Январь 2017




Нефтяная и газовая промышленность

553.98.04:622.276
Р.Х. Муслимов (Казанский (Приволжский) федеральный университет)
Фундаментальные проблемы развития нефтяной отрасли, C. 6-11

Ключевые слова: геологические, балансовые, забалансовые, извлекаемые запасы, проектирование рациональных систем разработки, геолого-фильтрационные модели, абсолютное и эффективное поровое пространство, критерии экономические, чистый дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма рентабельности, индекс доходности, период окупаемости затрат, трудноизвлекаемые запасы нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН), геологические модели
Современное состояние нефтяной отрасли требует неотложного решения фундаментальных проблем. Исходя из основных положений современной нефтяной науки, подсчет запасов и проектирование необходимо проводить с учетом геологических, балансовых, забалансовых и извлекаемых запасов. Геологические модели необходимо строить на принципиально новой основе с учетом этих категорий, фильтрационные – с учетом современных представлений о процессах фильтрации. Проектирование целесообразно выполнять на основе концепции эффективного порового пространства (ЭПП) с использованием моделей, учитывающих геологические запасы, все особенности геологического строения залежей. Разработка требует применения принципов инновационного проектирования с учетом новых критериев оптимальности и рациональности.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Геология и геолого-разведочные работы

553.98.041
Е.В. Загребельный (АО «Мессояханефтегаз»), Б.В. Белозеров, А.С. Бочков, Д.О. Мишина, Д.А. Решетников, И.В. Коваленко (ООО «Газпромнефть-НТЦ»)
Пути повышения прогнозной способности геологической модели континентальных отложений пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения, C. 12-15

Ключевые слова: геологическое моделирование, прогноз, континентальная обстановка, эксплуатационное бурение

Проект «Мессояха» является одним из приоритетных проектов компании «Газпром нефть», призванный в ближайшем будущем обеспечить значительный прирост добычи нефти. Рассмотрен ПК1-3 (покурская свита), который вмещает значительные запасы нефти и газа. Отложения пласта имеют континентальный генезис, который характеризуется широким набором фаций с различной долей песка. Это объясняет высокую фациальную изменчивость и значительную степень неопределенности положения и протяженности коллекторов в пространстве пласта ПК1-3. В настоящее время на месторождении ведется активное эксплуатационное бурение, результаты которого свидетельствуют о низкой прогнозной способности текущей модели. Наиболее актуальной задачей становится подбор таких параметров для геологического моделирования, которые позволили бы учесть неоднородность пласта и повысить прогнозную способность.

Представлены анализ возможных вариаций построения геологической модели пласта с использованием различных методик с учетом неопределенности входных параметров и оценка их прогнозной способности на примере моделирования сектора. Приведен также анализ всей имеющейся информации, которая позволила бы улучшить прогнозную способность. По результатам комплексного анализа вариаций построения и исходной информации выбраны наиболее подходящие методы моделирования и выполнены многореализационные построения. Проверочным критерием для оценки прогнозной способности являлись доля проходки и ее отклонения от фактического значения. По результатам моделирования выполнено сравнение методов по различным критериям, позволяющим оценить эффективность методов.

В дополнение предложен оптимальный способ вскрытия коллектора речного генезиса в условиях низкой прогнозируемости.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.832
М.В. Чертенков, Л.М. Рузин (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»)
Предпосылки для комплексного использования стандартного каротажа и акустических исследований с целью прогноза коэффициента Пуассона, C. 16-18

В настоящее время все больше внимания уделяется построению геомеханических моделей, ключевым параметром в которых является коэффициент Пуассона. Существует несколько подходов к определению коэффициента Пуассона: акустические и механические керновые исследования, акустические скважинные измерения, сейсмические исследования. Каждый из перечисленных подходов имеет свои преимущества и недостатки. При керновых исследованиях изучаемый образец извлечен из естественной среды и часто между выбуриванием и исследованием проходит значительный период времени. По мнению авторов, с точки зрения построения геомеханической модели наиболее целесообразно проведение акустических скважинных исследований. В условиях скважины исследуемые породы находятся в нагруженном состоянии, близком к естественному залеганию, и акустические исследования  могут показать изменение физических параметров (скоростей прихода волн) в окружении соседних пород. К недостаткам акустических исследований при определении  коэффициента Пуассона относится использование пересчетных формул. В то же время измерение коэффициента Пуассона с помощью акустических методов в большом объеме скважин часто не представляется  экономически эффективным.

На примере Урьевского месторождения рассмотрены подходы к прогнозированию данного параметра на основе стандартного каротажного комплекса. Использование приведенных подходов позволяет получить большой объем скважинных данных для определения необходимых параметров с небольшой погрешностью. Однако применение подобных подходов не может заменить широкомасштабных акустических исследований.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.822.3
И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, А.А. Абросимов (РГУ нефти и газа (научно-исследовательский университет) имени И.М. Губкина), Н.А. Веремко (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»), Н.Е. Грачёв, Д.С. Сенин (МГУ имени М.В. Ломоносова)
Новый подход к исследованиям керна с помощью рентгеновской микротомографии для решения задач петрофизики, C. 19-23

Ключевые слова: : рентгеновская микрокомпьютерная томография, пористость, проницаемость, виртуальные кубы

Рентгеновская микрокомпьютерная томография (РМКТ) является одним из современных методов изучения пористых тел. РМКТ позволяет визуализировать структуру пустот породы-коллектора, а также численно моделировать фильтрацию флюидов. Вопросы обработки РМКТ-снимков и гидродинамического моделирования в настоящее время остаются дискуссионными. В доступных публикациях основной упор делают на визуализацию пор, а расчёт однофазной и тем более двухфазной фильтрации встречается существенно реже. Исследователи часто используют модельные объекты, сталкиваются с проблемами недостаточности разрешения РМКТ-съемки, ограничениями математических алгоритмов и ресурсов вычислительной техники.

Рассмотрен новый подход к РМКТ-исследованиям кернового материала нефтяных и газовых скважин, направленный на повышение достоверности оценки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов. Предложено виртуально «вырезать» нескольких участков пористой среды (виртуальных кубов) из каждой трехмерной модели, полученной с помощью РМКТ. Для каждого куба рассчитывается пара значений пористости и проницаемости. Группа кубов, вырезанных из одной модели, формирует облако точек. Сильная неоднородность ФЕС на уровне пор позволяет охватить больший диапазон значений. Из каждой РМКТ-съемки можно получать не одну, а сразу несколько пар значений пористости и проницаемости, что позволяет существенно экономить ресурс микротомографа. Такой подход может получить практическое применение в петрофизике при работе со слабо консолидированными породами, непригодными для традиционных способов измерения ФЕС, малыми коллекциями кернового материала.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

622.244.442.063
В.Я. Кершенбаум, А.С. Пантелеев (РГУ (НИУ) нефти и газа им. И.М. Губкина), Г.И. Шмаль (Союз нефтепромышленников России)
Совершенствование системы управления качеством буровых растворов, C. 24-26

Ключевые слова: база знаний, буровой раствор, проектирование, импортозамещение, безаварийное бурение

В нефтегазовом комплексе большую роль играет возможность формализации знаний специалистов-экспертов. Эксперты в условиях отсутствия математических моделей являются носителями опыта, знаний. Выявлены и показаны структура и содержание элементов базы знаний «Проектирование буровых растворов». Обозначены некоторые проблемы импортозамещения буровых растворов.

Буровой раствор рассмотрен как многокомпонентная система с широким диапазоном вариаций, как качественных, так и количественных показателей состава в зависимости от ряда экзогенных факторов (давление, температура, глубина бурения, горная порода и др.). Показано, что выбор компонентного состава буровых растворов представляет собой многокритериальную задачу (в ряде случаев критерии взаимозависимы), сложность решения которой хорошо известна.

Особенность рассматриваемой задачи состоит в высоком уровне неопределенности исходных данных и зависимостей. На практике при выборе состава бурового раствора специалисты опираются на имеющийся опыт, на сходство рассматриваемой задачи с аналогичными, встречавшимися ранее. Из сходства условий делается вывод об аналогичности решений. С учетом высокого уровня неопределенности решения по выбору состава бурового раствора не являются единственными. Поэтому для формализации процесса принятия решений предпочтительно применение технологий искусственного интеллекта. В статье предпринята попытка использования экспертной информации с построением соответствующих баз данных и баз знаний. Для отработки методики формирования базы знаний была построена база данных, содержащая классификацию буровых растворов, горных пород, их свойств, а также информацию о функциях, свойствах, составе и взаимодействии реагентов буровых растворов друг с другом. В базе данных приведены возможные осложнения, способы их ликвидации и дальнейшего предотвращения. В основу базы данных была положена полученная авторами информация о проводке скважин в Томской области, а также данные из научно-технической литературы.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.243.56
О.В. Крюков, Нгуен Куок Фонг, Г.Г. Лапухин (СП «Вьетсовпетро»)
Опыт применения роторных управляемых систем при бурении наклонно-направленных скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро», C. 28-30

Ключевые слова: наклонно направленное бурение, роторная управляемая система (РУС), зенитный угол
Представлен опыт применения управляемых роторных систем (РУС) при бурении наклонно направленных скважин в условиях месторождений СП «Вьетсовпетро». Выявлены основные преимущества применения таких систем, проанализировано качество открытого ствола, показаны возникающие проблемы. Сравнительный анализ геометрических параметров стволов, пробуренных комбинированным способом с винтовым забойным двигателем и с помощью управляемых РУС, показал, что при применении РУС амплитуды зенитных, азимутальных углов и темпов искривлений стволов значительно меньше. Таким образом, применение РУС значительно снижает извилистость ствола скважины, повышая качество формирования открытого ствола, при этом снижаются риски возникновения осложнений при бурении, спуске и креплении обсадных колонн, повышается качество строительства скважины в целом. Представлены объемы бурения с привлечением сервисных компаний Schlumberger и Baker Hughes, которые предоставляют сервис по наклонно направленному бурению с применением РУС за 6 лет. Отмечена экономическая эффективность применения технологии за данный период за счет увеличения скоростей проходки и соответственно сокращения продолжительности бурения. В условиях высоких арендных ставок на эксплуатацию самоподъемных буровых установок при работе на морском шельфе сокращение продолжительности проведения технологических операций, в том числе и сокращение времени на механическое бурение, имеет значительное влияние на общие экономические затраты при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин. Поэтому предприятия ведущие бурение скважин в морских условиях заинтересованы в применении самых современных технологий, позволяющих сокращать сроки строительства скважин.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.031:53
Б.К. Габсия (АО «ВНИИнефть»)
Характерные особенности методов, применяемых при определении смачиваемости пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений, C. 32-36

Для совершенствования существующих методов повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов и разработки новых необходимы точные данные о характере смачиваемости пород-коллекторов, так как эти сведения являются одним из наиболее надежных инструментов управления процессами движения пластовых флюидов к забоям добывающих скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений. В настоящее время для определения характера преимущественного смачивания поверхности поровых каналов образцов керна водой или нефтью применяются в основном качественные и количественные методы, в которых используются косвенные и расчетные оценки краевого угла смачивания. При косвенной оценке смачиваемости горных пород по кривым относительных фазовых проницаемостей, особое внимание следует уделить влиянию структуры порового пространства на характер и форму кривых.

С учетом того, что существующие методы не полностью отвечают современным требованиям к оценке пород-коллекторов, содержащих трудноизвлекаемые запасы, особенно низкопроницаемых, необходимо разработать более эффективные методы определения истинного характера смачиваемости горных пород. Выполнен анализ существующих и наиболее распространенных в отрасли методов и оценена их эффективность для современных коллекторов.

Показано, что необходимо совершенствовать наиболее перспективные методы и разрабатывать новые для оценки характера смачиваемости сложных пород-коллекторов разрабатываемых и перспективных залежей нефти и газа. В первую очередь должны быть усовершенствована методика отбора образцов керна и пластовых флюидов, их транспортировки и подготовки для проведения лабораторных экспериментов. В частности, необходим полный пересмотр концепции состаривания образцов керна как метода подготовки образцов к экспериментальным исследованиям. Кроме того, требуется разработка новых методических рекомендаций (включая новые комплексы оборудования) или отраслевых стандартов для лабораторного определения характера смачиваемости поверхности поровых каналов образцов горных пород-коллекторов.

Разработка нового подхода к обработке экспериментальных данных и интерпретации полученных результатов может обеспечить получение более точных и достоверных данных о пласте, что в итоге будет способствовать повышению эффективности выработки запасов углеводородов.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.038:532.11
А.М. Свалов (ИПНГ РАН)
Кривая давления при нестационарном притоке двухфазной жидкости к скважине, работающей с постоянным дебитом, C. 37-39

Ключевые слова: двухфазная фильтрация, эффективные параметры, кривая давления

В классической теории фильтрации известно точное аналитическое решение задачи о нестационарном притоке однофазной жидкости к скважине, работающей с постоянным дебитом в однородном безграничном пласте, которое широко применяется для анализа данных гидродинамических исследований скважин. Аналогичного точного аналитического решения задачи, описывающего нестационарный приток двухфазной жидкости к скважине, не существует, хотя решение именно этой задачи имеет особую практическую ценность, поскольку в подавляющем большинстве случаев фильтрационное течение в продуктивных пластах, по меньшей мере, двухфазно, т.е. пластовый флюид представлен двумя фазами – водой и нефтью, водой и газом и т.д. При математическом моделировании процессов притока двухфазного флюида к скважине часто используют аналитические зависимости, соответствующие точному решению при однофазной постановке задачи, усредняя некоторым образом параметры двухфазной среды.

Представлена математическая модель, описывающая изменение пластового давления при двухфазном течении в продуктивном пласте, которое обусловлено работой скважины с постоянным дебитом. Задача ставится в приближении Баклея – Леверетта, т.е. при пренебрежении капиллярными силами. Это обусловливает автомодельность решения и соответственно упрощение системы уравнений, его описывающих.

На основании анализа результатов численного решения автомодельной задачи предложен эффективный метод усреднения параметров двухфазной среды, который обеспечивает высокую точность (около 1-3 %) при использовании общепринятого точного аналитического решения для течения однофазной жидкости при описании течения двухфазной жидкости. Предложенный метод практически может быть использован для интерпретации данных гидродинамических исследований скважин.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4(470.41)
Л.В. Зацарина, И.Н. Хакимзянов, Ю.П. Кемаева (ТатНИПИнефть), И.М. Мухаметвалеев (НГДУ «Бавлынефть»), Л.М. Миронова (ООО «Наука»)
Особенности системы разработки турнейского яруса Коробковского участка Бавлинского нефтяного месторождения, C. 40-43

Ключевые слова: геологическое строение, горизонтальная скважина, добыча нефти, совершенствование системы разработки, геолого-технологическая модель

Выполнен анализ работы вертикальных и горизонтальных скважин, пробуренных на карбонатные коллекторы Коробковского участка Бавлинского нефтяного месторождения, показана эффективность их работы. С использованием геолого-технологической модели проведены расчеты технологических показателей разработки участка с перенаправлением закачиваемой воды в нижнюю часть продуктивного пласта нагнетательных скважин. С целью выбора оптимальной системы разработки карбонатных отложений в середине 80-х годов на кизеловском горизонте были выделены опытные участки с разбуриванием их при разной геометрии и плотности сеток скважин. Результаты эксплуатации этих участков показали эффективность разработки карбонатных коллекторов с применением технологий заводнения, позволивших стабилизировать пластовое давление, снизить темпы обводнения, поддержать дебиты скважин на рентабельном уровне по сравнению с другими опытными участками, разрабатываемыми на естественном режиме.

С 2001 г. на Коробковском участке началось интенсивное разбуривание кизеловского объекта по новой комплексной технологии разработки, заключающейся в бурении в кусте вначале водозаборных скважин, затем нагнетательных и наклонно направленных добывающих скважин. К 2016 г. на участке пробурено 212 скважин, из них 172 - добывающие (101 вертикальная и 71 с горизонтальным окончанием), 40 – нагнетательные. Все скважины находятся в эксплуатации.

Полученный опыт разработки малопродуктивных объектов месторождений Татарстана позволяет сделать вывод о том, что одна из эффективных систем разработки месторождений состоит из добывающих (вертикальных и горизонтальных), нагнетательных и водозаборных скважин. Для наиболее эффективного извлечения запасов нефти на Коробковском участке предложено повысить производительность работы нагнетательных скважин путем перенаправления закачиваемой воды в нижнюю часть продуктивного разреза в каждой нагнетательной скважине в интервале 1-2 м от подошвы нижнего нефтенасыщенного прослоя. Для решения этой задачи построена геолого-технологическая модель Коробковского участка, на которой проведены расчеты технологических показателей разработки участка с перенаправлением закачиваемой воды. Результаты расчетов показали, что перенаправление закачки воды в нагнетательных скважинах позволяет повысить эффективность системы поддержания пластового давления: дебиты нефти в среднем на одну горизонтальную скажину увеличились на 1,9-2,3 т/сут, водонефтяной фактор снизился с 0,131 до 0,122, коэффициент извлечения нефти по участку возрос от 0,021 до 0,153.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.6
И.В. Кувшинов, В.А. Кувшинов, Л.К. Алтунина (Институт химии нефти СО РАН)
Применение термотропных композиций для повышения нефтеотдачи, C. 44-47

Ключевые слова: увеличение нефтеотдачи, химические методы увеличения нефтеотдачи (МУН), термические методы, гели, высоковязкая нефть

В мире запасы тяжелой и высоковязкой нефти в несколько раз превышают запасы легких и маловязких нефтей и являются важнейшей частью сырьевой базы нефтяной отрасли как в России, так и в ряде других нефтедобывающих стран мира. Поэтому разработка залежей высоковязкой нефти уделяется все большее внимание.

В статье представлены результаты опытно-промысловых испытаний разработанных в ИХН СО РАН химических композиций для повышения нефтеотдачи. Испытания проводились в 2014 г. на пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения. Опробованы пять различных технологий в 23 добывающих и 5 нагнетательных скважинах. Получены значимые эффекты по увеличению дебита и снижению обводненности продукции. Дополнительная добыча нефти составила до 800 т на скважину при продолжительности эффекта до 9 мес. Сделан вывод о перспективности использования технологий интенсификации добычи для низкопродуктивных скважин с применением нефтевытесняющей композиции с регулируемой вязкостью и щелочностью ИХН-ПРО, а также кислотной композиции ГБК. Данные композиции предложены для «холодной» интенсификации добычи высоковязкой нефти как альтернатива тепловым методам.

Масштабное промышленное применение новых комплексных технологий увеличения нефтеотдачи позволит продлить рентабельную эксплуатацию месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, и вовлечь в разработку месторождения с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья, в том числе залежи высоковязкой нефти и месторождения арктического региона.



Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


665.622.43
Н.А. Небогина, И.В. Прозорова, Н.В. Юдина (Институт химии нефти СО РАН)
Изучение изменения реологических параметров водонефтяных эмульсий высокопарафинистых нефтей в зависимости от содержания воды, C. 48-50

Ключевые слова: нефть, водонефтяные эмульсии, вязкость, эмульгаторы
Длительная эксплуатация нефтяных месторождений и заводнение нефтеносных пластов приводят к образованию стойких водонефтяных эмульсий. Свойства образуемых эмульсий зависят от большого количества факторов: состава нефти и воды, плотности и вязкости нефти и др. Исследованы структурно-реологические свойства водонефтяных эмульсий высокопарафинистых нефтей. Высокая вязкость высокопарафинистых нефтей и их эмульсий уже при положительных температурах создает дополнительные проблемы в технологическом процессе. Показано, что увеличение содержания воды в эмульсиях приводит к значительному увеличению вязкости по сравнению с исходной нефтью. Известно, что на вязкостные характеристики нефтей и их эмульсий существенно влияют смолисто-асфальтеновые компоненты и парафиновые углеводороды. Исследован групповой состав межфазных слоев водонефтяных эмульсий высокопарафинистых нефтей. Установлено, что с повышением содержания воды в нефти увеличивается доля н-алканов и асфальтенов в межфазных слоях водонефтяных эмульсий высокопарафинистых нефтей. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Новости компаний

Новости нефтегазовых компаний


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.276.72: 544.77.022
А.А. Злобин (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
О механизме магнитной активации нефти для защиты скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений, C. 52-56

Ключевые слова: магнитная активация, асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), надмолекулярные асфальтеновые структуры, агрегация и пептизация асфальтенов, парамагнетизм, спиновая динамика радикальных пар
Приведены результаты экспериментального изучения и описан механизм магнитной активации нефтей для защиты от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и повышения эффективности добычи высоковязких нефтей. Представлен краткий обзор истории использования магнитной активации. Дано описание лабораторных методов, используемых для регистрации эффективности магнитной активации. В результате экспериментов установлено, что положительный эффект по защите от АСПО реализуется для всех нефтей независимо от состава и вязкости, но необходим выбор индивидуальных режимов активации. Показано, что величина «магнитной памяти» нефти нелинейно увеличивается с ростом напряженности магнитного поля и может достигать 20-40 ч. Выявлен общий резонансный механизм магнитной активации нефтей. Показано, что эффективность магнитной активации определяется содержанием асфальтосмолистых веществ, т.е. дисперсной фазы нефти. Кратко изложены положения теории спиновой динамики парамагнитных радикальных пар, которая проявляется при активации нефтей. Механизм магнитной активации заключается в том, что в магнитном поле с малым запасом энергии возбуждения происходит селекция химических и физических процессов в соответствии со спиновым состоянием электронов. При этом и стимулируются рекомбинация и образование парамагнитных радикальных пар. Это обеспечивает долговременную высокоэнергетическую активность (фазовые переходы) молекул асфальтенов с выделением или поглощением энергии, что приводит к структурной перестройке ядер асфальтеновых структур и физических макропараметров нефти в целом. При этом положительный защитный эффект от АСПО после магнитной активации обусловлен агрегацией и укрупнением асфальтеновых комплексов, уменьшением удельной поверхности адсорбции кристаллов парафина и созданием в объеме нефти гармонических мод колебаний, снижающих вероятность зарождения и последующего роста кристаллов парафина. Полученные результаты могут быть использованы при разработке современных методов управления свойствами нефтяных дисперсных систем и разработке скважинных и наземных магнитных активаторов. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.7
В.П. Бондаренко, К.С. Надиров, В.Г. Голубев, А.С. Колесников, А.С. Садырбаева (Южно-Казахстанский государственный университет имени М.О. Ауэзова)
Исследования реагента-эмульгатора для приготовления обратных водонефтяных эмульсий применяемых для глушения скважин, C. 58-50

Ключевые слова: водонефтяные обратные эмульсии, жидкость для глушения скважин, гидрофобно-эмульсионный состав, эмульгатор, электростабильность, термостабильность, реологические свойства

Приведены результаты лабораторных исследований свойств эмульсионных составов, стабилизированных добавками, полученными на основе модифицированных хлопковых гудронов, которые могут быть использованы в качестве жидкостей для капитального ремонта и глушения скважин. Разработана рецептура эмульсионного состава, компонентами которого являются нефть, вода (или пластовая вода), хлорид кальция и эмульгатор марки Эмульсол – ГХМ.

Экспериментально подтверждено, что разработанный эмульсионный состав позволяет улучшить такие свойства жидкости для глушения скважин, как агрегативная устойчивость, термо- и электростабильность. Результаты исследования дали возможность выделить основные параметры и определить зависимости, позволяющие разработать состав эффективной технологической жидкости, которая может применяться при глушении скважин с повышенными пластовыми температурами (до 80  С). Показано, что для улучшения агрегативной устойчивости технологической жидкости при температуре 80 °С в течение не менее 3 сут к водной фазе необходимо добавить более 5 % CaCl2 (по масее) при массовой концентрации в составе эмульгатора Эмульсол-ГХМ более 3 %. Экспериментально установлено, что эффективная вязкость гидрофобно-эмульсионного состава, стабилизированного эмульгатором Эмульсол-ГХМ, способна изменяться в значительных пределах при содержании водной фазы от 50 до 90 %, а существенный рост значений данного параметра отмечается при содержании водной фазы от 75 до 90 %. Установлено, что при содержании водной фазы от 80 до 90 % эффективная вязкость с повышением температуры от 20 до 80 °C возрастает с пониженными скоростями сдвига. Этот процесс сопровождается уменьшением толщины углеводородного слоя, что создает эффект пленки и защищает водную фазу в обратных эмульсиях. Отмечено, что увеличение концентрации CaCl2 в водной фазе гидрофобно-эмульсионного состава значительно снижает эффективную вязкость.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.7
И.Н. Пономарева, П.Ю. Илюшин, Д.А. Мартюшев, Р.М. Рахимзянов (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Результаты исследований в области повышения эффективности технологий глушения скважин, C. 62-65

Ключевые слова: жидкость глушения, гидродинамические исследования скважин (ГДИС), геолого-физические условия, коэффициент восстановления проницаемости, лабораторные исследования
Рассмотрен подбор некоторых современных жидкостей глушения для различных геолого-физических условий Пермского края, которые успешно применялись в других регионах России. Взаимодействие жидкостей глушения скважин с породообразующими минералами и пластовыми флюидами часто приводит к ухудшению фильтрационных характеристик коллектора в зоне проникновения. Как следствие, осложняется процесс вывода скважины на режим, снижаются ее продуктивность и производительность. Приведены примеры скважин, дебит которых снизился из-за негативного влияния жидкости глушения на фильтрационные характеристики горной породы. Сравнение состояния и свойств зоны пласта проведено с помощью обработки кривых восстановления давления, полученных до и после ремонта. При этом свойства удаленной зоны пласта определены стандартными методами: диагностика и выделение параметров трещиноватости – по методике Уоррена – Рута; оценка параметров призабойной зоны пласта – на основе метода детерминированных моментов давления. В лабораторных условиях проведены фильтрационные опыты и исследования в свободном объеме пяти различных жидкостей глушения. Выделены наиболее эффективные из этих жидкостей для условий конкретных объектов разработки нефтяных месторождений Пермского края. По результатам лабораторных исследований в свободном объеме установлено, что все жидкости глушения являются инертными по отношению к глинистым минералам и пластовым флюидам и не влияют на процесс подготовки нефти, а также не вызывают интенсивной коррозии внутрипромыслового оборудования. Главным критерием эффективности жидкостей глушения принят коэффициент восстановления проницаемости. Показано, что жидкости глушения необходимо подбирать для конкретных условий каждого месторождения на стадии планирования ремонта скважины.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.7
Ю.В. Зейгман, В.Ш. Мухаметшин, А.Р. Хафизов, C.Б. Харина, Е.М. Абуталипова, А.Н. Авренюк (Уфимский гос. нефтяной технический университет)
Особенности выбора составов жидкостей глушения скважин в осложненных условиях эксплуатации скважин, C. 66-69

Ключевые слова: жидкости глушения скважин, карбонатные горные породы, кислотные обработки, обратная эмульсия, сохранение коллекторских свойств
Исследования показывают, что для глубокой̆ доставки сульфаминовой кислоты в пласт наиболее эффективным является применение стабилизированных искусственными эмульгаторами обратных кислотных эмульсий (ОКЭ). ОКЭ сохраняют в течение определенного времени кислоту в качестве дисперсной̆ фазы и предотвращают вступление ее в реакцию. В результате достигается возможность транспортирования активной̆ кислоты до забоя и ее проникновения в удаленные зоны пласта. Как показали результаты исследований, отличительной̆ особенностью ОКЭ является значительно меньшая дисперсность глобул сульфаминовой кислоты, что способствует улучшению равномерного поступления ОКЭ как в низко-, так и в высокопроницаемые порово-трещиноватые породы. Предложены составы нефтекислотных эмульсий (НКЭ) для первичного и вторичного вскрытия пластов, глушения скважин, обработки призабойной зоны пласта и повышения нефтеотдачи. Приведены результаты исследований предложенных составов нефтекислотных эмульсий (НКЭ), которые позволят доставить химически активную кислоту вглубь пласта. Определена динамика потери веса измельченной и просеянной породы керна Куюмбинского месторождения при взаимодействии с водными растворами 15%-ных соляной и сульфаминовой кислот при температуре 25 °С. Содержание доломитов в образцах – до 99 %. Результаты фильтрационных исследований свидетельствуют, что максимальное увеличение проницаемости образцов пород происходит после фильтрации через керны примерно пяти поровых объемов. Дальнейшее увеличение кратности прокачки растворов кислот практически не изменяет проницаемость образцов по воде. Анализ физико-химических свойств исследуемых составов НКЭ позволяет рекомендовать их применение для проведения гидроразрыва нефтяных пластов, приуроченных к рифейским отложениям 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтепромысловое оборудование

622.24+621.694.2
Д.А. Паневник, А.С. Величкович (Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа)
Оценка напряженного состояния корпуса наддолотного гидроэлеватора, C. 70-73

Ключевые слова: нефтяная скважина, эжекционная система, струйный насос, напряжённое состояние, концентрация напряжений

Проведен анализ распределения потоков в элементах насосно-циркуляционной системы скважины, оборудованной наддолотным гидроэлеватором. Определено, что наиболее сложные условия использования корпуса гидроэлеватора возникают при его эксплуатации в кавитационном режиме. Разработана методика выбора геометрических параметров корпуса скважинной эжекционной системы с внешним расположением нескольких струйных насосов.

Исследовано напряженное состояние корпуса наддолотного гидроэлеватора при работе в компоновке бурильной колонны. Для получения аналитических результатов корпус смоделировали безмоментной оболочкой со сквозными отверстиями. Установлено, что наличие в корпусе сквозных отверстий существенно влияет на его напряженное состояние. Наряду с кольцевыми напряжениями от действия внутреннего давления учтено влияние осевых напряжений от веса бурильной колонны и касательных напряжений от ее кручения. Для выполнения проектных расчетов и оценки прочности использована теория Губера – Мизеса. Предложен инженерный подход к исследованию прочности областей корпуса, ослабленных отверстиями. Оценка эффекта концентрации эквивалентных напряжений в окрестности отверстий осуществлена путем объединения решений многопараметрической плоской задачи с результатами задачи Кирша. Выполнен числовой анализ полученных результатов на примере конкретной инженерной задачи. Получены графические зависимости максимальных эквивалентных напряжений в корпусе от его геометрических параметров, применимые для проектировочных или проверочных расчетов.

Проведенные исследования дают возможность определить допустимое при конкретных условиях эксплуатации соотношение толщины стенки и внутреннего диаметра корпуса устройства с учетом возмущения напряжений в зоне технологических отверстий. Полученные результаты можно использовать на стадии проектирования и эксплуатации скважинных эжекционных систем.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.5.05
Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, В.В. Бондаренко (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)
Разработка прототипа турбины для использования энергии сжатого газа на нефтяных и газовых месторождениях, C. 74-77

Ключевые слова: преобразование энергии, газ, нефть, турбина, петлевая лопасть, генератор

Для рационального использования энергии сжатого газа на нефтяных и газовых месторождениях необходимо внедрять новые технологии. Весьма актуальными являются работы по созданию надежных и простых турбин для преобразования энергии газового потока в другие виды энергии. Вместе с тем, известные проблемы с изменением климата подталкивают исследователей к поиску новых путей для получения дополнительной энергии без сжигания углеводородов. Энергия сжатого газа может быть преобразована в тепловую или в электрическую энергию, такие варианты технологической цепочки наиболее востребованы для арктических регионов.

Рассмотрена разработка экспериментального образеца генератора тепловой энергии. Одним из главных его элементов является турбина, преобразующая энергию сжатого газа в механическую. Далее в технологической цепочке, механическая энергия преобразуется в гидравлическую энергию в насосе, перекачивающем теплоноситель. Насос соединен с турбиной через трансмиссию. Возможно применение различных видов трансмиссии, в том числе механической или электромеханической.

При создании новой турбины ставилась задача уменьшения массы ротора до предельно малых значений. При малой массе ротора ослабевает проблема с его балансировкой, открывается возможность для увеличения скорости вращения ротора с расширением области применения такой турбины. При конструировании рассмотрены возможности работы турбины без использования статора. В связи с этим интерес представляют турбины, по классификации относящиеся к классу активных турбин. Лопатки турбины должны быть тонкостенными, но прочными, рассмотрены лопатки и лопасти, имеющие форму петли.

Для проверки работоспособности будущей машины созданы модели деталей и узлов. Проверены принципы и процессы преобразования энергии сжатого газа в механическую. С использованием электромеханической трансмиссии проверены принципы преобразования механической энергии в электрическую энергию и далее в тепловую энергию. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Стандартизация и техническое регулирование

622.692.4.07
Г.Г. Васильев, С.И. Сенцов, С.Г. Иванцова, И.А. Леонович (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)
О развитии нормативных требований к промысловым трубопроводам для нефти и газа, C. 78-83

Ключевые слова: промысловые трубопроводы, прочность, надежность, нормативные документы, минимальные расстояния, ресурсосбережение
Развитие процессно-ориентированного подхода к нормативной деятельности и формированию новой системы нормативно-технической документации может привести к неоднозначным ситуациям в области взаимодействия и взаимного дополнения требований сводов правил и национальных стандартов, а следовательно, в стандартизации в целом. Это обусловливает разночтения при соблюдении требований технических регламентов, особенно с учетом тотального лоббирования корпоративных интересов. Указанную ситуацию значительно осложняет то, что в процессе разработки национальных стандартов, которая обычно проходит на базе существующих норм и правил, в их требования вносятся те или иные необоснованные изменения. Таким образом, требования разработанных национальных стандартов начинают противоречить требованиям актуализированных сводов правил. Это приводит к разночтениям при проектировании и строительстве объектов и может обусловить конфликтные ситуации при проведении и приемке работ.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информационные технологии

681.518:622.276
Я.С. Коровин, М.Г. Ткаченко (НИИ многопроцессорных систем Южного федерального университета)
Программно-аппаратная платформа построения системы цифрового месторождения, C. 84-87

Ключевые слова: нефтяной газ, капиллярная конденсация, температура точки росы, мембраны анодного оксида алюминия
Рассмотрен подход к построению программно-аппаратной платформы для решения производственных задач в рамках концепции «цифровое месторождение». В настоящее время проблема разработки и внедрения в производственные процессы целостной системы цифрового месторождения предполагает проведение значительного объема мероприятий по интеграции новых программно-аппаратных средств в существующую инфраструктуру нефтедобывающей компании. Решение проблемы таким способом априори требует огромных финансовых вложений и подразумевает неизбежные простои в работе добывающего фонда скважин, что недопустимо в реальных условиях. Представлен подход к построению системы интеллектуального месторождения на базе автономно функционирующих программно-аппаратных модулей, поэтапно интегрируемых в структуру существующих систем. Предложено использование методов интеллектуального анализа информации, в частности, искусственных нейронных сетей, а также технологии распределенных вычислений на базе мультиагентного взаимодействия для оптимизации процедур обработки данных в режиме реального времени. Приведен прототип программно-аппаратного модуля. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтепереработка

665.63
Р.Ф. Хамидуллин, Х.Э. Харлампиди, Р.М. Никулин, А.В. Ситало, Ф.А. Шараф (Казанский национальный исследовательский технологический университет)
Изменение глубины отбора и свойств бензиновой фракции из нефти, активированной акустическим воздействием, C. 88-93

Ключевые слова: нефть, бензиновая фракция, роторно-пульсационный акустический аппарат, активация, выход фракции, углеводороды, групповой состав
Представлены результаты активации высоковязкого и высокосернистого нефтяного сырья акустическим воздействием с целью увеличения выхода светлых дистиллятов. Устройством для генерации акустических колебаний являлся опытно-промышленный образец роторно-пульсационного акустического аппарата (РПАА). Интенсивность акустического излучения в РПАА с преобладанием тех или иных частот регулировалась скоростью вращения дисков ротора РПАА. За счет частоты вращения дисков обеспечивался широкий диапазон колебаний: от инфразвука до ультразвука. Оценен выход бензиновой фракции и определен фракционный состав в ходе разгонки нефти до и после активации в РПАА с использованием кривых истинных температур кипения в интервале температур от начала до конца перегонки. В зависимости от интенсивности акустического воздействия РПАА позволил увеличить отбор бензиновой фракции до 10 % (по массе) по сравнению с необработанным нефтяным сырьем. Показано, что при акустическом воздействии, несмотря на возникающий кавитационный эффект, сопровождающийся выделением значительного количества тепла, протекает селективный низкотемпературный крекинг высокомолекулярных углеводородов и асфальтосмолистых компонентов нефтяного сырья. Установлено, что при активации нефти в выбранных условиях акустического воздействия преобразуется групповой состав и изменяется содержание индивидуальных углеводородов парафинового, нафтенового и ароматического ряда. Крекинг позволяет увеличить отбор бензиновой фракции. Акустическое воздействие на нефтяное сырье позволило существенно изменить физико-химические свойства и улучшить некоторые эксплуатационные характеристики бензиновой фракции. Показано, что физико-химическая природа волновых колебаний является эффективным способом воздействия на нефть. В результате волнового воздействия бензин, полученный из активированной нефти имеет более высокое октановое число по сравнению с исходной прямогонной фракцией, что позволяет рекомендовать использовать его в качестве высокооктанового компонента моторных топлив при компаундировании бензинов. Экспериментальные исследования показали возможность реализации альтернативного способа увеличения выхода светлых дистиллятов, путем активации нефтяного сырья акустическим воздействием с помощью роторно-пульсационного акустического аппарата.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экологическая и промышленная безопасность

502.55:622.24
В.С. Кузнецов, И.К. Супрун, Д.С. Петров (Санкт-Петербургский горный университет)
Оценка и снижение влияния отходов бурения на компоненты окружающей среды, C. 94-95

Ключевые слова: буровой шлам, окружающая среда, буровые сточные воды, переработка отходов бурения
Одной из крупных экологических проблем нефтяной отрасли является загрязнение природной среды отходами бурения. Рассмотрена утилизация шлама, получаемого при бурении скважин, путем использования выбуренной породы при строительстве площадок скважин. При этом очищенный буровой шлам подается в специально сооруженную в теле насыпи земляную траншею, а буровые сточные воды перетекают во временную гидроизолированную земляную емкость. Данная конструкция площадки на всех стадиях строительства скважин обеспечивает раздельное складирование буровых шламов и буровых сточных вод. Биологическая рекультивация нарушенных земель осуществляется двумя основными способами: активизацией естественного зарастания и подсевом многолетних трав, и, при обосновании, посадкой черенков кустарников. Показаны преимущества предлагаемого подхода по сравнению с методами восстановления, применяемыми в настоящее время в нефтяной промышленности.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


502.6: 622.276.5
А.М. Соромотин, А.Ю. Солодовников (ТО «СургутНИПИнефть»)
Экологическое состояние территории Сарутаюской группы лицензионных участков, C. 96-99

Ключевые слова: Сарутаюская группа лицензионных участков, экологическое состояние природных сред, экологический мониторинг, поверхностные воды, донные отложения

Рассмотрено экологическое состояние территории Сарутаюской группы лицензионных участков, расположенных в Ненецком автономном округе (НАО) и принадлежащих ОАО «Сургутнефтегаз». Выход в новые нефтегазопромысловые районы страны для предприятия является одним из приоритетных направлений в виду истощения ресурсной базы в Среднем Приобье. НАО вслед за Республикой Саха (Якутия) может стать новым центром нефтегазодобычи для ОАО «Сургутнефтегаз», позволив компании сохранить статус одного из лидеров нефтяного рынка России.

В настоящее время на территории НАО и Сарутаюской группы лицензионных участков предприятие проводят поисково-разведочные работы. Одновременно осуществляются исследования по определению фонового состояния природных сред. Такие исследования проводить необходимо, так как специалистам давно известно, что даже на новых неразрабатываемых месторождениях в разных регионах России в природных средах отмечается повышенное (относительно предельно допустимых концентраций) содержание многих загрязняющих веществ. Их появление связано как с хозяйственной деятельностью человека, так и с природными факторами. Мониторинговые исследования позволяют выявить причину поступления в окружающую среду различных загрязняющих веществ и принимать правильные и своевременные управленческие решения. Это подтверждается систематическими исследованиями, проводимыми ОАО «Сургутнефтегаз» в традиционных для компании районах деятельности.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


502.36:622.276
Е.В. Глебова, А.Т. Волохина (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)
Совершенствование системы управления промышленной безопасностью в нефтегазовых компаниях на основе оценки профессиональных компетенций работников, C. 100-102

Ключевые слова: профессионально важные качества, оперативный персонал, рабочие основных профессий, промышленная безопасность

Система управления промышленной безопасностью на предприятиях нефтегазовой отрасли, эксплуатирующих опасные производственные объекты (ОПО), организована как комплекс взаимосвязанных организационных и технических мероприятий, направленных на предупреждение аварий на ОПО и обеспечение готовности к локализации и ликвидации последствий аварий. Такими мероприятиями являются обязательное обучение и проверка знаний работников в области промышленной безопасности, а также периодическое обучение действиям в аварийных ситуациях.

Результаты оценки профессиональных компетенций работников, полученные в ходе обязательной проверки знаний, а также при проведении противоаварийных тренировок следует учитывать при осуществлении производственного контроля над соблюдением требований промышленной безопасности. Как было показано в ряде исследований, на формирование профессиональных компетенций работников в области промышленной безопасности существенно влияет на уровень развития их профессиональных качеств.

В настоящее время требования к обучению работников, осуществляющих эксплуатацию и обслуживание ОПО нефтегазовой отрасли, установлены законодательно, требования к оценке и развитию профессионально важных качеств не определены. Для повышения эффективности функционирования системы управления промышленной безопасностью разработаны и внедрены автоматизированные комплексы оценки профессионально важных качеств рабочих основных профессий, а также оперативного персонала, определяющие готовность персонала не только к действиям в нештатных ситуациях, но и к проведению работ повышенной опасности. Применение разработанных программных продуктов позволит, с одной стороны, снизить вероятность возникновения аварий за счет повышения эффективности процедуры обязательного обучения и проверки знаний требований промышленной безопасности рабочих основных профессий, с другой, - сократить размеры ущерба при возникновении аварий за счет повышения готовности оперативного персонала ОПО к действиям по их локализации.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Алфавитный указатель

Алфавитный указатель статей, опубликованных в журнале «Нефтяное хозяйство» в 2016 г.


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Библиометрия за 2016 год

SCOPUS
SNIP: 0,573
SJR: 0,205
РИНЦ
Двухлетний импакт-фактор: 0,629
Пятилетний импакт-фактор: 0,471
Показатель в рейтинге SCIENCE INDEX: 0,431
Место в рейтинге SCIENCE INDEX: 1178