Июль 2016



  • Татарскому научно-исследовательскому и проектному институту нефти 60 лет

Для просмотра доп. инф. по статье или ее авторам достаточно "кликнуть" на соответствующей строке
ТатНИПИнефть - 60 лет


Интервью с директором ТатНИПИнефти Р.З. Сахабутдиновым

ТатНИПИнефть: исследования, технологии, инновации для компании «Татнефть», C. 6-9


Читать статью Читать статью



Геология и геолого-разведочные работы

553.98(470.41)
Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), В.Г. Базаревская, Т.И. Тарасова, О.В. Михайлова, С.Н. Михайлов (ТатНИПИнефть)

Геохимические критерии перспектив нефтегазоносности доманиковых отложений на территории Республики Татарстан, C. 10-13

Ключевые слова: доманиковые отложения, генерационный потенциал, степень зрелости, кероген, органическое вещество

Работы по изучению доманиковых отложений в ПАО «Татнефть» начаты в 2012 г. В настоящее время накоплено и проанализировано достаточное количество материалов. Установлено, что на территории Республики Татарстан доманиковые отложения состоят из: 1) собственно доманикитов – отложений, занимающих территорию обширной некомпенсированной впадины саргаевско-доманиково-мендымского бассейна, с содержанием органического вещества Сорг от 5 до 20 %; 2) доманикоидов – возрастного аналога биогермно-карбонатной верхнефранско-турнейской мелководно-шельфовой формации, занимающей осевые зоны Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов (ККСП) и всей территории республики, с содержанием Сорг от 0,5 до 5 %. 

В результате обобщения установлено, что собственно доманикиты представлены неравномерным чередованием пачек высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых пород с известняками и доломитами. Органическое вещество присутствует в диапазоне от сильно рассеянных до концентрированных разностей. Однако, несмотря на значительный диапазон изменения, основная часть образцов керна (55 %) относится к группе с содержанием органического вещества более 4 %. Вне зависимости от его концентрации доманикиты характеризуются значениями индекса HI от 300 до 600 мг∙УВ/г, что характерно для нефтематеринского керогена типа II (сапропелевый). Преобразованность пород в целом низкая – по данным пиролиза в среднем по площади значение Тmax составляет 425 оС, что соответствует зоне конца протокатагенеза (ПК3). Следовательно, собственно доманикиты находятся в начале главной фазы нефтеобразования. При этом на территории Южно-Татрского свода зрелость отложений выше, чем на территории Мелекесской впадины, что, вероятно, связано с геотемпературным режимом рассматриваемой территории, а также с условиями сероводородного заражения, которое повлияло на распределение зрелости пород и тип керогена. В целом состав и плотность нефти Татарстана служат подтверждением такого вывода. 

Доманикоидные отложения сложены карбонатными разностями с различным содержанием органического вещества, однако концентрации органического вещества достаточно низкие. В сравнении с доманикитами в доманикоидах больше вклад гумусового вещества. Преобразованность пород низкая – по данным пиролиза в среднем по значение Тmax составляет 424 оС, что соответствует зоне протокатагенеза (ПК3). Индекс продуктивности PI согласуется со значениями Тmax и так же соответствует зоне протокатагенеза (ПК3). 

Следовательно, и доманикиты и доманикоиды обладают полным, еще не израсходованным потенциалом, так как находятся в конце протокатагенеза – начале мезокатагенеза на всей части рассматриваемой территории. Однако, учитывая возможность образования ранних нефтей и наличие установленных залежей нефти в доманиковых отложениях, приуроченных к естественным зонам трещиноватости, можно заключить, что данные отложения являются перспективными для обнаружения новых нетрадиционных залежей нефти. Для данного типа залежей необходимо отработать технологии добычи, основанные на принципах термического воздействия, а также технологии кислотных, многозонных гидроразрывов пласта.



Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.832.582
Р.С. Хисамов, Р.Ш. Динмухамедов (ПАО «Татнефть») К.М. Мусин, (ТатНИПИнефть), Т.Р. Абдуллин, Т.В. Шипунов (ООО «НТЦ Татнефть»)

Применение ядерного магнитного каротажа в сильном поле для оценки вязкости на месторождениях сверхвязкой нефти Татарстана, C. 14-18

Ключевые слова: сверхвязкая нефть, ядерный магнитный резонанс (ЯМР), вязкость, ядерный магнитный каротаж (ЯМК) в сильном поле
Рассмотрено определение вязкости тяжелой нефти по данным ядерного магнитного каротажа (ЯМК) в сильном поле. В основе разработанной методики лежит корреляционная зависимость вязкости и времен спин-спиновой релаксации T2 образцов тяжелой нефти. Пробы тяжелой нефти получены из нефтенасыщенного керна оценочных скважин методом высокоскоростного центрифугирования. Для проведения лабораторных исследований при стандартных условиях использовался спектрометр GeoSpec 2/100 (Oxford Instruments). На основе исследования более 100 образцов нефти установлены эмпирические зависимости, позволяющие на основе данных о магнитно-релаксационных свойствах тяжелой нефти в поровом пространстве коллектора провести оценку вязкости. Определено, что наилучшей корреляцией с вязкостью исследованной нефти обладает среднее логарифмическое время спин-спиновой релаксации, что в совокупности с использованием рассчитанной отсечки по времени Т2<20 мс позволяет добиться точности оценки вязкости 20 %. На основании полученной корреляции и разработанной методики обработки данных ядерного магнитного резонанса представлены результаты проведенных опытно-промысловых работ по оценке неоднородности распределения вязкости тяжелой нефти в пластовых условиях методом ЯМК в сильном поле. Скважинные исследования проводились совместно с ООО «ТНГ-Групп» с использованием современных приборов ЯМК в сильном поле отечественного производства: ЯМК1 (разработка Казанского (Приволжского) Федерального университета), МРКТ (разработка ООО «ТНГ-Групп»). Полученные результаты сопоставлены с прямым замером вязкости в условиях пласта с использованием специализированного вибрационного вискозиметра HOV-700 производства компании Vinci Technology, имеющего термобарическую измерительную ячейку c возможностью имитации пластового давления и температуры.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.031.011.43:550.822.3
О.С. Сотников,.М. Ремеев, Д.В. Нуриев, М.Р. Хисаметдинов, К.М. Мусин (ТатНИПИнефть), Р.К. Хайртдинов (ЗАО «Предприятие «Кара Алтын»)

О влиянии различных реагентов на смачиваемость гидрофобных карбонатных пород, C. 19-23

Ключевые слова: смачиваемость, пропитка, индекс Амотта – Харви, краевой угол смачивания
Результаты исследования керна башкирского яруса Аканского месторождения свидетельствуют, что породы данных отложений являются преимущественно гидрофобными, из-за чего возникают трудности с реализацией эффективной системы заводнения. По современным представлениям коэффициент вытеснения в преимущественно гидрофобных коллекторах можно повысить путем гидрофилизации коллектора и снижения межфазного натяжения на границе нефти и закачиваемого агента. Проведены экспериментальные исследования по определению химического реагента, который способен наиболее эффективно изменять смачиваемость изначально гидрофобной породы в сторону гидрофилизации поверхности порового пространства. На первом этапе из различных химических реагентов выбраны три наиболее перспективных, для разных концентраций этих реагентов определены межфазное натяжение в системе нефть – водный раствор реагента и контактный угол смачивания. В результате рекомендованы реагенты, которые максимально снижают межфазное натяжение и контактный угол смачивания, и определены их оптимальные концентрации. На втором этапе проведены эксперименты по определению показателя смачиваемости методу Амотта на керне башкирского яруса Аканского месторождения с использованием данных реагентов. Установлено, что наиболее эффективно смачиваемость изменяют растворы водорастворимого неионогенного ПАВ (0,5 %) с этиленгликолем (2 %) и высокорастворимого комплексного ПАВ (0,5 %) в пластовой воде. Увеличение концентрации ПАВ в растворе от 0,5 до 1 % не способствует изменению индекса Амотта – Харви и гидрофилизации породы. Добавка 2 % этиленгликоля в 0,5%-ный и 1 %-ный растворы водорастворимого неионогенного ПАВ в пластовой воде способствует большему смещению индекса Амотта – Харви в сторону гидрофилизации породы по сравнению с исходными растворами ПАВ без добавки.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4:622.243.24
Н.В. Музалевская, О.В. Разуваева, С.Ю. Ибатуллина, М.А. Лифантьева (ТатНИПИнефть)

