Октябрь 2016




Для просмотра доп. инф. по статье или ее авторам достаточно "кликнуть" на соответствующей строке
Новости компаний

Новости


Читать статью Читать статью



Геология и геолого-разведочные работы

553.98.04
С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.М. Индрупский (ИПНГ РАН)

О регламентирующих документах в нефтегазовом недропользовании, C. 6-9

Ключевые слова: запасы, ресурсы, геологические запасы, коэффициент извлечения нефти (КИН), концепция эффективного порового пространства

С 01.01.16 г. для нефтегазового недропользования обязательными и основополагающими становятся новая «Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов» и сопутствующие ей документы – Правила разработки и Правила проектирования разработки месторождений нефти и газа. В дополнение к ним в настоящее время опубликовано «Временное методическое руководство по подсчету запасов подвижной нефти трещинных и трещинно-поровых коллекторов сланцевого типа». Ранее авторы статьи отмечали недостатки новой классификации и сопутствующих документов. Эти замечания остались неучтенными.

В статье подчеркивается методическая и технологическая неготовность отрасли к переводу сланцевых ресурсов в категорию геологических запасов. Более реальную альтернативу им представляют забалансовые запасы углеводородов на разрабатываемых месторождениях. Обсуждаются упущения в методологии и технологиях разработки месторождений, связанные с неучетом забалансовых запасов. Приведены примеры, демонстрирующие потенциал учета забалансовых запасов на основе положений Концепции эффективного порового пространства при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Отмечена необходимость введения критерия рациональности разработки, наряду с критерием эффективности.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98(2/.9)
И.В. Орешкин, С.А. Новиков (НВНИИГГ), А.С. Нысанова, С.А. Истекова (НАО КазНИТУ)

Нефтегазогеологическое районирование Казахстанского сектора Прикаспийской нефтегазоносной провинции, C. 10-13

Ключевые слова: нефтегазогеологическое районирование, подсолевые отложения, Прикаспийская впадина, бассейновое моделирование

Рассмотрены подсолевой мегакомплекс Казахстанского сектора Прикаспийской впадины и схема его нефтегазогеологического районирования. Вследствие слабой изученности региона его внутреннее районирование на протяжении всей истории выполнения количественных оценок отличалось весьма существенной изменчивостью. В результате практически при каждой очередной количественной переоценке ресурсов, изменялись нефтегазоносные районы и даже области. С целью оптимизации количественной оценки прогнозных ресурсов нефти и газа предложен вариант районирования, базирующийся на методических подходах бассейнового моделирования и заключающийся в оценке степени обеспеченности процессов формирования скоплений нефти и газа эмигрировавшими, сохранившимися углеводородами. В основу выделения нефтегазосборных площадей (зон дренирования) положен современный структурный план подошвы региональной соленосной покрышки кунгурских отложений. Для полуколичественной сравнительной оценки потенциальных ресурсов углеводородов, обеспечивающих процессы миграции и аккумуляции на каждой площади, использован показатель удельной плотности миграционного потока, который выражается отношением суммарного количества сохранившихся эмигрировавших углеводородов к длине «конечного барьера миграции», замыкающего площадь.

Выделены две нефтегазоносные области: Северо-Прикаспийская (Волгоградско-Оренбургская) и Южно-Прикаспийская (Астраханско-Актюбинская), а в их пределах – преимущественно нефте- и газоносные районы. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.982.2
С.П. Новикова, Д.К. Нургалиев, В.А. Судаков, И.П. Новиков (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Пространственное распространение пластов тульского горизонта, C. 14-16

Ключевые слова: тульский горизонт, пласт-коллектор, корреляция, визейский врез
Изучены отложения тульского горизонта нижнего карбона, приуроченные к западному склону Южно-Татарского свода на примере Ивинского месторождения. При исследовании геологического разреза важными составляющими являются выделение нефтегазоносных пластов, их увязка и сопоставление с отдельными скважинами, а также проведение детального анализа характера распространения этих отложений по площади. В основу детального расчленения тульских отложений нижнего карбона легло изучение геолого-геофизического материала. В рамках работы выделены пласты-коллекторы тульского горизонта, проведена их корреляция, построены карты толщин, структурная карта по кровле тульского горизонта. Выделен репер «тульский известняк». По данным бурения и сейсморазведочных работ построена зона развития визейского вреза. Прослежены закономерности развития пластов-коллекторов тульского горизонта. Выявлена вертикальная и горизонтальная изменчивость толщи пород, свидетельствующая о сложной литолого-фациальной обстановке осадконакопления. Прослежена взаимосвязь в осадконакоплении между пластами горизонта. Изучение закономерностей развития и анализ распространения продуктивных пластов тульских отложений позволило установить связь осадконакопления в тульское время с областью распространения визейского вреза.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98.061.4(470.13)
Э.А. Королев, Н.Г. Нургалиева, В.М. Смелков, А.А. Ескин, А.В. Кальчева (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Литолого-петрофизические характеристики нефтеносных отложений бобриковского горизонта южного склона Южно-Татарского свода, C. 17-19

Ключевые слова: бобриковский горизонт, нефтяные залежи, песчаники, алевролиты, аргиллиты, петрофизические свойства

Изучены терригенные отложения бобриковского горизонта южного склона Южно-Татарского свода. По керновому материалу установлено, что толщины бобриковского терригенного комплекса не выдержаны по простиранию, изменяются от 15 до 24 м. Терригенные разрезы представлены переслаивающимися слоями аргиллитов, алевролитов и песчаников. В разрезах отмечается закономерное увеличение толщин песчаных пластов с возрастанием общей мощности бобриковских отложений. Нефтяные залежи в изученных нефтепродуктивных антиклинальных структурах относятся к структурно-литологическому типу. В их строении выделяются зоны водонефтяного контакта (ВНК), песчаные пласты-коллекторы и породы-покрышки. Большинство зон ВНК неясно выраженные, прослеживаются по битуминозным прослойкам в алевролитах. Пласты-коллекторы во всех разрезах представлены кварцевыми песчаниками, залегающими в кровле бобриковского горизонта и отделенными от нижележащих заводненных пород слоями аргиллитов. В одних случаях нефтенасыщенность пластов равномерная, в других – пятнисто-полосчатая. Породами-покрышками нефтяных залежей служат аргиллиты толщиной 2-5 м, которые выше по разрезу переходят в плотные известняки тульского горизонта.

Анализ кернового материал показал, что перспективными для разработки является лишь песчаные пласты (предположительно C1bb-2), распложенные в верхних частях разрезов бобриковского горизонта. Нефтеносные песчаники не выдержаны по простиранию, разобщены плотными породами-флюидоупорами. Нефтеносные песчаники по петрофизическим свойствам относятся к поровым коллекторам средней и высшей емкости.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98.061.17
И.В. Гончаров, В.В. Самойленко, Н.В. Обласов, С.В. Фадеева (ОАО «ТомскНИПИнефть», Томский политехнический университет), М.А. Веклич, Р.С. Кашапов, П.В. Трушков, Е.С. Бахтина (ОАО «ТомскНИПИнефть»)

Типы и катагенез органического вещества баженовской свиты и ее возрастных аналогов, C. 20-25

Ключевые слова: Западная Сибирь, баженовская свита, типы керогена, геохимия, генерационный потенциал, термическая зрелость, кинетические параметры нефтегазообразования

Баженовская свита является основной нефтематеринской породой Западной Сибири. Большой объем накопленной региональной сейсмической и геологической информации, подтвержденный результатами бурения, представляет собой хорошую основу для проведения полномасштабного бассейнового моделирования процессов генерации, миграции и аккумуляции нефти, образованной этими нефтематеринскими породами. Однако для успешного моделирования помимо сейсмической и геологической информации необходим набор корректных геохимических данных. Важнейшими геохимическими параметрами при выполнении бассейнового моделирования являются количество и тип органического вещества, а также степень реализации исходного генерационного потенциала.

В ОАО «ТомскНИПИнефть» на протяжении многих лет проводятся систематические исследования пород баженовской свиты. Исследованы образцы пород (керн, шлам) из более чем 700 скважин различных районов Западной Сибири. Результатом этих исследований стал опыт обоснования геохимических параметров, необходимых для оценки объемов нефтеобразования и бассейнового моделирования процессов генерации породами баженовской свиты.

Для пород верхнеюрско-нижнемеловой нефтематеринской толщи предложено выделение интервала «классической» баженовской свиты, характеризующегося по результатам пиролиза Rock-Eval стабильно высокими значениями параметра HI и низкими значениями параметра OI. По всему комплексу геохимических параметров (пиролитических, молекулярных, изотопных) этот интервал характеризуется также стабильно восстановительными условиями осадконакопления, что отвечает максимуму трансгрессии, в период которого накапливались высокобитуминозные породы баженовского горизонта. Выделение в общем разрезе баженовской свиты и ее стратиграфических аналогов этой части разреза позволяет уверенно проводить региональные корреляции геохимических параметров, отражающих закономерности изменения условий осадконакопления органического вещества пород баженовского горизонта.

Для оценки начального генерационного потенциала органического вещества HIo интервала «классической» баженовской свиты обосновано его закономерное изменение в региональном плане, отражающее смену условий осадконакопления. Поскольку HIo главным образом определяется условиями аэробного и анаэробного преобразования исходной биомассы, то предложено использование молекулярных параметров (П/Ф и 4MDBT/Phen), не имеющих для этих пород ярко выраженной зависимости от катагенеза.

Помимо различий в исходном генерационном потенциале органического вещества, его содержании, молекулярном составе битумоидов, выявлены разтличия в кинетике термического разложения керогена. При этом вариации кинетических параметров прослеживаются не только по территории в различных частях Западной Сибири, но и по разрезу свиты в пределах отдельных скважин. Установлено, что по кинетическим параметрам и генерационному потенциалу органическое вещество баженовской свиты главным образом представлено переходными формами между I и II типами керогена и керогеном II типа. Однако иногда в разрезе встречаются небольшие интервалы, содержащие кероген I типа.

На основе полученной геохимической информации построена схема реализации генерационного потенциала породами баженовской свиты, отражающая фациальные условия осадконакопления органического вещества и уровень его катагенетической зрелости по комплексу геохимических параметров. Установлены случаи, когда на расстоянии всего 20 км плотность генерации нефти породами баженовской свиты изменяется в несколько раз.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


552.578.2.061.42
Э.А. Королев, А.И. Бахтин, А.А. Ескин, Р.Р. Ханипова (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Постседиментационные изменения песчанных коллекторов Ашальчинского битумного месторождения, C. 26-28

Ключевые слова: битумное месторождение, песчаный коллектор, вторичные изменения, цеолитизация, доломитизация, пиритизация
Ашальчинское битумное месторождение, расположенное на глубине 80-200 м от поверхности Земли, является примером восходящих инверсий водонефтяных флюидов. В тектоническом плане месторождение приурочено к зоне регионального разлома, осложняющего западный склон Южно-Татарского свода. Битумонасыщенные пласты локализованы в полиминеральных песчаниках шешминского горизонта уфимского яруса средней перми. Изучение песчаных пластов-коллекторов показало, что они формировались под влиянием углекислых флюидов, предшествовавших приходу нефти. Наличие углекислого газа в растворах способствовало растворению и выносу кальцита цемента пород, а также и гидролизу обломков эффузивных пород, сложенных альбитом. В результате песчаник приобрел высокие фильтрационно-емкостные свойства. Ионно-обменные реакции в системе кислый флюид – обломки горных пород способствовали метаморфизации поровых растворов, сопровождавшейся повышением их щелочности за счет поступления ионов натрия. Это вызвало активизацию растворения гидроксидов алюминия, альбита и кварца. Продукты растворения впоследствии участвовали в образовании анальцима и халцедона по периферии обломков горных пород. Последующий приход нефти в подготовленный пласт коллектор законсервировал все процессы. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.9
Р.Р. Хасанов, Ш.З. Гафуров, А.И. Рахимзянов (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Степень эпигенетического преобразования органического вещества в раннекаменноугольных отложениях центральной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, C. 29-31

Ключевые слова: угли, степень метаморфизма, отражательная способность витринита, нефть, визейские отложения
Рассмотрены вопросы прогноза нефтеносности. Для оценки генерационного потенциала нефтематеринских пород используется степень преобразования органического вещества. Важнейшим критерием преобразования органического вещества является показатель отражения витринита Rо. В нефтеносных толщах наиболее распространено сапропелевое органическое вещество, где определение величины Ro затруднено из-за сложности обнаружения и диагностики витринитовых компонентов. Самыми надежными и точными являются углепетрографические методы. Изучены степени эпигенетического преобразования органического вещества по показателю Ro ископаемых углей в визейских отложениях на территории Татарстана. Визейская терригенная толща распространена дискретно в пределах Северного и Южного куполов Татарского свода и межкупольных впадин, заполняет углубления на древней поверхности турнейского карбонатного комплекса. Нефтеносная визейская толща содержит угольные пласты, толщина которых может достигать 30 м и более. Угольные пласты залегают на глубине 900-1400 м, погружаясь в южном направлении. Установлено закономерное изменение метаморфизма углей в различных залежах преимущественно в направлении с севера на юг. Угли в основном каменные, иногда бурые. Степень эпигенетического преобразования гумусового органического вещества в угленосных визейских отложениях по значениям Rо соответствует границе ПК3 – МК1 (граница диагенеза и катагенеза). Эта граница отвечает верхней части зоны нефтеобразования. Неоднородность метаморфизма углей связана с глубиной залегания угольных пластов и вариациями теплового поля. Для достижения имеющегося уровня преобразования углей (марка Д) необходим прогрев осадочных отложений до температуры 60 оС, что существенно превышает современные температуры в пластах. Палеотемпературы на глубине залегания визейских угольных пластов были выше современных. Это подтверждается особенностями современного тектонического строения территории. Вертикальные деформации визейских угольных пластов относительно исходного горизонтального уровня свидетельствует об активном тектоническом режиме территории в последующие геологические эпохи, что сопровождалось тепловыми потоками. Формирование нефтяных месторождений в отложениях раннего карбона на рассматриваемой территории происходило в результате вертикальной миграции нефтяного вещества. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98.061.17
А.В. Вахин, Я.В. Онищенко, А.Е. Чемоданов, Л.М. Ситдикова, Д.К. Нургалиев (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Термическое преобразование битумоида доманиковых отложений Татарстана, C. 32-34

Ключевые слова: доманиковые отложения, термическое преобразование, битумоид, групповой анализ, алканы, ЭПР-спектрометрия

Изучены трансформации состава битумоида доманиковых пород в процессах теплового воздействия на залежь. Проведено лабораторное моделирование термического воздействия на образец доманиковой породы с высоким содержанием керогена. Зафиксированы значительные изменения в групповом составе битумоида, обусловленные образованием углеводородов в результате деструкции керогена. Установлен групповой состав битумоида исходного и после воздействия. Исследован состав фракции насыщенных углеводородов. Термическое преобразование битумоида привело к возрастанию доли углеводородов С1930, что, вероятно, обусловлено разложением части керогена. Соотношение изопреноидных алканов (пристана и фитана) – основной показатель термической зрелости нефтей - снизилось 1,5 раза. Соотношения высокомолекулярных и низкомолекулярных алканов возросло в несколько раз, что свидетельствует об увеличении степени созревания органического вещества. Заметных закономерностей в перераспределении геохимических параметров по терпанам и стеранам не обнаружено.

Исследование с применением ЭПР-спектроскопии при сопоставлении интенсивности сигнала радикала исходного образца и после эксперимента выявлены незначительные отклонения, что свидетельствует о повышении количества новообразованных углеводородов при термической деструкции керогена. Термическое воздействие приводит к образованию углеводородов в результате разложения керогена доманиковых пород. Керогенсодержащие породы при термическом воздействии могут рассматриваться как дополнительный источник подвижных углеводородов.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


552.123
Т.Р. Закиров (Казанский (Приволжский) федеральный университет; Институт механики и машиностроения КазНЦ РАН), А.А. Галеев, Н.И. Жаркова, Е.О. Стаценко, Э.А. Королев, Л.И. Хайдарова (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Исследование гранулометрического состава битуминозных песчаников Ашальчинского месторождения методом рентгеновской микротомографии, C. 35-37

Ключевые слова: рентгеновская микротомография, гранулометрический состав, обработка изображений, формула Козени

Рассмотрены методические вопросы оценки размеров минимального фрагмента горной породы, физические свойства которого характерны для породы в целом, – так называемого представительного элемента объема (representative elementary volume – REV).

В качестве образцов для исследования выбраны песчаники Ашальчинского месторождения. Выполнены микротомографические измерения с разрешениями 5,8 мкм, а также процедуры сегментации поры/скелет и разделения зерен. При определении REV последовательно оценены изменения коэффициентов пористости и абсолютной проницаемости, а также изменения в распределениях пор и зерен по размерам для кубических цифровых фрагментов породы с линейными размерами от 0,3 до 3,5 мм. REV для гранулометрического состава песчаников составляет 2,3 мм. Данное значение почти в 2 раза превышает REV для компонент тензора абсолютной проницаемости в главных осях и в 4 раза для коэффициента пористости. Показано, что формула Козени, характеризующая зависимость коэффициента проницаемости от эффективного диаметра зерен и пористости, дает заниженные значения по сравнению с коэффициентами проницаемости, полученными при моделировании фильтрационных процессов в цифровых образах.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


552.578.2:532.13
Д.С. Иванов, А.С. Александров, М.М. Дорогиницкий (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Особенности корреляции динамической вязкости и релаксационных характеристик в бинарной системе масло+смола, C. 38-41

Ключевые слова: нефть, ядерный магнитный резонанс (ЯМР), релаксация, вязкость
Исследованы корреляционные зависимости характеристик ядерной магнитной релаксации и динамической вязкости нефти на примере модельных образцов, представляющих собой смеси основных компонентов нефти: масла и смолы. Данный подход представляется наиболее перспективным, так как дает возможность проанализировать влияние компонентного состава на исследуемые релаксационные характеристики и динамическую вязкость. Показано, что вязкость системы зависит от содержания твердотельного компонента. При этом содержание твердотельного компонента нелинейно зависит от содержания смолы в модельной системе. Продемонстрированы принципиальная возможность и перспективность использования модельных образцов для изучения влияния компонентного состава на релаксационные характеристики и динамическую вязкость образцов высоковязкой нефти.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.8.072
М.А. Кузнецов, М.Ф. Старицын (ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»), А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров, О.Е. Курманов, В.Г. Мирошкин (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Построение концептуальных геологических моделей по залежам пластов БВ3-5 месторождений левобережья р. Оби на территории деятельности ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», C. 42-45

Ключевые слова: концептуальная модель, региональная модель, палеоморфологический анализ, перспективный участок, пропущенный интервал, трудноизвлекаемые запасы, пласты БВ
Для уточнения геологического строения и ревизии ресурсной базы специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» выполнены региональные работы по концептуальному геологическому моделированию нефтеносных и перспективных пластов группы БВ на левобережье р. Оби на территории деятельности ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Территория включает восемь лицензионных участков. Модель построена на основе сейсмического материала, переобработанного в единый куб 3D на площади более 2700 км2. Проведена перекорреляция по всем пробуренным на исследуемой площади скважинам (около 1800 скважин на девяти месторождениях, общая площадь - 5000 км2) с пересмотром результатов интерпретации данных геофизических исследований скважин. По методике В.С. Муромцева выделены эталонные электрометрические модели фаций для левобережной группы месторождений. Построены карты распространения фаций и фильтрационно-емкостных свойств. Выявлены закономерности образования залежей в пластах группы БВ. Даны рекомендации по доизучению перспективных участков и довыработке запасов существующих залежей. Получено практическое подтверждение построенной модели по данным бурения новых скважин. Полученный опыт распространен на другие активы ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.832
Н.М. Болдырева (ОАО «Сургутнефтегаз»)

Промыслово-геофизические исследования и контроль динамики работы залежи в режиме реального времени с использованием оптоволоконного кабеля, C. 46-48

Ключевые слова: оптоволоконный кабель (ОВК), промыслово-геофизические исследования (ПГИ) скважин, рассеянный свет, термометрия, геофизический планшет, контроль в режиме реального времени, интеллектуальное месторождение

Рассмотрена технология, основанная на использовании оптоволоконных систем, которые позволяют измерять в режиме реального времени изменения температуры и давления по всей длине ствола скважины. Представлены варианты возможного расположения оптоволоконного кабеля (ОВК) в стволе скважины и интерпретации полученных данных термометрии.

Приведены результаты опытно-промышленных работ по внедрению оптоволоконных систем в действующих скважинах. При помощи оптоволоконной системы определены зона вечной мерзлоты и глубина изменения типоразмера НКТ, а также изменение динамического уровня , высоты «шапки» пены, температуры погружного электродвигателя, профиля притока флюида, поступающего из пласта. Отмечено, что ранее на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» данная система не применялась.

В результате проведенных работ предложено внедрить ОВК для проведения исследования скважин на динамических режимах. Показано, что оптоволоконная система позволит проводить мониторинг профилей нагнетания и притока, подбирать оптимальные системы разработки и мероприятия, направленные на повышение нефтеотдачи, проводить оптимизацию системы поддержания пластового давления для более полной выработки запасов нефти. Внедрение оптоволоконной системы даст возможность начать реализацию проектов «интеллектуального месторождения».

Сделан вывод, что применение ОВК значительно сокращает экономические затраты на проведение геофизических и гидродинамических исследований скважин и обеспечивает оперативный, в режиме реального времени, контроль работы погружного оборудования, профилей притока флюида, а также позволяет выявлять негерметичность эксплуатационной колонны скважины и заколонные перетоки.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.9
Р.Р. Хасанов, Ш.З. Гафуров, И.К. Музаффаров (Казанский (Приволжский) федеральный университет), И.А. Ларочкина (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»)

Геологические основы прогноза угольных залежей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции в связи истощением нефтяных ресурсов, C. 49-51

Ключевые слова: угли, прогноз, ресурсы, отработка, угольный метан
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция является одной из старейших на территории России и характеризуется значительным истощением разведанных запасов. Альтернативным источником углеводородного сырья, который может прийти на смену традиционной нефти, может служить уголь. В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на территории Татарстана в нижнекаменноугольных отложениях к настоящему времени выявлено и оценено 95 залежей с ресурсами около 3,5 млрд т. Распространения визейских залежей угля в регионе контролируется палеотектоническими, палеогеоморфологическими и фациальными факторами. Оценка прогнозных ресурсов угля в визейских отложениях с учетом условий их образования и приуроченности к эрозионно-карстовым врезам существенно повышает точность прогноза. Угольные ресурсы сопоставимы с запасами нефти и могут иметь промышленное значение в качестве источника угольного метана. Показано, что увеличение газовыделения из пласта возможно при термическом воздействии на угольное вещество. Термическое воздействие на пласт может повысить эффективность отработки угольных залежей методом газового промысла.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

622.245.422.4
А.А. Мелехин, С.Е. Чернышов (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), П.А.Блинов, М.В. Нуцкова (Санкт-Петербургский горный университет)

Исследование смазывающих добавок к буровым растворам для снижения коэффициента трения при строительстве скважин роторными управляемыми системами, C. 52-55

Ключевые слова: роторная управляемая система, буровой раствор, смазывающая добавка, коэффициент трения

При строительстве наклонно направленных скважин и скважин с горизонтальным окончанием, особенно при использовании современных роторных управляемых систем (РУС), актуальны проблемы несоответствия фактической и проектной нагрузок на долото и повышенного износа муфтовых соединений колонны бурильных труб.

Приведены результаты исследование смазочных добавок к буровым растворам. Исследование проводилось на тестере смазывающей способности Fann EP/Lubricity Tester Model 212, приборе для определения коэффициента глинистой корки КТК-2, ротационном вискозиметре Fann 35SA, pH-метре Crison GLP 21. Исследованы реагенты Lubristeel, FRW A, FRW B, FRW, Lubrital, PolyMudLiquid, ASP 820. Добавки FRW, FRW A и FRW B являются новыми разработками Пермского национального исследовательского политехнического университета.

На основе анализа полученных данных показано, что свойства смазывающей добавки FRW сопоставимы с характеристиками применяемых в настоящее время реагентов. Снижение коэффициента трения пары металл – металл в глинистом растворе составило 70-75 %, в водном растворе – до 65 %. Приготовление раствора не вызывает затруднений, пенообразования не наблюдается, реагенты практически не изменяют pH раствора, ввод смазывающей добавки практически не изменения реологические свойства глинистого раствора. Оптимальная концентрация смазывающей добавки FRW, по результатам исследования снижения коэффициента трения в разных средах составила около 1,5-2 %. Показано, что для снижения коэффициента трения и износа бурильной колонны при строительстве наклонно направленных и горизонтальных скважин с применением РУС можно использовать смазывающие добавки FRW различных модификаций.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.76
Г.В. Окромелидзе, И.Л. Некрасова, О.В. Гаршина, Ильясов С.Е. (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), И.И. Мазеин (ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»)

Глушение скважин с использованием вязкоупругих составов, C. 56-61

Ключевые слова: глушение скважин, вязкоупругий состав (ВУС), жидкость глушения, деструктор «сшитых» гелей

На продуктивность скважин существенно влияют применяемые технологические жидкости. Исключить отрицательное влияние технологических жидкостей можно только при использовании специальных составов, не проникающих в пласт в процессе заканчивания и ремонта скважины и легко удаляющихся из скважины после проведения операций. Стандартным методом при ремонтных работах является глушение скважин технологическими жидкостями на основе минеральных солей щелочных и щелочноземельных металлов. Данная технология не ограничивает проникновение жидкости в пласт, и часто после проведения работ вывод скважины на проектный режим занимает достаточно длительное время.

Одной из передовых технологий глушения скважин на этапе освоения и при проведении внутрискважинных ремонтных работ является использование вязкоупругих составов (ВУС) в качестве «мягкого» изолирующего пакера. ВУС, представляющие собой упругие гели с низкой подвижностью, позволяют исключить отрицательное влияние технологических жидкостей на продуктивность скважин на этапах заканчивания и освоения, при проведении ремонтно-изоляционных работ. В 2012-2013 гг. в Пермском крае было проведено более 350 операций по глушению скважин с использованием ВУС. Достигнуто сокращение объемов жидкости глушения и времени выхода скважины на рабочий режим. Однако в некоторых скважинах отмечены отказы скважинного насосного оборудования по причине его загрязнения остатками ВУС. Для исключения возникновения  данной проблемы предложена технология глушения скважин с использованием состава с регламентированным временем деструкции.

Приведены теоретические основы и практический опыт глушения скважин с использованием ВУС. Представлены результаты лабораторных исследований по разработке ВУС с регулируемыми сроками «жизни». Внедрение данной технологии позволит снизить вероятность отказов оборудования по причине загрязнения его остатками ВУС и ускорить выход скважин на проектный режим. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


662.276.245.142
И.Н. Гайворонский (ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика»), В.И. Костицын, А.Д. Савич (Пермский гос. национальный исследовательский университет), И.А. Черных (ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»), А.В. Шумилов (ПАО «Пермнефтегеофизика»)

Повышение эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов, C. 62-65

Ключевые слова: вторичное вскрытие пластов, перфорация на депрессии, перфорация под глубинным насосом, проницаемость, мониторинг

Рассмотрены вопросы повышения качества вторичного вскрытия продуктивных пластов. На основе анализа существующих перфорационных технологий и оборудования изучена возможность их использования с целью повышения эффективности проведения прострелочно-взрывных работ. Представлен опыт применения инновационных технологий вторичного вскрытия на месторождениях Пермского края.

Показано, что прострелочно-взрывная аппаратура, применяемая в настоящее время в России, позволяет эффективно решать задачи вторичного вскрытия пластов во всех геолого-технических условиях ее эксплуатации. В то же время существуют проблемы методического и технологического обеспечения, решением которых разработчики и производители прострелочно-взрывной аппаратуры практически не занимаются. В результате отсутствуют научно обоснованные рекомендации по определению ключевых параметров перфорации для различных типов коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств, в том числе по выбору плотности, статической и динамической депрессий. Даны обоснованные рекомендации по выбору плотности перфорации (от 6 до 24 отверстий на единицу измерения длины).

Разработанная инновационная технология вторичного вскрытия, в основе которой лежат спуск перфоратора под глубиннонасосное оборудование и исключение операций по дополнительному глушению скважин, позволила значительно сократить сроки освоения скважин и увеличить дебиты. Такие технологии являются идеальной платформой для реализации новых методов заканчивания, направленных на получение максимальной продуктивности скважин. Первостепенное развитие и внедрение на этой базе должны получить разработки способов перфорации на динамической депрессии и мониторинг эксплуатации продуктивных пластов и оборудования, в том числе при помощи оптоволоконных систем.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.1/.4(470.41)
И.Р. Марченко, Д.С. Данилов, Л.В. Зацарина, О.В. Кизим (ТатНИПИнефть), А.М. Исхакова (ООО «Наука»)

Совершенствование систем разработки залежей нефти на примере Тат-Кандызского нефтяного месторождения, C. 66-71

Ключевые слова: геологическое строение, объект разработки, система заводнения, совершенствование системы разработки

Проблема повышения нефтеотдачи пластов и сохранения устойчивых темпов отбора на месторождениях с длительной историей разработки, опережающей выработкой наиболее продуктивных пластов весьма актуальна. История разработки Тат-Кандызского месторождения началась в 1969 г. с разбуривания пашийского объекта с одновременным внедрением законтурного заводнения. В процессе разработки осуществлялся постепенный переход от законтурной закачки к комбинированным системам внутриконтурного заводнения. Своевременное регулирование разработки пашийского объекта позволило не только снизить темп нарастания обводненности добываемой продукции, но и приостановить снижение пластового давления. Максимальная добыча нефти на месторождении достигнута в 1972 г., с 1982 г. добыча начала снижаться. Причиной этого стали рост обводненности добываемой продукции и ухудшение качества остаточных запасов пашийского горизонта; стабилизация фонда в начале 90-х годов ХХ века также негативно отразилась на темпах разработки.

С 2004 г. по месторождению наблюдаются рост добычи нефти и заметное снижение среднегодовой обводненности добываемой продукции за счет разбуривания бобриковского, кизеловского и воробьевского эксплуатационных объектов, успешного внедрения технологии одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), оптимизации системы поддержания пластового давления (ППД) на пашийской залежи, внедрения ППД на других объектах, эффективного восстановления добычи простаивающего фонда, адресного применения различных физико-химических технологий. В результате в 2016 г. в целом по месторождению добыто 42% максимума добычи нефти, достигнутого в 1972 г.

Для эффективной выработки остаточных запасов нефти предлагается: доразбуривание нефтенасыщенной площади объектов, бурение боковых и боковых горизонтальных стволов, дальнейшее внедрение установок ОРЭ, оптимизация систем заводнения на всех объектах, в том числе внедрение ППД на кизеловском. В зависимости от условий залегания коллекторов и их фильтрационных свойств, предложены отработанные и достаточно эффективные методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.5(47+57)
С.В. Степанов, А.С. Смирнов (ООО «ТННЦ»)

Расчетно-параметрический анализ работы нефтяных скважин подгазовой зоны Верхнечонского месторождения на основе численно-аналитической модели, C. 72-77

Ключевые слова: подгазовая зона, численно-аналитическая модель, горизонтальная скважина, газовый фактор, забойное давление
Представлены особенности решения и результаты практического применения разработанной численно-аналитической модели NAMGC, в основе которой лежат численная модель GORM и аналитическая модель CRM. На основе разработанной модели создана компьютерная программа, позволяющая моделировать работу горизонтальной скважины в условиях образования газового конуса и действия системы поддержания пластового давления. Расчеты выполнены с использованием данных по Верхнечонскому месторождению. Новые возможности модели NAMGC связаны с учетом вероятностных закономерностей для управляющих параметров при решении оптимизационной задачи автоматической адаптации модели. Проведены исследования влияния типа функции распределения – равномерного и нормального. Анализ результатов расчетов показал, что приемлемое качество адаптации достигается только при использовании равномерного распределения. Показано, что использование невязки только по добыче нефти обеспечивает приемлемое качество имитации динамики забойного давлению и наоборот. Полученные численные оценки влияния различных геолого-технологических параметров объекта Вч на газовый фактор показывают, что в процессе эксплуатации скважины средний газовый фактор имеет экспоненциальную зависимость от среднего забойного давления, поэтому снижение забойного давления или увеличение дебита скважины будет приводить к стремительному увеличению газового фактора. Наибольшие отборы нефти в проектных скважинах подгазовой зоны могут быть получены при проводке горизонтального ствола в непосредственной близости от подошвы пласта. В этом случае скважины можно эксплуатировать с максимально допустимой депрессией, обеспечивающей приемлемый газовый фактор. Поддержание пластового давления положительно, но неравномерно влияет на газовый фактор: с уменьшением забойного давления в добывающей скважине газовый фактор менее чувствителен к объему закачиваемой воды. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.344(18)
В.В. Поплыгин (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), М. Уирсигроч, Е.Е. Павловская (University of Aberdeen)

Прогнозирование изменения коэффициентов продуктивности скважин в башкирско-серпуховских отложениях месторождений севера Пермского края, C. 78-81

Ключевые слова: залежь нефти, коэффициент продуктивности, забойное давление, пластовое давление, деформации
К карбонатным башкирско-серпуховским отложениям приурочено около четверти запасов нефти на месторождениях севера Пермского края. На месторождениях этого района отмечается существенное изменение дебитов скважин с течением времени. Выполнены исследования по определению основных причин изменения дебитов и коэффициентов продуктивности скважин. Приведена геолого-физическая характеристика башкирско-серпуховских объектов севера Пермского края. Рассмотрены результаты работы нефтедобывающих скважин при снижении пластовых и забойных давлений. С уменьшением пластового давления на Уньвинском месторождении на 10 % относительно первоначальной величины, дебиты добывающих скважин снизились практически в 2 раза. Отмечено, что при снижении забойных давлении до давления насыщения нефти газом коэффициенты продуктивности добывающих скважин существенно уменьшаются относительно первоначальных значений. Показано, что степень снижения коэффициентов продуктивности добывающих скважин в этих условиях возрастает с увеличением проницаемости коллектора. На основании этого получено уравнение для прогнозирования изменения коэффициента продуктивности нефтедобывающей скважины в области выше давления насыщения нефти газом. Определены коэффициенты α1 для оценки снижения коэффициента продуктивности в области ниже давления насыщения в уравнении В.Д. Лысенко, а также коэффициенты α2 для оценки роста коэффициента продуктивности при росте забойных давлений. Полученные зависимости помогают прогнозировать изменения коэффициентов продуктивности башкирско-серпуховских залежей при изменении забойных и пластовых давлений. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.I/.4.04
Л.А. Авдеева, А.Ю. Хоменко (СП «Вьетсовпетро»)

Оценка мультипликативного эффекта от реализации ГТМ в СП «Вьетсовпетро», C. 82-85

Ключевые слова: жизненный цикл скважины, мультипликативный эффект, порог рентабельности, внедрение новой технологии

Большинство месторождений, разрабатываемых СП «Вьетсовпетро», находится на стадии падающей добычи. С целью повышения эффективности разработки месторождений на предприятии реализуется ежегодная программа по поиску, испытанию и внедрению новых технологий, направленных на повышение нефтеотдачи и интенсификацию добычи нефти в течение всего жизненного цикла скважин, начиная со стадии их проектирования и бурения. В связи с этим выбор метода оценки экономической эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) и новых технологий является особо актуальным.

Традиционный подход к оценке экономической эффективности новой технологии подразумевает расчет чистого денежного потока от внедрения каждого отдельного мероприятия на скважине. Однако этот подход является недостаточным, так как не учитывает влияния эффективности данного мероприятия на мультипликативный эффект, получаемый от эксплуатации скважины в течение жизненного цикла. За базу исследования мультипликативного эффекта принята выборка скважин, которые в настоящий момент целиком прошли жизненный цикл, т.е. физически ликвидированы. В настоящее время в СП «Вьетсовпетро» таких скважин 24.

На основе проведенного анализа предложено в качестве критерия эффективности внедрения новой технологии на скважине принять порог рентабельности, который определяется путем сравнения мультипликативного эффекта от эксплуатации скважины, экономического эффекта от внедрения новой технологии и мультипликативного эффекта после внедрения новой технологии.

Для оценки мультипликативного эффекта разработан алгоритм расчета порога рентабельности внедрения ГТМ и новых технологий с учетом выявленных закономерностей по объектам эксплуатации.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.654
В.В. Зацепин (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Влияние физико-химических свойств нефти на эффективность разработки месторождений с закачкой воздуха в пласт, C. 86-89

Ключевые слова: закачка воздуха в пласт, термогазовое воздействие (ТГВ), внутрипластовое горение, методы увеличения нефтеотдачи (МУН), опытно-промышленные работы

Рассмотрено влияние молекулярной массы нефти (фракционного состава) на эффективность применения технологии High pressure air injection (HPAI). Показано, что вопреки принятому мнению плотность нефти (фракционный состав) не является характеристикой, определяющей реакционную способность нефти к самовоспламенению в пластовых условиях. На примере одного из месторождений, на котором была реализована технология закачки воздуха в пласт, показано, что плотность нефти определяет интенсивность массобменных процессов протекающих между закачанным в пласт газом и пластовой нефтью. Установлено, что при закачке в пласт азотсодержащего газа за фронтом вытеснения происходит интенсивное разгазирование остаточной нефти в пластовых условиях. Впервые в промысловых условиях наблюдалось выделение углеводородных компонентов С2 – С4 из нефти из-за образования на границе фаз газ – нефть второй жидкой фазы, состоящей из диоксида углерода. Указанное явление является принципиально новым, ранее не встречавшимся в практике газового и водогазового воздействия на пласт с использованием как углеводородных, так и неуглеводородных газов.

Результаты опытно-промышленных работ на опытном участке месторождения позволяют сформулировать условие обязательной закачки воды в пласт при реализации технологии HPAI с использованием дымовых газов: прохождения максимума изменения количества легких углеводородных компонентов С1 – С5 при совпадении максимумов для компонентов С2 – С4 по времени.

Материалы, представленные в статье, свидетельствуют, что плотность (фракционный состав) нефти является одним из важнейших критериев применимости технологий разработки месторождений с закачкой воздуха в пласт. При этом плотности определяет не реакционную способность нефти к окислению, но возможность ее разгазирования в пластовых условиях.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.6Пр.М
М.А. Виноходов, А.Р. Яркеев (Филиал «Газпромнефть-Муравленко» АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»), M.A. Кузнецов, С.М. Ишкинов (ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»), Р.Н. Фахретдинов, Г.Х. Якименко, О.А. Бобылев, Р.Л. Павлишин, Р.В. Сидоров, Р.Ф. Шаймарданов (ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»)

Технологическая эффективность применения новой гелеобразующей технологии АС-CSE-1313 в нефтегазовой отрасли, C. 90-94

Ключевые слова: армированный гель, полимерное воздействие, реологические характеристики гелей, селективность воздействия, импортонезависимость

Применение потокотклоняющих технологий или технологий выравнивания профиля приемистости (ВПП) пласта классически связывается с увеличением коэффициента охвата пласта воздействием. Рассматриваемая технология ВПП с применением реагента АС-CSE-1313 марка А имеет комплексный механизм действия, направленный как на изменение коэффициента охвата, так и на увеличение коэффициента вытеснения нефти.

В рабочем растворе присутствуют диспергированные частицы, которые являются координационными центрами процесса образования армированных гелей. На первой стадии в высокопроницаемых интервалах коллектора образуется прочный армированный экран. На второй стадии в низкопроницаемом интервале коллектора армированные глобулы рассредоточены в поровом пространстве: происходит довытеснение остаточной нефти. Новый механизм работы в пласте, направленный на повышение коэффициента извлечения нефти, подтвержден многочисленными лабораторными исследованиями и промысловыми работами.

Гелеобразующая технология  АС-CSE-1313 апробирована в различных геолого-физических условиях месторождений Западной Сибири, признана успешной и находится на стадии промышленного внедрения. При реализации технологии определены конкурентные преимущества по сравнению с известными полимерными системами. По всем скважинам в процессе закачки рост давления не наблюдался, что является одним из положительных факторов по сравнению с другими полимерными системами. Результаты фильтрационных исследований состава на параллельном кернодержателе подтвердили селективность воздействия состава на основе реагента AC-CSE-1313 марка А и возможность его использования в технологиях ограничения притока воды в добывающих скважинах.

В результате комплексного механизма воздействия реагентом АС-CSE-1313 марка А вовлекаются в активную разработку дополнительные запасы нефти, отмечается стабилизация добычи нефти на месторождениях, находящихся в зрелой стадии разработки и характеризующихся высокой обводненностью добываемой нефти, что сопровождается закономерным снижением отборов нефти. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4
К.Д. Ашмян, С.Г. Вольпин, А.К. Пономарев (НИИСИ РАН), О.В. Ковалева (АО «ВНИИнефть»)

Экспресс-метод исследования пластовых нефтей, C. 95-97

Ключевые слова: экспресс-метод, исследования пластовой нефти, глубинный пробоотборник «пентометр», импортозамещение

Представлен экспресс-метод получения исходных данных о физико-химических свойствах пластовых нефтей в промысловых условиях с помощью оригинального глубинного пробоотборника – «пентометра». С помощью пентометра можно выполнять как отбор глубинных проб нефти, так и ее исследование в полевых условиях с минимальным числом единиц вспомогательного оборудования и измерительных приборов. Пентометр позволяет определять пять параметров: газосодержание, объемный коэффициент, плотность пластовой и сепарированной нефти, плотность газа сепарации. Разработана и апробирована в полевых условиях методик применения прибора. Пентометр является автономным прибором, позволяет быстро отобрать большое количество проб, обеспечивает контроль процесса разработки нефтяных месторождений и оценки эффективности применяемых на промысле технологий.

Экспресс-метод с применением пентометра является частью комплекса промысловых, лабораторных и аналитических методов исследования физико-химических свойств пластовых флюидов. Разработки защищены авторскими свидетельствами и могут быть использованы в программе импортозамещения.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.276.5.001.42
А.В. Лекомцев, Е.В. Желанов (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), И.А. Черных (ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»)

Статистический подход к оценке забойных давлений в добывающих скважинах, C. 98-101

Ключевые слова: забойное давление, плотность газожидкостной смеси, добыча нефти, электроцентробежный насос (ЭЦН)
Рассмотрен статистический подход к обработке промысловых данных для выявления закономерностей технологического процесса исследования скважин. Приведены результаты статистического анализа совокупности наблюдений, включающей устьевые замеры динамического уровня, затрубного давления и давления на приеме насоса, для создания математической модели расчета забойных давлений. Представлена последовательность подготовки исходных данных на примере добывающих скважин, эксплуатирующих башкирские отложения Озерного месторождения и фаменские отложения Уньвинского месторождения (Пермский край). Выбрана модель газожидкостного подъемника, достаточная для отражения процесса расчета забойного давления. Задача, заключающаяся в косвенном определении забойного давления, сводилась к оценке плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве. При этом учитывались такие технологические и природные факторы, как дебит скважины и пластовое давление, которые существенно влияют на интенсивность изменения плотности по стволу подъемника. Используя приведенные в статье уравнения, можно аппроксимировать плотность газожидкостной смеси, что позволит с высокой точностью определять забойное давление в добывающих скважинах, не оборудованных глубинными измерительными системами.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтепромысловое оборудование

621.691.4
Ю.В. Лисин, А.А. Коршак, С.Л. Голофаст (ООО «НИИ Транснефть»)

Универсальные характеристики жидкостно-газовых эжекторов, C. 102-104

Ключевые слова: жидкостно-газовый эжектор, насосно-эжекторная установка, аэродинамическая схема, напорная характеристика, коэффициент эжекции, приведенное рабочее давление, степень сжатия, срывной режим, оптимальный режим, предельный режим, компримирование нефтяного газа, газожидкостная смесь

Жидкостно-газовые эжекторы (ЖГЭ) широко применяются для утилизации низконапорных газов, перекачки и компримирования нефтяного газа в нефтепромысловой системе сбора, подготовки и транспорта продукции скважин. Несмотря на такие достоинства ЖГЭ, как простота конструкции, надежность работы и низкая стоимость, их существенным недостатком до недавнего времени являлся относительно низкий коэффициент полезного действия (к.п.д.), составлявший немногим более 20 %.

В результате исследований, проведенных в Ивано-Франковском национальном техническом университете нефти и газа под руководством К.Г. Донца, созданы стандартизированные ЖГЭ с четырьмя типами аэродинамической схемы, имеющие к.п.д. до 40 %. При этом выявлено, что наряду с оптимальным имеются два граничных режима работы ЖГЭ: срывной и предельный.

В насосно-эжекторных установках, применяемых для компримирования нефтяного газа, формально могут быть использованы ЖГЭ с аэродинамическими схемами всех четырех типов. Однако они имеют разные технические показатели, что необходимо обязательно учитывать. Тип аэродинамической схемы ЖГЭ, применяемого в насосно-эжекторных установках, выбирается на основе зависимости давления смеси от расхода откачиваемого газа. Такая характеристика не является универсальной, так как ее необходимо строить для каждого заданного расхода откачиваемого газа и она не содержит информации о других параметрах работы ЖГЭ (степени сжатия газовой смеси, потребляемой мощности, к.п.д.). В настоящей работе авторами получена универсальная безразмерная характеристика ЖГЭ, не зависящая от расхода откачиваемого газа и характеристики используемого насоса, что позволяет сразу выбирать наиболее предпочтительный тип аэродинамической схемы эжектора.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


53.087.92
Ю.Г. Свинолупов (Национальный исследовательский Томский политехнический университет), Л.А. Наумов (Институт проблем морских технологий ДВО РАН)

Прецизионный цифровой датчик давления, C. 105-109

Ключевые слова: сенсор, погрешность, модель, давление, глубина, преобразователь, полином
Приведены результаты исследований, выполненных с целью разработки конструкции и метрологических характеристик датчика давления, который может быть использован в качестве измерителя глубины погружения подводного аппарата. Особенности поставленной задачи заключаются в обеспечении необходимой точности измерений (средняя погрешность не должна превышать 0,08 %) во всем диапазоне измерений (до 10000 м) при минимальных габаритных размерах и массе прибора. Немаловажным фактором является применение отечественного сенсора давления. Выбраны сенсоры типа КНС. Исследование выполнено на основе моделирования напряжений и деформаций в корпусе датчика. В качестве критерия допустимых деформаций конструкции под действием объемного сжатия корпуса принято перемещение в области сочленяемых деталей конструкции, не превышающее 0,1 мкм. Дальнейшее уменьшение габаритных размеров предусматривает отказ от кабельной связи датчика с бортом, что исключает применение герметизированных контактов высокого давления – важных элементов при кабельной передаче. Метрологических характеристик сформированы на основе разработанного подхода к созданию модели измерительного процесса, прежде всего измерительного преобразователя давления на основе сенсора типа КНС, в виде полинома третьей степени, и дальнейшего ранжирования моделей по значению погрешности. Коэффициенты полинома определены на основе решения регрессионной задачи на этапе калибровки измерителя глубины (датчика). В качестве методов оценки суммарной погрешности измерения применены традиционные методы современной теории погрешности, оценки систематической и случайной составляющих. Высокая точность разработанного метода коррекции погрешности измерения подтверждена в начале измерительного диапазона – на малых значениях глубины погружения. Приведены результаты исследований временного дрейфа датчика, позволяющего его длительное применение без проведения операций автоматической коррекции. Для исключения влияния атмосферного давления и плотности морской воды на точность измерения предусмотрено получение данных об этих факторах по цифровому каналу передачи данных. Предложены методы повышения чувствительности и долговременной стабильности. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.5.05
Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, Х.А. Туманян, А.А. Демидова (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

Разработка специальной турбины для рационального использования пластовой энергии на месторождениях углеводородов, C. 110-114

Ключевые слова: турбина, пластовая энергия, месторождение углеводородов, техническое решение, испытание

При добыче нефти и газа с применением традиционных технологий значительная часть пластовой энергии безвозвратно теряется. Решение этой проблемы многие специалисты связывают с использованием специальных турбин, работающих за счет пластовой энергии. Однако внедрение подобных турбин сдерживается нерешенностью вопроса надежного управления турбиной при изменении режимов работы отдельных нефтяных и газовых скважин. Неконтролируемое увеличение скорости вращения ротора турбины может привести к разрушению машины. Целью исследовательской работы является разработка специального оборудования и турбины для рационального использования пластовой энергии при добыче нефти и газа. 

Расчеты и испытания микромоделей показали, что лопатка турбины может быть выполнена в виде проницаемой сетки. Уникальность рассматриваемого метода преобразования энергии заключается в применении специальной турбины, в которой допускается движение основного потока газа и жидкости непосредственно сквозь лопатку. По результатам выполненных конструкторских работ создан экспериментальный образец новой гидравлической машины, предназначенной для рационального использования пластовой энергии при добыче нефти и газа. Стендовые испытания созданной гидравлической машины со специальной турбиной позволили подтвердить новые принципы управления работой турбины. Показано, что силовое воздействие потока газа (или жидкости) на проницаемую преграду и ротор турбины можно контролировать, используя принципы работы вихревых диодов и вихревых усилителей. Как показывают результаты проделанных работ, при учете вращательного движения проницаемой стенки можно создать новый класс гидравлических машин с уникальными свойствами, в том числе малошумные турбины, насосы и компрессоры.

Основная область применения разработанной техники связана с добычей нефти и газа на морских месторождениях. Результаты выполненных научных и конструкторских работ планируется использовать при создании эффективного сепарационного оборудования и турбин для производства электрической энергии. Вместе с тем новыхетурбины благодаря их малой массе и компактности могут найти дополнительные области применения, в том числе в авиационных технологиях.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Транспорт и подготовка нефти

Технологии обработки депрессорными присадками высокопарафинистых нефтей шельфовых месторождений, C. 115-117

Ключевые слова: подготовка и транспорт нефти, депрессорная присадка, высокопарафинистая нефть, шельфовое месторождение
На примере морских месторождений шельфа Южно-Китайского моря, разрабатываемых СП «Вьетсовпетро», показаны методы и подходы, направленные на улучшение реологических характеристик высокопарафинистых нефтей с помощью депрессорных присадок в условиях морской нефтедобычи. Создана система организационных, технических и технологических мероприятий, позволяющих оптимально и наиболее эффективно использовать химические реагенты для подготовки нефти к транспорту. Система включает контроль документации и качества поступающих реагентов; контроль их эффективности при лабораторных и промысловых испытаниях; отбраковку реагентов на этапе испытаний и промышленного применения. Рассмотрены вопросы оптимизации технологии обработки нефти депрессаторами – подача в скважины на глубину 200-2500 м по импульсным трубкам; совместная обработка нефти депрессатором и деэмульгатором; синергетическое действие при использовании смеси двух депрессорных присадок. Проанализированы осложнение, возникающие при используемой технологии обработки нефти депрессаторами, и методы их предупреждения. Приведены методы оптимизации применения депрессаторов – сезонное изменение дозировки, отказ от подачи депрессорных присадок в высокообводненные скважины, индивидуальная дозировка депрессорных присадок в каждую скважину.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.8:621.3.082.78
И.Ю. Быков (Ухтинский гос. технический университет), И.А. Оскорбин (ООО «РН-Северная нефть»)

Эффективность разрушения стойких нефтяных эмульсий под воздействием вращающего электромагнитного поля и механического дробления на лабораторно-экспериментальном стенде, C. 118-121

Ключевые слова: вращающееся электромагнитное поле, механическое дробление, коалесценция, доминирующий размер, дисперсность, фракция
Оценена эффективность разрушения стойких водонефтяных эмульсий под воздействием вращающегося электромагнитного поля (ВЭМП) и механического дробления. Изучена эффективность разделения водонефтяных эмульсий методом количественного анализа и микрофотографированием структуры водонефтяных глобул с последующей статистической обработкой полученных результатов. Рассмотрен характер изменения микроструктуры исходной нефтяной эмульсии, последовательно подвергнутой воздействию ВЭМП, механическому дроблению и обработке деэмульгатором СНПХ-4460У. Исходная нефтяная эмульсия представляла собой агрегативно устойчивую мелкодисперсную субстанцию второго рода (вода в нефти) с преобладающей фракцией до 5 мкм (более 90 %), причем доля частиц мельчайшего размера (фракция 1 – до 1,5 мкм) составляла 16,96 % по массе. Показано, что под воздействием ВЭМП в условиях эксперимента размер частиц по общей оценке увеличился в 5,5 раза, в частности, доля частиц размером более 6 мкм возросла от 8,9 до 54,2 %, водосодержание снизилось с 66 до 0,18 % по массе. Показано, что механическое дробление дополнительно повышает долю крупных частиц (более 6 мкм) до 70 %, водосодержание снижается до 0,08 % по массе. Добавление к обрабатываемой эмульсии деэмульгатора СНПХ-4460У в условиях эксперимента привело к существенному снижению эффективности отделения воды от нефти (с 66 до 20 %).

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтепереработка

665.765
С.А. Антонов, Е.В. Кашин, И.В. Пиголева, И.А. Маслов, С.В. Заглядова (ООО «РН-ЦИР»)

Разработка пластичных смазок с улучшенными низкотемпературными свойствами, C. 122-124

Ключевые слова: пластичная смазка, низкозастывающая основа, пенетрация

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


665.7.033.2
А.Х. Купцов, О.Г. Карчевская, Т.Е. Крон, Е.В. Жмаева (ООО «РН-ЦИР»)

О технико-экономических аспектах анализа олефиновых углеводородов, C. 125-127

Ключевые слова: олефины, углеводороды, спектроскопия комбинированного рассеяния, ИК-спектроскопия, хроматография
Проведен сравнительный обзор технико-экономических характеристик современных методов аналитического контроля в целях выявления наиболее совершенного и экономически эффективного подхода к мониторингу химических и технологических процессов с олефиновыми углеводородами. Показаны преимущества спектральных методов по сравнению с хроматографическими как в части эксплуатационных затрат, так и по ряду технических характеристик, таких как, например, время и точность интегрального анализа основных классов углеводородов. Установлено, что как метод дистанционного поточного анализа по совокупности технических характеристик КР-спектроскопия превосходит альтернативные спектральные методы определения общих олефинов, основных классов и определяющих химическую активность структурных типов олефинов. В отличие от калибровочных моделей спектрального анализа ближнего инфракрасного диапазона разработанная методика для комбинированного рассеяния (КР) не требует новых калибровок и образцов при изменении сырья и фракции углеводородов. Метод КР-спектроскопии перспективен как для лабораторного анализа, так и при применении оптоволоконной техники для дистанционного мониторинга олефинсодержащих углеводородов при управлении различными стадиями ряда промышленных химических и технологических процессов.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее