Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015
Наша работа посвящена совершенствованию конструктивнорежимных параметров дегазации буровых растворов в процессе их приготовления, а также улучшению процессов гомогенизации и диспергации растворов.
Для исследований был выполнен обзор существующих типов дегазаторов, использование которых по экономическим, технологическим соображениям приемлемо в процессах приготовления растворов. Среди российских и зарубежных конструкций опубликованных в открытых источниках, были выбраны для исследования следующие конструкции: винтовой дегазатор, штуцерный дегазатор циклонного типа, дегазатор
«Rotary jet» фирмы «Налибуртон».[1]
Для выполнения достоверных лабораторных испытаний была создана модель автономного блока приготовления растворов с соответствии с теорией моделирования обеспечивающей условия силового геометрического и гидродинамического подобия, а именно равенство скоростей на модели и натуре: скорости жидкости затворения из насадки смесителя, скорости воздушного потока во всасывающей линии пневмотранспорта и др.
Разработанный диспергатор-дегазатор циклонного типа эффективно работает в составе автономного блока приготовления буровых промывочных и тампонажных растворов, который комплектуется питательным насосом низкого давления. Эффективность его использования подтверждает актом внедрения ООО «Гидронефтемаш», организацией осуществляющей капитальный ремонт нефтяных, газовых и артезианских скважин.
1 Будников В.Ф., Булатов А.И., Михайленко Ю.Г. Зарубежные конструкции смесительных устройств для затворения тампонажных растворов // Труды РИА, КГТУ и НТЦ ООО «Кубаньгазпром»/ Краснодар,
вып. 18, 2003. с. 338-342
2 Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин.– М.: Недра, 1981 – 301 с.
3 Мищенко В.И., Кортунов А.В. Приготовление, очистка и дегазация буровых растворов – Краснодар: Из-во «Арт Пресс», 2008. – 336 с.
ТЕХНОЛОГИЯ ЛОКАЛЬНОГО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН
(TECHNOLOGY OF LOCAL WELL CASSING)
(научный руководитель - профессор Балаба В.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Традиционная технология крепления скважин основана на стремлении увеличить протяженность ствола, перекрываемого обсадной колонной. Такой подход приводит к частым осложнениям, снижению качества крепления обсадных колонн и к негативным последствиям уже в процессе эксплуатации скважин. Избежать этого можно путем локального крепления скважин расширяемыми в поперечном сечении профильными обсадными трубами без уменьшения диаметра скважины и без цементирования по технологии, созданной в ТатНИПИнефти.
Оборудование для локального крепления скважин (ОЛКС) предназначено для применения в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах при бурении долотами диаметром 215,9 мм. При использовании оборудования ОЛКС-216-Р, ОЛКС-216-С и ОЛКС-216- РС диаметр ствола скважины не уменьшается, и дальнейшее бурение после установки профильного перекрывателя производят долотом диаметром 215,9 мм. При использовании оборудования ОЛКС-216У-Р, ОЛКС-216У-С и ОЛКС-216У-РС диаметр ствола скважины уменьшается, и дальнейшее бурение производят долотом диаметром 190,5 мм.
Между собой двухканальные профильные трубы оборудования ОЛКС-216-Р и ОЛКС-216У-Р соединяют с помощью резьбы ОГ1м-194. При применении ОЛКС-216-РС и ОЛКС-216У-РС трубы соединяют между собой с помощью резьбы ОГ1м-194 по цилиндрическим концам и с помощью сварки по профильному сечению (комбинированный вариант соединения).
При изоляции зоны осложнения перекрывателем ствол скважины в интервале его установки расширяют до диаметра 237 мм. Спускают на колонне бурильных труб перекрыватель и насосным агрегатом создают в ней давление от 10 до 12 МПа продолжительностью не менее 3 мин. Под действием давления профильные трубы выправляются (почти до круглого сечения) и прижимаются к стенке скважины. После снятия давления перекрыватель развальцовывают.
Изоляция зоны осложнения профильным перекрывателем считается качественной при выполнении, если осложнение в заданном интервале отсутствует и обеспечено свободное прохождение компоновки низа бурильной колонны внутри перекрывателя.
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕРМОИЗОЛИРУЮЩЕЙ ЖИДКОСТИ В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ ДЛЯ БОРЬБЫ С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ
(MODELING APPLICATION OF INSULATING PACKER FLUID IN PRODUCTION WELLS TO PREVENT ASPHALTENE SEDIMENTS)
(научный руководитель - доцент Кравченко М. Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на скважинном оборудовании осложняет добычу нефти, приводит к снижению дебита на объектах и сокращает межремонтный период.
Многочисленные исследования показали, что определяющим фактором, влияющим на образование АСПО, является снижение температуры по стволу эксплуатационной скважины. Избежать этого можно с помощью депарафинизации скважинного оборудования с помощью закачки в кольцевое пространство термоизолирующей жидкости.
Целью данной работы является оценка параметров зоны прогрева и моделирование распределения температуры по длине скважины.
Известно, что характер распределения температуры по стволу скважины зависит от передачи тепла движущейся жидкости окружающим породам. Интенсивность теплоотдачи скважины зависит от разницы температур жидкости и окружающих пород, а также теплопроводности кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной колонной. Не редко во время эксплуатации добывающих скважин происходит неконтролируемая теплопередача во внешнее пространство и потеря тепла из эксплуатационной НКТ, что приводит к выпадению смол, парафина, асфальтенов и образованию их отложений на стенках НКТ. В связи с этим возникает потребность в предотвращении неконтролируемых тепловых потерь по стволу скважины.
Для моделирования данного процесса требуется совместное решение задачи Стефана о растеплении пород вокруг ствола скважины и изменения температуры по стволу скважины. В данной работе получено численное решение задачи о растеплении грунта и распределению температуры по стволу НКТ для термоизолирующей жидкости и рассола с помощью программного комплекса математического моделирования COMSOL Multiphysics 4.4, проведен сравнительный аналитический расчет для системы скважина – цементный камень.
С помощью полученной модели найден эффективный метод решения задачи о фазовом переходе. В результате моделирования выявлено, что термоизолизолирующая жидкость уменьшает потери тепла из эксплуатационной НКТ и увеличивает температуру нефти на устье, что уменьшает возможность образование АСПО.
БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
(DRILLING FLUID FOR DRILLING HORIZONTAL WELLS)
Третьяк А.А., Лубянова С.И., Борисов К.А. (научный руководитель - доцент Рыбальченко Ю.М.) ЮРГПУ (НПИ) им. М.И. Платова
Сотрудниками кафедры «Бурение нефтегазовых скважин и геофизика» ЮРГПУ (НПИ) разработан раствор на углеводородной основе (РУО), обладающий высочайшими ингибирующими свойствами и нулевой фильтрацией. Предлагаемый РУО имеет улучшенные структурнореологические, энергосберегающие и природоохранные свойства для осложненных условий бурения. Экспериментально подтверждено явление синергетического эффекта при комплексной обработке бурового раствора несколькими реагентами.
При бурении разведочной скважины на Прибрежной площади Краснодарского края доказано улучшение крепящих свойств РУО за счет синергетического эффекта действия компонентов (водоотдача снижена практически до 0), липкость фильтрационной корки уменьшилась на 57%, а показатель увлажняющей способности снижен в 2,8 раза.
Состав раствора: Минеральное масло – 70%; ПАЦ-В -10%; КСl - 5- 10%; Комплексный ПАВ - (эмульгатор + гидрофобизатор) – 3-5%; Известь 5- 10 %; СаСl 2 -5%; пеногаситель 0,5-1%; Вода - остальное.
Подана заявка на предполагаемое изобретение.
Выполненные исследования позволили сделать следующие выводы:
1) применение этого раствора позволяет успешно сооружать разведочные скважины на нефть и газ глубиной более 3000 метров, на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися сланцами;
2) экспериментально подтвержден синергетический эффект действия компонентов РУО - комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности;
3) предлагаемый состав нового РУО, обладает высочайшей ингибирующей способностью, способствует замедлению процесса гидратации и набухания глинистых отложений;
4) предложенное сочетание реагентов позволяет раствору успешно предупреждать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы
в околоствольном пространстве скважины;
5) показано, что предлагаемый РУО обладает улучшенными смазывающими и антиприхватными свойствами при существенных энергосберегающих показателях и достаточном уровне экологической безопасности всех добавок.
БУРОВЫЕ КОРОНКИ НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ
(DRILL CROWNS NEW GENERATION)
Третьяк А.А., Гроссу А.Н., Борисов К.А. (научный руководитель - к.т.н., доцент Литкевич Ю.Ф)
ЮРГПУ(НПИ) им. М.И. Платова
Сотрудниками кафедры “Бурение нефтегазовых скважин и геофизика” ЮРГПУ(НПИ) разработаны буровые коронки нового поколения, армированные алмазно-твердосплавными пластинами (АТП). Получены три патента и поданы две заявка на изобретения. Часть коронки, вид сверху, показана на рисунке 1, где: 1-АТП, 2-цилиндрический клин, 3- промывочные каналы, 4-корпус коронки, 5-прижимной винт.
Рис. 1 Вид части коронки сверху Преимущество этих коронок является наличие установленных под
определенным отрицательным углом АТП, которые в процессе работы самозатачиваются и имеют 100% отработку алмазного слоя
Лабораторные и производственные испытания буровых коронок позволили сделать следующие выводы:
1)Применение коронок дает возможность достичь механической скорости бурения горных пород 11м/час, при средней категории по буримости –VIII, при этом проходка на коронку составила порядка 150м без замены АТП.
2)Внедрение коронок, армированных съемными АТП, с усовершенствованной гидравлической системой промывки позволило достичь производительности бурения 800 м на станок в месяц.
3)Экономический эффект от внедрения одной коронки, армированной съемными АТП, составляет 90,3 тыс.рублей.
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ТРАНСПОРТА НЕСТАБИЛЬНЫХ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ПРИМЕРЕ МЕЖПРОМЫСЛОВОГО КОНДЕНСАТОПРОВОДА
(SIMULATION OF TRANSPORT OF VOLATILE LIQUID HYDROCARBONS ON THE EXAMPLE CONSTRUCTION OF THE PIPELINE)
филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта
Для моделирования течения газожидкостных смесей в настоящее время применяются как методики, изложенные в различных нормативных документах, так и математические модели неизотермического течения нестабильного конденсата с использованием фундаментальных уравнений состояния и обобщенной теории транспорта ГЖС.
Для условий транспортировки нестабильной жидкости по конденсатопроводу Югид – Западный Соплеск были проанализированы результаты математического моделирования течения газожидкостной смеси в различных программных продуктах (HYSYS, Pipesim, ГазКондНефть) с учетом диаметра, изоляции, глубины заглубления, профиля трассы трубопровода, физико-химических свойств нестабильного конденсата, параметров работы конденсатопровода.
Результаты численного моделирования на основе наиболее распространенных программных продуктов показывают количественное и качественное отличие зависимости потерь давления и распределения основных параметров течения по длине трубопровода для расчета транспортировки нестабильных жидких углеводородов при использовании различных методик.
ТЕХНОЛОГИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ
(TECHNOLOGY OF USE OF ASSOCIATED OIL GAS IN EASTERN
(научный руководитель - к.т.н. Булчаев Н.Д.) Сибирский федеральный университет
В настоящее время в России разрабатывается более 1200 нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Вместе с нефтью добывается также попутный нефтяной газ (ПНГ) – ценнейшее сырьё для производства продуктов нефтегазохимии.
В связи с общемировым масштабом проблемы сжигания попутного нефтяного газа достоверный, прозрачный и регулярный учет и отчетность по объемам производства и сжигания ПНГ играют важную роль на глобальном уровне. Отслеживание прогресса в сокращении объемов сжигания попутного газа часто затруднено из-за противоречивости и ненадежности данных. Осуществлению регулярной глобальной оценки объемов сжигания ПНГ способствует использование спутниковых данных, позволяющих решать широкий диапазон задач.
Рациональное использование попутного нефтяного газа, извлекаемого из недр при добыче нефти, широко известна. Значительная его часть сжигается, газовые факелы – часто наблюдаемое явление на нефтяных месторождениях не только в России, но и по всему миру.
Проблема сжигания попутного нефтяного газа, является одним из наиболее актуальной задачей для России, т.к. страна занимает ведущие позиции в мире по объемам сжигания ПНГ.
Решением данной проблемы могла бы стать выработка
электроэнергии из попутного газа на поршневых и турбинных электростанциях для собственных нужд и реализации потребителям на внешний рынок.
Также среди предлагаемых технологий для решения проблемы утилизации ПНГ нетрадиционным способом является газохимическая переработка.
МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ ИЗ КОЛЛЕКТОРОВ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ
(METHODS FOR STIMULATION OF OIL RESERVOIRS BAZHENOV
Литвин В.Т. , Фарманзаде А.Р. Национальный минерально-сырьевой университет "Горный"
Большая территория распространения, развитая инфраструктура, огромные потенциальные запасы нефти высокого качества делают баженовскую свиту достаточно привлекательным объектом для большинства нефтяных компаний. В то же время, она требует грамотного изучения и правильного подхода к разработке, применение новейших и дорогостоящих технологий, а большие экономические риски не дают возможности мелким компаниям принять участие в добыче.
На сегодняшний день имеется опыт применения методов интенсификации притока сланцевой нефти, который будет представлен в данной работе. Были проведены исследования растворимости насыпки из керна пород баженовской свиты различными кислотами, а также рассмотрено влияния разного рода растворителей на краевой угол смачивания на границе порода баженовской свиты−нефть.
В заключении будут представлены рекомендации по исследованиям
и дальнейшие планы по изучению нефтематеринских пород баженовской свиты.
На рис. 1 изображены результаты растворимости пород баженовской свиты азотной кислотой в динамике при различных концентрациях, с использованием магнитной мешалки IKA RT 5 POWER, при пластовой температуре 105 о С