Анализ геологических и технологических данных участков заложения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах месторождений ПАО «Татнефть», C. 24-27

Ключевые слова: карбонатные отложения, скважина, дебит, трещиноватость, обводненность

В последние годы в эксплуатацию интенсивно вводятся карбонатные коллекторы, отличающиеся пониженными пористостью и проницаемостью матричного каркаса. Проанализированы результаты бурения, освоения и эксплуатации горизонтальных и боковых горизонтальных стволов, пробуренных на карбонатные отложения месторождений Республики Татарстан. Для оптимального размещения скважин на 302, 303, 665 залежах Ромашкинского месторождения в пласте ВС кизеловского горизонта Бавлинского месторождения построены детальные трехмерные геологические и гидродинамические модели, учитывающие результаты сейсморазведочных работ. Анализ работы горизонтальных скважин, пробуренных на залежи 302, показал, что их начальные дебиты нефти в 1,44 раза превышающие дебиты наклонно направленных скважин. Зависимость дебитов нефти от эффективной длины ствола не установлена. Обводненность добываемой продукции начинает увеличиваться с первых месяцев работы скважин и не зависит от расстояния между горизонтальным стволом и поверхностью водонефтяного контакта (ВНК). Одной из причин быстрого обводнения добываемой продукции является размещение горизонтальных скважин в зонах с высокой плотностью и большой раскрытостью трещин.

Горизонтальные скважины, пробуренные на турнейский объект Бавлинского месторождения, эксплуатируются практически в безводном режиме, начальные дебиты нефти в 1,7 раза превышают дебиты наклонно направленных скважин. Траектории стволов проложены по нефтенасыщенному пласту с высоким электрическим сопротивлением кизеловского горизонта (С1кз). От нижележащего, преимущественно водонасыщенного, пласта с низким электрическим сопротивлением он отделяется пачкой плотных непроницаемых карбонатов. Боковые горизонтальные стволы, пробуренные на данково-лебедянский объект (залежь 665 Ромашкинского месторождения), обводняются в первые месяцы эксплуатации. Рост обводненности не зависит от расстояния между горизонтальным стволом и поверхностью ВНК.  Коллекторские свойства пород невысокие. Породы нередко разбиты вертикальными и слабонаклонными трещинами. Начальные дебиты нефти боковых горизонтальных стволов не превышают дебиты наклонно направленных скважин.

Только детальное изучение целевого объекта, влияния всех геологических, технологических факторов на работу горизонтальных скважин позволит оптимизировать их размещение.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4.001.57 + 622.276.43»5»
М.Н. Ханипов, А.В. Насыбуллин, Рав.З. Саттаров, Рам.З. Саттаров (ТатНИПИнефть)

Оценка влияния неоднородности коллектора на эффективность нестационарного заводнения с применением геолого-гидродинамического моделирования,C. 28-29

Ключевые слова: вариограммный анализ, стохастическое геологическое моделирование, гидродинамическое моделирование, нестационарное воздействие

Оценена эффективность применения нестационарного заводнения на стохастических геолого-гидродинамических моделях с различными параметрами неоднородности пласта и различными режимами и схемами работы скважин. Выполнен анализ распределения рангов вариаграмм распределения пористости на площадях Ромашкинского месторождения в пакете Irap RMS (Roxar). Показано, что ранг вариограммы изменяется в пределах от 100 до 1500 м и имеет логнормальный вид распределения. Ранг вариограммы созданных геологических стохастических моделей (варианты) изменялся в пределах 100-1000 м с шагом 50 м. Для каждого варианта построено 10 равновероятных реализаций моделей. Для каждой реализации варианта сгенерированы 20 режимов эксплуатации скважин. Всего построено 3820 гидродинамических моделей. На созданных моделях оценена чувствительность эффективности применения нестационарного заводнения к каждому из параметров: ранг вариограммы, схема нестационарного заводнения, продолжительность остановки скважин.

Сделаны следующие выводы. С увеличением ранга вариограммы стандартное отклонение (разброс значений накопленной добычи нефти от среднего) по вариантам увеличивается. С ростом числа одновременно останавливаемых скважин эффективность нестационарного заводнения повышается. С увеличением срока остановки нагнетательных скважин эффективность нестационарного заводнения возрастает для вариантов с числом единовременно остановленных скважин от одной до четырех. Для варианта одновременной остановки шести нагнетательных скважин эффективность нестационарного заводнения снижается и стремится к предельному значению. При дальнейшем увеличении периода остановки (более 14 сут) эффективность не изменяется. По результатам эксперимента наилучшим вариантом нестационарного заводнения при блочной схеме расположения скважин является одновременная остановка шести нагнетательных скважин на 1 сут.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


665.61.035.6+622.276.1/.4.001.57
Р.Х. Низаев, Р.Ш. Назмутдинов, Р.И. Хафизов (ТатНИПИнефть)

Гидродинамическое моделирование бобриковских отложений с учетом реологических свойств нефти, C. 30-32

Ключевые слова: структурно-механические свойства, предельный градиент давления сдвига (ПГДС), неньютоновская жидкость, система разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН)

За последние десятилетия разведаны и введены в разработку месторождения нефти повышенной и высокой вязкости. Нефть данного класса, как правило, обладает вязкопластичными свойствами вследствие содержания таких высокомолекулярных компонентов, как асфальтены и смолы. Исследованы некоторые аспекты разработки нефтяных месторождений, нефть которых проявляет свойства псевдопластичной жидкости. По результатам исследования реологических свойств нефтей на месторождениях Татарстана представлена методика интерпретации имеющихся данных для использования в гидродинамических симуляторах. Рассмотрены типы жидкостей и выполнен анализ зависимостей вязкости от скорости сдвига.

Выявлена зависимость градиента давления от вязкости на примере бобриковского горизонта Мельнинского месторождения. При предельных значениях вязкости в расчетах погрешность составляет 5 % по сравнению с вариантом без учета пластичных свойств нефти. Показана необходимость учета структурно-механических свойств нефти. Для таких месторождений, в которых эти свойства проявляются достаточно выраженно, необходимо использовать карты распределения фактических градиентов давления на основе карт изобар с выделением перспективных участков для внедрения методов воздействия: уплотнение сетки, поддержания пластового давления (ППД), прогрева пласта. Оптимизация системы ППД и использование более плотной сетки скважин позволяет увеличить охват пласта воздействием и поддерживать достаточный перепад давления для фильтрации нефти с вязкопластичными свойствами при более высоком радиусе воздействия. Прогрев пласта позволяет уменьшить влияние вязкопластичных свойств в областях движения нефти с незначительной скоростью.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.61 + 622.276.031.011.43
П.Н. Кубарев, М.Р. Хисаметдинов, А.Г. Камышников, Т.А. Сапугольцева, Т.Ю. Елизарова (ТатНИПИнефть), Б.Г. Ганиев (НГДУ «Альметьевнефть»)

Применение индикаторного метода для изучения фильтрационных процессов после реализации комплексной технологии повышения нефтеотдачи, C. 33-35

Ключевые слова: карбонатные коллекторы, потокоотклонение, полимер-глинистая композиция, фильтрационные потоки, индикаторные исследования

Заводнение коллекторов сопровождается ускоренными прорывами воды к добывающим скважинам и формированием каналов низкого фильтрационного сопротивления, что отрицательно влияет на процессе разработки и приводит к снижению коэффициента извлечения нефти. Это обусловливает необходимость применения методов, направленных на выравнивание фронта вытеснения и перераспределения фильтрационных потоков. Для решения этой задачи разрабатываются и применяются различные методы увеличения охвата пласта вытеснением. Наиболее эффективными являются технологии многофакторного воздействия, влияющие на несколько параметров пластовой системы.

