Сентябрь 2016




Для просмотра доп. инф. по статье или ее авторам достаточно "кликнуть" на соответствующей строке
Экономика, управление, право

УДК 338.23:622.276
А.М. Мастепанов, д.э.н., (ИПНГ РАН)

О факторах ценообразования на мировом нефтяном рынке и роли сланцевой нефти в этом процессе, C. 6-10

Ключевые слова: нефть, цены, мировой нефтяной рынок, геополитика, мировая экономика и энергетика, энергоресурсы, затраты и издержки

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Геология и геолого-разведочные работы

УДК 553.98.048
И.С. Гутман, Г.Н. Потемкин, И.Ю. Балабан, А.В. Постников, О.В. Постникова (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), М.И. Саакян (ФБУ «ГКЗ»), В.В. Жуков, А.Д. Алексеев, И.А. Карпов (ООО «Газпромнефть НТЦ»), М.Ю. Спасенных, Е.В. Козлова (Сколковский институт науки и технологий)

Контрольные функции объемного метода при оценке ресурсов углеводородов с применением лабораторных геохимических измерений, C. 12-17

Ключевые слова: объемный метод, геохимия, Rock-Eval, трудноизвлекаемые запасы, подсчет запасов и ресурсов нефти и газа, метан угольных пластов, баженовская свита
Рассмотрена проблема количественной оценки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, в частности, метана угольных пластов и нефти собственно баженовской свиты. Предложена методика оценки эквивалентных параметров объемного метода, которая позволяет контролировать величины ресурсов и запасов, полученные на основе геохимических лабораторных измерений. На примере одного из месторождений Западной Сибири проведен расчет удельных ресурсов на основе параметров Rock-Eval. Получены контрольные эквивалентные толщины для с сравнения с разрабатываемой залежью. Формальное использование результатов пиролитических исследований кернового материала при оценке собственно баженовской свиты приводит к завышению ресурсов. Пиролитические методы могут быть использованы для оценки ресурсной базы только при условии стандартизированной подготовки образцов и их лабораторных исследований, а также обоснованной методики перевода результатов пиролиза в подсчетные параметры.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 553.98.061.32
В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, С.С. Дмитриевский (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), В.А. Зайцев (МГУ имени М. В. Ломоносова)

Оценка вторичных фильтрационных параметров низкопроницаемых сланцевых толщ майкопской серии центрального и восточного Предкавказья по результатам геомеханического моделирования, C. 18-21

Ключевые слова: майкопская серия, Предкавказье, геодинамические процессы, сланцевые отложения, геомеханическое моделирование

Освоение ресурсов углеводородов сланцевых формаций является одним из перспективных трендов развития современной мировой нефтегазовой промышленности. В условиях прогрессирующего снижения разведанных запасов углеводородов на традиционных месторождениях, поиски и освоение нетрадиционных ресурсов нефти и газа становятся весьма важными.

Выполнена оценка вторичных фильтрационных параметров сланцевых низкопроницаемых толщ майкопской серии центрального и восточного Предкавказья по результатам геомеханического моделирования. В пределах центрального и восточного Предкавказья трещиноватость пород значительно влияет на степень проницаемости хадумской свиты, которая определяется типом отложений, степенью их нарушенности и полем тектонических напряжений. На трехмерной геомеханической модели изучаемой территории оценена вторичная проницаемость пород хадумской свиты, являющейся нефтематеринской толщей. Выявленны участки повышенной проницаемости, которые являются наиболее благоприятными для добычи углеводородов.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 553.98.061.4
И.А. Ларочкина (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»)

Роль и влияние позднепротерозойского Камско-Бельского авлакогена на формирование типов ловушек нефти в палеозойских отложениях в Актаныш-Чишминском прогибе, C. 22-25

Ключевые слова: нефтегазоносная провинция, ловушка, прогиб, тектоническое строение, месторождение

В старейшей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции России в последние годы наблюдается тенденция устойчивого прироста запасов нефти за счет геолого-разведочных работ (ГРР). Высокая эффективность ГРР связывается здесь прежде всего с Камско-Кинельской системой прогибов. Рассмотрен Актаныш-Чишминский прогиб, расположенный в восточной части Татарстана и западной части Башкортостана.

Сопоставление особенностей геологического строения двух фрагментов Актаныш – Чишминского прогиба, показывает, что они существенно различаются. Первопричиной являются различные механизмы их формирования. На условия морфогенеза Актаныш-Чишминского прогиба на территории Башкортостана повлиял активный тектонический режим одновременно двух авлакогенов: Камско-Бельского и Сергиевско-Абдулинского. В палеозойское время в обстановке унаследованной высокой динамики тектонических движений создавались геологические условия, способствующие образованию в нем разнообразных генетических типов ловушек нефти. При формировании Актаныш-Чишминского прогиба на территории Татарстана высокое тектоническое напряжение охватывало лишь его северо-восточный борт и большую часть осевой зоны, контролировавшихся Камско-Бельским авлакогеном. Юго-западная бортовая зона прогиба и примыкающая к нему меньшая часть осевой зоны, размещавшиеся на склонах Южно-Татарского свода, формировались в спокойной тектонической обстановке.

Показано, что перспективы поисков тектонических элементов разных порядков в Актаныш-Чишминском прогибе в определяющей степени зависят от масштаба влияния Камско-Бельского и Сергиевско-Абдулинского авлакогенов на формирование осадочной толщи палеозойских отложений и образование типов ловушек в продуктивных комплексах.

Наиболее высоки перспективы открытия новых месторождений нефти в продуктивных горизонтах в палеозойских отложениях в Актаныш-Чишминском прогибе на территории как Татарстана, так и Башкортостана в той его части, которая в плане соответствует позднепротерозойским авлакогенам.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


УДК 550.83.pdf
З.М. Слепак, Э.Р. Зиганшин (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Методология геофизических исследований при решении задач нефтяной геологии и прогнозировании скоплений углеводородов, C. 26-29

Ключевые слова: нефтяная геология, гравиразведка, моделирование, геофизические исследования скважин (ГИС), нефтегазоносные структуры

Представлены теоретические основы разработанного авторами метода геолого-геофизического моделирования (ГГМ) и результаты его применения в Волго-Уральском регионе. В отличие от часто используемой на практике качественной интерпретации карт трансформированных аномалий, содержащих большие погрешности, предлагаемый метод позволяет проводить количественную интерпретацию измеряемого поля силы тяжести без его разделения на составляющие. Метод заключается в решении обратной линейной задачи гравиразведки. При этом одновременно с подбором теоретического и измеренного полей создаются физико-геологические модели объектов прогнозирования. Результаты решений представлены в виде плотностных моделей нефтегазоносных структур, характеризуются высокой геологической достоверностью, которая подтверждается априорной информацией о плотностных особенностях пород, определяемых по керну пробуренных скважин и результатам геофизических исследований скважин (ГИС). На примере Южно-Татарского свода показана высокая достоверность разработанного метода геолого-геофизического моделирования при изучении строения нефтегазовых месторождений и прогнозировании скоплений углеводородов.

Над разломами фундамента в осадочном комплексе часто прослеживаются нефтегазоносные структуры, с которыми связано закономерное разуплотнение пород. Интерпретация локальных аномалий гравитационного поля, выявляемых высокоточной гравиразведкой, с применением рассматриваемого метода моделирования позволяет прогнозировать нефтегазоносные структуры и возможные скопления углеводородов в осадочном чехле и фундаменте. Получаемые данные дают возможность выбирать участки для проведения профильно-площадных высокоточных гравиметрических работ.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


551.24
М.В. Осипова (ООО «ТННЦ»)

История тектонического развития и особенности водонефтяного контакта Среднеботуобинского месторождения (Сибирская платформа), C. 30-33

Ключевые слова: Непско-Ботуобинская антеклиза, ботуобинский горизонт, водонефтяной контакт (ВНК), тектоника, палеозалежь, выщелачивание солей

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.834.072
С.К. Туренко (Тюменский индустриальный университет), Е.А. Черепанов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Разработка методического обеспечения моделирования акустических и плотностных параметров в скважинах для построения сейсмогеологических моделей нефтегазовых объектов Западной Сибири, C. 34-38

Ключевые слова: геофизические исследования скважин (ГИС), сейсмогеологические модели, моделирование акустического и плотностного каротажа, качество результатов моделирования акустических и плотностных параметров
Рассмотрено построение сейсмогеологических моделей нефтегазовых объектов на основе использования данных геофизических исследований скважин (ГИС) и сейсморазведки. Предложено методическое обеспечение моделирования акустических и плотностных параметров в скважинах по данным ГИС. Проанализирован опыт использования наиболее распространенных методик моделирования акустических и плотностных параметров по данным ГИС на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Разработана методическая схема решения практических задач с применением данных методик. Предложен формализованный способ оценки качества восстановления кривых, учитывающий качество как исходных данных, так и методов восстановления. Разработанное методическое обеспечение может эффективно использоваться для решения практических задач сейсмогеологического моделирования на объектах Западной Сибири, а также служить основой для дальнейшего развития методического обеспечения по мере накопления информации и при переходе на новые объекты.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

622.244
Я.М. Курбанов, Т.В. Зайковская, Н.А. Черемисина (Филиал АО «НПЦ «Недра» ЗапСибБурНИПИ), О.Ф. Данилов (Тюменский индустриальный университет)

Бурение параметрической скважины на Желдонской площади в условиях разнородного литолого-стратиграфического разреза и неопределенности геолого-технических параметров, C. 39-43

Ключевые слова: проводка скважины, осложнения, солевые отложения, буровой раствор

В настоящее время наиболее перспективными для выполнения геолого-разведочных работ являются глубокие горизонты Восточной Сибири. Особенностями бурения скважин в этих условиях являются наличие аномальных пластовых давлений и относительно невысокие пластовые температуры. В разрезе присутствуют твердые и разнородные породы, переслаивающиеся с мягкими, а также мощные толщи галита и других неустойчивых хемогенных пород. Такое сложное чередование отложений, обусловливает проявление различных осложнений (непрохождение и прихват бурового инструмента и обсадной колонны, поглощение бурового раствора, некачественное цементирование обсадных колонн, их смятие др.).

Параметрическая скв. 260 Желдонская заложена на северо-западе Иркутской области на территории Усть-Илимского района. Целью бурения являлись выявление углеводородных резервуаров трещинно-кавернового типа в верхах рифейских толщ, а также поровых резервуаров в песчаниках венда и оценка их перспективности для поиска нефти и газа. Технологические параметры бурового раствора проектировались с учетом комплекса основных задач, которые должны были решаться при бурении скважины, и горно-геологических особенностей. Задача осложнялась присутствием в разрезе засолоненных пород и прослоев солей различной толщины, исключающих применение пресных промывочных жидкостей, и кавернозных известняков, в которых вероятны катастрофические поглощения. Состав и свойства бурового раствора должны были обеспечивать предупреждение обвалов и осыпей пород, создание минимальной зоны проникновения фильтрата в перспективные горизонты, а их реологические параметры – способствовать оптимизации технологического процесса промывки и качественному выносу шлама.

Предложены технологические решения для бурения глубокой параметрической скважины в сложных условиях разнородного литолого-стратиграфического разреза и неопределенности геолого-технических условий. Данные технические решения позволили пробурить скважину пятиколонной конструкции и выполнить комплекс геолого-геофизических и технологических исследований для решения параметрических задач. Рассмотрены вопросы цементирования обсадных колонн и принципы подбора рецептур тампонажных растворов с учетом литолого-стратиграфического строения и химического состава пород и флюидов по интервалам крепления.

Предложенные системы буровых растворов и составы тампонажных растворов обеспечили бурение глубокой параметрической скв. 260 Желдонская и позволили изучить разрез осадочных пород скважины до глубины 4500 м.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.244.47
А.М. Гайдаров, А.А. Хуббатов, А.Д. Норов, М.М-Р. Гайдаров (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Опыт применения утяжелённых катионных буровых растворов, C. 44-48

Ключевые слова: глинистые породы, буровой раствор, устойчивость, катионная система, свойства

Традиционные пресные и соленасыщенные утяжеленные буровые растворы уязвимы к воздействию различных агрессивных факторов, из-за чего в процессе бурения возникают осложнения различной степени тяжести. Исторически сложилось, что отечественные и зарубежные растворы с водной дисперсионной средой – это глинистые суспензии, стабилизированные анионно-неионными полимерами.

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработаны системы катионных буровых растворов «Катбурр», по эффективности значительно превосходящих все существующие системы анионно-неионного типа. Преимуществами этих буровых растворов являются высокие ингибирующие и крепящие свойства, простота приготовления и управления свойствами в процессе бурения, отсутствие зависимости структурно-реологических и фильтрационных показателей от рН среды, высокая устойчивость к температурному, полисолевому, углекислотному, сероводородному и ферментативному воздействиям, совместимость пресной и соленой систем, малокомпонентность.

Одна из модификаций раствора «Катбурр» прошла промысловые испытания при бурении скв. 939 Астраханского газоконденсатного месторождения. Установлено, что солевое воздействие не влияет на показатели раствора. Параметры оставались стабильными, а снижение показателя фильтрации при углублении до нулевых значений свидетельствовало о положительном влиянии галита, ангидритов и гипсов. При бурении химических обработок раствора не проводилось, что позволило значительно снизить расход химических реагентов. Достигнут значительный экономический эффект.

Полученные результаты свидетельствуют о возможности и необходимости расширения внедрения систем катиионных растворов при строительстве скважин в различных сложных геолого-технических условиях. В ближайшее время на Астраханском месторождении планируется массовое применение совершенствованных модификаций систем «Катбурр» при бурении скважин в надсолевых и солевых отложениях.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информация

Новости нефтяных компаний, C. 55


Читать статью Читать статью



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.1/.4
В.С. Афанасьев (МГРИ-РГГРУ имени С. Or), Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»)

Новые экспериментальные данные о динамике изменения объема связанной воды в длительно разрабатываемой залежи нефти пашийского горизонта и теоретическое обоснование природы этого явления, C. 50-54

Ключевые слова: связанная вода, залежь нефти, закачка пресной воды, минерализация водного раствора в поровом пространстве, длительная эксплуатация месторождения, адсорбционные явления
Приведены новые данные о динамике изменения содержания связанной воды в залежах нефти при их длительной эксплуатации с поддержанием пластового давления закачкой пресной воды. Выполнена переинтерпретация результатов геофизических исследований скважин, пробуренных за 50 лет разработки месторождения. Выявлено, что в период эксплуатации постоянно формируется смесь пресной и пластовой вод, последовательно снижается минерализация водного раствора в поровом пространстве коллектора. За счет динамического изменения параметров адсорбционных процессов закономерно постоянно возрастает содержание связанной воды в коллекторе. Дано теоретическое обоснование обнаруженной закономерности. Учет полученных данных позволит оптимизировать разработку месторождений.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.031.011.433
Э.С. Закиров, И.М. Индрупский, И.В. Васильев, Д.П. Аникеев, Т.Н. Цаган-Манджиев (ИПНГ РАН), А.Е. Родионов («НИС Газпром нефть»), Д.С. Лачугин (ООО «СамараНИПИнефть»), В.С. Афанасьев, С.В. Афанасьев, А.А. Антонович (ООО «ГИФТС»)

Проведение комплексных исследований по оценке относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды и коэффициента вытеснения в условиях аномально низкой приемистости пласта (часть 1), C. 56-60

Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин (ГДИС), импульсный нейтронный каротаж (ИНК), коэффициент вытеснения, относительные фазовые проницаемости (ОФП), минерализация, двухфазная фильтрация, обратная задача

Представлены методика и результаты проведения комплексного исследования скважины ч целью оценки коэффициента вытеснения нефти и относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в пластовых условиях. Процедура исследования включала несколько циклов закачка - отбор с использованием водных растворов разной минерализации. Наряду с измерениями динамических устьевых и забойных параметров выполнены периодические определения водонасыщенности импульсными нейтронными методами и анализ изменения состава добываемой воды.

Изложены принципы расчета дизайна исследования. Обоснованы технические решения для управляемой закачки растворов в условиях низкой приемистости пласта. Разработана методика комплексной интерпретации полученной информации, включая геофизические, геохимические и гидродинамические данные. Для решения обратной задачи оценки параметров пласта и функций относительных фазовых проницаемостей использованы численные алгоритмы моделирования многофазной фильтрации и методы теории оптимального управления (сопряженные методы).

Полученные результаты позволили оценить коэффициент вытеснения в пластовых условиях, вид функций ОФП для нефти и воды, уточнить и отработать методику проведения исследования. Выявлены нетрадиционные эффекты, сопровождающие процессы двухфазной фильтрации в пластовых условиях.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.43
И.В. Владимиров, Э.М. Альмухаметова, Э.М. Велиев (Уфимский гос. нефтяной технический университет)

Условия эффективного применения заводнения горячей водой при разработке послойно неоднородных по проницаемости пластов с высоковязкой нефтью, C. 62-65

Ключевые слова: тепловое воздействие, высоковязкая нефть, послойно неоднородный коллектор, обводненность продукции, нефтеасыщенность, относительные фазовые проницаемости по нефти
Исследованы процессы неизотермической фильтрации в послойно-неоднородном по проницаемости коллекторе высоковязкой нефти. Представлены результаты гидродинамических расчетов. Показано, что тепловое воздействие на послойно неоднородные по проницаемости коллекторы практически всегда дает положительный технологический эффект. При высокой неоднородности по проницаемости, когда проницаемость некоторых слоев различается на порядок и более, тепловое воздействие позволяет существенно увеличить нефтеотдачу пласта, при этом эффект достаточно быстро нарастает. Отмечено, что при этом также кратно возрастают объемы отбираемой жидкости. Данный тип коллектора наиболее благоприятен для применения теплового воздействия. В долгосрочной перспективе эффективность теплового воздействия на этот тип коллектора не зависит от начальной обводненности. Для быстрого получения технологического эффекта от закачки горячей воды рекомендовано применять тепловое воздействие с начала разработки залежи. Если коллектор содержит только высокопроницаемые прослои, проницаемость которых различается в 2 раза и менее, то эффективность теплового воздействия незначительна по величине и нарастает медленно. При этом существенной становится зависимость от начальной обводненности. Наибольшим приростом коэффициента извлечения нефти характеризуется вариант с началом закачки горячей воды при высокой обводненности добываемой продукции. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.652
П.В. Виноградов, О.В. Надеждин, У.М. Абуталипов, А.Р. Латыпов, Е.И. Сергеев (ООО БашНИПИнефть), С.Е. Здольник, В.М. Веселов (ПАО АНК «Башнефть»)

Организация системы поддержания пластового давления на месторождении им. Р. Требса в условиях реализации водогазового воздействия, C. 66-69

Ключевые слова: водогазовое воздействие (ВГВ), система поддержания пластового давления (ППД), многофазное течение, водогазовая смесь, нагнетательная скважина

Рассмотрены вопросы технического и технологического обеспечения функционирования трубопроводной системы поддержания пластового давления (ППД) и нагнетательных скважин на нефтяном месторождении им. Р. Требса в условиях реализации водогазового воздействия. Система ППД представляет собой разветвленную двухтрубную сеть, обеспечивающую раздельный транспорт воды и газа до кустовых площадок нагнетательных скважин. Смешение потоков воды и газа происходит в узлах смешения, устанавливаемых индивидуально для каждой нагнетательной скважины. Контроль процесса смешения и закачки водогазового потока осуществляется на основе показаний датчиков расхода и давления для каждой фазы и для водогазового потока. Для управления процессом закачки водогазовой смеси использованы регулирующие клапаны, устанавливаемые на линии воды и линии газа. Представлены результаты исследования режимов работы нагнетательных скважин при закачке водогазового потока. Получена характеристика системы нагнетательная скважина – забой – пласт. Определено влияние типоразмера НКТ на гидравлическую характеристику скважины. Рассмотрены принципы организации системы управления закачкой водогазовой смеси на основе ПИД-регуляторов по линиям воды и газа. Рассмотрена проблема превышения устьевого давления скважины над давлением в трубопроводных системах воды и газа при реализации нестационарных процессов . Предложен способ автоматического управления процессом закачки воды и газа для недопущения возникновенния данного эффекта. Выполнен анализ факторов, осложняющих эксплуатацию системы ППД в условиях водогазового воздействия. Рассмотрены способы снижения рисков осложнений.


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4.001.57
Д.В. Ефимов, А.Г. Лутфурахманов, П.В. Виноградов (ООО «БашНИПИнефть»), А.В. Зайнулин (ПАО АНК «Башнефть»), В.И. Савичев (ООО «Башнефть-Полюс»)

Инструмент интегрированного моделирования для задач оптимизации разработки месторождении им. Р. Требса в условиях водогазового воздействия, C. 70-73

Ключевые слова: интегрированное моделирование, оптимизация, разработка месторождения, водогазовое воздействие (ВГВ)
Рассмотрена разработка инструмента интегрированного моделирования для месторождения им. Р. Требса. Реализация водогазового воздействия (ВГВ) на месторождении обусловливает необходимость решения целого ряда технических и технологических задач, таких как прогнозирование уровней добычи нефти, газа, воды, уровней закачки воды, газа, определение нагрузки на элементы поверхностного обустройства. Особенности исследуемого объекта нашли отражение в разработанной интегрированной модели. Представлены использованные методики расчета различных элементов расчетной схемы. Для некоторых моделей разработаны изменения, направленные на повышение точности расчетов. Показано решение задач адаптации расчетной схемы к фактическим данным.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.63:622.276.432
А.П. Кондаков, С.В. Гусев, О.Г.Нарожный (ТО «СургутНИПИнефть»)

Результаты большеобъемных обработок призабойной зоны нагнетательных скважин месторождений ОАО «Сургутнефтегаз», C. 74-81

Ключевые слова: обработка призабойной зоны (ОПЗ), кислотные составы, колтюбинг, приемистость, нагнетательная скважина

Представлены результаты опытно-промышленных работ по обработке призабойной зоны нагнетательных скважин пласта ЮС2 месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» кислотными составами большого объема, с использованием колтюбинговой установки.

Одной из проблем разработки пластов ЮС2 являются сложности при организации системы поддержания пластового давления, которые обусловлены низкой начальной приемистостью новых нагнетательных скважин и быстрым снижением приемистости скважин действующего нагнетательного фонда. Причинами этого являются низкие фильтрационно-емкостные свойства пласта ЮС2, его сложное геологическое строение, кольматация коллектора на стадии строительства скважин буровыми растворами.

Основным методом восстановления приемистости нагнетательных скважин является обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) различными кислотными составами по бесподходной технологии. Кислотные обработки направлены на восстановление коллекторских свойств ПЗП за счет растворения привнесенного кольматирующего материала, карбонатных и железистых отложений, агрегатов глинистого цемента. Средняя кратность увеличения приемистости нагнетательных скважин пласта ЮС2 после кислотных обработок составляет 2,8-3 раза, но продолжительность эффекта невелика – в среднем 3-4 мес. Быстрое снижения приемистости вызвано рядом причин, среди которых можно выделить низкую проникающую способность кислотных составов, вторичное осадкообразование, небольшой объем закачиваемой кислоты и отсутствие стадии промывки ПЗП при обработках по бесподходной технологии.

Для увеличения продолжительности эффекта кислотных обработок предложено обрабатывать ПЗП нагнетательных скважин кислотными составами большего, по сравнению с бесподходной технологией, объема с использованием непрерывной трубы колтюбинговой установки. Опытно-промышленные работы по испытанию данной технологии проведены в 2013 – 2014 гг. Показано, что технология позволяет значительно повысить приемистость нагнетательных скважин по сравнению с традиционными обработками по бесподходной технологии. Представлены критерии подбора скважин для обработок и отмечены перспективы дальнейшего развития технологии.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.432
А.И. Щекин, Е.Н. Грищенко, Ш.Р. Лотфуллин, А.С. Клевцов (СП «Вьетсовпетро»), А.А. Лубнин (АО «Зарубежнефть)

Использование статистических и промысловых методов при прогнозировании техногенных трещин в нагнетательных скважинах, C. 78-81

Ключевые слова: нагнетательные скважины, техногенная трещина, гидравлический разрыв пласта (ГРП), автоГРП, минимальное горизонтальное напряжение, кривая падения давления (КПД)

В настоящее время в СП «Вьетсовпетро» при вводе в разработку новых участков месторождений блока 09-1 шельфа Социалистической Республики Вьетнам, приуроченных к нижнемиоценовым отложениям, отмечается снижение эффективности заводнения из-за преждевременного обводнения добывающих скважин. Детальный анализ причин обводнения скважин показал, что наряду с фильтрацией закачиваемой воды по высокопроницаемым прослоям основным усугубляющим фактором является образование техногенных трещин гидроразрыва пласта (ГРП) в нагнетательных скважинах. С целью повышения эффективности системы заводнения на месторождениях СП «Вьетсовпетро» исследованы вопросы идентификации и прогнозирования образования техногенных трещин ГРП по данным статистических и промысловых исследований скважин.

C использованием фактических данных миниГРП и замеров пластовых давлений в эксплуатационных скважинах на блоке 09-1 шельфа СРВ разработана статистическая зависимость для оценки начального минимального горизонтального напряжения (давления автоГРП). Проверка достоверности разработанной зависимости выполнена при сопоставлении расчетных давлений автоГРП с фактическими, полученными по результатам гидродинамических исследований нагнетательных скважин на установившихся режимах работы. Для исследования возможности контроля развития трещины и предотвращения ее повторного расткрытия проведен анализ изменения минимального горизонтального напряжения по данным кривых падения давления в нагнетательных скважинах с техногенными трещинами. Установлено, что под влиянием периодической работы нагнетательной скважины в условиях, когда забойные давления превышают давления автоГРП, отмечается существенное изменение напряженно-деформированного состояния пласта, сопровождающееся снижением минимального горизонтального напряжения, что увеличивает риски неконтролируемого роста трещины и преждевременного обводнения добывающих скважин.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Проектирование обустройства месторождений

622.276.012
К.И. Повышев, А.С. Коптелов (Газпромнефть НТЦ)

Особенности обустройства нефтегазоконденсатных месторождений, C. 82-84

Ключевые слова: схема обустройства, газожидкостный фактор, фонтанный способ добычи, нефтегазоконденсатное месторождение

Основной особенностью разработки и эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений является добыча нефти из нефтяных оторочек с последующей добычей газа. Это требует особого подхода к обустройству инфраструктуры для обеспечения максимального экономического эффекта и безопасной эксплуатации. Значительные различия в физико-химических свойствах нефти и газа (вязкость, плотность, сжимаемость) обусловливают формирование разных систем сбора и подготовки добываемой продукции для нефтяных и газовых месторождений.

Типовая схема обустройства нефтяных месторождений характеризуется применением механизированного способа добычи с небольшим периодом фонтанирования либо его отсутствием; давлением сбора до 4,0 МПа; использованием коллекторной системы сбора; наличием технологических процессов подготовки нефти (сепарация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация нефти). Типовая схема обустройство месторождений природного газа предусматривает применение фонтанного способа добычи; давление сбора 6,0 МПа и более; использованием лучевой либо смешанной системы сбора; наличием технологических процессов подготовки газа (сепарация, осушка, выделение тяжелых углеводородов (С3+), подготовка и стабилизация конденсата).

При проектировании системы сбора и подготовки на нефтегазоконденсатных месторождениях стоит задача совмещения процессов добычи нефти и газа с обеспечением безопасности и экономической эффективности.

Яро-Яхинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северо-восточной части Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа. Извлекаемые запасы нефти категорий С1 и С2 превышают 225 млн т, газа – 415 млрд м3. Основные объекты разработки - пласты БТ – представляют собой нефтегазоконденсатные залежи с массивной газовой шапкой и подстилающей водой, нефтенасыщенные толщины составляют от 3 до 11 м, характеризуются высокой степенью вертикальной неоднородности и слабой вертикальной анизотропией. Давление насыщения равно пластовому (30,6-33,5 МПа). Газовый фактор изменяется от 195 до 206 м33. При этом добыча осложнена наличием прорывного газа газовой шапки, содержание которого на устье может достигать до 5000 м33.

По результатам технико-экономического расчета вариантов обустройства Яро-Яхинского месторождения можно сделаны следующие выводы. Наиболее экономически обоснованным и технически безопасным является вариант двухтрубной системы сбора скважинной продукции низкого давления (до 4,0 МПа до прорыва газа газовой шапки к добывающим скважинам) и высокого давления (до 10,0 Мпа после прорыва газа газовой шапки к добывающим скважинам). Экономический эффект достигается благодаря обеспечению проектных целевых забойных давлений и, как следствие, профилей добычи нефти и газа. Предлагаемый вариант обеспечивает гибкость и надежность системы сбора в течение всего периода эксплуатации месторождения.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информационные технологии

681.518:622.24
И.П. Заикин, К.В. Кемпф, В.И. Горшенин, Д.В. Шкарин (АО «Зарубежнефть»)

Опыт создания информационной системы управления бурением в АО «Зарубежнефть», C. 85-89

Ключевые слова: информационная система управления бурением (ИСУБ), повышение эффективности буровых работ, уровни управления, электронная база данных, программные блоки, технико-экономические показатели бурения

В связи с падением цен на нефть и введенными против России санкциями нефтегазовый комплекс переживает непростые времена. В такой ситуации курс на оптимизацию затрат и повышение качества работ особенно актуален. В АО «Зарубежнефть» задача повышения эффективности буровых работ решена путем создания Информационной системы управления бурением (ИСУБ).

Рассмотрено создание единого информационного пространства и инструментария для планирования, контроля и управления строительством скважин для всех уровней управления группы компаний АО «Зарубежнефть» посредством внедрения ИСУБ. Также обозначены проблемы, имевшиеся в компании на момент принятия решения о внедрении ИСУБ. Приведена фактически выстроенная функциональная схема ИСУБ с обозначением задач, решаемых на каждом уровне управления.

Обзор всего комплекса программных блоков ИСУБ раскрывает основные технические характеристики и возможности данного программного продукта. Основной акцент сделан на описании блока «Удаленный мониторинг бурения» (УМБ), так как он является основной информационной составляющей ИСУБ, обеспечивающей формирование и доставку необходимой информации с буровых площадок на уровни управления. Представлены возможности аналитических блоков, которые позволяют, исходя из полученной с помощью блока УМБ информации, формировать требуемые отчеты, содержащие технико-экономические показатели скважин, месторождений, дочерних обществ и в целом АО «Зарубежнефть».

В настоящее время ИСУБ внедрена на всех объектах бурения российских дочерних обществ АО «Зарубежнефть» и в корпоративном проектном институте АО «Гипровостокнефть». В дальнейшем планируется ее внедрение на территории Вьетнама – на совместном российско-вьетнамском предприятии «Вьетсовпетро».

Подведены первые итоги эксплуатации ИСУБ в компании. Об эффективности системы свидетельствует тенденция повышения коммерческих скоростей бурения и снижения стоимости 1 м проходки.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


681.518:622.276
Д.А. Ивлев (АО «Зарубежнефть»)

Региональный прогноз областей притока нефти из баженовско-абалакского комплекса на территории ХМАО-Югры методом машинного обучения, C. 90-93

Ключевые слова: баженовско-абалакский комплекс, машинное обучение, генетический алгоритм, решающие деревья, извлечение правил, региональный прогноз областей притока нефти
Формализован и апробирован подход к региональному прогнозу областей получения притока нефти из отложений баженовско-абалакского комплекса в виде задачи классификации методом машинного обучения по прецедентам. Применен алгоритмом одиночного решающего дерева с генетической селекцией комбинации атрибутов пространственных данных. Созданы правила и выделены факторы, влияющие на прогноз притока из интервалов баженовско-абалакского комплекса. Результаты представлены в виде региональной прогнозной схемы, на которой выделены классы для территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. Выделенные классы можно соотнести с перспективными областями.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.276.6
А.Е. Алтунин, А.О. Гордеев, Ю.В. Земцов, П.В. Зимин, М.В. Семухин (ООО «ТННЦ»)

Разработка алгоритмов автоматизированного подбора геолого-технических месроприятий и критериев ранжирования скважин-кандидатов на основе нечетких множеств, C. 94-99

Ключевые слова: геолого-технические мероприятия (ГТМ), критерии, нечеткие множества

Предложена методика подбора геолого-технических мероприятий (ГТМ), позволяющая в автоматизированном режиме с использованием программного модуля ранжировать скважины и давать рекомендации по проведению ГТМ. Разработаны оригинальные наборы геологических и технологических критериев подбора скважин-кандидатов для нескольких видов ГТМ (обработка призабойной зоны, ремонтно-изоляционные работы, перевод скважин на вышележащий горизонт). Экспертно построены функции принадлежности для данных критериев и определены их весовые коэффициенты. Реализованы алгоритм и программный модуль для ранжирования скважин-кандидатов и автоматизированного подбора ГТМ на основе нечеткой логики и теории нечетких множеств. Дополнительно предусмотрена возможность выбора наиболее подходящего типа ГТМ для конкретной скважины. Проведено предварительное тестирование алгоритма, критериев и методики на нескольких скважинах, в которых были выполнены ГТМ. Получена удовлетворительная сходимость расчетных и фактических результатов. Проведена опытная тестовая обработка около 500 скважин одного из нефтяных месторождений Западной Сибири. В процессе тестирования и экспертного обсуждения скорректирован список критериев, уточнены их формулировки и диапазоны значений параметров.

Показано, что применение предложенной методики позволит повысить качество подбора и обоснования скважин-кандидатов для проведения ГТМ, минимизировать вероятность потери части данных из-за большого объема информации, сократить временные и трудовые затраты. Кроме того, многовариантный выбор ГТМ с ранжированием по видам и затратам даст возможность увеличить добычу нефти. Отмечена необходимость дальнейших апробации разработанных критериев на большей выборке скважин, уточнения весовых долей выбираемых критериев, а также разработки критериев для других видов ГТМ.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.8:543.422.25
Д.Л. Мельникова, О.И. Гнездилов, В.Д. Скирда (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Применение метода ядерный магнитный резонанс с импульсным градиентом магнитного поля для исследования эмульсий в режиме спектрального разрешения, C. 100-104

Ключевые слова: эмульсия, ядерно-магнитный резонанс (ЯМР), диффузия, импульсный градиент магнитного поля (ИГМП)

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтепромысловое оборудование

622.276.53.054.23:621.67-83
В.С. Вербицкий, К.А. Горидько, А.Э. Федоров, А.Н. Дроздов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

Исследование характеристик электроцентробежного насоса с эжектором на входе при откачке газожидкостных смесей, C. 106-109

Ключевые слова: электроцентробежный насос (ЭЦН), жидкостно-газовый эжектор (ЖГЭ), газожидкостная смесь (ГЖС)

Для повышения эффективности работы многоступенчатых электроцентробежных насосов (ЭЦН) при наличии свободного газа на приеме используют различные технологические и конструктивные приемы: применение диспергаторов, газосепараторов, насосов «конического типа», ступеней специальных конструкций, применение насосно-эжекторных систем и др. Одним из таких способов является установка эжектора на входе ЭЦН.

Исследованы закономерности работы ЭЦН с предвключенным жидкостно-газовым эжектором (ЖГЭ) на газожидкостных смесях (ГЖС) вода – газ с низкой пенообразующей способностью, моделирующей условия обводненных нефтяных и газовых скважин. Создан стенд и разработана методика исследований, позволяющие получать характеристики многоступенчатых ЭЦН на ГЖС в зависимости не только от газосодержания, давления у входа в насос, режима работы по подаче, но и от дисперсности смеси в широком диапазоне режимных параметров. Впервые получены характеристики ЭЦН в зависимости от дисперсности ГЖС, создаваемой с помощью ЖГЭ, в широком диапазоне подач и напоров. Проведены исследования характеристик ЭЦН с предвключенным эжектором на низкопенистых газожидкостных смесях вода – газ, показавшие степень влияния различных параметров и конструкции ЖГЭ на работу насоса. При повышении давления у входа в насос влияние газа на характеристику ЭЦН снижается, а с увеличением газосодержания и среднего диаметра пузырьков до определенных значений – растет. Установлено, что наиболее существенно на размеры пузырьков смеси влияет газосодержание. С его повышением средний диаметр пузырьков увеличивается, при этом вид зависимости определяется компоновкой проточной части ЖГЭ. Увеличение давления улучшает дисперсность ГЖС, уменьшаются средние размеры пузырьков, повышается устойчивость дисперсной системы. Ухудшение напорно-расходных параметров работы ЭЦН усиливается при увеличении среднего диаметра пузырьков до 0.9-1.2 мм и более.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.5.05.002.56
О.В. Муравьева, В.А. Стрижак, Д.В. Злобин, С.А. Мурашов, А.В. Пряхин, Ю.В. Мышкин (Ижевский гос. технический университет имени М.Т. Калашникова)

Акустический волноводный контроль элементов глубиннонасосного оборудования, C. 110-115

Ключевые слова: НКТ, насосные штанги, дефекты, акустический волноводный контроль

Представлены подходы к разработке технологий акустического волноводного контроля прутков-заготовок, насосных штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ) и результаты промышленного использования разработанных дефектоскопов АДНШ и АДНКТ на предприятиях-производителях и в цехах сервисного обслуживания элементов глубиннонасосного оборудования.

Акустический дефектоскоп АДНШ для контроля насосных штанг использует эхо-импульсный метод, позволяющий обнаруживать крупные локальные дефекты (вмятины, коррозионные повреждения, закаты, плены). Акустический дефектоскоп АДНКТ при контроле НКТ наряду с эхо-импульсным использует метод многократных отражений, основанный на регистрации эхо-импульсов, многократно (5–10 раз) отраженных от наружных и внутренних дефектов и противоположных торцов НКТ. Метод многократных отражений позволяет выявлять дефекты, как локализованные, так и протяженные вдоль трубы, улучшает чувствительность к дефектам малых размеров и уменьшает неконтролируемую мертвую зону со стороны ввода акустического сигнала, благодаря чему контроль ведется со стороны одного из торцов НКТ.

Промышленное использование новых технологий волноводного контроля насосных штанг и НКТ позволяет исключить допуск к эксплуатации элементов с пониженным ресурсом работы и увеличить срок службы глубиннонасосного оборудования. Межремонтный период работы скважин увеличивается вследствие сокращения числа подземных ремонтов по причине обрывов насосных штанг и разгерметизации НКТ. Отмечен прирост добычи нефти за счет сокращения числа подземных ремонтов и простоев оборудования.

Разработанная технология не требует сканирования и применения контактных и иммерсионных жидкостей, какой-либо подготовки поверхности объекта контроля; обладает высокой производительностью и достаточно высокой чувствительностью к дефектам вне зависимости от глубины их залегания и расстояния до преобразователя; выявляет наиболее опасные дефекты, влияющие на циклическую долговечность насосных штанг и НКТ.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Транспорт и подготовка нефти

622.276.8
С.В. Пантелеев, А.С. Хорошев (АО «Гипровостокнефть»), В.И. Фаловский (Самарский гос. технический университет)

Использование передвижного замерного сепаратора и установки по исследованию пластовых флюидов для определения объемного коэффициента усадки нестабильного конденсата, C. 116-119

Ключевые слова: передвижная замерная установка, установка для исследования пластовых флюидов, добыча газового конденсата, количество нестабильного конденсата, пересчет объема добываемого нестабильного конденсата в объем стабильного конденсата, налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), объемный коэффициент усадки нестабильного конденсата

При поступлении продукции газовых и нефтяных скважин нефтегазоконденсатного месторождения в общую систему сбора и подготовки получить достоверные данные об объемах стабильного конденсата и нефти затруднительно вследствие отсутствия возможности прямого замера объема стабильного конденсата. Точные данные об объемах необходимы при экономических расчетах по ставке НДПИ, установленной для конденсата, а не для нефти.

Для решения указанной задачи разработан способ определения объемного коэффициента усадки нестабильного конденсата, количество которого определяется на устье скважины с помощью передвижного замерного сепаратора. Работы включают три этапа: промысловые исследования; лабораторное изучение проб газа и нестабильного конденсата; систематизация и обобщение фактического материала, полученного на первых двух этапах.

Поиск зависимости, позволяющей решить задачу работы, осуществлялся в эмпирической форме. Для того, чтобы результаты промысловых экспериментов и лабораторных исследований, выполненных для разных скважин, лучше коррелировали друг с другом, проведена их адаптация с помощью системы поправок. В результате корректировки и математической обработки экспериментального материала, получена зависимость в аналитической форме. Получен материал, позволяющий оценить отклонение газосодержания нестабильного конденсата, рассчитанного по формуле и определенного экспериментально в лаборатории при анализе проб из передвижного замерного сепаратора. Найдена корреляция между множеством опытных данных и массивом результатов лабораторных исследований, полученных на промысле, что позволяет использовать передвижной замерной сепаратор для определения объемных коэффициентов усадки на всем фонде действующих скважин. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Энергообеспечение

622.276.012:621.311
Б.Н. Абрамович, Ю.А. Сычев (Санкт-Петербургский горный университет)

Энергетическая безопасность технологических процессов добычи нефти, C. 120-123

Ключевые слова: энергетическая безопасность, энергосбережение, энергетическая эффективность, система электроснабжения, качество, надежность, энергетические затраты, нефтедобывающие предприятия
Рассмотрена проблема комплексного обеспечения энергетической безопасности нефтедобывающих предприятий. Приведены основные технические требования к обеспечению энергетической безопасности нефтедобывающих предприятий. Выявлены основные факторы, которые непосредственно влияют на уровень энергобезопасности при электроснабжении нефтедобывающих предприятий. Уровень энергетической безопасности необходимо оценивать на основе анализа позитивного и негативного технического влияния факторов, наличие которых обусловлено происходящими в энергосистемах различной структуры явлениями, с привлечением современных информационных технологий мониторинга и управления. Обоснована необходимость повышения надежности централизованных энергосистем для обеспечения энергетической безопасности. Выявлены наиболее чувствительные к кратковременным перерывам электроснабжения потребители нефтедобычи. Приведены результаты экспериментальных исследований по показателям надежности и качества электрической энергии на нефтепромыслах. Определены основные технические средства и решения по повышению уровня энергетической безопасности, которые рекомендуются к внедрению в системах электроснабжения нефтедобывающих предприятий. Среди них ключевую роль играют динамические компенсаторы искажения напряжения, быстродействующие устройства многоступенчатого автоматического ввода резерва, активные и гибридные системы коррекции величины и гармонического состава тока и напряжения. Обоснована возможность и целесообразность комплексного применения систем распределенной генерации на основе альтернативных и возобновляемых источников энергии для повышения уровня энергетической безопасности технологических объектов нефтедобычи. Разработана методика комплексной оценки потерь или снижения объемов добычи, вызванных нарушениями электроснабжения. Результаты проведенных теоретических и экспериментальных исследований по повышению уровня энергетической безопасности успешно внедрены на ряде ведущих предприятий нефтедобычи. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экологическая и промышленная безопасность

502.36:622.276
Н.В. Пахомова, А.В. Хорошавин (Санкт-Петербургский государственный университет)

Новые инструменты экологического менеджмента в стандарте ISO 14001:2015 как фактор устойчивого развития нефтегазовых предприятий России, C. 124-128

Ключевые слова: система экологического менеджмента, устойчивое развитие, ISO 14001:2015, оценка жизненного цикла, управление рисками

Проанализированы новые требования международного стандарта ISO 14001 версии 2015 г. к системам экологического менеджмента в контексте обеспечения устойчивого развития бизнеса при акценте на его «экологическую» составляющую. Изучен опыт реализации рядом российских нефтегазовых компаний принципов и программ устойчивого развития. Рассмотрены сопутствующие проблемы, устранение которых должно находиться в поле внимания бизнеса и регуляторов в переходный для внедрения стандарта период, в том числе специфика национального природоохранного законодательства, недостаточное развитие природоохранной инфраструктуры, существенный износ основных фондов природоохранного назначения, необходимость значительных инвестиций в условиях перехода на наилучшие доступные технологии (НДТ). Проанализирована реализация вводимых стандартом ISO 14001:2015 новых инструментов экологического менеджмента, в числе процессного подхода к управлению, анализа контекста организации и требований заинтересованных сторон, анализа рисков в менеджменте, управления жизненным циклом продукции/услуг, внедрения индикаторов экологической результативности, лидерства руководства. Особое внимание уделено усилению комплексности в управлении устойчивым развитием организации путем приведения к единой форме и «базовому» содержанию систем экологического и энергетического менеджмента, а также управления качеством и безопасностью.

Показано, что новое поколение инструментов экологического менеджмента призвано поддержать реализацию стратегических целей компаний, способствовать повышению их конкурентоспособности и устойчивому развитию в условиях меняющегося макро- и микроокружения и ужесточения требований заинтересованных сторон.


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее