь скважин Барсуковского направления показал рост средней наработки на отказ насосов с 40 до 73 суток и уменьшение содержания в продукции КВЧ с 196,4 до 101 мг/л. При общем снижении средней но-

о

минальной производительности насосов с 143,8 до 99,5 м /сут. дебит жидкости и нефти изменился незначительно.

На протяжении последних 3-5 лет на Ямбургском газоконденсатном месторождении наблюдается вынос пластового песка из скважин. Ежегодно на борьбу с пескопроявлением затрачиваются значительные трудовые и материальные ресурсы, но данная проблема все равно остается одной из наиболее важных. Повышенное содержание песка в продукции газовых скважин приводит к образованию забойных песчаных и псевдоожиженных пробок, которые вызывают резкое сокращение дебитов скважин. Также пескопрояв-ление скважин может вызвать образование песчано-жидкостных пробок в газопроводах-шлейфах и абразивный износ устьевого оборудования. Все эти факторы оказывают негативное влияние на технико-экономические показатели работы ЯГКМ, поэтому необходимо широкое внедрение в разработку эффективных методов ликвидации пескопроявлений. В настоящее время на месторождениях Западной Сибири при проведении капитальных ремонтов скважин (КРС) по борьбе с выносом песка и водопроявления применяются следующие технологии [44]:

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Орлова, Инна Олеговна, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча // ИКИ. -Москва-Ижевск, 2002. - 132 с.

2. Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 года // Нефтегазовое машиностроение. - М. : ВНИИОЭНГ, 2003. №5. -С. 2-3.

3. Коржубаев А.Г. Закономерности глобального энергообеспечения и нефтегазовая политика России // ЭКО. - 2005. - № 10. - С. 140-150.

4. Коржубаев А.Г. Нефтегазовый комплекс России в условиях трансформации международной системы энергообеспечения / Науч. ред. А.Э. Кон-торович. - Новосибирск : Академическое изд-во «Гео», 2007.

5. Коржубаев А.Г., Федотович В.Г. Финансово-экономический кризис 2008-2010 гг. и нефтегазовый комплекс России // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - 2010. - № 9. - С. 4-11.

6. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Нефть и газ России: состояние и перспективы // Нефтегазовая Вертикаль. - 2007. - № 7. - С. 51-59.

7. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Анализ тенденций развития нефтяного комплекса России: количественные оценки, организационная структура // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2009. - № 3. -С. 57-68.

8. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В., Ожерельева И.В. Стержень стратегического развития России // Бурение и нефть. - 2010. - № 3. - С. 3-9.

9. Путин В.В. Минерально-сырьевые ресурсы в стратегии развития российской экономики // Записки Горного института. - 1999. - Т. 144. -№ 1. - С. 3-9.

10. Миловидов К.Н., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Нефтегазообеспечение глобальной экономики : учеб. пособие / Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина. - М. : ЦентрЛитНефтеГаз, 2006. - 400 с.

11. Гумерский Х.Х, Жданов С.А., Гомзиков В.К. Прирост извлекаемых запасов за счет применения методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 5. - С. 38-40.

12. Антониади Д.Г., Валуйский A.A., Гарушев А.Р. Состояние добычи методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 1. - С. 16-23.

13. Гавура В.Е. и др. Современные методы повышения нефтеотдачи пластов. - М. : Недра, 2003. - 600 с.

14. РД 153-39.0-047-00 Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений

15. Черных В.В. Геолого-математические модели нефтегазодобычи. -М. : «Нефть и газ», 2008. - 454 с.

16. Чарный И.А. Метод расчета перемещения границы раздела нефти и воды в пластах // Изв. Ан СССР, ОТН. - 1954. - № 4. - 17 с.

17. Максимов М.И. Метод подсчета извлекаемых запасов нефти в конечной стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой // Геология нефти и газа. - 1959. - № 3. - С. 42-47.

18. Жданов М.А., Лисунов В.Г., Гришин Ф.А. Методика и практика подсчета запасов нефти и газа. - М. : Недра, 1967.

19. Губанов А.И., Колганов В.И., Сазонов Б.Ф., Жуков Д.М. влияние форсированного отбора жидкости на процесс обводнения и нефтеотдачу на примере разработки месторождения Яблоневый Овраг // Нефтяное хозяйство. -1962,-№6.

20. Сазонов Б.Ф. Характеристики процесса вытеснения несмешивающих-ся жидкостей в системе скважин // Труды Гипрвостокнефть. - 1962. - Вып. 5.

21. Сазонов Б.Ф. Современные технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. - М. : Недра, 1973. - С. 238.

22. Камбаров Г.С., Алмамедов Д.Г., Махмудова Т.Ю. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - 1974. - № 3. - С. 22-24.

23.Пирвердян А.И., Никитин П.И., Листенгартен Л.Б., Капелян М.Р. К вопросу о прогнозе добычи нефти и попутной воды при разработке слоисто-неоднородных коллекторов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. -1970.-№ 1.

24. Пирвердян А.И., Никитин П.И., Листенгартен Л.Б. и др. Методика проектирования разработки морских нефтяных месторождений. - М. : Недра, 1975.

25. Гамзаев Х.М. Метод определения извлекаемых запасов нефти по данным разработки // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 3. - С. 70-71.

26. Швецов И.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. - Самара, 2000. - 336 с.

27. Кожакин С.Б. Статистические исследования нефтеотдачи месторождений Урало-Поволжья, находящихся в поздней стадии разработки // Нефтепромысловое дело. - 1972. - № 7. - С. 6-11.

28. Гомзиков В.К., Молотова H.A. Оценка конечной нефтеотдачи залежей Урало-Поволжья на ранней стадии их изученности // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 12. - С. 24-26.

29. Мартос В.И., Куренков А.И., Ключарев B.C. Обоснование оптимальной конечной нефтеотдачи на стадии разведки месторождений. В кн. Методы подсчета нефти и газа. - М. : Наука, 1986. - 240 с.

30. Назаров С.Н., Сипачев Н.В. Методика прогнозирования технологических показателей на поздней стадии разработки нефтяных залежей // Нефть и газ. - 1972. - № Ю. - С. 41-45.

31.Порядин A.B. Определение эффективности повышения нефтеотдачи по интегральным характеристикам вытеснения // Нефтяное хозяйство. -1994.-№3,-С. 39-41.

32. Васильев В.А., Щекин А.И., Фомкин A.B., Трахачева Е.А. Прогнозирование обводненности добываемой продукции при разработке нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 6. - С. 48-50.

33.Проняков И.Т. Некоторые вопросы определения нефтеотдачи пластов по промысловым данным / Исследования нефтеотдачи пласта. Тр. ВНИИ, вып. XXIV. - М. : Гостоптехиздат, 1959. - 130 с.

34. Базив В.Ф., Лисовский H.H. Вопросы отбора жидкости при разработке нефтяных месторождений / Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научно-практической конференции (г. Москва, ЦКР 6-8 апреля 1999 г.). - М. : ОАО «ВНИИОНГ», 1999. - 404 с.

35. Комаров В.Л. Оценка коллекторских свойств песчаных пластов по данным «метода мощностей» // Тр. ин-та УФНИИ, 1963. - Вып. 11. -С. 271-302.

36. Денисов С.Б., Попова Е.А. Методика экспресс-оценки запасов нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 4. - С. 64-66.

37. Маслов И.И. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин. - М. : ВНИИОЭНГ, 1980. - 62 с.

38. Штурн Л.В., A.A. Кононенко. Отечественные фильтры для заканчи-вания скважин // Территория Нефтегаз. - 2010. - № 6.

39. Бочкарев В.К. Разработка технологий для ограничения и ликвидации водо- и пескопроявлений в нефтяных скважинах : дисс. канд. техн. наук. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2009. - 173 с.

40. Жуковский К.А. Ликвидация пескопроявлений оборудованием газовых скважин противопесочным фильтром с гравийной набивкой : дисс. канд. техн. наук. - Уфа : УГНТУ, 2002. 124 с.

41. Михайлов А.Г. Комплексная защита скважинного оборудования при пескопроявлении в ООО «РН-Пурнефтегаз» // Территория Нефтегаз. -2010.-№ 12.

42. Способ крепления призабойной зоны пласта / Румянцева Е.А., Ко-зупица Л.М., Чегуров С.П. Патент РФ № 2352764. Опубл. 12.10.2008 г.

43. Камалетдинов P.C. Обзор существующих методов борьбы с мехпри-месями // Производственно-технический журнал «Инженерная практика». - М. : Изд-во Energy Press, 2010. - № 2. - С. 6-13.

44. P.A. Гасумов, П В. Чемизов, О.С. Остапов. Технология укрепления обводненной призабойной зоны газовых и газоконденсатных скважин в месторождениях Западной Сибири // Сб науч. тр. / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь : СевКавНИПИгаз, 2002. - Вып. 36. - С. 105-109.

45. Моторин Д.В., Кротов П.С., Проблемы добычи газа на завершающем этапе разработки месторождений // Территория Нефтегаз. - 2011. - № 10.

46. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин : Учеб. для вузов. - Краснодар : Советская Кубань, 2002. - 582 с.

47. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М. : Недра, 2000. - 516 с.

48. Дороднов И.П. Влияние трещиноватости и дробимости пород на вынос керна // Нефтяное хозяйство. - 1974. - № 4.

49. Дороднов И.П. Формирование ствола скважины в процессе бурения. - Краснодар : Просвещение - Юг, 2002. - 280 с.

50. Кемени Дж., Снелл Дж. Конечные цепи Маркова. - М. : Наука, 1970.-272 с.

51. Кемени Дж., Снелл Дж. Конечные цепи Маркова. - М. : Наука, 1 970.-272 с.

52. Ли Ц., Джадад Д., Зелнер А. Оценивание параметров марковских моделей по агрессивным временным рядам. - М. : Статистика, 1977. - 222 с.

53. Казаков В.А. Введение в теорию марковских процессов. - М. : Советское радио, 1973. - 232 с.

54. Ривлина Т.С. К стохастической модели слоеобразования.

55. Гумбель Э. Статистика экстремальных значений. - М. : Мир, 1965.-460 с.

56. Захарченко Е.И., Пахомов P.A., Скиба Н.К. и др. Приложение марковских процессов к анализу механизма кернообразования. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - № 5.

57. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошных сред в бурении. - М. : Недра, 1989. - 270 с.

58. Ковалев Н.И. Повышение эффективности заканчивания и эксплуатации скважин на доразрабатываемых нефтяных месторождениях Ставрополья : Автореферат дис. ... канд. техн. наук. - Тюмень, 2003. - 24 с.

59. Кристеа Н. Подземная гидравлика. Т. 1. - М. : Гостоптехиздат, 1981.-342 с.

60. Мирзаджанзаде А.Х., Ентов В.М. Гидродинамика в бурении. - М. : Недра, 1985.- 196 с.

61. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. Т. 2. - М. : Недра, 1985. - 192 с.

62. Примеры расчетов по гидравлике под ред. А.Д. Альтшуля. - М. : Стройздат, 1977. - 254 с.

63. Стрельцова Ю.Г. Повышение эффективности добычи высоковязких нефтей глубиннонасосными установками : Дис. ... канд. техн. наук. Краснодар, 2011.-214 с.

64. Кендал М.Дж., Стюарт А. Статистические выводы и связи. - М. : Наука, 1973.-817 с.

65. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. - М. : Недра. - 1977.

66. Пирвердян A.M., Никитин Л.И., Листенгартен Л.Б. и др. Методика проектирования разработки нефтяных месторождений. - М. : Недра, 1975.

67. Камбаров Г.С., Алмамедова Д.Г., Махмудова Т.Ю. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - 1974. - № 3. - С. 22-24.

68. Черных В.В. Геолого-математические модели нефтегазодобычи. -М. : «Нефть и газ», 2008. - 453 с.

69. Медведский Р.И., Севастьянов A.A. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. - СПб. : Недра, 2004. - 192 с.

70. Мирзаджанзаде А.Х., Султанов Ч.А. Диагностика процессов нефтеотдачи пластов. - Баку : «Азербайджан», 1995. - 366 с.

71. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С., Разамат М.С., Вартумян Г.Т. и др. Методическое руководство по применению методов распознавания образов при термодинамических исследованиях газоконденсатных, газовых и нефтяных скважинах. - Баку : АзиНЕФТЕХИМ, 1975. - 56 с.

72. Мирзаджанзаде А.Х., Галямов А.К., Вартумян Г.Т. и др. Временное руководство по обработке и прогнозированию некоторых показателей режимов проводки скважин. - Баку : АзиНЕФТЕХИМ, 1971. - 70 с.

73. Арутюнов A.A., Аветисов А.Г., Кошелев А.Т. и др. Методика оценки надежности крепи скважин. - Краснодар : ВНИИКРнефть, 1985. - 82 с.

74. Дуда Р., Харт П. Распознавание образов и анализ сцен. - М. : Мир, 1976.-512 с.

75. Дюран Б., Оделл П. Кластерный анализ. - М. : Статистика, 1977. -

128 с.

76. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. - М.-Л. : Гос-топтехиздат, 1949. - 522 с.

77. Вартумян А.Г., Кошелев А.Т. Гидравлические сопротивления пористой среды. - М. : ВНИИОЭНГ НТЖ, 2006. - № 2. - С. 27-28.

78. Казанский A.B. Теория фильтрационной диффузии и приложение к задачам гидравлики и гидрогеологии. - М. : Наука, 1973. - 136 с.

79. Лейбензон Л.С. Нефтепромысловая механика. - Ленинград : Гос-топтехиздат, 1933. - Ч. 2. - 236 с.

80. Арутюнян A.C. Исследование и разработка технологических решений по управлению фильтрационными потоками в прискваженной зоне горизонтальных скважин: Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. - г. Краснодар, 2004 - 25 с.

81. Слепцов A.B. Разработка и исследование технологий управления фильтрационными потоками при эксплуатации горизонтальных нагнетательных скважин :Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. - Краснодар, 2006 - 25 с.

82. Вартумян А.Г. Исследование и совершенствование технологических решений по повышению нефтегазоотдачи продуктивных пластов : Ав-тореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. - Краснодар, 2006 - 24 с.

83. Черных В.А., Черных В.В. Методы функциональных итераций в математической физике и моделировании добычи газа. - М. : Нефть-газ, 2009. -258 с.

84. Слезкин Н.А. О развитии течения вязкой жидкости между параллельными пористыми стенками // НТЖ «Прикладная математика и механика». - Т. XXI. - Вып. 4. - 1977. - С. 591-593.

85. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. - М. : Гостоптехиздат, 1949. - 400 с.

86. Чарный И.А. Основы подземной гидравлики. - М. : Гостоптехиздат, 1953.-396 с.

87. Пирвердян A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта. - М. : Недра, 1982.-334 с.

88. Кристеа Н. Подземная гидравлика. Т. 1. - М. : Гостоптехиздат, 1961.-334 с.

89. Гилаев Г.Г., Бурштейн М.А., Вартумян Г.Т., Кошелев А.Т. Проблемы предупреждения и ограничения пескопроявлений в нефтедобыче. - Краснодар : Юг-просвещение, 2004. -124 с.

90. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. - М. : Недра, 1987. - 320 с.

91. ГОСТ 15467-79. Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения.-Введ. 01.07.79. М.:Изд-во стандартов,2001. 21с

92. ГОСТ 27.203-83.Надежность в технике. Технологические системы. Общие требования к методам оценки надежности. - Введ. 01.07.84. М.: Изд-во стандартов, 1984. 99 с.

93.Курбаев А.И. Надежность в машиностроении. - М.: Изд-во стандар тов, 1989.-225 с.

94. РД 50-690-89. Методы оценки показателей надежности по экспери ментальным данным. - Введ.01.01.91