Исследовано влияние комплексной технологии ПГК-М, разработанной ТатНИПИнефтью, на изменение движения пластовых флюидов на участке воздействия. Эффективность применения потокоотклоняющей технологии подтверждена результатами индикаторных исследований с закачкой меченой жидкости. Для исследования применялись два различных по химическому составу, но отвечающих одним и тем же требованиям по проведению трассерных исследований индикатора. Индикаторные исследования позволили установить основные направления движения закачиваемого агента по пласту до и после применения технологии ПГК-М, выявить высокопроницаемые пути фильтрации в межскважинном пространстве, а также подтвердили перераспределение потоков жидкости от нагнетательной скважины после применения потокоотклоняющей технологии. Сопоставление полученных данных индикаторных исследований с фиксируемыми изменениями текущих технологических показателей участка подтвердило эффективность технологии ПГК-М.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.652
А.Т. Зарипов, д.т.н., Д.К. Шайхутдинов (ТатНИПИнефть)

Оценка последствий остановки реализации технологии парогравитационного воздействия, C. 36-39

Ключевые слова: сверхвязкая нефть, тепловые методы, парогравитационное дренирование, остановка скважин, повторный запуск, эффективность эксплуатации

Разработка залежей нефти методом парогравитационного дренирования предусматривает непрерывную закачку большого количества теплоносителя в нагнетательные горизонтальные скважины. В результате выше добывающих горизонтальных скважин, расположенных параллельно стволу и на 5-7 м ниже нагнетательной скважины, формируется паровая камера. Реализация технологии сопровождается разогревом пород и флюидов, т.е. происходят постоянные потери тепла в окружающую среду.

В некоторых случаях может возникать необходимость остановки закачки или работы всей системы по технологическим, экономическим или экологическим причинам. Для оценки последствий остановки горизонтальных скважин выполнены расчеты на гидродинамической модели на примере одной из залежей сверхвязкой нефти шешминских отложений на территории Республики Татарстан. Результаты модельных исследований показали, что остановка закачки приведет к уменьшению объемов созданной паровой камеры и потерям внесенной в пласт энергии. После конденсации паровой камеры в пласте будет наблюдаться перераспределение флюидов в соответствии с их плотностью. Нефть мигриреут к кровле пласта ввиду ее меньшей плотности по сравнению с плотностью воды. При конденсации паровой камеры больших размеров, образованных несколькими парами скважин, нефть будет мигрировать по пласту в участки с более высокими гипсометрическими отметками. В результате в районе расположения добывающей скважины будет присутствовать значительное количество конденсата, что аналогично попаданию при бурении в зону с пониженной нефтенасыщенностью. В то же время при неполном остывании пласта возобновление процесса парогравитационного дренирования может быть менее затратным по сравнению с вариантом попадания в водонасыщенный интервал изначально.

Результаты исследований могут быть использованы при принятии решений по регулирующим параметрам при остановке парогравитационных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Понимание процессов, возникающих в пласте в процессе остывания паровой камеры, позволит применить более эффективные методы при повторном освоении залежей.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.245.1a
Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), Г.С. Абдрахманов, Ф.Ф. Ахмадишин, В.Е. Пронин (ТатНИПИнефть), Р.М. Исмагилов (ООО «ННПК «ЭХО»)

Совершенствование конструкций скважин, C. 40-43

Ключевые слова: расширяемые обсадные колонны, конструкции скважин, боковые горизонтальные стволы (БГС), профильные перекрыватели, профильный разобщитель, электрозатвор, беспроводная связь, дебиты и обводненность отдельных участков

В настоящее время в нефтегазовой отрасли активно развивается концепция бурения глубоких скважин, не ограниченных начальным диаметром ствола скважины. Концепция заключается в перекрытии пластов с разными давлениями и зон обвалов расширяемыми в поперечном сечении обсадными колоннами. Выделены два основных направления повышения рентабельности разработки нефтегазовых месторождений с использованием профильных расширяемых систем: 1) снижение затрат материалов и времени за счет разработки и строительства нетрадиционных конструкций скважин с применением расширяемых обсадных колонн; 2) увеличение коэффициента извлечения нефти за счет создания оборудования для разобщения и управляемой с поверхности добычи нефти из нескольких неоднородных продуктивных зон.

Приведена краткая информация о традиционной десятиколонной конструкции скважины с телескопическим расположением обсадных колонн и десятиколонной конструкции скв. 18 ЗАО «Татнефть-Самара», построенной с использованием технологии локального крепления прогнозных зон осложнений расширяемыми профильными перекрывателями. Показано значительное сокращение материальных и энергетических затрат при бурении скважин в сложных горно-геологических условиях. Рекомендовано применение такого способа при бурении морских скважин. Отмечена возможность значительного увеличения дебита нефти скважин за счет сокращения обводненности продукции путем управляемого отбора жидкости из различных по коллекторским свойствам зон пласта (залежи). Наиболее перспективным направлением развития в этой области является разработка системы управления отбором жидкости с помощью электроклапанов с беспроводной связью. Для снижения капитальных вложений в разработку малых по площади нефтяных залежей рекомендовано применение многозабойных скважин с горизонтальным окончанием.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.245.44
Р.И. Катеев, Т.М. Габбасов, А.Р. Исхаков, И.М. Зарипов, А.М. Зарипов (ТатНИПИнефть), Р.М. Миннуллин (НГДУ «Альметьевнефть»)

Технология селективной изоляции пластов в цементируемом интервале скважин с применением водонабухающих манжетных устройств, C. 44-47

Ключевые слова: качество крепления скважин, заколонный пакер, разобщение пластов, цементирование скважин, набухающий пакер
В настоящее время в ПАО «Татнефть» для качественного крепления скважин наряду с постоянно ведущимися работами по улучшению цементного камня проводится ряд геолого-технических мероприятий, таких как центрирование обсадных колонн, силикатная обработка продуктивного пласта, предварительная гидроизоляция ствола скважины, селективная изоляция химическими реагентами, применение заколонных пакеров и др. Предложено техническое средство – заколонный самоуплотняющийся манжетный пакер (ЗСМП) для изоляции цементируемого ствола скважины. ЗСМП устанавливается независимо от условий крепления выше кровли продуктивного пласта с целью предотвращения фильтрации жидкой фазы верхнего столба цементного раствора в проницаемый пласт и образования циркуляционных каналов в контактных зонах в период ожидания затвердевания цемента, а также для предотвращения обводнения продуктивного пласта от верхнего водоносного горизонта при его наличии. Возможна установка двух ЗСМП непосредственно в продуктивном пласте выше и ниже зоны перфорации для защиты цементной крепи от разрушения при перфорации, а также при планировании интенсивных методов освоения и обработки призабойной зоны. ЗСМП надежно защищает продуктивные пласты в скважине при ее креплении, освоении и эксплуатации, предотвращая движение различных по природе жидкостей вверх или вниз по заколонному пространству в случае нарушения герметичности цементной крепи и является доступной альтернативой дорогостоящим заколонным пакерам ввиду невысокой стоимости, простоты конструкции и технологии применения.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.56
В.В. Слесарева (ООО НПЦ «Нефтегазовые технологии»), А.Н. Береговой, О.И. Афанасьева, О.М. Андриянова (ТатНИПИнефть), К.В. Шишкин (НГДУ «Ямашнефть»)

Определение относительных дебитов нефти скважин, эксплуатирующих два горизонта и более, на примере месторождений НГДУ «Ямашнефть», C. 48-51

Ключевые слова: парциальные дебиты, спектрофотометрия, правило аддитивности, статистическая оценка

Рассмотрена проблема определения парциальных дебитов объектов в скважинах, вскрывших несколько эксплуатационных объектов. Известно, что физико-химические свойства и состав нефти изменяются по толщине и площади залежи, а также в процессе ее разработки. Это находит отражение в таких параметрах, как плотность, вязкость, фракционный состав, давление насыщения, газовый фактор, содержание асфальтенов, смол, серы и др. Однако значения этих параметров часто находятся в пределах ошибки измерений, лабораторное определение большинства из них весьма трудоемко. Использование комплекса параметров для контроля процесса разработки базируется на регулярном отборе и анализе проб добываемой нефти. Кроме того, использование данного способа предполагает создание базы данных, содержащей информацию о свойствах нефти каждого эксплуатационного объекта, входящего в состав месторождения (по скважинам с перфорацией одного эксплуатационного горизонта).

В ТатНИПИнефти разработана методика определения парциальных дебитов объектов в скважинах, вскрывших два и более эксплуатационных объекта с использованием спектрофотометрии. С использованием методики проведена идентификация нефти, отобранной из 28 скважин Ерсубайкинского, Шегурчинского и Ямашинского месторождений, оборудованных установками, обеспечивающими разобщение вскрытых продуктивных пластов и их раздельную эксплуатацию. Получено удовлетворительное соответствие с результатами, полученными при проведении переподгонки плунжера в насосе в скважинах, оборудованных установками для одновременно-раздельной добычи (однолифтовая конструкции), а также с имеющейся исторической информацией по объектам.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экологическая и промышленная безопасность

502.5:622.276
Н.Г. Ибрагимов, Р.М. Гареев (ПАО «Татнефть»), П.Н. Кубарев, О.Е. Мишанина, Е.В. Хисамутдинова (ТатНИПИнефть)

Итоги реализации «Экологической программы ПАО «Татнефть» на 2000–2015 годы», C. 52-55

Ключевые слова: экологическая программа, устойчивое развитие, экологическая безопасность, компоненты окружающей среды, выбросы, сбросы

Концепция устойчивого развития в настоящее время является официальной стратегией мирового развития. ПАО «Татнефть» успешно реализует эту концепцию через последовательное выполнение экологических программ. В 2015 г. завершена реализация третьей долгосрочной Экологической программы, рассчитанной на 2000-2015 гг. Эта программа как последовательное продолжение предыдущих экологических программ была ориентирована на сохранение благоприятной окружающей среды региона деятельности ПАО «Татнефть».

Мероприятия третьей Экологической программы были направлены на охрану всех компонентов окружающей среды, подвергающихся воздействию со стороны нефтедобывающего комплекса. Ее финансирование осуществлялось за счет собственных средств компании и составило более 68 млрд. руб. Всего выполнено 34 вида мероприятий, разделенных на три блока по приоритетному направлению действия: почва и воды, недра, атмосферный воздух. Многолетняя практика нефтедобычи показала, что важнейшим условием предупреждения загрязнения окружающей среды является обеспечение безаварийной эксплуатации нефтепромысловых сооружений посредством планомерного повышения их надежности. Поэтому большинство мероприятий относится к основной производственной деятельности и носит превентивный характер. Основными мероприятиями являлись поддержание технического состояния трубопроводов и емкостного оборудования на надлежащем уровне с использованием различных технологий, а также их ремонт; катодная защита нагнетательных и добывающих скважин, внедрение высоконадежных пакеров и защищенных насосно-компрессорных труб; внедрение установок улавливания легких фракций и перевод автомобилей на газовое топливо.

Системой производственного экологического контроля (ПЭК) охвачены все лицензионные участки ПАО «Татнефть». Осуществляется ПЭК водных объектов, атмосферного воздуха населенных пунктов и на границе санитарно-защитных зон производственных объектов. По результатам ПЭК содержание нефтепродуктов и хлоридов в основных реках региона не превышает установленных нормативами предельно-допустимых концентраций, продолжается процесс устойчивого снижения концентрации вредных веществ в подземных водах, все выбросы в атмосферный воздух находятся в пределах установленных нормативов.

Компания в своем развитии ставит новые цели, поэтому сохранение качества окружающей среды в регионе деятельности в новых условиях продолжает оставаться актуальным. В настоящее время в компании разработана четвертая Экологическая программа, рассчитанная на 2016-2020 гг.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


502.55:553.98(470.41)
М.Н. Мингазов, А.А. Стриженок, П.Н. Кубарев (ТатНИПИнефть)

Изучение динамики экзогенного рельефообразования Республики Татарстан для обеспечения экологической безопасности разработки месторождений сверхвязкой нефти, C. 56-60

Ключевые слова: экзогенные процессы, неотектоника, морфоструктурные и аэрокосмогеологические исследования, структурно-геоморфологическая съемка, ослабленные зоны, восходящие перетоки

Для обеспечения экологической и промышленной безопасности разработки залежей сверхвязкой нефти изучена динамика экзогенного рельефообразования региона путем проведения полевых и камеральных работ методами прикладных морфоструктурных и аэрокосмогеологических (ландшафтно-индикационное дешифрирование аэрофотоснимков) исследований. Совокупность этих исследований позволила изучить рельеф региона относительно его современной активности и выделить ослабленные участки, где произойти прорыв теплоносителем или пластовыми флюидами пород зоны аэрации при последующей разработке залежей. Изучены динамика и интенсивность современного рельефообразования.

На этапе камеральных работ проведено геоиндикационное дешифрирование крупномасштабных аэрофотоснимков и топографических карт с целью изучения динамики экзогенных процессов на территории Черемшано-Бастрыкской зоны. Выделены участки с аномальным характером экзогенного морфогенеза, где развит почти весь спектр геоиндикаторов активной геодинамической обстановки. Определена трещиноватость отложений верхнепермской системы Черемшано-Бастрыкской зоны. Верхнепермские отложения региона характеризуются пестрой картиной трещиноватости.

Составлена карта новейшей тектоники Черемшано-Бастрыкской зоны по кровле ассельских отложений, на которой выделены участки и зоны положительных и отрицательных деформаций ассельского структурного плана. С целью снижения экологических рисков рекомендовано не размещать скважины, добывающие сверхвязкую нефть, в зонах отрицательных превышений, так как нисходящие движения блоков земной коры выдавливают углеводороды и пластовые флюиды из структуры, т.е. разрушают залежи углеводородов.

Результаты исследований показали, что на территории Черемшано-Бастрыкской зоны интенсивность и динамика экзогенного морфогенеза достаточны для вскрытия эрозионными и флювиальными процессами битумовмещающих отложений верхнепермской системы, что может быть одной из причин возможного прорыва теплоносителя и пластовых флюидов до интервала пресных вод и дневной поверхности.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Транспорт и подготовка нефти

622.276.8:665.622.43
Н.Г. Ибрагимов (ПАО «Татнефть»), А.Н. Судыкин, Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин, И.И. Уразов (ТатНИПИнефть)

Технологии и методы интенсификации процесса подготовки высоковязкой нефти, C. 61-63

Ключевые слова: высоковязкая нефть, технологии подготовки, методы и средства интенсификации

Эмульсии высоковязкой нефти характеризуется высокой устойчивостью к разрушению, что обусловливает необходимость применения для обезвоживания нефти высокой температуры нагрева, повышенной дозировки деэмульгатора и длительного времени отстаивания. Одним из способов повышения эффективности процессов обезвоживания и обессоливания нефти является интенсификация массообменных процессов с применением статического смесителя и коалесцентора. Эти устройства представляют собой трубные элементы с насыпной насадкой, в которых создается оптимальный гидродинамический режим движения эмульсии для процессов соответственно смешения и коалесценции.

Для подготовки сверхвязкой нефти (2000-9000 мПа·с) до товарной кондиции внедрена технология «жесткого» термохимического режима, предусматривающая нагрев нефти до температуры 85-90 ºС и глубокое ее обезвоживание с применением коалесценторов и электродегидраторов. Определен оптимальный диапазон напряженности электрического поля 1,5-2,0 кВ/см. Для разрушения осложненных эмульсий (промежуточные слои, жидкие нефтешламы), которые другими способами не обезвоживаются, разработана технология с применением метода испарения воды, предусматривающая разделение стадий нагрева и испарения. Установлено, что при увеличении массовой доли воды в нефти от 1 до 10 % необходимая для процесса испарения температура должна увеличиваться от 109 до 180 ºС, давление на стадии нагрева – от 0,14 до 1,0 МПа. Перспективным направлением разделения устойчивых водонефтяных эмульсий является применение ультразвукового воздействия. Для подготовки сверхвязкой нефти определены оптимальные параметры ультразвука: частота - 100 кГц, удельная акустическая мощность – 100-200 Вт/дм3, интенсивность воздействия – до 5 Вт/см2, время обработки – не менее 5 мин.

Разработанные и внедренные методы и средства интенсификации процессов обезвоживания и обессоливания тяжелой высоковязкой нефти ПАО «Татнефть» позволили снизить капитальные вложения и эксплуатационные затраты на подготовку нефти, повысить стабильность работы установок и гарантированно получать товарную нефть, соответствующую 1 группе качества.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Альметьевскому государственному нефтяному институту - 60 лет!


Р.М. Рахимова, д.с.н., М.Р. Минкин, к.и.н. (Альметьевский гос. нефтяной институт)

60 лет высшему нефтегазовому образованию в Республике Татарстан, C. 64-65


Читать статью Читать статью



Геология и геолого-разведочные работы

553.98(470.4)
С.В. Астаркин (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени), О.П. Гончаренко (Саратовский национальный исследовательский гос. университет им. Н.Г. Чернышевского), Ю.А. Писаренко (АО «Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики»), В.П. Морозов (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Типовые разрезы терригенного нижневизейского нефтегазоносного комплекса Среднего Поволжья, C. 66-68

Ключевые слова: бобриковский горизонт, типовые разрезы, обстановки
Бобриковский горизонт в пределах зоны сочленения Рязано-Сратовского прогиба и Жигулевско-Пугачевского свода характеризуется крайней изменчивостью толщин и стратиграфической полноты разреза, что связано с регрессиями и трансгрессиями в ранневизейское время. Разнообразие фациальных обстановок способствовало формированию неантиклинальных (стратиграфических и литологических) ловушек нефти и газа, с которыми связаны основные перспективы поисков углеводородов в последние годы. Работы, направленные на детализацию строения и реконструкцию обстановок формирования бобриковского горизонта весьма актуальны. Выполнена типизация разрезов продуктивного бобриковского горизонта в пределах зоны сочленения Рязано-Саратовского прогиба и Жигулевско-Пугачевского свода. В результате анализа материалов геофизических исследований скважин (ГИС) и детального литологического изучения кернового материала как по историческим скважинам, так и по вновь пробуренным, установлены три основных типа разрезов бобриковского горизонта и выявлены площадные закономерности их распространения. Вариативность в распределение эффективных толщин, пористости и проницаемости пород-коллекторов обусловлена литологической изменчивостью пород как по разрезу, так и по площади, а также определяется обстановками седиментации в палеобассейне. Типизация разрезов подчиняется палеоструктурному плану территории и связана в значительной степени с палеогеоморфологическими чертами строения бассейна и аккумуляции осадков. Анализ особенностей рассматриваемых типов разрезов – фациальных условий осадконакопления, позволил выделить наиболее перспективные интервалы разрезов для поисков залежей углеводородов. В качестве перспективного выделен второй тип разреза, с которым могут быть связаны как залежи антиклинального типа, так и ловушки неантиклинального типа. Последние могут быть встречены в региональных зонах выклинивания пластов на бортах прогибов.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98.061.4
Б.В. Успенский, Р.Ф. Вафин, В.П. Морозов (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Зависимость коллекторских свойств пород ашальчинской пачки от условий ее формирования, C. 69-71

Ключевые слова: тяжелая нефть, битум, освоение, условия седиментации, коллекторские свойства
Выявлены закономерности изменения коллекторских свойств месторождений трех зон песчаной пачки шешминского горизонта: северной, южной и центральной. Зоны выделены ПАО «Татнефть» и подготовлены к первоначальному освоению. Исследованы следующие зависимости: открытая пористость - битумонасыщенность (весовая и объемная), открытая пористость - карбонатность, открытая пористость - объемная плотность, карбонатность - объемная плотность, битумонасыщенность (весовая и объемная) - карбонатность, а также битумонасыщенность продуктивных пластов с глубиной их залегания. Выявленные закономерности изменения коллекторских свойств пород и битумонасыщенности по разрезу пачки песчаника могут быть следствием не только изменяющихся условий формирования осадков, но и результатом влияния постседиментационных процессов, в результате кальцитизации или перераспределения карбонатного цемента в породе под воздействием агрессивных продуктов разрушения (окисления, биодеградации) нефтяных залежей.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.98.061.32
Е.А. Ракитин (ТО «СургутНИПИнефть»)

Влияние глинистых микрослойков и карбонатно-ангидритовых включений на достоверность определения коэффициента нефтенасыщенности, C. 72-74

Ключевые слова: текстурно-неоднородные коллектора, глинистые прослои, геофизические исследования скважин (ГИС), электропроводность пластопересечения, коэффициент нефтенасыщенности
Рассмотрены терригенные горные породы-коллекторы, текстурная неоднородность которых обусловлена сочетанием литолого-седиментационных факторов и проявлением постседиментационных эпигенетических преобразований. Первичные осадочные текстуры в песчаниках связаны с неравномерным распределением линзочек, тонких слойков и прослоев аргиллитов толщиной от нескольких миллиметров до 20-30 см. Вторичные текстуры сформированы постседиментационными эпигенетическими процессами и выражены пятнистыми включениями карбонатно-ангидритового материала в песчано-алевритовой матрице породы. Приведен алгоритм определения коэффициента нефтенасыщенности пород-коллекторов с трехкомпонентной текстурной неоднородностью по данным изучения керна и геофизических исследований скважин (ГИС). Впервые предложена петрофизическая модель коллекторов с трехкомпонентной текстурной неоднородностью (песчаный, глинистый и карбонатно-ангидритовый компоненты), описывающая взаимосвязь между емкостными и литологическими параметрами. Определение параметров модели основано на результаты исследований и фотографий керна, насыщенного углеводородами. На базе современных теоретических представлений о неоднородных средах и аналитического расчета электропроводности многокомпонентной системы предложен и апробирован алгоритм расчета истинных коэффициентов нефтенасыщенности пластопересечения с трехкомпонентной текстурной неоднородностью. Показано, что в зависимости от соотношения содержания глинистых и карбонатно-ангидритовых прослоев истинный коэффициент нефтенасыщенности пластопересечения, выделяемого по комплексу ГИС может либо завышаться, либо занижаться. Коэффициент нефтенасыщенности песчаного компонента определяется по скорректированным значениям удельного электрического сопротивления с учетом содержания глинистых и карбонатно-ангидритовых компонентов, а также петрофизических зависимостей электрических параметров от коэффициентов пористости и водонасыщенности для текстурно-однородных образцов. Достоверность полученных коэффициентов нефтенасыщенности оценена сопоставлением с результатами прямых измерений на керне.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

622.243.2
Е.Г. Гречин (Тюменский индустриальный университет), С.Н. Бастриков (АО «СибНИИНП)

Исследование работы компоновки с двигателем-отклонителем в режиме вращения бурильной колонны, C. 76-79

Ключевые слова: забойная компоновка, управляемый двигатель, искривленный переводник, центратор
Объектом исследования является работа компоновки с управляемым винтовым забойным двигателем-отклонителем (ВЗДО), которая применяется при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин. Технология предусматривает чередование режимов вращения бурильной колонны и скольжения (направленного бурения). Для повышения качества ствола скважины и показателей бурения предложено увеличивать протяженность участка бурения в режиме вращения бурильной колонны, для чего необходимо выявить влияние различных факторов на траекторию скважины в заданном режиме. В результате теоретического исследования установлен ряд закономерностей. При повороте отклонителя в интервале угла установки 270-90° компоновка работает на уменьшение зенитного угла, реакция на долоте не зависит от диаметра скважины, мало зависит от угла искривления ВЗДО и увеличивается примерно в 1,5 раза с увеличением зенитного угла от 30 до 90°. В интервале угла установки отклонителя 90-0° и 0-270° компоновка работает на возрастание зенитного угла, реакция на долоте зависит от диаметра скважины и угла искривления ВЗДО и мало зависит от зенитного угла. Увеличение зенитного угла создает тенденцию к его уменьшению в режиме вращения; увеличение угла искривления ВЗДО способствует росту зенитного угла скважины. При бурении в мягких породах преобладает тенденция к падению зенитного угла, при бурении в твердых породах – к его увеличению. Выявленные закономерности позволят оператору более точно с учетом конкретных условий установить параметры коррекции траектории и увеличить протяженность участка бурения в режиме вращения бурильной колонны, сократив число переходов к направленному бурению.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.031
Н.Н. Михайлов, д.т.н. (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), И.П. Гурбатова, к.т.н. (филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), К.А. Моторова (МГУ имени М.В. Ломоносова), Л.С. Сечина (ИПНГ РАН)

Новые представления о смачиваемости коллекторов нефти и газа, C. 80-85

Ключевые слова: микроструктура, коллектор, углеводороды, смачиваемость, капиллярное давление, расклинивающее давление
Рассмотрен широкий круг физико-геологических факторов, определяющих смачиваемость коллекторов нефти и газа. Смачиваемость играет ключевую роль в любом процессе извлечения нефти и существенно влияет на коэффициенты извлечения нефти, относительные фазовые проницаемости, капиллярное давление, удельное электрическое сопротивление пласта и другие параметры. Пренебрежение эффектами смачивания обусловливает ошибочные распределения насыщенности при геологическом моделировании, а также некачественные прогнозы показателей разработки при гидродинамическом моделировании. Проанализированы существующие типы смачиваемости и области их существования: сильно гидрофильная, сильно гидрофобная поверхности, промежуточное, смешанное, пятнистое, избирательное смачивание. Рассмотрено явление гидрофобизации внутрипоровой поверхности за счет адсорбции поверхностно-активных (полярных) компонентов нефти на природно-гидрофильных минеральных поверхностях. На основе современных представлений о физике микропроцессов в пористых средах и этапах геологического формирования залежей обосновано существование нового типа гетерогенной смачиваемости – микроструктурной смачиваемости, характеризующейся приуроченностью гидрофильных и гидрофобных участков к отдельным порам и капиллярам. Гидрофобизация на уровне пор и каналов формирует микроструктурную смачиваемость, так как поры различного размера, формы и минерального состава по-разному гидрофобизированы и, следовательно, имеют различную смачиваемость. В процессе гидрофобизации уменьшается количество свободных пор, нефть (пленочная, менисковая, контактная) занимает поры разного размера, изменяется конфигурация порового пространства (в присутствии углеводородов конфигурация сглаживается). Эти явления обусловливают необходимости детального изучения физики гидрофобизации на микроуровне. Установлена взаимосвязь между размерами и формой пор и их смачиваемостью, характерная для всего диапазона изменения пор. Наряду с выявленными закономерностями адсорбции углеводородов в зависимости от формы, размера и распределения пор исследовано также влияние минералогического состава внутрипоровой поверхности на адсорбцию водной и нефтяной фазы. В результате этих исследований сделаны выводы, что состав породы также существенно влияет на адсорбционные процессы.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4:552.54
В.Ю. Терентьев (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»), И.П. Гурбатова (филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), Т.Ф. Дьяконова, Т.Г. Исакова (АО «ЦГЭ»), М.С. Хохлова (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Особенности разработки карбонатных пород со смешанной смачиваемостью и определения коэффициента начальной нефтенасыщенности по данным на примере месторождений Тимано-Печорской провинции, C. 86-90

Ключевые слова: смачиваемость, карбонатные породы, экстракция керна, коэффициент нефтенасыщенности, экспонента насыщенности

Характер смачиваемости влияет на многие аспекты разработки нефтяных месторождений. Если коллектор является гидрофобным или обладает промежуточной смачиваемостью, а в экспериментах используются экстрагированные гидрофильные керны, то параметры вытеснения при заводнении могут оказаться завышенными. Коэффициенты вытеснения могут быть также определены неправильно, если керн имеет фракционную или смешанную смачиваемость. При проведении потоковых исследований, как правило, используют керны с естественной или восстановленной смачиваемостью. Стандартная подготовка образцов для петрофизических исследований карбонатных пород с измененной смачиваемостью приводит к завышению коэффициентов нефтенасыщенности по данным геофизических исследований скважин(ГИС) и, как следствие, погрешностям в подсчете геологических и извлекаемых запасов нефти, а также выбору малоэффективных вариантов разработки. Возможными причинами противоречий, возникающих при определении коэффициентов нефтенасыщенности по ГИС и керну, являются неадекватная типу смачиваемости подготовка образцов к исследованиям, использование образцов не с естественной, а с измененной смачиваемостью, применение в качестве насыщающих и вытесняющих агентов их моделей, а не природных флюидов конкретной залежи, а также использование образцов малого стандартного размера, в которых упрощается структура порового пространства карбонатных пород.

Показано, что тип смачиваемости необходимо определять до проведения петрофизических исследований, а сами эксперименты проводить на образцах с естественной или восстановленной смачиваемостью. По стандартной методике можно проводить петрофизические исследования, только для гидрофильных коллекторов или определять параметры, на которые эффекты смачиваемости существенно не влияниют, например, коэффициенты пористости и абсолютной проницаемости для газа.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.66СГ
С.Е. Здольник, Ю.В. Некипелов, М.А. Гапонов (ПАО АНК «Башнефть»), А.Е. Фоломеев (ООО «БашНИПИнефть»)

Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть», C. 92-95

Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП), кислотный ГРП, азотно-пенный ГРП, гибридный ГРП, терригенные коллекторы, карбонатные коллекторы

Представлен первый в российской нефтегазовый отрасли опыт проведения пенно-азотного гидроразрыва пласта (ГРП) с закачкой проппанта и кислоты на карбонатных месторождениях ПАО АНК «Башнефть», находящихся на четвертой стадии разработки. Приеведены особенности геологического строения продуктивных пачек карбонатных коллекторов и их фильтрационно-емкостные свойства. Проанализирован опыт ранее испытанных технологий ГРП, в том числе уже внедренных на объектах ПАО АНК «Башнефть». Рассмотрены основные критерии отбора оптимальных технологий ГРП с привязкой к конкретным геолого-физическим условиям объектов разработки. Разработаны основные принципы выбора оптимальных технологических решений для проведения кислотного ГРП в зависимости от геомеханических свойств пород-коллекторов по данным акустического каротажа. Для определения геомеханических свойств коллекторов использована методика, основанная на оценке коэффициента хрупкости пород (соотношения коэффициента Пуассона и модуля Юнга). Установлена практическая возможность применения кислотного ГРП с проппантом в карбонатных объектах месторождений, расположенных в северной части региона деятельности компании. Выбраны оптимальные объекты для проведения опытно-промышленных испытаний технологий направленных на закрепление трещины кислотного ГРП и увеличение продолжительности эффекта от геолого-технических мероприятий.

Испытана и адаптирована технология кислотного ГРП с проппантом, в том числе для горизонтальных скважин с многостадийным ГРП. Оперативное внедрение технологии в производственные процессы позволило повысить эффективность кислотного ГРП на ряде карбонатных объектов. В марте 2016 г. проведены испытания технологии пенно-азотного ГРП с закачкой проппанта и кислоты на объектах со сниженным пластовым давлением и чувствительных к воздействию воды. В результате проведения работ получен приток с дебитом 28 т/сут при плановом значении 17,1 т/сут. Показано, что испытанная технология пенно-азотного кислотного ГРП позволяет вводить в рентабельную разработку объекты, на которых применение традиционных методов интенсификации не обеспечивало прироста дебита нефти.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.6
А.М. Шагиахметов, Д.С. Тананыхин (Санкт-Петербургский горный университет), Д.А. Мартюшев, А.В. Лекомцев (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Исследование влияния температуры на период гелеобразования и прочность водоизолирующего состава на основе карбоксиметилцеллюлозы, C. 96-99

Ключевые слова: водоизоляционные работы, карбонатный коллектор, карбоксиметилцеллюлоза
Рассмотрены различные виды водоизолирующих реагентов. Приведена классификация методов изоляции вод по механизму закупоривания. Представлены основные группы селективных материалов, указаны их преимущества и недостатки. Обозначены основные особенности объектов исследования, по которым определены требования к водоизоляционным составам. Для ограничения водопритока в коллекторах трещинно-порового типа разработан водоизоляционный состав на основе карбоксиметилцеллюлозы, в качестве сшивателя используется ацетат хрома, в качестве загустителя и катализатора рекомендуется сульфат меди. В результате лабораторных исследований установлены зависимости кинетики гелеобразования и прочностных характеристик разработанного гелеобразующего состава от концентрации реагентов, по которым можно оперативно определять оптимальные концентрации реагентов для конкретных геологических условий. Изучено влияние температуры эксперимента на прочностные характеристики состава. Выявлено, что максимальная пластическая прочность достигается при температуре 60⁰С. При температуре эксперимента 60-100⁰С показатели прочности, хотя и снижаются, остаются высокими и допустимыми. Изучена зависимость изменения пластической прочности полученного геля от времени выдержки полимерного состава. В результате реологических исследований установлено, что индукционный период гелеобразования при скорости сдвига, моделирующей движение жидкости в пласте, является достаточными для закачки состава в глубь пласта. Показано, что индукционный период гелеобразования уменьшается при увеличении температуры.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276
В.В. Плотников, П.Н. Рехачев, Н.Н. Барковский, Д.В. Белоглазов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть»), Н.Н. Михайлов (РГУ имени И.М. Губкина), С.Н. Попов (ИПНГ РАН)

Влияние кислотных составов на упруго-прочностные свойства терригенных коллекторов Пермского Края, C. 100-104

Ключевые слова: керн, кислотная обработка скважин, упруго-прочностные свойства, гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Одним из наиболее широко распространенных и эффективных методов интенсификации добычи нефти является гидравлический разрыв пласта (ГРП) с предшествующей ему кислотной обработкой призабойной зоны. Известно, что при кислотной обработке в горной породе протекаютт многофазные химические реакции - растворение карбонатной составляющей, силикатных минералов, частиц-кольматантов, привнесенных в процессе бурения, глушения и эксплуатации скважин, а также различные соединения выпадают в осадок и повторное растворяются. В результате кислотный состав меняет внутреннюю структуру емкостного пространства, что в свою очередь приводит к изменению фильтрационных и упруго-прочностных характеристик всей обработанной части пласта. В статье рассмотрены особенности лабораторного изучения воздействия кислотных составов на фильтрационные и упруго-прочностные характеристики терригенных пород-коллекторов. Представлена разработанная авторами комплексная методика проведения лабораторных исследований, включающая изучение взаимодействия кислотных составов с породой и флюидами в свободном объеме, а также фильтрационные испытания на образцах керна в моделируемых пластовых условиях. По разработанной методике проведена серия лабораторных экспериментов по воздействию грязевой кислоты на терригенную породу пласта-коллектора одного из месторождений Пермского края. Приведены некоторые результаты испытаний кислотного состава и рассмотрено его влияние на упруго-прочностные свойства терригенных пород.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Проектирование обустройства месторождений

622.276.012
Д.С. Паздерин (ООО «Газпромнефть - Ямал»)

Влияние глобального потепления на термостабилизацию грунтов основания заглубленного трубопровода в условиях многолетнемерзлых грунтов, C. 106-108

Ключевые слова: многолетнемерзлые грунты, термостабилизация грунтов, теплотехнические расчеты, вертикальные сезонно действующие охлаждающие устройства (СОУ)
Приведены результаты наблюдения за температурой воздуха в районе Новопортовского месторождения, расположенного на юго-восточном побережье Ямальского п-ова за Полярным кругом. Суровые климатические условия и сплошное распространение многолетнемерзлых пород на Новопортовском нефтегазоконденсатном месторождении обусловливают сложность его обустройства. При проектировании особое внимание должно уделяться надежности оснований, необходимы теплотехнические расчеты для прогнозирования теплового взаимодействия проектируемых объектов с грунтами. Проанализированы изменения климата в районе поселка Новый Порт. Оценено влияние климата на инженерные сооружения, основания которых запроектированы с использованием сезонно действующих охлаждающих устройств (СОУ). Для резервирования надежности при строительстве объектов на мерзлоте выполнены сравнительные прогнозные расчеты теплового взаимодействия заглубленного трубопровода с многолетнемерзлыми грунтами и вертикальными СОУ в условиях глобального потепления и без него. Рассмотрено укрепление основания заглубленного горячего трубопровода за счет термостабилизации путем снижения температуры грунта. Даны рекомендации по проектированию зданий и сооружений в криолитозоне.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Освоение шельфа

622.24.085.5
В.Ф. Штырлин, А.В. Фомкин, А.Р. Саитгареев (АО «ВНИИнефть»)

Опыт испытаний скважин на месторождениях шельфа о. Сахалин и Социалистической Республики Вьетнам, C. 109-111

Ключевые слова: Сахалин, Вьетнам, шельф, испытания скважин, технология испытаний, термогидродинамические исследования, термозондирование
Рассмотрена технология испытаний разведочных скважин-первооткрывательниц на шельфе о. Сахалин и Социалистической Республики Вьетнам. Для условий Сахалина и Вьетнама разработан минимальный комплекс исследований, обеспечивающих максимальное сокращение сроков испытания объектов. Для повышения информативности исследований наряду с глубинными автономными манометрами применялись и глубинные термометры. По разработанной технологии испытаны все разведочные скважины месторождений шельфа Сахалина и Вьетнама в 1980-2000 гг. Такая же технология была применена на Чукотке при испытании скважины на месторождении Верхне-Эчинское и на Каспии при испытании на ППБУ «Каспморнефть» скважины месторождения им.28 апреля. Опыт испытания скважин шельфа Сахалина и Вьетнама показал возможность получения кондиционной информации о пласте в условиях ограничений по времени проведения работ. Как показала практика, использование дополнительной информации, полученной на переходных режимах работы скважины, компенсирует сокращенный период гидродинамических исследований скважин. Истинная погрешность интерпретации результатов исследования, определенная по общеизвестным методикам для гранулярных коллекторов, для скважины шельфа Сахалина составила 36,4 %, а для скважины Вьетнама – 27.4%. Данная погрешность интерпретации превышает общепринятую промысловую (15-20 %), поэтому при испытании разведочных скважин необходимо широко применять электронные приборы с высокой разрешающей способностью измерений давления и температуры.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


624.501
Л.Ф. Асланов (АзАСУ)

Отражение волн от буронабивных или буроинъекционных свай большого сечения в шельфовых грунтах, C. 112-116

Ключевые слова: волновые процессы, буронабивные сваи , волны сжатия, волны разряжения, упругие волны, упруго-пластичные волны, шельфовые грунты, давление
Рассмотрены проблемы отражения морских волн от поверхности свайного фундамента, наиболее плотного слабосжимаемого шельфового основания и в воде. Определены расчетные параметры волны, отраженной буронабивными или буроинъекционными сваями большого сечения, наиболее плотными, слабосжимаемыми шельфовыми грунтами и водой. Рассмотрены основания свайных фундаментов, состоящие из шельфовых наиболее плотных (менее сжимаемых) глинистых грунтов (глины твердые или полутвердые). Эта среда сравнительно более сжимаема, чем поверхность сваи, но слабосжимаема относительно другого грунтового основания, которое является подстилающим слоем. При наличии в составе шельфовых грунтов защемленного воздуха используется реологическая модель грунта, описывающая нелинейные свойства. Отражение волны от сваи большого сечения в зависимости от свойства шельфового грунта и давления в падающей волне определены по коэффициенту отражения. В качестве примера приведен частный случай расчета для подстилающего слоя, или второй среды перед фронтом ударной волны. При возникновении ударной волны этот слабый второй слой остается неподвижным. Расчеты выполнены методом последовательных приближений. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.276.55
С.А. Калинин, Л.М. Рузин, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин, С.В. Назиров, А.И. Волик (Ухтинский гос. технический университет)

Исследование влияния параметров добывающих скважин Ярегского месторождения на эффективность их эксплуатации, C. 117-119

Ключевые слова: нефтяная шахта, тепловые методы, термошахтная разработка, Ярегское месторождение, анализ
В настоящее время на Ярегском месторождении применяется несколько систем разработки, которые различаются расположением добывающих и нагнетательных скважин, способом подачи пара в пласт, а также темпами закачки пара. Опыт разработки месторождения показывает, что эффективность применяемых систем различна. На основе анализа промысловых данных исследовано влияние температуры пласта и угла наклона добывающих скважин, а также расположения скважин в разрезе залежи на показатели их эксплуатации при различных системах термошахтной разработки. Показано, что расположение скважин в разрезе залежи и температура пласта существенно влияют на добычу нефти, причем, в зависимости от применяемой системы разработки, влияние указанных факторов различно.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтепромысловое оборудование

622.692.4.076:622.998
А.В. Рыженков, С.И. Погорелов, Н.А. Логинова, Е.М. Шитов, С.В. Григорьев, Е.Е. Лапин (Национальный исследовательский университет «МЭИ»)

Экспериментальный стенд для исследования теплопроводности теплоизоляционных конструкций при температурах до 700 oC, C. 120-123

Ключевые слова: глубокая переработка нефти, тепловая изоляция, теплоемкость, теплопроводность, экспериментальный стен
Применяемые при глубокой переработке нефти современные технологии и процессы энергоемки и требуют обеспечения и поддержания достаточно высоких температур (до 750 oС) в технологических емкостях и трубопроводах. Такие температуры обуславливают необходимость разработки как новых конструкционных материалов для применения в технологических процессах, так и тепловой изоляции, для уменьшения теплообмена горячих поверхностей с окружающей средой. Для проведения исследований различных типов теплоизоляционных материалов и конструкций при температурах до 700 °С создан уникальный экспериментальный стенд, который состоит из измерительного участка, системы автоматизации измерений, вакуумной системы, включающей термостатированную вакуумную камеру, систему автоматизации вакуумной камеры и вакуумные насосы. Созданный стенд позволяет проводить исследования теплофизических свойств материалов при температуре до 700оС, оценивать влияние конструкций теплоизоляции на изменение теплопроводности.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Энергообеспечение

621.3:621.651
А.В. Вейнблат (АО «Зарубежнефть»), А.В. Беспалов, к.т.н. (Ханты-Мансийский филиал ФАУ «Главгосэкспертиза России»), Г.В. Мальгин, к.т.н. (Нижневартовский гос. университет)

Потенциал энергосбережения в электрической части установок электроцентробежных насосов, C. 124-127

Ключевые слова: энергоэффективность, энергосбережение, установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), потери электроэнергии, электроснабжение
Приведены усредненные данные о потерях в электрической части установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), применяемых при механизированной добыче нефти. Дано распределение уровня потерь по группам погружных электродвигателей (ПЭД), а также по таким составным элементам УЭЦН, как низковольтный кабель, повышающий трансформатор, погружной высоковольтный кабель, ПЭД. Определены потенциальные возможности проведения энергосберегающих мероприятий для УЭЦН различной мощности и для отдельных элементов этих установок. В общем объеме потерь почти половина приходится на ПЭД средней мощности (35-70 кВт), около 20 % потерь - на агрегаты малой мощности и крупные УЭЦН. В целом распределение потерь соответствует распределению суммарной номинальной мощности. Анализ потерь в отдельных элементах электрической части УЭЦН свидетельствует, что наибольшая доля потерь приходится на ПЭД, четверть потерь – на высоковольтный кабель, и в целом на погружное оборудование обусловливает почти 90 % потерь. Выполнено численное моделирование двух режимов работы: с использованием оптимального оборудования и оборудования с улучшенными характеристиками. Анализ результатов эксперимента показал, что заметную экономию можно получить в электрической части агрегата при сохранении насоса в режиме эффективной работы, а наибольшее общее снижение потребляемой мощности достигается для наибольшей по суммарной потребляемой мощности группе ПЭД. Как правило, это двигатели средней мощности (от 35 до 70 кВт). Для одиночных агрегатов необходим индивидуальный расчет с учетом реальной загрузки и используемого оборудования. Отмечено, что использование улучшенного оборудования не всегда оправдано экономически.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее