Ноябрь 2016




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

338.23:622.276
М.Н. Узяков, А.А. Янтовский (ПАО «НК «Роснефть»), М.Ю. Ксенофонтов, В.В. Семикашев, А.Ю. Колпаков (Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН)

Комплексный подход к построению согласованных сценариев мировых производства, потребления и цены нефти, C. 8-14

Ключевые слова: система моделей, сценарное прогнозирование, цена на нефть, мировой рынок нефти, нефть из сланцевых отложений
Рассмотрена эволюция механизмов ценообразования на мировом рынке нефти. Изменение принципов ценообразования на современном этапе связывается с повышением гибкости мирового предложения нефти вследствие развития добычи нефти из сланцевых отложений в США. Это приводит к усилению влияния физического баланса производства и потребления нефти на ее цену. Приведено концептуальное описание блока мировой энергетики в системе анализа и моделирования основных закономерностей функционирования мировой и российской экономики и энергетики ПАО «НК «Роснефть» в части формирования сценариев развития мирового рынка нефти с учетом указанных изменений последних лет. Практическое использование разработанной системы показано на примере построения согласованных сценариев мировых производства, потребления и цены нефти, увязанных с параметрами развития мировой экономики и энергетики. Дано описание условий и параметров реализации сценариев при относительно высоких и низких мировых ценах на нефть. Первый сценарий предполагает углубление глобальной экономической интеграции, ускорение мирового технологического прогресса, увеличение роли безуглеродных источников энергии в мировом энергобалансе, сохранение высоких темпов роста ВВП и автомобилизации развивающихся стран. Второй сценарий рассматривает концепцию ослабления глобальных экономических связей, возврата капитала в развитые страны и их реиндустриализацию. При этом акцент экономического и технологического развития смещается в пользу развитых стран. Важным фактором сдерживания роста мирового потребления нефти в обоих сценариях может стать увеличение парка электромобилей и подключаемых гибридов, особенно в развитых странах. Рассмотрены возможные изменения в структуре мирового предложения нефти в разрезе крупнейших стран-производителей. Отмечено, что в сценарии относительно низких цен значительно увеличивается доля ОПЕК на мировом рынке нефти.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Геология и геолого-разведочные работы

550.81
Я.И. Гордеев (ПАО «НК «Роснефть»), А.В. Гайдук, А.В. Митюков (ООО «РН-Эксплорейшн»), А.В. Филичев (ПАО «Верхнечонскнефтегаз»)

Результаты проведения ПАО «НК «Роснефть» геолого-разведочных работ на лицензионных участках в Иркутской области за 10 лет, C. 15-17

Ключевые слова: Восточная Сибирь, Непско-Ботуобинская антеклиза, коллектор, усть-кутский горизонт, фундамент, геолого-разведочные работы (ГРР)
Представлена история геолого-разведочных работ (ГРР), проведенных ПАО «НК «Роснефть» в Иркутской области. Рассмотрены ключевые этапы деятельности, основные проблемы, возникшие в процессе ГРР и полученные результаты. В настоящий момент компании принадлежат права пользования недрами 10 лицензионных участков. Несмотря на то, что за 5 лет геолого-разведочной деятельности на баланс поставлено несколько месторождений углеводородов, по результатам бурения скважин на лицензионных участках в Иркутской области за это время не получено фонтанных притоков, все месторождения характеризовались трудноизвлекаемыми запасами. В 2011 г. впервые получены фонтанные притоки углеводородов из принципиально нового типа объектов в усть-кутском горизонте. Ранее эти объекты как высокоперспективные не рассматривались. Рассмотрена практика применения нового подхода к реализации ГРР – концепция поиска зон улучшенных коллекторов среди отложений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов. В настоящее время все скважины, пробуренные на объекты, выявленные в рамках применения новой концепции, являются успешными (получены фонтанные притоки углеводородов). После проведения высококачественной сейсморазведки 3D удалось не только подтвердить имеющиеся наблюдения, но и выявить новые типы объектов, в том числе в осинском горизонте и терригенных отложениях. Показано, что изменение концепции и соответственно стратегии ГРР позволило получить фонтанные притоки нефти и газа в скважинах, открыть месторождение с традиционными запасами и повысить успешность бурения до 75 %

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.822.3
А.В. Мальшаков, И.О. Ошняков, Е.Г. Кузнецов (ООО «ТННЦ»), О.А. Лознюк, В.Н. Суртаев, Р.А. Шайбаков (ПАО «НК «Роснефть»)

Инновационные подходы к изучению гетерогенных анизотропных коллекторов отложений туронского возраста для достоверной оценки их фильтрационно-емкостных свойств, C. 18-22

Ключевые слова: лабораторные исследования керна, каротаж, гетерогенный анизотропный коллектор, туронские отложения, рентгеновская томография, триаксиальный индукционный каротаж

Основные разведанные запасы нефти и газа Западной Сибири приурочены к меловым и верхнеюрским отложениям. Надсеноманские отложения являются сложным для нефтегазовой геологии объектом изучения и содержат трудноизвлекаемые запасы углеводородного сырья, которые не могут эффективно отбираться с применением традиционных методов разработки по геологическим и технологическим причинам.

Несмотря на то, что продуктивность отложений турона доказана испытаниями скважин на многих месторождениях севера Западной Сибири и данный интервал рассматривается на ряде месторождений в качестве объекта разработки, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в настоящее время изучены недостаточно. Действительный ресурсный потенциал этих отложений неясен. Это обусловлено очень тонким переслаиванием (биотурбация) песчано/алеврито-глинистых прослоев: неоднородность прослеживается до масштаба шлифа. Такая текстурная особенность отложений является причиной существенных трудностей при их изучении не только с помощью методов геофизических исследований скважин (ГИС), но и путем лабораторных исследований образцов керна, что в свою очередь предопределяет использование специальных подходов к анализу керновой и каротажной информации для изучения гетерогенных анизотропных коллекторов туронских отложений. Большое внимание уделено вопросу достоверного определения доли проницаемых прослоев и восстановления их истинных свойств по результатам интерпретации данных ГИС. Рассмотрены методы оценки фильтрационно-емкостных свойств с учетом гетерогенной структуры коллекторов.

Представлены результаты томографических исследований полноразмерного керна, а также методика обработки материалов 3D рентгеновской томографии, которая позволяет оценить долю проницаемого компонента гетерогенного анизотропного коллектора по разрезу скважины. Приведены результаты оценки доли проницаемого компонента гетерогенного анизотропного коллектора по данным методов специального комплекса ГИС (пластового микроимиджера и триаксиального индукционного каротажа). Триаксиальный индукционный каротаж использован также для оценки анизотропии удельного электрического сопротивления изучаемых коллекторов. Коэффициенты газонасыщенности коллекторов, полученные по результатам специальной интерпретации данных триаксиального индукционного каротажа, лучше коррелируют с результатами испытаний скважин.

Игнорирование текстурной неоднородности туронских отложений, неучет анизотропии их физических свойств может привести к недооценке ресурсного потенциала. Петрофизические оценки, выполненные с использованием модели анизотропного коллектора, позволяют повысить достоверность оценки запасов углеводородов, улучшить геологические и гидродинамические модели.


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.66 СГ
К.В. Торопов, А.В. Сергейчев (ПАО «НК «Роснефть»), Р.Р. Муртазин (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), Е.А. Несмашный (ООО «РН-Юганскнефтегаз»), А.В. Митин, Р.К. Гордеев (ООО «Везерфорд»)

Опыт проведения микросейсмического мониторинга многостадийного гидроразрыва пласта в ООО «РН-Юганскнефтегаз», C. 23-26

Ключевые слова: микросейсмический мониторинг, гидравлический разрыв пласта (ГРП), горизонтальные скважины
В 2016 г. в ООО «РН-Юганскнефтегаз» проведено большое число различных видов исследований в зонах бурения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГС МГРП), в том числе серия исследований по скважинному микросейсмическому мониторингу. Информация о развитии в породах трещин ГРП, полученная по результатам скважинного микросейсмического мониторинга, представляет в настоящее время высокий интерес ввиду безальтернативности среди методов прямого контроля ГРП, а также дефицита подобных исследований в России. Представлены результаты трех микросейсмических исследований, проведенных на Приразломном и Приобском месторождениях. Показана эффективность и целесообразность промышленного применения технологии микросейсмического мониторинга ГРП с целью оптимизации бурения горизонтальных скважин, дизайнов ГРП, проектирования разработки месторождений в целом. Микросейсмический мониторинг ГРП в горизонтальных скважинах Приобского и Приразломного месторождений позволил определить фактические направления развития трещин ГРП, реально достигаемые размеры трещин, взаимодействие между трещинами в соседних портах ГРП. Впервые в России на Приразломном месторождении выполнен успешный мониторинг ГРП одновременно из двух наблюдательных скважин, позволивший увеличить площадь картирования трещин ГРП и определить значительное влияние работающих рядом скважин на симметрию образованных трещин ГРП. Мониторинг ГРП на Приобском месторождении стал рекордным для России: зарегистрировано и лоцировано более 1200 микросейсмических событий при проведении пяти стадий ГРП. Даны рекомендации по подбору оптимальных скважин-кандидатов для проведения мониторинга, подготовке скважин, снижению уровня окружающих шумов для улучшения качества сейсмических данных.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.6
А.В. Аржиловский, В.В. Васильев, Н.Н. Иванцов, К.Г. Лапин (ООО «ТННЦ»), К.В. Торопов (ПАО «НК «Роснефть»)

Способы повышения нефтеотдачи тонких подгазовых оторочек высоковязкой нефти, C. 27-31

Ключевые слова: подгазовая оторочка, высоковязкая нефть, методы увеличения нефтеотдачи (МУН), технология разработки
Разработка тонких подгазовых оторочек сопровождается высоким риском прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины. Актуальность проблемы кратно возрастает в оторочках высоковязкой нефти, когда при прорыве газа приток нефти в скважину может полностью прекратиться. На примере пластов ПК1-2 Ван-Еганского месторождения рассмотрены способы повышения нефтеотдачи подгазовых оторочек высоковязкой нефти: секционное заканчивание горизонтальных скважин и установка устройств контроля притока, ограничение депрессии на пласт, гибкий режим управления скважинами, закачка в нагнетательные скважины до начала работы добывающих, уплотнение сетки скважин, а также добыча газа из газовой шапки для профилактики конусообразования. Одновременное применение данных подходов можно рассматривать как комплексную технологию разработки подгазовых оторочек. Подбор параметров технологии и оценка эффективности ее применения выполнены с использованием секторных гидродинамических моделей в симуляторе CMG STARS. Расчеты проводились для различных характерных зон пласта, разтличающихся нефте- и газонасыщенными толлщинами, расчлененностью, углами напластования. Результаты расчетов показывают, что применение технологии значительно повышает перспективы успешной эксплуатации маломощных подгазовых оторочек высоковязкой нефти в условиях высокой геологической неоднородности. Технология в целом или отдельные ее составляющие могут быть применены как на этапе проектирования, так и на этапе оптимизации разработки.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.031.011.43
Д.В. Савчук, А.И. Давлетшин (ООО «ТННЦ»), О.А. Лознюк, Р.А. Шайбаков (ПАО «НК «Роснефть»), А.Г. Блехер, А.Ю. Королёв (ООО «Кынско-Часельское нефтегаз»)

Обоснование параметров туронского пласта Харампурского месторождения по данным исследований скважин и гидродинамического моделирования, C. 32-34

Ключевые слова: : туронские отложения, длительная отработка скважин, анализ добычи, гидродинамические исследования скважин (ГДИС), гидропрослушивание пласта, гидродинамическое моделирование, трудноизвлекаемые запасы, микронеоднородность

В настоящее время большинство крупных разрабатываемых газовых месторождений Западной Сибири вошло в стадию падающей добычи. В таких условиях все большую актуальность приобретает задача освоения газового потенциала трудноизвлекаемых запасов туронских отложений, промышленная эксплуатация которых в настоящее время не ведется.

Рассмотрены вопросы обоснования параметров пласта Т Харампурского месторождения по данным длительной отработки скважин, гидродинамических и геофизических исследований, гидродинамического моделирования с целью уточнения продуктивных характеристик залежи. Для туронских продуктивных отложений характерны наличие высокой макро- и микро-неоднородности, невыдержанность эффективных толщин по вертикали и латерали вследствие невыдержанности глинистых прослоев по толщине и литологическому составу. Коллектор туронской залежи в основном представлен глинистой фракцией и мелкозернистым алевролитом. Условия залегания пласта и литолого-фациальная характеристика залежи объясняют фильтрационные осложнения при вовлечении пласта в разработку и затрудняют определение его фильтрационно-емкостных свойств.

Обоснованы предельные физичные и оптимальные, с точки зрения наилучшей сходимости  результатов комплекса методов, фильтрационно-емкостные параметры пласта. Оценены потенциал добычи и риски при проектировании разработки залежи, уточнены принятые петрофизические зависимости. Скорректирован план мероприятий при проведении гидродинамических исследований скважин. Показаны целесообразность выполнение расширенного комплекса геофизических исследований скважин и необходимость применения альтернативных методик интерпретации данных.

Результаты анализа целесообразно использовать при настройке петрофизических алгоритмов, лежащих в основе обоснования емкостных и фильтрационных параметров модели.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.66.001.24
А.В. Аксаков, О.С. Борщук, И.С. Желтова (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), А.В. Дедурин ,З. Калуджер, А.В. Пестриков, К.В. Торопов (ПАО «НК «Роснефть»)

Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации, C. 35-40

Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП), дизайн ГРП, симулятор ГРП, мини-ГРП, математическое моделирование, геомеханика, гидродинамика, деформация горной породы, течение жидкости в трещине, перенос проппанта, утечки жидкости в пласт, численные методы

Рассмотрены вопросы математического моделирования процесса гидроразрыва пласта (ГРП) и разработки программного обеспечения для поддержки принятия решений при проектировании и проведении ГРП. Проанализированы базовые элементы программного обеспечения для моделирования ГРП, существующие математические модели процесса ГРП (KGD, PKN, Radial, Cell-based-Pseudo3D, Lumped-Pseudo3D, Planar3D), история их развития, особенности и ограничения. Отмечено, что практическая важность вопроса корректного описания роста трещины в высоту для задач планирования и выполнения ГРП послужила толчком к развитию моделей класса Pseudo3D (P3D) и Planar3D (PL3D).

Приведена общая формулировка задач математического описания процесса ГРП на основе совместного решения уравнений упругости пласта, гидродинамики жидкости разрыва в трещине и транспорта проппанта. Детально рассмотрена формулировка математической модели класса Planar3D и общепринятые допущения, которые делаются при ее построении. Приведены примеры программной реализации интерфейса для общепринятых методик анализа тестовой закачки и расчета дизайна ГРП на примере корпоративного симулятора ГРП. Сформулированы актуальные требования к интерфейсу симулятора ГРП. Отмечено, что совмещение в одном симуляторе ГРП моделей Planar3D и Сell-based-P3D позволяет получить гибкое программного решение под конкретные геологические условия и требования к оперативности расчетов. Показано, что для определенных геологических условий результаты моделирования ГРП с применением моделей Planar3D и Pseudo3D могут существенно различаться в оценке геометрии трещины ГРП. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.031:532.57
Г.Ф. Асалхузина, А.Я. Давлетбаев, А.М. Ильясов, Н.А. Махота, А.Х. Нуриев (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), Э.Р. Назаргалин (ООО «РН-Юганскнефтегаз»), А.В. Пестриков, А.В. Сергейчев (ПАО «НК «Роснефть»)

Анализ кривых падения давления после нагнетательных тестов при гидроразрыве пласта, C. 41-45

Ключевые слова: кривая падения давления, нагнетательные тесты, замещение, мини-ГРП, пластовое давление, анализ данных добычи/давления, анализ давления после смыкания трещины

Рассмотрены примеры анализа данных устьевых и забойных манометров при гидроразрыве пласта (ГРП). Для интерпретации кривых падения давления (КПД) после нагнетательных тестов при ГРП использовались методы Хорнера и Нолти, которые были реализованы в модуле анализа данных мини-ГРП в симуляторе «РН-ГРИД». На практических примерах показаны недостатки метода Хорнера, в том числе зависимость достоверности оценки пластового давления от длительности регистрации кривой падения давления после нагнетательного теста при ГРП. Проанализированы преимущества подхода Нолти, который позволяет диагностировать режимы течения после смыкания трещины и более достоверно оценивать параметры пласта в случае выделения псевдолинейного и псевдорадиального режимов течения. Выполнено сравнение пластовых давлений, полученных при интерпретации нагнетательных тестов при ГРП методами Нолти и Хорнера, с результатами оценки среднего давления с применением испытателя пласта на кабеле/трубах.

Приведены примеры повышения достоверности анализа добычи/давления (АДД) по механизированным добывающим скважинам с регистрацией давления телеметрической системой за счет привлечения результатов интерпретации КПД после нагнетательного теста при ГРП. Сопоставлены результаты оценок параметров пласта по анализу АДД с различными источниками информации о пластовом давлении.

Результаты интерпретации нагнетательных тестов при ГРП могут быть использованы для прогнозирования продуктивности скважин в зонах бурения новых скважин. На примере отдельного участка месторождения выполнено сравнение оценок коэффициентов эффективности жидкости по этапу замещения с продуктивностью скважин. При этом получено, что коэффициент эффективность жидкости по нагнетательным тестам с достаточной для практики точностью позволяет прогнозировать продуктивность вновь пробуренных скважин.


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Проектирование обустройства месторождений

622.276.012
А.А. Каверин, А.М. Коркин, С.Э. Мотус (ПАО «НК «Роснефть»), А.Ф. Агафонцев, А.А. Низаметдинов (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»)

Развитие системы типового проектирования в ПАО «НК «Роснефть», C. 46-48

Ключевые слова: унификация, типизация, экономический эффект, проектирование, обустройство нефтегазовых месторождений

Создаваемая в ПАО «НК «Роснефть» Система типового проектирования направлена на решение комплекса взаимосвязанных задач по оптимизации затрат при проектировании, строительстве и обслуживании объектов обустройства нефтегазовых месторождений. Исходя из методологической базы, представляющей собой нормативные документы Российской Федерации в области проектирования и строительства, опыта компании, накопленного при реализации проектов в различных регионах, определены основные виды документации, подлежащие унификации и типизации. Данная работа позволит к 2017 г. обеспечить документацией типового проектирования около 35 % объектов. Выполнить комплексную оценку экономического эффекта от внедрения Системы типового проектирования и выработать решения для точечной корректировки существующей системы можно с помощью создаваемого информационного ресурса для мониторинга применения документации типового проектирования и сбора статистических данных. Методологические основы, заложенные в Систему типового проектирования компании, позволяют осуществить экстраполяцию положительных эффектов на типизацию объектов строительства в нефтепереработке, нефтехимии, обустройстве газовых и газоконденсатных месторождений, а также месторождений на шельфе, включая арктические. 


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Освоение шельфа

622.24.085.5
В.А. Павлов, К.А. Корнишин (ПАО «НК «Роснефть»), Я.О. Ефимов (ООО «Арктический научно-проектный центр шельфовых технологий»), Е.У. Миронов, Р.Б. Гузенко, Харитонов В.В. (ФГБУ «ААНИИ»)

Особенности развития консолидированного слоя гряд торосов в морях Карском и Лаптевых, C. 49-54

Ключевые слова: торос, киль, консолидированный слой, пористость, термобурение
Представлена информация о результатах обработки материалов, полученных в ходе экспедиционных исследований гряд торосов, проводившихся ФБГУ «ААНИИ» по заказу ПАО «НК «Роснефть» весной 2014-2015 гг. на акваториях Карского моря и моря Лаптевых с помощью водяного термобурения с записью скорости бурения на логгер. Получены средние и экстремальные значения основных морфометрических характеристик торосов (высота паруса, осадка киля, общая толщина, толщина консолидированного слоя, пористость и др.) по различным районам исследований. Выявлена крупномасштабная пространственная закономерность: при перемещении от района к району с запада на восток толщины консолидированного слоя увеличиваются. Подтверждена связь между средней толщиной консолидированного слоя торосов и суммой градусо-дней мороза в районе. Получены регрессионные уравнения данной зависимости с высокими показателями достоверности. Рассмотрен вопрос распределения консолидированного слоя и пористости внутри гряды тороса. Выявлено, что область наименьшей пористости располагается у поверхности воды в зоне формирования консолидированного слоя.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Рациональное использование нефтяного газа

622.276.1/.4
Д.И. Петухов, А.А. Поярков, Е.А. Чернова, А.В. Лукашин, А.А. Елисеев (МГУ имени М.В. Ломоносова), Е.С. Пятков, В.Н. Суртаев (ОАО «НК «Роснефть»)

Очистка нефтяных газов от кислых компонентов с использованием метода пертракции на микропористых мембранах, C. 55-58

Ключевые слова: нефтяной газ, пертракция, микропористые мембраны, углекислый газ, сероводород, меркаптаны

Проанализирована возможность использования половолоконных мембран на основе поливинилиденфторида, полисульфона, полиэфирсульфона и полипропилена с гидрофобной и гидрофильной поверхностью в качестве межфазных мембранных контакторов для удаления кислых компонентов из газовых смесей в процессе пертракции. Показана возможность удаления кислых компонентов газа с производительностью более 0,23 нм3/(м2 ч), что при плотности упаковки волокна до 3200 м23 соответствует удельной объемной производительности до 750 нм3/(м3 ч). Полипропиленовые половолоконные мембраны использованы в модуле пертракции опытной установки подготовки нефтяного газа, который обеспечивает очистку сырьевого газа от углекислого, сероводорода и меркаптанов. На опытной установке подготовки нефтяного газа, состоящей из модуля пертракции и модуля капиллярной конденсации, показана возможность подготовки сырьевой смеси с расходом до 13,4 нм3/ч и давлением 0,6 МПа до требований СТО «Газпром». При этом объемное содержание углекислого газа снизилось с 8,47 до 0,26 %, а суммарное содержание серы в подготовленной смеси составило менее 0,4 мг/м3, при исходном - 0,2 % H2S и 50 мг/м3 CH3SH. Предложенная технология может быть использована для подготовки природного и нефтяного газа перед транспортировкой и поставкой потребителю по качеству в соответствии с требованиями СТО «Газпром» 089-2010.


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информационные технологии

681.518:622.276
А.А. Пашали, М.А. Александров, А.Г. Климентьев, И.Р. Ямалов (ПАО «НК «Роснефть»), А.С. Топольников, А.В. Жонин, А.В. Колонских, В.Г. Михайлов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Автоматизация сбора и подготовки данных (В)ТМС для проведения гидродинамических исследований скважин с использованием «виртуального расходомера», C. 60-63

Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин (ГДИС), термоманометрическая система, виртуальный расходомер

В последние годы получило широкое распространение применение высокоточных термоманометрических систем (ВТМС) для решения задач, связанных с мониторингом разработки месторождений. Технологии использования данных (В)ТМС (давление, температура, расход) для мониторинга параметров пласта, которые не требуют специальных остановок скважин и применения дополнительного измерительного оборудования, объединяются под общим названием автоматические гидродинамические исследования скважин (сокращенно авто-ГДИС). Работа посвящена описанию реализации алгоритмов предварительной подготовки данных (В)ТМС для последующей интерпретации материалов ГДИС. Алгоритмы включают отбор кондиционных данных о давлении, фильтрации (редукция и сглаживание), выделение информативных интервалов (кривые восстановления/падения давления) и расчет дебита жидкости скважины на основе косвенных показателей ее работы (промысловые замеры, характеристики насосного оборудования, параметры станции управления УЭЦН). Алгоритмы легли в основу расчетного модуля для подготовки данных для интерпретации материалов ГДИС. На основе параметров (В)ТМС и станции управления УЭЦН, полученных из промысловых баз данных, модуль формирует рейтинг скважин и информативных интервалов, которые представляют наибольший интерес для последующей интерпретации. Особенностью реализации алгоритмов является то, что предварительная подготовка данных может выполняться автоматически с заданной пользователем периодичностью. При этом рейтинг скважин и интервалов для дальнейшей интерпретации обновляются по мере поступления новых данных с ТМС и станций управления УЭЦН. Дано описание перспектив реализации алгоритмов в корпоративной линейке программного обеспечения ПАО «НК «Роснефть».


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экологическая и промышленная безопасность

574.6:622.276
М.В. Медянкина (ФГБНУ «ВНИРО»), С.А. Громыкин (ПАО «НК «Роснефть»)

О проекте «Методики исчисления размера вреда водным биоресурсам», C. 64-67

Ключевые слова: методика, водные биоресурсы, расчет вреда, нормативное регулирование, нефтяные и газовые месторождения, континентальный шельф, компенсационные меры
Приведена краткая информация о проекте новой «Методики исчисления размера вреда, причиненного водным биологическим ресурсам». В действующей редакции методика, утвержденная Приказом Федерального агентства по рыболовству №1166 от 25 ноября 2011г, вызывает критику как со стороны нефтегазовых компаний, так и со стороны территориальных органов Росрыболовста. Нефтегазовые компании, как и другие хозяйствующие субъекты, в течение 2015-2016 гг. вносили свои предложения по улучшению методики. В июле 2016 г. проект методики прошел процедуру оценки регулирующего воздействия и в настоящее время находится в Министерстве сельского хозяйства РФ с целью утверждения в установленном порядке. Основная цель новой редакции методики заключается в том, чтобы выработать максимально корректный способ оценки воздействия планируемой деятельности на водные биоресурсы. В проект Методики вошли наработки ФГБНУ «ВНИРО» и других рыбохозяйственных институтов за 2012-2016 гг. в области расчета размера вреда водным биоресурсам от осуществления планируемой деятельности (воздействие на водные биоресурсы и среду их обитания). Принятие новой методики позволит упростить процесс оценки воздействия на водные биоресурсы и поиск исходных данных. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтепереработка

543.424
О.Е. Еремина, А.В. Сидоров, И.А. Веселова, В.Г. Лакеев, Е.А. Гудилин (МГУ имени М.В. Ломоносова), В.Н. Суртаев, К.Б. Рудяк (ПАО «НК «Роснефть»)

О возможности экспресс-анализа хлорсодержащих соединений в нефтепродуктах с использованием спектроскопии гигантского комбинационного рассеяния, C. 68-71

Ключевые слова: спектральные методы анализа, хлорорганические соединения, хлорфенолы, датчики
Показана перспективность решения проблемы мониторинга хлорорганических соединений в нефтепродуктах методом спектроскопии поверхностно-усиленного комбинационного рассеяния. Предложен новый подход к определению хлорорганических соединений на примере хлорированных фенольных соединений – маркеров качества нефтепродуктов – методом спектроскопии гигантского комбинационного рассеяния (ГКР). Подход основан на связывании хлорорганических соединений в распознающие молекулярные комплексы за счет переноса заряда между аналитом и соединением-акцептором, выступающим в роли «ловушки», которые поглощают в видимой области спектра (450-750 нм). Установлено повышенное сродство пара-хлорфенола к химически не модифицированной подложке вследствие наличия хлоридной группы, обеспечивающей хемосорбцию определяемого вещества с меньшими энергиями взаимодействия, чем в случае тиолов и аминов. Без использования специальных «распознающих» агентов на серебряной поверхности наблюдаются невысокие значения соотношения полезный сигнал/шум, что затрудняет анализ. Полученные спектры ГКР позволили судить о характере усиливаемых колебаний и незначительном смещении их частот (± 5 см-1) относительно теоретических. Для определения хлорорганических соединений методом ГКР разработан планарный сенсорный элемент, состоящий из наноструктур серебра с химически модифицированным полимерным слоем. Наибольшие коэффициенты усиления аналитического сигнала наблюдались для ГКР-активной поверхности, модифицированной 2,3-дихлор-5,6-дициан-1,4-бензохиноном, в качестве соединения-ловушки, формирующего распознающий молекулярный комплекс. В качестве модельного растворителя для изучения аналитических возможностей индикаторной системы выбран изооктан. Для количественного определения хлорорганических соединений принят сигнал с характеристической частотой 1465 см-1. Диапазон определяемых концентраций орто-хлорфенола составил 5·10-6 – 1·10-4 М, предел обнаружения – 2 мкМ. На примере определения орто-хлорфенола в присутствии пара-хлорфенола показано, что использование предложенного подхода обеспечивает достижение требуемой селективности для определения изомерных хлорированных фенольных соединений в их двухкомпонентных смесях.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Геология и геолого-разведочные работы

552.541
Р.И. Кадыров, Т.Р. Закиров (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

2D фрактальный и мультифрактальный анализ пустотно-пористого пространства карбонатных коллекторов нефти, C. 72-74

Рассмотрена методика фрактального и мультифрактального анализа пустотно-пористого пространства на основе микрофотографий шлифов карбонатных коллекторов. Представлены результаты измерений пористости по изображению, фрактальной размерности, информационной размерности и показателя разброса фрактальных свойств. Показана прямая положительная зависимость между фрактальной размерностью и пористостью. Максимальные значения информационной размерности характерны для биокластово-фитозоогенных и биокластово-зоогенных известняков, в которых наблюдается неравномерное расположение очень крупных пустот на фоне мелких пор. Минимальные значения соответствует известнякам биокластово-фитогенным с относительно равномерным распределением мелких пор. Высокие показатели показателя разброса фрактальных свойств (более 1) характерны для биокластово-фитогенного и части биокластово-фитозоогенных известняков. Для основной части образцов показатель разброса фрактальных свойств составляет от 0,2 до 0,7, эти образцы обладают сходными геометрическими и фильтрационно-емкостными характеристиками.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98
Б.В. Успенский, Р.Ф. Вафин, С.Е. Валеева (Казанский (Приволжский) федеральный университет), М.Я. Боровский (ООО «Геофизсервис»)

Условия формирования и геофизические методы прогноза осложняющих факторов разработки месторождений природных битумов, C. 75-77

Ключевые слова: факторы формирования, месторождения, природные битумы, геофизические методы, разработка

Для эффективной разработки месторождений углеводородов необходимо учитывать особенности геологического строения, связанные с условиями образования ловушек и процессами генезиса полезных ископаемых. Существенными являются факторы (генетический, геодинамический, структурный и гидрогеологический) формирования ловушек и месторождений сверхвязкой нефти и природных битумов в пермских отложениях Мелекесской впадины. Результаты анализа условий формирования месторождений (СВН) и ПБ свидетельствуют, что образование залежей происходило в различных фациальных и палеогеографических обстановках. Начальный этап формирования рельефа пермских отложений на отдельных участках связан с облеканием ядер рифогенных каменноугольных образований; многие структурные формы обусловлены седиментационными процессами. Ловушки битумов уфимско-нижнеказанского резервуара – атектонические. Совпадение структурных планов кровли песчаниковой пачки и перекрывающих пород – результат неравномерных процессов уплотнения литологически неоднородных пород. Отложения песчаниковой пачки формируют линейные тела в виде полос, располагающиеся в пределах русла, дельты и авандельты, где порода-коллектор характеризуется невыдержанностью. Выявлен ряд осложняющих факторов: зоны развития повышенной тектонической трещиноватости осадочной толщи, неогеновые врезы и др.

Ведущим геофизическим методом при изучении залежей сверхвязкой нефти и природных битумов является гравиразведка, которая приобретает большое значение как эффективный метод при диагностике зон тектонического разуплотнения в осадочной толще при использовании вторичных мотодов воздействия на пласт. Рекомендован комплекс геофизических методов контроля разработки залежей сверхвязкой нефти и природных битумов, включающий высокоточную магниторазведку, терморазведку и электроразведку в различных модификациях.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.83
Г.Р. Хуснуллина, А.А. Копыльцов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Актуальность проведения геолого-разведочных работ в регионах традиционной добычи нефти на примере открытия пропущенных ранее залежей (Широтное Приобье, Западная Сибирь), C. 78-79

Ключевые слова: геологическое строение, геолого-разведочные работы (ГРР), продуктивный пласт, залежь, запасы нефти

На основе геолого-геофизических исследований рассмотрены результаты геолого-разведочных работ, выполненных в 2010-2012 гг. на территории Малоключевого лицензионного участка. Решение задач доразведки предусматривалось за счет проведения сейсморазведочных работ 3D, бурения поисково-разведочных скважин и испытания перспективных объектов в ранее пробуренных скважинах. По данным сейсморазведочных работ МОГТ 3D (270 км2) уточнено геологическое строение Малоключевого месторождения и зоны его сочленения с Северо-Поточным месторождением. В результате бурения поисковой скв. 4П и по данным эксплуатационного бурения переоценены запасы практически всех продуктивных пластов (за исключением пласта Ач2). Испытание пласта БВ10 в скв. 4П подтвердило его промышленную нефтеносность. Вследствие открытия новых залежей увеличен этаж нефтеносности Малоключевого месторождения.

В настоящее время, полученные данные и результаты комплексного анализ используются для проектирования работ по доразведке Егурьяхско-Марталлеровской зоны (Северо-Егурьяхский 1, 2 и Марталлеровский лицензионные участки).

Отмечено, что для увеличения ресурсной базы нефтедобывающих предприятий и доразведки территорий необходимо выполнять полный комплекс исследований. Анализ результатов бурения, материалов геофизических исследований скважин, динамический, литолого-фациальный и палеогеографический анализ с привлечением моделирования позволяют прогнозировать не только новые объекты и их фациальный состав, но и флюидонасыщенность пород-коллекторов. Повторное испытание скважин дало возможность оценить выявить пропущенные объекты, не учтенные в предыдущих работах, а также значительно сократить финансовые затраты.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

622.243.56
Н.И. Крысин, А.А. Мелехин, И.В. Домбровский, Д.Ю. Русинов (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), В.В. Некрасов (ЗАО «СКБ»), М.В. Ведель (ПАО «Мотовилихинские заводы»)

Исследование канала передачи информации по колонне бурильных труб при бурении скважин роторной управляемой системой, C. 80-82

Ключевые слова: скважина, роторная управляемая система (РУС), канал передачи данных, бурильные трубы
При бурении наклонно направленных скважин, в том числе с горизонтальным окончанием, профили стволов усложняются. В настоящее время при проводке скважин сложного профиля все чаще находят применение роторные управляемые системы (РУС), обеспечивающие управляемое искривление ствола скважины с заданной интенсивностью при непрерывном вращении буровой колонны. Для создания бесперебойного канала связи между забоем и устьем скважины специалистами Пермского национального исследовательского политехнического университета, ЗАО «СКБ» и ПАО «Мотовилихинские заводы» разрабатывается полноценный высокоскоростной канал связи с использованием кабеля в стенках бурильных труб. Прокладка кабеля в теле бурильной трубы выполняется по продольной наружной канавке с защитой полимерным компаундом. Для передачи цифрового сигнала через резьбовое соединение решено использовать индуктивный метод, поскольку при этом при сборке буровой колонны не требуется дополнительных действий по электрической стыковке кабеля бурильных труб. Скрученные буровые трубы автоматически создают цифровую сеть. Для этого предложеноя на каждой буровой трубе с обоих концов в районе резьбы разместить малогабаритные индуктивные катушки, соединенные между собой кабелем с малогабаритным электронным блоком. В теле бурильной трубы выполняется карман со съемной крышкой для размещения электронного блока и элемента питания. В качестве ключевого электронного компонента подобрана микросхема LT6820 (Linear Technology), предназначенная для организации цифровых сетей с индуктивными изоляторами (бесконтактная передача данных). Испытаны катушки, намотанные проводом ПЭТВ-2 0.2, ГФ 0.35 и литцендратом из пяти проводов ПЭТВ-2 0.2. Для определения коэффициента связи между катушками измерена индуктивность каждой катушки. Измерено сопротивление провода катушек постоянному току. Зарегистрированы осциллограммы прохождения тестовых импульсов длительностью 40 и 120 нс. Импульсы парные, разной полярности, прямоугольной формы поданы через ограничитель тока 20 мА. В результате установлено, что число витков катушек от семи до девяти является достаточным для получения выходного импульса требуемой формы и интенсивности при длительности входящего импульса 120 и 40 нс. Применение данного способа передачи данных позволит создать бесперебойный двусторонний канал связи между устьем и забоем при строительстве скважин сложного профиля с использованием РУС, передавать весь объем данных, получаемых от внутрискважинных систем, без задержки во времени и управлять траекторией скважины в ручном режиме.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Новости компаний

Новости нефтегазовых компаний, C. 83


Читать статью Читать статью



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.1/4.(470.41)
Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), А.Г. Хабибрахманов, В.Б. Подавалов (НГДУ «Бавлынефть»), Ю.П. Кемаева (ТатНИПИнефть), Л.М. Миронова (ООО «Наука»)

Особенности геологического строения и перспективы разработки слабопроницаемых карбонатных коллекторов Подверьюского нефтяного месторождения, C. 84-87

Ключевые слова: уточнение геологического строения, низкопроницаемые коллекторы, опытно-промышленная разработка
Подверьюское нефтяное месторождение Архангельской области разрабатывается НГДУ «Бавлынефть» ПАО «Татнефть». Продуктивными отложениями являются низкоемкие низкопроницаемые карбонатные коллекторы овинпармского горизонта нижнего девона. Сложное геологическое строение месторождения обусловлено тектоническими нарушениями, которые разбили залежь пласта DI на несколько блоков, гидродинамическая связь между которыми может совсем отсутствовать или быть крайне затрудненной. Наличие или отсутствие такой связи можно будет оценить в процессе дальнейшей эксплуатации скважин по изменению давления в зоне отбора. Результаты сейсморазведочных работ позволили выделить зоны нефтеносности с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и легли в основу проектирования поисково-разведочных, доразведочных работ и выбора системы разработки месторождения на базе геолого-гидродинамического моделирования. Сложность разработки данного месторождения обусловлена не только его геологическим строением, но и отсутствием инфраструктуры. Ввод Подверьюского месторождения в разработку требует значительных капиталовложений в обустройство месторождения. На месторождении планируются бурение двух разведочных скважин и дальнейшее разбуривание залежи по проектной сетке, организация системы поддержания пластового давления. В условиях отсутствия контакта с подошвенными водами на большей части залежи проведение гидроразрыва пласта является оптимальным вариантом увеличения продуктивности низкопроницаемых коллекторов. В центральной части залежи предлагается выделить опытный участок с формированием площадной поэлементной системы разработки. Бурение проектных скважин на необходимо проводить с обязательным контролем геологических параметров в режиме реального времени по кривым с наддолотного модуля. Проектные решения будут корректироваться с учетом новых данных, получаемых при разбуривании и эксплуатации залежи.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.031.011.43:519.2
В.И. Галкин, И.Н. Пономарева (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Изучение фильтрационно-емкостных свойств трещинно-поровых коллекторов турнейско-фаменских объектов разработки месторождений Соликамской депрессии, C. 88-91

Ключевые слова: трещинно-поровый коллектор, гидродинамические исследования, методика Уоррена – Рута, раскрытость трещин, проницаемость трещин, зависимость проницаемости от раскрытости, регрессионный анализ, пошаговый линейный дискриминантный анализ, классы зависимости проницаемости от раскрытости трещин
Исследовано влияния раскрытости трещин на их проницаемость для турнейско-фаменских объектов разработки месторождений Соликамской депрессии. Наличие в пределах данных залежей зон развития трещиноватости подтверждается результатами многих исследований. Параметры трещин при этом получены на основе интерпретации материалов гидродинамических исследований с использованием методики Уоррена – Рута. На первом этапе построена и проанализирована зависимость фактической проницаемости от раскрытости. Установлено, что зависимость носит сложный нелинейный характер. Для более детального изучения построены и проанализированы одномерные уравнения регрессии. В результате выделены четыре класса, характеризующиеся определенным поведением зависимости проницаемости от раскрытости. Количественная оценка наличия этих классов выполнена с помощью пошагового линейного дискриминантного анализа – метода, хорошо зарекомендовавшего себя при решении подобного рода прогностических задач. Получены линейные дискриминантные функции, использование которых полностью подтвердило правильность выделения четырех классов с характерными видами зависимости проницаемости трещин от их раскрытости. Применительно к рассматриваемым коллекторам сделан вывод, что нет единого вида зависимости проницаемости от раскрытости (как это следует из теоретических представлений), в четырех диапазонах раскрытости изменеие проницаемости имеет разный характер. Полученные уравнения регрессии позволят с высокой степенью достоверности вычислять проницаемость коллекторов в зоне развития трещин при их различной раскрытости. Подобные зависимости обеспечит повышение эффективности геолого-технических мероприятий и геолого-гидродинамического моделирования.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4
Е.В. Богданов (НГДУ «Сургутнефть»)

Оценка неопределенности параметров месторождения:использование метода планирования эксперимента для оптимизации планирования разработки (в порядке обсуждения), C. 92-97

Ключевые слова: неопределенность, метод планирования эксперимента, риски, экспериментальный дизайн, вероятность, прогноз

Качественное и количественное определение рисков и неопределенности на нефтяных и газовых месторождениях – одна из ключевых проблем отрасли в настоящее время. Рассмотрены вопросы повышения точности при определении начальных геологических запасов углеводородов и прогнозных извлекаемых запасов через применение методики оценки рисков и неопределенности для планирования разработки месторождений. Показано решение задачи выявления и учета статической геологической неопределенности при подсчете запасов и динамической неопределенностей разработки для расчета прогнозной накопленной добычи. При этом применен нестандартный подход, включающий использование метода планирования экспериментов, для существенного сокращения временных затрат на анализ и количественную оценку неопределенности.

Метод планирования экспериментов позволяет существенно сократить число запусков геолого-гидродинамической модели для расчета вероятных вариантов. Апробация метода проведена на месторождении, еще не вступившем в фазу промышленной разработки, путем геолого-гидродинамического моделирования с учетом неопределенности, в том числе при реализации различных вариантов систем разработки месторождения. В результате выявлена и количественно определена статическая неопределенность оценки запасов и динамическая неопределенность подсчета прогнозной накопленной добычи. Предложены альтернативная система разработки и оптимальная сетка разбуривания, лучше учитывающая геологическое строение месторождения. Приведен расчет экономической эффективности альтернативной системы разработки с учетом рисков.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.6
А.А. Байда, С.Г. Агаев (Тюменский индустриальный университет)

Принципы разработки обратимых мицеллярных систем для повышения нефтеотдачи пластов, C. 98-101

Ключевые слова: мицеллярный раствор, микроэмульсия, диэлектрическая спектроскопия, вытеснение нефти, нефтеотдача пластов

Эффективность повышения нефтеотдачи пластов с использованием обратимых мицеллярных систем (ОМС) определяется их компонентным составом. В работе представлены данные по диэлектрической спектроскопии компонентов обратимых мицеллярных систем на основе аммонийных солей жирных кислот. Диэлектрическая спектроскопия использовалана для оценки совместимости ключевых компонентов ОМС относительно базовых (воды и керосина). В качестве ключевых компонентов рассмотрены азотсодержащие основания (моноэтаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин и полиэтиленполиамины), жирные кислоты (стеариновая, дистиллированная олеиновая, техническая олеиновая, кубовые остатки производства растительных и синтетических жирных кислот) и одноатомные спирты (пропиловый, изопропиловый, бутиловый, изобутиловый, третичный бутиловый, циклогексиловый и др.). Для исследованных продуктов определены диэлектрические параметры: тангенс угла диэлектрических потерь, частота электрического поля, диэлектрическая проницаемость, коэффициент диэлектрических потерь и относительные значения этих параметров.

По результатам диэлектрической спектроскопии сформулированы принципы разработки ОМС, основанные на оценке физико-химических свойств и межмолекулярных взаимодействий входящих в их состав компонентов. Выбор компонентов обратимых мицеллярных систем из азотсодержащих оснований, жирных кислот и спиртов предложено проводить попарно относительно керосина и воды. В результате для применения в ОМС рекомендованы полиэтиленполиамины, дистиллированная олеиновая кислота, изопропиловый и трет-бутиловый спирты.

Сформулированные принципы позволяют прогнозировать использование продуктов нефтехимии в качестве компонентов ОМС. С их использованием разработаны ОМС на основе аммонийных солей жирных кислот, позволяющие дополнительно извлекать остаточную нефть на заводненных месторождениях нефти.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.654.001
А.В. Васильевский, Е.А. Никитина, С.И. Толоконский, С.А. Чаруев (АО «ВНИИнефть»)

Комплексный подход к исследованию процессов закачки воздуха в пласт для повышения нефтеотдачи, C. 102-104

Ключевые слова: закачка воздуха, дифференциальный сканирующий калориметр, реактор, труба горения

Развитие технологий повышения нефтеотдачи, среди которых наиболее распространены тепловые, физические, химические методы и их комбинации, является ключевой задачей при разработке трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов. Рассмотрена технология разработки с закачкой воздуха под высоким давлением в продуктивный пласт. Эффективность применения закачки оценена с учетом предварительного определения механизма химических превращений углеводородов при взаимодействии с воздухом и экспериментального изучения термического воздействия воздухом на нефтесодержащую породу в пластовых условиях.

Представлена комплексная методика, разработанная АО «ВНИИнефть» имени А.П. Крылова для оценки перспектив применения технологии закачки воздуха для условий конкретных месторождений. Методика заключается в последовательном проведении комплексных экспериментальных исследований (физического моделирования процесса) на дифференциальном сканирующем калориметре высокого давления ДСК1, в термохимическом реакторе и «трубе горения» с целью получения данных, необходимых при математическом моделировании процесса внутрипластового окисления/горения на конкретном месторождении. В основу комплексного подхода к изучению механизма внутрипластового горения заложено его разделение на стадии. Каждая стадия характеризуется своими физико-химическими процессами, химическими превращениями углеводородных и неуглеводородных компонентов нефти, а также основными параметрами для моделирования вытеснения нефти при термическом воздействии кислородом воздуха.

При внутрипластовом горении большую роль играет область низкотемпературного окисления, которая не всегда учитывается при моделировании данного термического метода. Преимущество разработанной методики заключается в изучении реакций, характерных для низкотемпературной области окисления, и построении модели химических превращений, которая в полной мере учитывает процесс окисления пластовой нефти при контакте с кислородом воздуха.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.65
С.А. Ситнов, М.С. Петровнина, Д.А. Феоктистов, Д.Р. Исаков, Д.К. Нургалиев (Казанский (Приволжский) федеральный университет), М.И. Амерханов (ПАО «Татнефть»)

Повышение эффективности паротепловых методов добычи высоковязких нефтей с использованием катализатора на основе кобальта, C. 106-108

Ключевые слова: акватермолиз, высоковязкая нефть, внутрипластовая конверсия, прекурсор катализатора, металл переменной валентности
Изучена возможность повышения эффективности паротепловых методов добычи высоковязких нефтей. Проведено лабораторное моделирование каталитического и некаталитического акватермолиза на образце высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения в условиях, близких к пластовым при паротепловой обработке (начальное давление – 0,3 МПа, температура 150 и 180 °С) в течение 6 ч при добавлении как совместно, так и индивидуально прекурсора катализатора и донора протонов (1 % массы навески нефти). Представлены результаты определения вязкостно-температурных характеристик и группового состава методом SARA исходной и преобразованных нефтей. Установлено, что образцы нефти после некаталитического паротеплового воздействия при температуре как 150 °С, так и 180°С характеризуются более высокой вязкостью по сравнению с прочими объектами исследования. Это связано, по-видимому, с образованием высокомолекулярных алканов в результате рекомбинации разрушенных фрагментов высокомолекулярных компонентов. Более плотная структура обусловлена отсутствием свободных протонов, способных связывать образовавшиеся радикалы и предотвратить нежелательный процесс увеличение молекулярной массы нефтяной системы. Показано, что применение катализатора, активная форма которого формируется in situ, в сочетании с донором протонов позволяет достигнуть снижения содержания асфальтосмолистых соединений, что обеспечивает необратимое снижение вязкости добываемой нефти, облегчает ее дальнейшую транспортировку и переработку.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.245.1a
К.С. Басниев, А.А. Некрасов, Ф.А. Адзынова, В.С. Якушев (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

Моделирование разработки газогидратной залежи в палеогеновых отложениях севера Западной Сибири, C. 110-112

Ключевые слова: газогидратная залежь, палеогеновые отложения, Западная Сибирь, моделирование разработки
Рассмотрена возможность длительной разработки газогидратной залежи в нижнепалеогеновых отложениях на севере Западной Сибири, на глубинах 300-600 м. Для модели залежи приняты известные данные о литологии, геологическому строению палеогеновых отложений и свойства гидратосодержащих пород, аналогичных палеогеновым, но полученных в лабораторных условиях. Моделирование разработки проводилось с помощью термогидродинамического симулятора ECLIPSE 300. При этом приняты следующие допущения: депрессии на забоях скважин не выводят залежь из термодинамической области стабильности гидратов, т.е. истощается только газовая фаза и месторождение разрабатывается как низкотемпературная водоплавающая газовая залежь. Анализ результатов моделирования показал, что для залежи размером 30х30 км при эффективной толщине пласта 10-100 м требуется около 220 скважин. Средний дебит скважин составит примерно 18 тыс. м3/сут. Расчеты показывают, что при таких дебитах за 100 лет разработки будет добыто всего около 150 млрд. м3 газа из газовой части залежи (17 % запасов газовой части, или 3,3 % общих запасов залежи). Залежь не выйдет из термодинамической области стабильности гидратов. Изменение технологии разработки , например, направление потока газа из гидратной залежи не вверх – на поверхность, а вниз – в истощенный сеноманский горизонт по существующим сеноманским скважинам может существенно изменить режим истощения в сторону увеличения дебитов, точнее стоков, газа в истощенную сеноманскую залежь. Результаты моделирования показывают, что на севере Западной Сибири имеется возможность использовать нереализованный резерв газа и пластовой энергии горизонтов, залегающих выше сеноманского, как для дозагрузки выбывающих сеноманских мощностей для подготовки газа, так и для доизвлечения низконапорных остаточных запасов сеноманской залежи.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.24.026.3.pdf
Ю.Ф. Коваленко, В.И.Карев (Институт проблем механики РАН, Москва), А.В. Гавура, Р.Р. Шафиков (ООО «Лукойл-инжиниринг»)

О необходимости учета анизотропии прочностных и фильтрационных свойств пород при геомеханическом моделировании скважин, C. 114-117

Ключевые слова: геомеханика, скважина, горная порода, прочность, анизотропия, испытания керна, образцы, устойчивость, проницаемость

Представлен геомеханический подход к решению проблем устойчивости стволов горизонтальных скважин и увеличения продуктивности скважин, основанный на физическом моделировании деформационных и фильтрационных процессов в окрестности скважины. Моделирование проводилось на уникальной экспериментальной установке Испытательной системе трехосного независимого нагружения (ИСТНН), созданной в Институте проблем механики РАН. На примере изучения пород-коллекторов месторождения им. В. Филановского показана важность учета анизотропии прочностных и фильтрационных свойств горных пород. Испытания образцов пород показали, что изотропные по упругим свойствам и внешнему виду породы могут обладать значительной анизотропией прочностных и фильтрационных свойств. В связи с этим условия разрушения на контуре горизонтальной скважины не одинаковы для различных точек, разрушение ствола начинается с областей пересечения контура скважины и вертикальной плоскости. Проницаемость пород в горизонтальной плоскости оказалась значительно выше, чем в вертикальном направлении. Моделирование на установке ИСТНН процесса понижения давления на забое горизонтальной скважины показало, что возникновение в окрестности скважины неравномерного напряженного состояния при создании депрессии на ее забое может приводить к существенному изменению, как уменьшению, так и увеличению, проницаемости пласта в этой зоне. Причем увеличение проницаемости, и весьма существенное, главным образом наблюдалось при испытании образцов, расположенных в точках пересечения контура горизонтальной скважины с вертикальной плоскостью.

Выполненные исследования позволяют сделать важный вывод относительно выбора приоритетных деформационно-прочностных и фильтрационных характеристик горных пород продуктивного разреза, подлежащих экспериментальному определению для создания и наполнения геомеханической модели месторождения. Используемый в настоящее время традиционный набор таких данных базируется на предположении об изотропности упругих и прочностных свойств пород (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, прочностные константы Кулона – Мора или Друкера – Прагера и др.). Свойства в основном определяют на установках, основанных на принципе Кармана, которые не позволяют создавать в цилиндрических образцах пород истинные напряженные состояния, возникающие в пластах в окрестности скважин. В то же время деформационные, прочностные и фильтрационные свойства горных пород существенно зависят от уровня и вида создаваемых в них напряжений. Без учета анизотропии деформационно-прочностных свойств горных пород, а также зависимости их фильтрационных свойств от действующих напряжений выводы и прогнозные рекомендации по обеспечению устойчивости пород в призабойной зоне пласта, максимальным допустимым депрессиям и дебитам скважин могут существенно отличаться от фактических и не обеспечат снижения рисков и повышения эффективности при эксплуатации скважин.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.5
Н.Ф. Тепляков, М.Н. Пислегин (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Использование инструментов стоимостного инжиниринга для повышения рентабельности и энергоэффективности механизированного фонда скважин, C. 118-120

Ключевые слова: добыча нефти, механизированный фонд скважин, энергопотребление на подъем жидкости, забойное давление, стоимостная модель, денежный поток, выбор оптимального режима эксплуатации

Рассмотрен процесс создания и использования технико-экономических моделей для оптимизации работы механизированного фонда скважин, начиная с моделирования потребления электроэнергии на механизированную добычу нефти с учетом основных влияющих факторов и заканчивая построением общей стоимостной модели рентабельности эксплуатации скважины, позволяющей определять оптимальные режимы их работы с точки зрения экономической эффективности.

Показаны основные недостатки распространенного в настоящее время подхода к расчету целевого забойного давления, ориентированного исключительно на геолого-технические ограничения. Приведена методика, позволяющая определять оптимальные режимы добывающего фонда скважин по критерию максимизации экономической эффективности. Технико-экономические модели строятся с учетом имеющейся промысловой информации о работе механизированного фонда скважин, оценки расчетного и фактического энергопотребления. Основным результатом работы является формирование итоговой стоимостной модели эксплуатации добывающей скважины, на основе которой выполняется дальнейшая оценка оптимального режима эксплуатации добывающих скважин по критерию максимизации денежного потока.

Предложенная в работе методика позволяет определить наиболее экономически эффективный режим эксплуатации (оптимальное забойное давление) для каждой скважины механизированного фонда, за счет этого максимизировать денежный поток при разработке месторождения в целом. Разработанные подходы открывают новые возможности повышения эффективности эксплуатации высокообводненного низкорентабельного и нерентабельного фондов скважин. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.72
И.И. Мухаматдинов, Ф.А. Алиев, С.А. Ситнов, А.В. Вахин, В.А. Солодов (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Исследование реологического поведения системы раствор полимера – порода, C. 121-123

Ключевые слова: высоковязкая нефть, полимерное заводнение, краевой угол смачивания, реология
Основной проблемой освоения трудноизвлекаемых запасов нефти является низкая рентабельность вовлечения их в разработку. Одним из перспективных путей решения этой проблемы является поиск новых технологий и подходов к повышению продуктивности скважин и коэффициента извлечения нефти. При применении третичных методов увеличения нефтеотдачи широко используются полимерные и поверхностно-активные соединения, обеспечивающие регулируемое повышение вязкости пластовой воды и доотмывание остаточной нефти. Исследование межмолекулярных взаимодействий в нефтяном пласте необходимо проводить, учитывая общие свойства породы-коллектора. В результате исследований показано различие в параметрах кальцита и доломита, связанное с морфологией пор и различным взаимодействием молекул полимера с пористой поверхностью. Получены новые данные о процессах, протекающих на границе раздела фаз в системе пластовые флюиды – минеральный скелет. Результаты исследования поверхностных свойств и реологического поведения различных минеральных компонентов породы-коллектора, выбранные в качестве модельных, позволяют установить эффективность действия различных полимеров в технологиях полимерного заводнения. Сформулированы принципы, на основе которых планируется разработать методику оценки эффективности реагентов для полимерного заводнения, учитывающую комплекс явлений в поверхностном слое пластовых флюидов, контактирующих с минеральным скелетом породы-коллектора.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Трубопроводный транспорт нефти

622.692.4
А.Г. Ахмадеев, Тонг Кань Шон, Фам Тхань Винь (НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро»)

Технологии очистки морских подводных трубопроводов в условиях отсутствия возможности применения очистных устройств, C. 124-127

Ключевые слова: подготовка и транспорт нефти, депрессорная присадка, высокопарафинистая нефть, шельфовое месторождение, очистка трубопроводов
Рассмотрены используемые в СП «Вьетсовпетро» способы очистки и восстановления пропускной способности подводных трубопроводов в условиях отсутствия возможности применения внутритрубных очистных устройств. К таким методам относятся продувка трубопровода газлифтным газом; промывка водой из системы поддержания пластового давления; комбинированный метод подачи воды и газа для создания большего напряжения сдвига на границе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями; растворение отложений конденсатом, образующимся при подготовке и компримировании газа; комплексный метод, сочетающий увеличение дозировки депрессатора и деэмульгатора; подогрев продукции при помощи паропередвижных установок;  периодические промывки трубопровода. Выбор способа зависит от характеристик и назначения трубопровода, типа и твердости образовавшихся отложений, технологических возможностей осуществления данного типа очистки на каждом конкретном трубопроводе. Рассмотренные способы имеют свои ограничения и не позволяют проводить полную очистку, тем не менее обеспечивают приемлемый уровень безопасности транспорта высокопарафинистой нефти в условиях морской нефтедобычи.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информационные технологии

681.518:622.243.56
А.В. Кычкин, В.Д. Володин, А.А. Шаронов, А.В. Белоногов, С.Н. Кривощеков, М.С. Турбаков, А.А. Щербаков (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Синтез структуры программно-аппаратного комплекса удаленного мониторинга и управления траекторией ствола скважины при бурении роторной управляемой системой, C. 128-132

Ключевые слова: система мониторинга и управления, измерительное оборудование скважин, направленное бурение скважин, роторная управляемая система (РУС)

Эффективность разработки месторождений углеводородов определяется коэффициентом извлечения нефти или газа и количеством материальных затрат на освоение недр и их эксплуатацию – рентабельностью проекта. В настоящее время развитие науки и техники позволяет экономически обоснованно разрабатывать залежи с трудноизвлекаемыми запасами за счет применения методов интенсификации притока к скважине, одним из самых распространенных является строительство скважин с горизонтальными профилями. Проводка наклонно направленных и горизонтальных скважин требует применения специального бурового оборудования – роторных управляемых систем (РУС), позволяющих контролировать траекторию ствола скважины в режиме реального времени. На рынке представлен широкий ассортимент оборудования для направленного бурения, в основном зарубежного производства. Для работы с такими системами требуется привлечение высококвалифицированного персонала и часто зарубежных специалистов. В связи с этим разработка программно-аппаратного комплекса удаленного мониторинга и управления траекторией ствола скважины при бурении скважин с использованием РУС является актуальной научно-практической задачей.

Предложена теоретико-множественная модель синтеза структуры программно-аппаратного комплекса удаленного мониторинга и управления траекторией ствола скважины при бурении скважин с применением РУС. Такой подход к систематизации создания структур программно-аппаратных комплексов мониторинга и управления позволяет получить качественную информационно-алгоритмическую среду, отвечающую всем требованиям современных стандартов. На основе предложенной модели разработана структура комплекса, включающего набор погружных блоков, реализующих исполнительную и измерительно-управляющую системы, систему передачи информации, систему диспетчеризации. Разработанная структура программно-аппаратного комплекса обладает модульным принципом организации, подразумевает наращивание функциональных возможностей, в том числе введение дополнительных параметров телеметрии, имеет основный и альтернативный каналы передачи информации, развитую систему энергоснабжения компонентов, включая резервные источники питания. 


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экологическая и промышленная безопасность

628.5:622.276.5
А.В. Николаев (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Способ проветривания уклонных блоков нефтешахт, повышающий энергоэффективность подземной добычи нефти, C. 133-136

Ключевые слова: нефтешахта, уклонный блок, энергоэффективность, естественная тяга

При добыче нефти теромшахтным способом, который применяется в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (Ярегское месторождение), возникают проблемы ухудшения санитарно-гигиенических условий труда горнорабочих в нефтешахте, связанные с повышением температуры воздуха в буровой галерее уклонного блока. Для борьбы с данным негативным явлением в настоящее время на нефтешахтах НШУ «Яреганефть» реализуется способ проветривания уклонных блоков, при котором по пробуренным с поверхности воздухоподающим скважинам подается наружный воздух. Снижение температуры воздуха в буровой галерее можно обеспечить только в случае охлаждения подаваемого в скважину воздуха. Как известно, на работу системы кондиционирования воздуха расходуется колоссальное количество электроэнергии. Кроме того, в холодное время года подаваемый в скважину воздух по правилам безопасности необходимо нагревать до температуры не ниже 2 °С. В этом случае также расходуется значительный дополнительный объем энергоресурсов. Все это приводит к повышению себестоимости добываемой нефти, а охлаждение нефтяного пласта поступающим воздухом – к снижению эффективности добычи.

Рассмотрен способ проветривания уклонного блока нефтешахты, при котором отсутствует необходимость охлаждения воздуха, подаваемого в буровую галерею. Удаление нагретого воздуха предполагается по вентиляционной скважине за счет действия естественной тяги (тепловой депрессии) и усиливающих ее действие дефлектора и поверхностного вентилятора. Проветривание исходящих выработок осуществляется вентилятором местного проветривания, который отбирает часть поступающего в уклонный блок свежего воздуха. Весь процесс осуществляется в автоматизированном режиме.

В результате сравнительного анализа, проведенного на основе фактических данных нефтешахты НШ-1 НШУ «Яреганефть» установлено, что предлагаемый способ проветривания с точки зрения энергосбережения и обеспечения требуемых санитарно-гигиенических условий труда значительно эффективней реализуемого в настоящее время.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее