Август 2016




Для просмотра доп. инф. по статье или ее авторам достаточно "кликнуть" на соответствующей строке
КогалымНИПИнефть - 20 лет!


В.В. Шкандратов, к.т.н., заместитель генерального директора ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» – директор Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени.

Вклад института «КогалымНИПИнефть» в развитие нефтегазового комплекса Западной Сибири, C. 6-11


Читать статью Читать статью



Геология и геолого-разведочные работы

УДК 550.8.072
А.С. Аблязов, Н.Ю. Сидорова, В.А. Савенко (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени), С.В. Арефьев, А.А. Качкин, В.А. Волостнов (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)

Использование зональной геолого-геофизической модели для долгосрочного планирования и мониторинга геолого-разведочных работ в Шаимском районе, C. 12-15

Ключевые слова: Шаимский нефтегазоносный район, геолого-разведочные работы (ГРР), сейсморазведка, залежь

В настоящее время основной объем геолого-разведочных работ в Шаимском нефтегазоносном районе сосредоточен в краевых частях месторождений и зонах их сочленения, которые недостаточно изучены или же характеризуются наличием противоречивой геолого-геофизической информации. Перспективные для поиска и доразведки объекты в этих зонах можно выделить только на основе зональных геолого-геофизических моделей, объединяющих группы месторождений, которые позволяют обобщить и рассмотреть разнородную геолого-геофизическую информацию по району.

Для северо-восточной и западной частей Шаимского региона подготовлены зональные геолого-геофизические модели юрских отложений, в которых устранены противоречия в индексации и стратификации пластов юрского возраста. Это позволило уточнить морфологию продуктивных пластов, границы их выклинивания и объединить области месторождений в единую стратиграфически увязанную зональную геолого-геофизическую модель, приведенную к общепринятой в Западной Сибири индексации пластов. Выполнена геометризация залежей на основе всей имеющейся геолого-геофизической информации. Установлены области расширения существующих залежей и спрогнозированы новые. В результате в районе, находящемся на поздней стадии доразведки, выявлены новые перспективные участки. Это позволило наметить большой объем геолого-разведочных работ на средне- и долгосрочную перспективу.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 551.263
Ю.В. Титов, Н.А. Черепанова, В.В. Колпаков, Н.В. Кожевникова, А.Р. Халикова (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени), В.В. Макиенко (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)

Влияние вторичной цеолитизации коллекторов Большехетской впадины на оптимизацию геолого-технических мероприятий (на примере пласта БУ15 Пякяхинского месторождения), C. 16-19

Ключевые слова: Большехетская впадина, цеолиты, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), геолого-технологические мероприятия (ГТМ)

Значение цеолитов в формировании структуры порово-пустотного пространства коллекторов углеводородов чрезвычайно велико. Физико-химические свойства этих минералов необходимо учитывать как при проведении геолого-разведочных работ, так и при освоении месторождений. В качестве объекта исследования рассмотрен продуктивный пласт БУ15 заполярной свиты Пякяхинского нефтегазоконденсатного месторождения. Оценено влияние вторичной цеолитизации на выбор кислотных составов, применяемых для обработки призабойной зоны пласта. На основании комплексных исследований экспериментально установлено негативное влияние цеолитизации пород на фильтрационно-емкостные свойства, результаты геофизические исследований и процессы эксплуатации скважин.

Процесс перехода цеолитсодержащих минералов в растворимую форму определяется типом и кислотностью среды, температурой, а также количественным содержанием цеолита в породе. Приведены результаты экспериментов по оценке влияния кислот различной природы на дезинтегрированный керн. Содержание цеолитов в породе составляло 18-19 %. Температура воздействия соответствовала пластовой (81 оС). Воздействие соляной, плавиковой и щавелевой кислот на породу Пякяхинского месторождения в атмосферных условиях приводит к гелеобразованию. В среде минеральных кислот образуются достаточно плотные гели в течение короткого периода (0,5-2 ч). При взаимодействии со слабыми кислотами растворение цеолитов затруднено, и возможность структурирования продуктов реакции минимальна. Так, в среде сульфаминовой и уксусной кислот образование гелей не зафиксировано в течение длительного периода (до 10 сут) при пластовой температуре. В растворе щавелевой кислоты гелеобразование достигается за 15-16 ч. Реакция породы с кислотой сопровождается потерей массы керна, что свидетельствует о растворении отдельных компонентов, в том числе цеолитсодержащих. Растворимость керна невысокая, однако этого достаточно для структурирования кремнеземных гелей.

Экспериментами на натуральных кернах в термобарических условиях пласта подтверждено гелеобразование в поровом пространстве при действии сильных минеральных кислот.

Сделан вывод, что взаимодействие цеолитсодержащих пород с неорганическими кислотами, приводящее к нежелательному гелированию продуктов реакции, требует нестандартных подходов к выбору и применению кислотных составов.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 550.832
О.Б. Кузьмичев (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени), И.И. Гарифуллин (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)

Аппаратурно-методический комплекс исследования сложнопостроенных, в том числе низкоомных, коллекторов месторождений Западной Сибири, C. 20-24

Ключевые слова: низкоомные коллекторы, потенциал самопроизвольной поляризации (ПС), статический потенциал, объемная влажность, коэффициент нефтегазонасыщенности

Рассмотрена проблема оценки подсчетных параметров низкоомных коллекторов. Низкоомными являются нефтегазонасыщенные коллекторы, удельное электрическое сопротивление (УЭС) которых ниже критического УЭС на границе нефть - вода. Из низкоомных коллекторов, которые по результатам интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) определены как «водонасыщенные», при испытаниях могут быть получены значительные притоки нефти или нефти с водой.

В Филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени разработан метод биградиентного (дивергентного) каротажа самопроизвольной поляризации (ПС). Метод отличается от существующего способа измерения потенциала ПС более высокой чувствительностью к сопротивлению не измененной проникновением бурового раствора части пласта и более высокой разрешающей способностью по оси скважины (расчленение разреза на прослои). Аппаратурно-методический комплекс позволяет измерять потенциала ПС по новой схеме, первых разностей потенциала ПС и вторых разностей потенциала ПС способом дивергентного каротажа Л.М. Альпина.

Разработана оригинальная методика оценки коэффициента нефтегазонасыщенности сложнопостроенных, в том числе низкоомных, коллекторов. Предусмотрен также вариант оценки коэффициента нефтегазонасыщенности по данным стандартного каротажа ПС в комплексе с электрическими методами ГИС по предлагаемой методике. Приведен пример интерпретации низкоомных нефтенасыщенных коллекторов юрских отложений Малоключевого месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

УДК 622.245.723
М.М. Фаттахов, Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга, Э.В. Бабушкин, А.Ю. Сенцов, И.С. Соколов, О.А. Ярмоленко (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть в г. Тюмени). В.Н. Ковалев (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)

Развитие технологий заканчивания скважин с горизонтальным и многозабойным окончанием в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», C. 25-27

Ключевые слова: многозабойная скважина (МЗС), заканчивание скважин
Представлены история становления и современные достижения в области технологий заканчивания горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». К середине 2016 г. пробурено более 40 горизонтальных скважин с применением депрессионного оборудования, более 70 скважин - на облегченных буровых растворах плотностью 920-1040 кг/м3, введены в эксплуатацию более 150 многозабойных скважин (МЗС). Рассмотрен опыт строительства горизонтальных скважин с проведением 10-15-стадийного гидроразрыва пласта. Описаны такие способы заканчивания МЗС, как включение в компоновку фильтра-хвостовика набухающих в углеводородной среде пакеров, разобщающих боковые ответвления; применение в компоновке активных циркуляционных клапанов и набухающих пакеров в сочетании с байпасной системой для глубинногонасосного оборудования; проведение многостадийного гидроразыва. В настоящее время данные варианты заканчивания МЗС внедряются в небольших объемах, однако в перспективе планируется расширения их применения. Отмечено, что развитие технологий заканчивания МЗС является значимым направлением работ в области повышения эффективности разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Для масштабной реализации представленных решений необходимы испытания и внедрение отечественных технических средств с целью повышения инвестиционной привлекательности проектов по выработке трудноизвлекаемых запасов углеводородов.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 622.244.45
Д.Л. Бакиров, Э.В. Бабушкин, М.М. Фаттахов, Д.В. Малютин (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Повышение эффективности строительства многозабойных скважин применением растворов на углеводородной основе, C. 28-30

Ключевые слова: аномально низкое пластовое давление (АНПД), дифференциальный прихват, непроизводительное время, низкопроницаемый коллектор, многозабойная скважина (МЗС), раствор на углеводородной основе (РУО)
Основными объектами бурения в Западной Сибири в настоящее время являются продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и зачастую аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД). Применение растворов на водной основе при вскрытии продуктивного пласта в таких условиях приводит к осложнениям и авариям. В качестве альтернативы при бурении многозабойных скважин с большой проходкой по коллектору предложено применение буровых растворов на углеводородной основе (РУО). Лабораторные испытания на керне подтвердили, что РУО обладают минимальной фильтрацией, имеют наибольшие коэффициенты восстановления проницаемости. Это позволяет максимально сохранить фильтрационно-емкостные свойства низкопроницаемого коллектора и способствует повышению эффективности разработки продуктивного пласта. На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» проведены опытно-промышленные работы. Результаты применения РУО для вскрытия продуктивного пласта в горизонтальных многозабойных скважинах свидетельствуют об эффективности данной технологии. При использовании РУО в условиях пласта с АНПД при проходке по коллектору до 1200 м исключаются осложнения, связанные с буровым раствором, увеличивается до 30 % механическая скорость бурения, сокращается непроизводительное время. Начальный дебит нефти превысил на 20 % дебит скважины, пробуренной с использованием раствора на водной основе в схожих геолого-технических условиях. Повторное использование РУО позволило снизить на 20 % затраты на материалы.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 622.24.001.57
А.Ю. Сенцов, О.В. Крамар, И.Ю. Черкасова, С.А. Тимофеева, О.В. Маслак (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени), Арефьев С.В. (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)

Выбор стратегии разбуривания объекта на основе вероятностного подхода, C. 31-35

Ключевые слова: вариативная модель, геологическая и гидродинамическая неопределенность, «нормирование на факт», корректировка проектных решений, стратегия разбуривания, чистый дисконтированный доход (NPV), внутренняя норма рентабельности (IRR)

Рассмотрены задачи оценки и снижения рисков, улучшения качества прогноза добычи нефти при организации эксплуатационного бурения на новых участках. Предложен вероятностный подход к формированию стратегии разработки (разбуривания) актива. Подход предполагает использовать для принятия конкретных решений о бурении новых скважин на отдельных участках залежей не утвержденную детерминированную модель, а многовариантную. Вариативные модели учитывают неопределенность входных параметров путем нормирования их на факт. Формирование стратегии разработки (разбуривания) актива включает следующие основные этапов: 1) выбор объекта и выделение наиболее перспективных участков для бурения; 2) создание вероятностных моделей и формирование вариантов разработки с учетом геологических особенностей участков; 3) поиск оптимального варианта по технологическим и экономическим критериям.

Методика апробирована на основной залежи пласта ЮВ1 Северо-Покачевского месторождения. На основе вероятностного моделирования рекомендован экономически рентабельный вариант разработки выбранного участка. При этом учтены возможные изменения геологической основы. Применение предложенного подхода на стадии планирования бурения позволяет найти оптимальный способ разработки актива, повысить чистый дисконтированный доход и внутреннюю норму рентабельности проекта

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 622.245.42
Д.Л. Бакиров, В.А Бурдыга (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени), В.Н. Ковалев (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)

Предупреждение возникновения водоперетоков применением самовосстанавливающихся составов для крепления скважин, C. 36-39

Ключевые слова: водоперетоки, самовосстанавливающийся тампонажный состав
Межпластовые и внутрипластовые водоперетоки за эксплуатационной колонной скважин являются достаточно распространенной проблемой на месторождениях Западной Сибири. Самовосстанавливающиеся цементные композиции призваны обеспечить долговечную герметичность затрубного пространства при эксплуатации скважин без проведения ремонтно-изоляционных работ. «Самозалечивающийся» цементный камень в основном получают путем введения в его состав компонентов, увеличивающихся в размере при определенных условиях. Наиболее перспективным способом «самозалечивания» трещин в цементном камне при его контакте с водой является введение в цементную матрицу добавок капиллярно-активного проникающего действия. Разработаны «самозалечивающиеся» цементные составы, с использованием которых зацементировано более 100 эксплуатационных колонн скважин. Данные промысловых исследований показали, что внутрипластовые водоперетоки отмечены в четырех опытных скважинах (4 % общего числа скважин против 45 % при применении базовой технологии), а межпластовые перетоки не выявлены ни в одной из опытных скважин. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

УДК 622.276.1/.4
С.А. Солянов, М.Г. Мавлетдинов, А.В. Зайцев, Д.В. Аптулин (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Применение инновационных решений при реализации нефтяного и газового проектов добычи углеводородов с вводом Пякяхинского месторождения ПАО «ЛУКОЙЛ» в 2016 году, C. 40-43

Ключевые слова: система разработки, двуствольная скважина, многозонный гидравлический разрыв пласта (МГРП), одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ), многозабойная скважина (МЗС)

Изложена методология выбора решений при реализации одного из крупнейших проектов Компании ПАО «ЛУКОЙЛ» – Пякяхинского месторождения, которое в 2016 году планируется ввести в промышленную разработку. Описываются запроектированные инновационные решения, а также подходы при реализации нефтяного и газового проектов добычи углеводородов с вводом Пякяхинского месторождения в промышленную эксплуатацию.

Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из крупнейших по запасам углеводородов на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Месторождение расположено в отдаленном от развитой инфраструктуры районе. Сеть наземных автомобильных сообщений представлена только зимниками.

Разработка месторождения будет осуществляться на основании действующего проектного документа по обращенной семиточечной системе с использованием горизонтальных скважин (ГС). Так как большинство эксплуатационных объектов месторождения совмещены в плане залегания, для разработки пластов БУ151 и БУ152 рекомендовано применять оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации с использованием двуствольных скважин по пятому уровню сложности (классификация TAML). С целью опробования разных технологий разработки для данных геолого-физических условий, были выделены участки опытно промышленных работ на объектах БУ151+БУ152 и ПК18+ПК20. Газоконденсатные объекты планируется разрабатывать системами горизонтальных и многоствольных скважин.

Решения по вводу в разработку объектов БУ151, БУ152 и ПК18 скорректированы с учетом плана строительства нефтепровода Заполярье - Пурпе а также центрального пункта сбора и головной насосной перекачивающей станции, которые размещены на территории Пякяхинского месторождения. Окончание строительства планируется в 2016 г. Бурение скважин ведется опережающими темпами. Месторождение планируется ввести в промышленную эксплуатацию во второй половине 2016 г.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 622.276.1/.4
В.В. Вахрушев, В.Н. Мельников, С.А. Москвитин (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Обобщение опыта разработки объекта ЮВ1 месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» для повышения обоснованности прогноза технологических показателей, C. 44-47

Ключевые слова: функция Баклея – Леверетта, теоретическая характеристика вытеснения, относительные фазовые проницаемости (ОФП), теоретическая продуктивность
Рассмотрена задача экспресс-прогноза динамики технологических показателей разработки без применения гидродинамических моделей, повышения объективности оценки текущего состояния разработки участков, залежей и пластов. Работа построена на допущении, что учесть влияние геолого-физических характеристик объектов прогноза (и анализа) на динамику технологических показателей можно, используя теоретическую кривую вытеснения, полученную по результатам специальных исследований относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Обоснована возможность и описан механизм практического применения функции Баклея – Леверетта для построения теоретической характеристики вытеснения и прогноза динамики дебита жидкости. Рассмотрено влияние фазовых проницаемостей на динамику изменения дебита жидкости. Проведен анализ влияния подошвенной воды. Разработан алгоритм построения теоретической характеристики вытеснения и теоретической продуктивности с учетом наличия водонасыщенных прослоев различной толщины. Представлен алгоритм внесения поправок в конфигурацию теоретической характеристики вытеснения для случаев ввода скважин с проведением гидроразрыва пласта и многостадийного гидроразрыва после бурения.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 622.276.43
А.А. Анкудинов, Л.А. Ваганов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени), С.К. Сохошко (Тюменский индустриальный университет)

Комплексный подход к анализу реализуемой системы заводнения и ее совершенствованию, C. 48-51

Ключевые слова: нефть, залежь, система заводнения, система поддержания пластового давления (ППД), анализ системы заводнения

На основе обобщения существующего опыта и выделения наиболее эффективных инструментов, применяемых в различных подразделениях Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, предложен единый подход к анализу влияния реализуемой системы заводнения на энергетическое состояние пласта, а также на процесс выработки запасов. Предлагаемый подход включает следующие этапы: 1) сбор и подготовку исходных данных (технологические показатели эксплуатации скважин, инструментальные замеры пластового давления, динамического уровня, результаты гидродинамических исследований и др.); 2) оценка интенсивности воздействия на пласт; 3) оценка динамики технологических показателей; 4) анализ энергетического состояния пласта (компенсация отбора закачкой, динамика пластового давления). Все дополнительные расчеты выполняются в ПО Microsoft Excel, без привлечения геологического и гидродинамического моделирования, что значительно уменьшает трудозатраты.

Применение подхода рассмотрено на примере пласта ЮВ1. В соответствии с технологическими показателями работы скважин, а также дополнительно полученными в процессе проведения анализа данными сформированы рекомендации по совершенствованию процесса разработки и программа геолого-технологических мероприятий.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 622.276.1/.4
В.В. Колпаков, Я.Х. Саетгалеев, В.А. Шмырина, С.М. Юльякшин, С.В. Козаков (Филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Влияние микронеоднородности на проницаемость пород продуктивного пласта ЮВ1 Урьевского месторождения, C. 52-53

Ключевые слова: глинистые минералы, микронеоднородность, проницаемость, эксперимент

Проведено комплексирование литолого-физических и специальных исследований керна с целью изучения возможных причин снижения приемистости. Объектом изучения являлись алевро-песчаные породы продуктивного пласта ЮВ1 Урьевского месторождения, характеризующиеся неоднородным составом глинистого цемента и его неравномерным распространением (микронеоднородностью). В составе цемента выделены каолинит, хлорит, гидрослюдистые минералы. С учетом количества глинистых минералов в составе пород и их различной способности к набуханию проведена литолого-технологическая типизация пород-коллекторов с оконтуриванием областей их распространения. Всего выделено четыре основных типа: I – повышенное содержание гидрослюдистых минералов; II, III – соответственно промежуточное и повышенное содержание каолинита; IV – отсутствие глинистого цемента. Наиболее подвержена набуханию область распространения пород I типа. В таких условиях в системе поддержания пластового давления (ППД) необходимо использовать высокоминерализованную воду. Менее подвержены набуханию области распространения пород III типа, где для ППД можно закачивать воду более низкой минерализации. В областях распространения пород IV типа ограничения по минерализации закачиваемой воды отсутствуют.

Результаты экспериментов на моделях, состоящих из образцов керна II и III типов, свидетельствуют, что с момента начала закачки проницаемость пород постепенно уменьшается. Наиболее значительное снижение проницаемости фиксируется для пород II типа. Это, предположительно, связано с уменьшением содержания каолинита и увеличением доли хлорита и гидрослюдистых минералов в глинистом цементе по сравнению с III типом.

Выдвинуто предположение, что одной из возможных причин снижения проницаемости пласта ЮВ1 является микронеоднородность пород выделенных литолого-технологических типов и их неравномерное распространение по площади.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 622.276.031
К.Е. Кордик, В.В. Шкандратов, А.Е. Бортников (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени), С.А. Леонтьев (Ухтинский гос.й технический университет»)

О тенденциях в изменении газового фактора в процессе эксплуатации месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», C. 54-57

Ключевые слова: газовый фактор, утилизация нефтяного газа, дегазация нефти водой, термобарические условия сепарации
Представлены результаты анализа динамики газового фактора по месторождениям ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» с 2004 по 2014 гг. На многих месторождениях отмечена тенденция увеличения газового фактора, в том числе на объектах, находящиеся на поздней стадии эксплуатации. Динамика газового фактора зависит от комплекса факторов, связанных как с внутрипластовыми изменениями свойств флюида, так и с условиями сепарации продукции скважин на объектах промысловой подготовки. Среди причин, приводящих к пластовым изменениям газового фактора, отдельное внимание уделено дегазации нефти закачиваемой водой. Влияние данного фактора особенно ощутимо на позднем этапе разработки залежи, когда обводненность продукции скважин превышает 90 %. В этот период целесообразно проводить дополнительные исследования по определению газового фактора попутно добываемой воды. Важным аспектом, определяющим динамику газового фактора, является также режим эксплуатации промысловых объектов подготовки, в частности изменение термобарического режима сепарации нефти от газа. Отмечен существенный рост температуры сепарации нефти по объектам ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» за период наблюдений (с 2004 по 2014 гг.), что способствует дополнительному переходу легкокипящих углеводородов в газовую фазу и, как следствие, приводит к увеличению газового фактора. Следовательно, для объективного анализа причин изменения газвового фактора требуется постоянный мониторинг не только показателей, характеризующих режим эксплуатации залежи, но и параметров промысловой сепарации (температуры и давления), чему в настоящее время не уделяется должного внимания.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Новости компаний

Новости нефтегазовых компаний, C. 58-59


Читать статью Читать статью



Нефтяная и газовая промышленность

УДК 553.98(470.41) + 622.337.2
Р.Н. Минниханов (президент Республики Татарстан, Председатель Совета директоров ПАО «Татнефть»), Н.У. Маганов, Р.С. Хисамов, д.г.-м.н. (ПАО «Татнефть»)

О создании научных полигонов по изучению трудноизвлекаемых запасов нефти в Татарстане, C. 60-62

Ключевые слова: нетрадиционные трудноизвлекаемые запасы, доманиковые отложения, сверхвязкая нефть, научный полигон, месторождения ПАО «Татнефть», сланцевая нефть, научно-исследовательские и опытно-промышленные работы
Восполнение ресурсной базы в Республике Татарстан за счет открытия новых месторождений в традиционных объектах нефтеносности не позволяет осуществить компенсацию текущей добычи нефти. Согласно результатам геологических изысканий углеводородный потенциал доманиковых отложений республики достаточно высок и до конца не раскрыт. В настоящее время изучение нетрадиционных трудноизвлекаемых скоплений углеводородов и вовлечение их в разработку являются эффективным инструментом расширенного воспроизводства запасов и гарантом обеспечения требуемого для экономики страны перспективного уровня нефтедобычи. Рассмотрена возможность организации на территории Республики Татарстан и приграничных районах в Самарской области научных полигонов по изучению и освоению трудноизвлекаемых запасов на участках нераспределенного фонда недр. Обозначены основные трудности и проблемы, возникающие в рамках реализации данного проекта. Определена необходимая программа работ для создания и обеспечения функционирования научных полигонов «Доманик» и «Битум» в Республике Татарстан. Также приведены предварительные расчеты затрат по проектам. Создаваемые полигоны ориентированы на создание новых методов геолого-разведочных работ и отработку новых технологий разработки, предполагающих сотрудничество с крупнейшими научными учреждениями и другими компаниями-недропользователями. С учетом значительного потенциала недр Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и экономической значимости вопроса вовлечения в разработку перспективных ресурсов углеводородного сырья как для компании «Татнефть», так и в целом для Республики Татарстан необходимо интенсифицировать работы по выявлению, изучению и вовлечению в разработку ресурсов нетрадиционной трудноизвлекаемой нефти.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Геология и геолого-разведочные работы

УДК 550.83.01
Т.А. Кононова, Т.А. Нестерова, Э.С. Латыпова (ООО «ТННЦ»)

Сейсмофациальный анализ как средство прогноза коллекторов в условиях низкой изученности бурением, C. 64-67

Ключевые слова: сейсмофациальный анализ, прогноз коллекторов, тюменская свита
Рассмотрены особенности прогноза развития коллекторов на основании комплексирования данных геофизических исследований скважин (ГИС), изучения керна и сейсморазведки в условиях низкой изученности площади глубоким бурением. На площади исследуемого участка (800 км2) выполнены сейсморазведочные работы 3D. Изученность глубоким бурением низкая и неравномерная, составляет 1 скв/200 км2, при этом южная часть участка площадью 420 км2 абсолютно не охарактеризована бурением. Объектом исследования является регионально нефтеносный пласт Ю2 тюменской свиты континентального генезиса, в верхней части пласта – переходного. Особенности седиментации определили сложное строение пласта и латеральную невыдержанность коллекторов. В данных условиях изученности с целью снижения рисков при проведении геолого-разведочных работ оптимальным решением является использование современных возможностей сейсморазведки, в частности, сейсмофациального анализа. Построена лито-фациальная схема пласта Ю2 и прогнозная карта эффективных толщин, выделены области развития преимущественно песчано-алевритовых отложений. Подобный методический подход планируется совершенствовать по результатам бурения и применять на соседних малоизученных площадях.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 553.98
П.Ф. Попова, В.А. Цыганкова (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г.Волгограде), С.В. Делия ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»)

Изучение перспективности неогеновой речной сети Среднего Каспия на основании данных сейсморазведки и литолого-фациального анализа, C. 68-73

Ключевые слова: акватория Среднего Каспия, сейсмофациальный анализ, литолого-фациальный анализ, врез, русло Палео-Волги
Приведены комплексные исследования по изучению перспективной для поиска углеводородов неогеновой толщи, основанные на результатах сейсмо- и литолого-фациального анализа с учетом бурения новых скважин в акватории Среднего Каспия. Такой подход позволил выявить и уточнить геометрию неогеновой речной сети с ее главной водной артерией - Палео-Волгой, изучить состав отложений, выполняющих палеорусло, и условия осадконакопления в миоцен-плиоценовую эпоху в центральной части Среднего Каспия.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 553.98(470.57)
А.М. Хусаинова, Т.В. Бурикова, О.Р. Привалова (ООО «БашНИПИнефть»), А.Н. Нугаева, Р.И. Зианбердин (ООО «Башнефть-Добыча»)

Влияние структурных и литологических особенностей на модель насыщения карбонатных коллекторов среднего карбона месторождений Республики Башкортостан, C. 74-77

Ключевые слова: петрофизические классы, известняк, доломит, месторождение, петрофизическая модель, интерпретационная модель, тип пустотного пространства, подсчетные параметры, комплекс геофизических исследований, пачка, тектонический регион
Представлена унифицированная интерпретационная модель, особенность которой заключается в индивидуальном подходе к каждому объекту среднего карбона и возможности выделения геологических признаков пород, влияющих на формирование пустотного пространства и нефтегазонасыщенность. Детальное литолого-петрографическое изучение пород среднего карбона позволило выделить основные литотипы для каждого стратиграфического объекта. При выделении литотипов и подтипов учитывались в первую очередь фациальные условия образования пород и особенности седиментации бассейна в разные периоды времени. Это дало возможность разделить породы по петрофизическим параметрам и обосновать выделение петрофизических классов с точки зрения геологических особенностей разреза среднего карбона. Петрофизические модели составлены по результатам всех имеющихся на данный момент капилляриметрических исследований отложений среднего карбона по месторождениям северной части Башкортостана. Для изучения литологического состава привлечены результаты рентгено-структурного анализа, позволяющие определить минералогический состав. Для анализа структуры порового пространства кроме косвенных (акустические исследования) и традиционных методов (изучение шлифов) использованы специальные методы (томография), которые помогли обосновать типизацию пород по структуре порового пространства. Всего выделено семь петрофизических классов: четыре – для известняков, три – для доломитов. На основе петрофизической модели создана интерпретационная модель, включающая литологическое расчленение разреза (доломит, известняк, аргиллит), выделение коллекторов и основных подсчетных параметров по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Это позволило максимально приблизить параметры, рассчитанные по материалам ГИС, к данным изучения керна, отобранного на месторождениях Республики Башкортостан.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 553.983
А.В. Габнасыров, Н.А. Лядова, И.С. Путилов , С.И. Соловьев (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми)

Опыт изучения доманикитов как нетрадиционного источника углеводородов в ПАО «ЛУКОЙЛ», C. 78-83

Ключевые слова: доманикиты, сланцевая нефть, нетрадиционные источники углеводородов
Выполнена оценка потенциала нефтематеринских отложений доманикового возраста Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций как нетрадиционного источника углеводородов. Материнские породы доманикового горизонта как источник углеводородов изучены очень мало и характеризуются сложным строением. Обобщены предыдущие тематические работы, проведена ревизия имеющихся материалов стандартных, специальных и геохимических (в том числе Rock Eval) исследований керна геофизических исследований скважин (ГИС). На основе анализа результатов исследований построены зависимости керн – керн, керн – ГИС для определения необходимых параметров по площади и построения карт содержания и зрелости органического вещества, оценки литологического состава доманикового горизонта и проведения сравнительной оценки характеристик доманикитов с промышленно разрабатываемыми месторождениями США и Канады. Изучены особенности геологического строения. Уточнены критерии оценки нефтегазоносности доманиковых отложений. На основании анализа мирового опыта обоснованы эффективные методы локализации перспективных интервалов по площади и разрезу доманикитов. Локализованы наиболее перспективные территории для продолжения геолого-разведочных работ. Сформирована программа сопутствующих геолого-разведочных работ в доманикитах. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 550.832:622
А.А. Колесникова, М.И. Кременецкий, А.И. Ипатов, И.В. Коваленко (ООО «Газпромнефть НТЦ»), В.С. Комаров, Г.М. Немирович (АО «Мессояханефтегаз»)

Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин при низком нестабильном притоке, C. 84-88

Ключевые слова: промыслово-геофизические исследования (ПГИ) в горизонтальном стволе, спектральная шумометрия, диагностика локальных интенсивных притоков, разновременные измерения
Горизонтальные и сильнонаклонные скважины в настоящее время прочно вошли в схему разработки месторождений, что связано с их высокой эффективностью при добыче углеводородов. Однако эксплуатация таких скважин связано значительно усложняет работы как при бурении, так и при планировании и проведении промыслово-геофизических исследований (ПГИ) и интерпретации полученных результатов. Рассмотрены информативные возможности ПГИ при определении профиля притока в горизонтальном стволе в условиях нестабильного дебита и низких депрессий на пласт. Показано, что дополнение стандартного комплекса ПГИ влагометрией с датчиками, распределенными по сечению ствола, и спектральной шумометрией позволяет успешно выявлять контрастные притоки (высокие удельные дебиты, прорывыводы и газа). Необходимым условием результативности исследований является контроль динамики заполнения ствола на переходных режимах запуска или изменения депрессии. Методы ПГИ на необходимо рассматривать не только как инструмент контроля разработки, но также как метод доразведки месторождения и возможность получения дополнительной информации о добычных характеристиках вскрытых геологических тел, изучения зависимости потенциального дебита от эффективной длины горизонтальных скважин, вскрывающих циклиты разного генезиса.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 553.98
Н.Н. Боженюк, М.Д.Коробков (ОАО «Сургутнефтегаз»)

Создание геологической модели викуловских отложений с учетом анализа неопределенности данных, C. 89-93

Ключевые слова: структурное моделирование, геологическое моделирование, модель насыщенности, анализ неопределенности
Рассмотрен процесс создания геологической модели месторождения со сложным геологическим строением с учетом анализа неопределенности входных данных. Поскольку рассматриваемая территория слабо изучена, построение структурного каркаса модели выполнено с помощью полученной зависимости изменчивости структуры от удаленности скважин, по которым имелись фактические данные, и от глубины залегания. Для воспроизведения изменчивости пласта при построении куба литологии использовано сочетание детерминистического и стохастического методов с использование геолого-статистических разрезов. При распределении свойств в межскважинном пространстве проведена декластеризация входных данных. Построены модель относительных фазовых проницаемостей и капиллярная модель на основе собранного и проанализированного материала специальных исследований скважин. Опробована и применена методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных коллекторов переходной зоны.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Освоение шельфа

УДК 622.276.1/.4.04
И.С. Афанасьев, Г.Д. Федорченко, А.А. Кожемякин (АО «Зарубежнефть»), В.А. Смыслов (АО «Гипровостокнефть)»

Практическая реализация концепции интегрированного проектирования для шельфового актива АО «Зарубежнефть», C. 94-97

Ключевые слова: шельф, развитие актива, инвестиции, интегрированное моделирование

По оценкам международных аудиторских и консалтинговых агентств до 70% проектов нефтегазодобычи, реализованных в последнее десятилетие, характеризуется худшими фактическими показателями по сравнению с проектными. Проблемы качества планирования подтолкнули компании к поиску новых и неординарных решений. Одним из таких решений, наряду со стоимостным инжинирингом, анализом ценности информации, управлением целостностью актива, является интегрированное проектирование. Данный подход занял одну из лидирующих позиций в нефтегазовой отрасли. Необходимо отметить, что российские и зарубежные компании успешно реализуют и развивают методологию и инструментарий комплексного (интегрированного) проектирования. Особенную актуальность подход приобрел при реализации проектов, связанных с разработкой шельфовых месторождений, включая глубоководный шельф, а также имеющих определенные ограничениями (добыча, обустройство, экономика, лицензионные условия).

Рассмотрены опыт АО «Зарубежнефть» в интегрированном проектировании шельфовых проектов нефтедобычи и проблематика качественного планирования развития активов. Дано описание особенностей развития морских месторождений. Описан актив компании АО «Зарубежнефть», находящийся на шельфе Социалистической Республики Вьетнам – СП «Вьетсовпетро». Приведены практические примеры реализации концепции интегрированного проектирования на активах СП «Вьетсовпетро» с применением собственного программного обеспечения. Сделаны выводы и даны рекомендации по дальнейшей работе.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 553.98(597)
В.И. Богоявленский, И.В. Богоявленский, Р.А. Никонов (Институт проблем нефти и газа РАН), А.Д. Дзюбло (РГУ нефти и газа (Национальный исследовательский Университет) имени И.М.Губкин), А.Н. Иванов, Ле Вьет Хай, Д.И. Варламов (СП «Вьетсовпетро»)

Нефтегазоносность кристаллического фундамента шельфа южного Вьетнама, C. 98-104

Ключевые слова: Белый Тигр, Дракон, шельф Вьетнама, Кыулонгский бассейн, кристаллический фундамент, нефтегазоносность, катагенез
На основе сейсмологических и гравиаразведочных данных проанализирована специфика геодинамической обстановки в регионе Южно-Китайского моря, расположенном в зоне сочленения Южной части Евразийской плиты с Тихоокеанской и Индо-Австралийской плитами. С учетом данных двух- и трехмерной сейсморазведки и бурения на лицензионном участке СП «Вьетсовпетро» 09-1, включающем месторождения Белый Тигр, Дракон и Юго-Восточный Дракон, создана детальная трехмерная модель строения поверхности кристаллического фундамента и впервые построена схема катагенеза подошвы осадочных отложений. Установлено, что осадочные породы низов Кыулонгского седиментационного бассейна на большей части Южно-Китайского моря находятся в зонах мезо- и апокатагенеза. Это позволяет сделать вывод о практически повсеместном наличии осадочных пород, выработавших свой нефтегенерационный потенциал, но продолжающих генерировать газ. Кроме того, в настоящее время из пород, залегающих выше глубокопогруженной газогенерирующей толщи, повсеместно продолжается генерация жидких углеводородов. В результате комплексного анализа геолого-геофизической и геохимической информации выявлены основные закономерности формирования крупных скоплений углеводородов на больших глубинах в кристаллических массивах фундамента на южном шельфе Вьетнама. Это связано с наличием трещионоватых зон, а также с широким диапазоном изменений глубин залегания и катагенеза нижней части кайнозойской нефтегазоматеринской толщи с аномально высокими пластовыми давлениями. На примере анализа строения и катагенеза осадочных отложений в районе месторождений Белый Тигр и Дракон обосновано, что наличие прямых контактов резервуаров в кристаллическом фундаменте Кыулонгского бассейна с нефтегазоматеринскими толщами является основным поисковым признаком. За счет прямого контакта нефтегазоматеринских толщ с резервуарами в кристаллическом фундаменте возможно пополнение запасов месторождений в настоящее время.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 622.276.1/.4.04
Б.А. Багиров д.г.-м.н., Л.А. Абдуллаева (Азербайджанский гос. университет нефти и промышленности)

Анализ результатов разработки залежей морских месторождений азербайджана, характеризующихся различными геологическими условиями, C. 105-107

Ключевые слова: морские месторождения, математическая модель, коэффициент нефтеотдачи, активный и пассивный режимы, запасы нефти

На шельфе Каспия в течение длительного периода разрабатываются 17 морских нефтяных месторождений Азербайджана. Из них добыто 400 млн т. нефти, что соответствует текущей нефтеотдаче в среднем 0,33. Анализ геолого-промысловых материалов этих месторождений Азербайджана свидетельствует о значительных различиях в результатах разработки залежей, хотя практически повсеместно применялись идентичные технологии добычи: текущий коэффициент нефтеотдачи по залежам Абшеронского архипелага варьирует от 0,05 до 0,60, а Бакинского архипелага от 0,08 до 0,30.

Выявление факторов, влияющих на нефтеотдачу, и тем самым обоснование мероприятий по рациональной доразработке залежей представляют большой научно-практический интерес. Известно, что такая проблема надежно решается на базе геолого-математических моделей, так как интерпретация их структуры способствует выявлению роли природно-технологических параметров залежей при реализации запасов. Однако, создание модели нефтеотдачи для всего региона без учета характера проявления энергетических условий (режимов) залежей оказывается некорректным.

На подавляющем большинстве залежей месторождений Южно-Каспийской впадины выделяются два типа пластовой энергии: пассивный и активный.

Пассивный тип, при котором наблюдается режим растворенного в нефти газа (в процессе разработки по мере снижения пластового давления из нефти выделяется газ, за счет чего нефть замедленными темпами движется к зоне дренирования скважин).

Активный тип, характеризуется смешанным режимом (проявляется энергией водных бассейнов законтурных областей при сочетании с режимом растворенного в нефти газа).

После детального изучения характера проявления пластовой энергии залежей морских месторождений с привлечением математических методов установлена следующая их расстановка: 68 эксплуатационных объектов характеризуются режимом растворенного газа, 81 объект – смешанным.

Установленные группы (типы) залежей по результатам разработки существенно отличаются друг от друга. Так, если текущие коэффициенты нефтеодачи по залежам I группы составляют в среднем 0,20, то по объектам II группы - более 0,38.

Для выявления причин разнохарактерной реализации запасов нефти в выделенных группах залежей составлены модели нефтеотдачи.

В структуру уравнений включались лишь те признаки, которые оказали существенное (положительное или отрицательное) влияние на нефтеотдачу. В работе дана краткая трактовка полученных моделей и графическое отображение влияний геолого-технологических показателей на нефтеотдачу.

Анализ моделей, составленных для выявления роли пластовых параметров при выработке залежей, сгруппированных по режимам, дала возможность расшифровать особенности характера процессов извлечения нефти морских месторождений Азербайджана. На основе полученных результатов стало возможным обосновать мероприятия по оптимизации динамики добычи нефти из залежей морских месторождений Азербайджана.


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 622.276.1/.4.0/4
Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, В.В. Бондаренко, В.В. Воронова (РГУ нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина)

Разработка технологий для рационального использования пластовой энергии на морских нефтяных месторождениях

Ключевые слова: турбина, сепаратор, нефть, газ, нефтяная платформа, морское месторождение

Отмечено, что повышение эффективности добычи нефти и газа на морских месторождениях может быть обеспечено за счет рационального использования пластовой энергии. При использовании традиционных технологий значительная часть энергии теряется на устье скважины, когда поток нефти и газа проходит через дроссель. Проблема использования пластовой энергии пока остается нерешенной из-за отсутствия технологий и техники, работающих на многофазных средах, при значительных колебаниях состава и свойств газожидкостных смесей. Для решения указанной проблемы требуется создание специальных турбин и дополнительного оборудования для преобразования энергии. В рамках проводимых работ осуществляется комплексное исследование технологий производства и преобразования энергии многофазных потоков. Мощность турбины может быть использована для перекачки различных жидкостей и газов, а также для повышения эффективности системы сепарации нефти и газа.  Целью работы является создание экспериментального образца гидравлической машины, содержащей специальную турбину и сепаратор динамического типа.  Уникальность рассматриваемого метода преобразования энергии заключается в применении специальной турбины, в которой вместо лопастей используется сетчатый ротор. Изучение особенностей движения жидкости и газа через сетчатый ротор связано с решением задачи о течении жидкости и газа через проницаемую преграду. Применяемые аналитические и экспериментальные методы исследований нацелены на изучение процесса движения газа и жидкости через проницаемую преграду применительно к вращательному движению. Результаты расчетов и экспериментов с микромоделями сетчатых турбин уже подтвердили возможность создания многорежимных и универсальных гидравлических машин, способных выполнять полезную работу в режиме работы как гидравлической, так и газовой турбины. Основным конкурентным преимуществом разрабатываемых технологий является снижение энергетических затрат на добычу углеводородов, а также снижение затрат на оборудование и его техническое обслуживание. Использование новых гидравлических машин позволит направить пластовую энергию на реализацию процессов сепарации и перекачки многофазных сред, с учетом уникальных характеристик каждой добывающей скважины. Рассматриваются варианты, когда к ротору турбины подведены потоки от нескольких скважин. Дальнейшее развитие исследований связано с изучением особенностей работы регулируемой многорежимной турбины в составе экспериментального образца гидравлической машины. Особый научный интерес представляет работа новой турбины при сверхзвуковых скоростях течения газа в сопловых аппаратах и сетчатой турбине.  Отдельно может быть рассмотрен вопрос о выработке электрической энергии при использовании разрабатываемой турбины, перспективность развития работ в этом направлении подтверждена положительными результатами испытаний в лабораторных условиях. Основная область применения разрабатываемой техники связана с добычей нефти и газа на морских месторождениях Арктики. Вместе с тем результаты выполненных научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ могут быть использованы при создании энергетически эффективных технологий в других отраслях производства, в том числе при переработке нефти и газа.


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

УДК 622.24.051.55
В.А. Пяльченков, к.т.н., Д.В. Пяльченков, к.т.н., В.В. Долгушин, д.т.н., О.Ф. Данилов, д.т.н. (Тюменский индустриальный университет), Я.М. Курбанов, д.т.н. (Филиал АО «НПЦ «Недра» ЗапСибБурНИПИ)

Способ экспериментального определения усилий, действующих на вооружение и опоры шарошечного долота, C. 112-115

Ключевые слова: бурение, шарошечное долото, шарошка, вооружение шарошки, опора, нагрузка
Для оценки надежности и долговечности как отдельных элементов вооружения буровых шарошечных долот и опорных узлов шарошек, так и долота в целом, необходимо знать величины сил, действующих на элементы вооружения шарошечного долота в процессе его взаимодействия с забоем. Анализ существующих экспериментальных методов исследования распределения нагрузки по элементам вооружения шарошек показывает недостаточную изученность данного вопроса. Предложен метод непосредственного измерения указанных сил. Разработано и изготовлено принципиально новое измерительное устройство, позволяющее измерять усилие, действующее на каждый зубец каждой шарошки при взаимодействии с неразрушающимся забоем, состоящим из концентрических стальных колец, разделенных на два сектора: рабочий, в котором проводится измерение, и нерабочий. Измерение выполняется с помощью тензометрических датчиков, наклеенных на специальные балки. Сигналы датчиков усиливаются, регистрируются и обрабатываются с помощью специальной аппаратуры. Для реализации рассматриваемого метода изготовлен стенд, предназначенный для прокатывания долота под нагрузкой по забою измерительного устройства. Стенд позволяет испытывать долота различных типоразмеров, изменять осевую нагрузку на долото от 0 до 200 кН и угловую скорость долота от 0,16 до 11,34 с-1, что соответствует реальным условиям роторного бурения. Данный стенд обеспечивает оперативные и с минимальными затратами испытания долот различных типоразмеров с целью оптимизации конструкции вооружения и опор шарошечных долот, в том числе на стадии их проектирования.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

УДК 622.276.031.011.433
И.И. Мустакимов (Казанский (Приволжский) федеральный университет), А.В. Тудвачев, П.К. Коносавский (Санкт-Петербургский гос. университет)

Изучение функции фазовой проницаемости нефтенасыщенных коллекторов Восточного участка Оренбургского месторождения, C. 116-118

Ключевые слова: нефть, анализ, вариативный параметр, нефтенасыщенность, водонасыщенность, фазовая проницаемость
Основной характеристикой, определяющей многофазную фильтрацию (нефти, газа, воды), в том числе в коллекторах эксплуатируемых нефтяных месторождений, является зависимость функции фазовой проницаемости от степени насыщения пласта флюидами. Лабораторные данные по определению фазовой проницаемости используются для проектирования систем разработки месторождений нефти и газа, выбора способов воздействия на пласт, оптимизации разработки, гидродинамическом моделировании продуктивных пластов. Построены расчетные зависимости для лабораторных определений относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. По результатам аппроксимации лабораторных данных установлена зависимость вариативного параметра от коэффициента эффективной пористости. Показано, что вариативные параметры зависимости Стоуна для воды и нефти хорошо коррелируют с остаточной водонасыщенностью образцов и взаимосвязаны. Построена зависимость вариативных параметров Стоуна для воды и нефти. При увеличение вариативного параметра для нефти возрастает вариативный параметр для воды, что соответствует эмпирическим зависимостям Стоуна.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.63
А.Е. Чикин (ОАО «НК «Роснефть»), М.Н. Никитин (ПАО «Варьеганнефтегаз»), А.С. Петухов, В.Ю. Федоренко (ООО «Научно-технический центр «ХимАрт»), А.А. Заров, А.А. Галиев (ЗАО «Самотлорнефтеотдача»)

Кислотные обработки призабойной зоны с применением бесполимерного отклонителя, C. 119-121

Ключевые слова: кислотные обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ), бесполимерный отклонитель, терригенный коллектор, гидроразрыв пласта (ГРП)

Неоднородность строения коллекторов обусловливает сложность кислотных обработок продуктивных пластов низкой проницаемости вследствие больших потерь кислоты в промытых зонах. Одним из путей увеличения эффективности кислотных обработок является применение мицеллярных вязкоупругих бесполимерных кислотных систем. Испытан реагент, позволяющий получать эффективные отклоняющие пачки на базе соляной кислоты низкой концентрации (3-5 %). Показана возможность получения с использованием этого реагента самоотклоняющегося кислотного состава. Приведены реологические свойства реагента (бесполимерного отклонителя) и показана совместимость состава с нефтью по стандарту ОАО «НК «Роснефть».

Технология обработки призабойной зоны (ОПЗ) с применением вязкоупругого отклонителя испытана в семи скважинах месторождений Западной Сибири. Проницаемость терригенного коллектора составляла от (0,5-10)·10-3 мкм2. В скважинах был выполнен гидроразрыв пласта (ГРП), длина трещин превышала 6 м. Исследование кольматанта в проппантной пачке, выполненное для юрских пластов, показало значительное содержание кальцита, соединений железа и кремния. Все обработки с отклонителем проводились с применением глинокислотных композиций. Приведена типовая технология проведения ОПЗ. Для пяти из семи скважин с пластовым давлением ниже гидростатического отмечено появление избыточного давления на устье в ходе ОПЗ. Средний прирост пускового дебита нефти составил 6,3 т/сут при среднем увеличении коэффициента продуктивности более чем в 2 раза. Полученные приросты дебитов нефти после ОПЗ с бесполимерным отклонителем сопоставимы с эффективностью повторных ГРП при меньшей стоимости и меньшем риске увеличения обводненности после ремонта.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.346.2
Р.Н. Имашев, В.Н. Федоров (ООО «БашНИПИнефть»), А.М. Зарипов (ООО «Башнефть-Добыча» НГДУ «Арланнефть»)

Об изменении газового фактора в процессе разработки Арланского месторождения, C. 122-125

Ключевые слова: нефть, газовый фактор, газосодержание нефти, остаточное газосодержание, растворенный газ, нефтяной газ, давление насыщения
По результатам промысловых исследований, в том числе инструментальных измерений, на примере Арланского месторождения показано, что текущие газовые факторы нефти основных объектов разработки ниже начальных пластовых значений. Со ссылкой на промысловые и лабораторные исследования, выполненные другими авторами, приведены основные причины снижения газового фактора в процессе разработки Арланского месторождения. Основными причинами снижения газового фактора Арланского месторождения являются эксплуатация скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения и переход некоторых газовых компонентов нефти в закачиваемую и подошвенную воды при их контакте. Например, накопленный водонефтяной фактора по одному из разрабатываемых объектов Арланского месторождения составляет 9,1 т/т. Какая из вышеуказанных причин оказывала доминирующее влияние на процесс снижения пластового газосодержания нефти, в настоящее время однозначно определить нельзя. Систематический промысловый контроль газового фактора до объекта разработки на основании инструментальных замеров по скважинам на протяжении всего периода разработки Арланского месторождения не проводился, поэтому динамика газового фактора неизвестна. Отмечена необходимость контроля газового фактора по опорной сети скважин для косвенной оценки текущего пластового газосодержания нефти, так как в настоящее время на Арланском месторождении отсутствуют условия для отбора представительных глубинных проб нефти (высокая обводненность продукции скважин, эксплуатация скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения).

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4
Д.А. Ибрагимова, к.х.н., А.Г. Сафиулина, к.т.н., А.И. Лахова, Н.Ю. Башкирцева, д.т.н. (Казанский национальный исследовательский технологический университет), С.М. Петров, к.т.н. (Казанский (Приволжский) федеральный университет), Ю.М. Ганеева, д.х.н. (Институт физической и органической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра РАН)

Особенности содержания кристаллической фазы н-алканов в компонентах парафинистых нефтей и их отложениях, C. 126-128

Ключевые слова: кристаллизация парафинов, асфальтосмолистые вещества, фазовые переходы, нефтяная дисперсная система

Изучены высокомолекулярные н-алканы в составе высокопарафинистых нефтей трудноизвлекаемых остаточных запасов. Представлено перераспределение нефтяных парафиновых углеводородов между нефтями их асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в скважинном оборудовании. Показано присутствие н-алканов в асфальтенах нефтей и их отложениях. Асфальтены, выделенные из нефтей и их АСПО, исследовались методами высокотемпературной газовой хроматографии и дифференциально сканирующей калориметрии, с помощью которых удалось обнаружить в их составе наличие высокомолекулярных н-алканов С4059 и выше судя по температурам кристаллизации обнаруженной в них кристаллической фазы. Наиболее высокомолекулярные н-алканы, у которых пик ММР приходится на С5458, были обнаружены в асфальтенах нефтей с низким содержанием твердых парафинов. Представлены данные о содержании кристаллической фазы в нефтях, АСПО, образцах асфальтенов, выделенных из нефтей и АСПО, а также температуры их кристаллизации. Высокомолекулярные парафиновые углеводороды нефти при достижении критической концентрации могут служить центрами кристаллизации сложных структурных единиц в нефтяной дисперсной системе и выпадать в виде осадка при нарушении равновесия в системе. Парафиновые углеводороды, содержащиеся в асфальтенах, при определенных термодинамических условиях обладают способностью мигрировать и накапливаться в составе АСПО, о чем свидетельствует отличный состав н-алканов в асфальтенах нефти от асфальтенов в их отложениях. Для нефтей установлен различный вид температурных зависимостей теплоемкости, выявлено присутствие кристаллической фазы твердых парафинов. Сравнительный анализ данных дифференциально сканирующей калориметрии образцов свидетельствует о противоречивой зависимости температуры кристаллизации и содержания кристаллической фазы от молекулярно-массового распределения н-алканов, содержащихся в их составе, и кореллирует с молекулярно-массовым распределением твердых н-алканов в асфальтенах, что предопределяет различия в структурной организации дисперсной фазы в АСПО.


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.245.142.4
Н.И. Крысин, Е.П. Рябоконь, М.С. Турбаков, С.Е. Чернышов, А.А. Щербаков (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Совершенствование устройств щелевой гидропескоструйной перфорации в нефтяных скважинах, C. 129-131

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи, призабойная зона пласта, щелевая гидропескоструйная перфорация, осложнения при добыче нефти

Вызов притока пластового флюида и обеспечение дальнейшей устойчивой гидродинамической связи в системе пласт – скважина осуществляется с помощью перфорационных устройств путем создания каналов в обсадной колонне и цементном кольце. Технологии вскрытия нефтяных пластов не всегда позволяют получить проектные дебиты нефти скважин вследствие отрицательного воздействия на призабойную зону пласта промывочных и тампонажных растворов, жидкостей перфорации и глушения, что приводит к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.

Рассмотрена щелевая гидропескоструйная перфорация, как наиболее эффективная, при которой сохраняется начальная проницаемость горных пород, увеличиваются эффективный радиус скважины и площадь фильтрации. Разработано устройство для проведения щелевой гидропескоструйной перфорации в нефтяных скважинах. Устройство имеет следующие особенности. В отверстия подвижного стакана установлены втулки, закрепленные с помощью прижима. Струйные насадки расположены вдоль корпуса по спирали. В подвижной втулке выполнен паз, в который заведен конец пробки, установленной в отверстии корпуса. Пружина подвижного стакана отделена от подвижного стержня трубчатыми элементами, что позволяет после вскрытия продуктивного пласта приступать к удалению механических частиц из скважины без переключения на обратную промывку и остановки циркуляции. Устройство обеспечивает качественное вскрытие продуктивных нефтяных пластов, повышает долговечность и надежность работы, позволяет создавать гидродинамическую связь в системе пласт – скважина, не ухудшая начальные фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта. Проведение щелевой гидропескоструйной перфорации с применением разработанного устройства дает возможность подготовить скважину к направленному гидроразрыву пласта. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Стандартизация и техническое регулирование

621.642.39.03
А.А. Тарасенко, А.А. Грученкова; М.А. Тарасенко (Тюменский индустриальный университет)

Анализ разтличий в требованиях отечественных нормативов и стандартов США при развитии неравномерной осадки днища резервуара, C. 132-135

Ключевые слова: резервуар, днище, программный комплекс ANSYS, метод конечных элементов (МКЭ), напряженно-деформированное состояние (НДС), осадка, неравномерная осадка

Выполнен анализ отечественных и зарубежных нормативных документов в части требований к допустимым размерам локальных просадок днища резервуара. Выбирая способ борьбы с коррозионным разрушением металлоконструкций резервуаров, многие российские специалисты отдают предпочтение увеличению толщины днища за счет коррозионного припуска. В некоторых случаях это приводит к перераспределению действующих напряжений при эксплуатации резервуара, так как днище вертикального стального резервуара представляет собой «абсолютно гибкую мембрану», а пределы деформирования металлоконструкций, обоснованные для типовых проектов, в данном случае вызывают сомнения и требуют дополнительного теоретического обоснования. Рассмотрена задача определения напряженно-деформированного состояния днища, наиболее распространенного в России вертикального стального резервуара РВС-20000 (для двух случаев: толщиной 6 и 9 мм) при различных размерах локальных просадках центральной части днища. Применены аналитические способы решения задачи упругого деформирования гибкой мембраны на грунтовом основании и численные методы механики твердого деформируемого тела, в частности, метод конечных элементов. Рассчитаны максимальные прогибы локальных зон просадок, а также растягивающие напряжения, действующие в центре зоны просадки, для случая, когда под мембраной отсутствует грунтовое основание. По результатам численного расчета в ПК ANSYS получены аналитические зависимости между вертикальной и радиальной составляющими зоны просадки. Для моделирования зон просадки выбран грунт с коэффициентом постели 3 МН/м3, что характерно для резервуаров, возведенных на территории Западной Сибири. Анализ требований отечественных и зарубежных стандартов, что вертикальной составляющая просадочной зоны в отечественных стандартах существенно завышена в отличие от требований американского стандарта API: для полотнища днища толщиной 6 мм и 9 мм на 52% и 65% соответственно. При увеличении толщины центральной части днища резервуара до 9 мм интервал допускаемых радиальных размеров локальных просадок увеличивается на 37 % максимально возможного значения по нормативно-технической документации (НТД) РФ. Сделан вывод, что изменение подхода к назначению величины допустимых осадок в отечественной НТД позволит установить более реалистичные требования к металлоконструкциям, в том числе с припуском на коррозию. Показано, что отечественные нормативные документы требуют гармонизации с международными стандартами в части требований к допустимым геометрическим размерам локальных просадок центральной части днища вертикальных стальных резервуаров. 


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее