Июль 2018




Для просмотра доп. инф. по статье или ее авторам достаточно "кликнуть" на соответствующей строке
Геология и геолого-разведочные работы

550.8.003
Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), В.Г. Базаревская (ТатНИПИнефть), А.Г. Зиятдинов (ТатНИПИнефть), Г.А. Лыков (ТатНИПИнефть), Г.С. Валеева (ТатНИПИнефть)

Оценка геолого-экономической эффективности поисково-разведочного бурения на лицензионных участках ПАО «Татнефть»

Ключевые слова: поисковое бурение, разведочное бурение, геолого-экономическая эффективность, оценка

Нефтяная отрасль является базовой составляющей экономики Республики Татарстан, обеспечивая минерально-сырьевую и энергетическую безопасность как региона, так и России в целом. При принятии решений в рамках планирования геолого-разведочных работ на нефть и газ, впрочем, как и других видов финансово-хозяйственной деятельности, в настоящее время принято руководствоваться прежде всего показателями технико-экономической эффективности. Для эффективного планирования геолого-разведочных работ необходимо учитывать такой важнейший показатель, как суммарные инвестиции на единицу прироста запасов углеводородов. При планировании динамики данного показателя для оцифровки намеченных стратегических целей предприятия опираются в том числе и на исторические данные, т.е. необходим ретроспективный анализ геолого-экономической эффективности выполненных работ, в том числе по таким показателям, как коэффициент успешности  и суммарные затраты на единицу прироста запасов. В пределах лицензионных участков деятельности ПАО «Татнефть» с 2013 по 2017 г. пробурено 30 поисковых и 15 разведочных скважин с суммарной проходкой около 77 км. При этом средний коэффициент успешности бурения скважин поисковой и разведочной категорий превысил 70 %. Прирост извлекаемых запасов нефти категории В1122 за счет бурения поисковых скважин с учетом списания за данный период составил около 4 млн т, за счет бурения разведочных – около 2 млн т. Удельные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на одну скважину поисково-разведочного бурения, составили чуть более 137 тыс. т, прирост запасов нефти на 1 м проходки бурением – около 83 т. В среднем по скважинам поисково-разведочного бурения суммарные инвестиции на прирост 1 т извлекаемых запасов нефти за последние 5 лет составили 1167 руб/т. По результатам расчетов коэффициента успешности бурения отмечается, что на этот параметр существенно влияют степень геологической изученности территории и линейные размеры (площадь и амплитуда) подготовленных поднятий. Так, более высокая успешность бурения на каменноугольные отложения объясняется тем, что ловушки, связанные с ними, в основном имеют более дифференцированный и ярко выраженный характер по сравнению с девонскими. При заложении разведочных скважин имеется более полный, чем при проектировании поисковых скважин, объем геологической информации,: каротажные данные по соседним скважинам, уточненный структурный план по результатам бурения, построенные схемы корреляции и профиля, дебиты соседних скважин в контуре С1 открытой залежи и др. Это также предопределяет более высокие показатели успешности.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-6-7

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98.048
Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), А.Ф. Сафаров (ТатНИПИнефть), А.М. Калимуллин (ТатНИПИнефть), А.А. Дрягалкина (ТатНИПИнефть)

Вероятностно-статистическая оценка запасов и ресурсов в модуле «Uncertainty_Analysis» в программном обеспечении Roxar RMS

Ключевые слова: риск, вероятностно-статистическая оценка, метод Монте-Карло, классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов, система управления запасами и ресурсами жидких, газообразных и твердых углеводородов (SPE-PRMS), сравнение отечественных и международных классификаций запасов

В настоящее время в нефтегазовой отрасли существует большое число различных классификаций запасов и ресурсов углеводородного сырья, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки. В статье выполнены их анализ, сравнение, а также рассмотрены возможности сопоставления результатов, полученных с использованием совершенно разных подходов к оценке запасов и ресурсов углеводородов.

В статье рассмотрены особенности подсчета запасов углеводородов разными методами и изучены возможность и целесообразность применения вероятностного метода при аудите запасов. Запасы нефти подсчитаны объемным методом на основе геологической модели залежи, построенной с применением программного комплекса IRAP RMS. Вариативность подсчетных параметров задавалась в модуле «Uncertainty», с помощью которого можно построить геологическую модель с равновероятными реализациями, имея недостаточный объем данных об основных характеристиках месторождения. При расчете неопределенности дисперсия по значениям задавалась для следующих параметров: уровень водонефтяного контакта, пересчетный коэффициент, коэффициенты пористости и водонасыщенности. После вычислений и перебора возможных реализаций в пределах заданных параметров программа сгенерировала результат в виде трех значений запасов: P10 (вероятные), P50 (возможные), P90 (доказанные). Для сравнения результатов подсчета запасов использованы результирующие карты нефтенасыщенных толщин.

На основе проведенного исследования выявлено, что на конечный результат (распределение доли коллектора) и основные параметры формулы объемного метода влияют входные данные и различия подходов к построению 3D геологической модели. Для корректной оценки запасов (ресурсов) углеводородов необходимо использовать многовариантное распределение подсчетных параметров в геологическом пространстве рассматриваемого объекта.

Список литературы

1. Kelliher C.F., Mahoney L.S. Using Monte Carlo simulation to improve long-term investment decision // The Appraisal Journal. – 2000. – № 1. – P. 44–56.

2. Хисамов Р.С., Сафаров А.Ф., Калимуллин А.М. Применение литолого-фациального анализа при построении геологической модели бобриковского горизонта Сиреневского месторождения // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 6. – С. 11–15.

3. Система управления ресурсами и запасами жидких, газообразных и твердых углеводородов / пер. с англ. Ю.Е. Агеева; под ред. Б.Н. Аронштейн. – М.: ФГУ «Государственная комиссия по запасам РФ», 2007. – 63 с.

4. Стоимостная оценка нефтегазовых месторождений и участков недр с учетом неопределенности и рисков / А.А. Герт [и др.]. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2009. – 227 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-8-11

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.8:553.98(470.41)
Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), В.Г. Базаревская (ТатНИПИнефть), А.П. Бачков (ПАО «Татнефть»), А.Г. Зиятдинов(ТатНИПИнефть), Г.А. Лыков (ТатНИПИнефть)

Подтверждаемость результатов геофизических исследований бурением и опробованием скважин на территории деятельности ПАО «Татнефть»

Ключевые слова: подтверждаемость, сейсморазведка, эффективность, нефть, геолого-разведочные работы (ГРР), расхождение, геофизические исследования скважин (ГИС), успешность
В условиях высокой опоискованности, разведанности и освоенности ресурсной базы углеводородного сырья Республики Татарстан актуальными являются применение и комплексирование наиболее эффективных технологий, таких, например, как площадные и скважинные геофизические исследования. Геофизические исследования, наряду с бурением скважин, является основным инструментом на всех этапах и стадиях геолого-разведочных работ (ГРР). С их помощью изучается геологическое строение и оценивается перспективность на наличие залежей углеводородов на рассматриваемых территориях. Эффективность ГРР в основном зависит от качества и достоверности результатов интерпретации материалов геофизических исследований. Для принятия взвешенных решений о дальнейших ГРР анализируется вся имеющаяся геолого-геофизическую информация. При заложении скважин поисковой и разведочной категорий в Республике Татарстан широкое распространение получили сейсморазведочные работы МОГТ 2D и 3D: практически вся территория республики охвачена этими исследованиями. Их эффективность оценивается по результатам бурения скважин. В среднем за 2013–2017 гг. расхождение результатов МОГТ 2D с данными бурения составило ±8,9 м по отражающему горизонту (ОГ) В, ±8,4 м по ОГ У и ±11,2 м по ОГ Д. Из 46 скважин, пробуренных с учетом данных МОГТ 2D, нефть получена в 37 (эффективность превысила 80 %). Расхождение по ОГ В в среднем по скважинам при разрешающей способности сейсморазведки МОГТ 3D, равной 5 м, составило ±3,2 м, по ОГ У – ±5,0 м и по ОГ Д – ±9,4 м. Из 29 скважин, пробуренных с учетом данных МОГТ 3D, нефть получена в 25 (эффективность – 93 % без учета двух скважин, находящихся в освоении). В свете высокой опоискованности и выработанности активных запасов нефти в ПАО «Татнефть» в последние годы значительные объемы ГРР направлены на изучение трудноизвлекаемых запасов. С целью создания технологий опоискования и разработки доманиковых отложений ПАО «Татнефть» получило лицензионный участок для организации полигона «Доманик», а также два лицензионных участка с целью создания полигонов по отработке технологий изучения и добычи сверхвязкой нефти из маломощных (до 10 м) терригенных отложений и карбонатных пород пермского возраста.
DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-12-14

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

622.24.085.22
Р.И. Шафигуллин (ПАО «Татнефть»), А.Я. Вакула (ПАО «Татнефть»), А.А. Мухаметшин (ТатНИПИнефть), А.Л. Насыров (ТатНИПИнефть), Ф.Ф. Ахмадишин (ТатНИПИнефть)

Строительство многоствольной скважины на два горизонта на Шегурчинском месторождении ПАО «Татнефть»

Ключевые слова: многоствольная скважина, боковой ствол, извлекаемый клиновой отклонитель, фрезы, хвостовик

Рассмотрен опыт строительства многоствольной скважины на два горизонта (верейский и кизеловский) с применением извлекаемого клина-отклонителя и специального съемника вместо бурения двух горизонтальных скважин. Техника и технология строительства многоствольных и многозабойных скважин сложной архитектуры и поддержание их работоспособности в процессе эксплуатации особенно востребованы в условиях неравномерно проницаемых продуктивных пластов новых, малых по площади месторождений, разработка которых по самостоятельной сетке вертикальных скважин нерентабельна. На старых месторождениях подключение к эксплуатации возвратных горизонтов с применением многоствольных скважин равноценно открытию новых залежей с полностью готовой инфраструктурой.

Разработанное оборудование высокой заводской готовности транспортируется любым видом транспорта. Клин-отклонитель ОИ-168 собирается на устье скважины свинчиванием одной конусной резьбы, соединен с компоновкой фрез. Вырезание «окна» осуществляется за одну спускоподъемную операцию. Предусмотрена возможность бурения пилотной части бокового ствола компоновкой фрез для вырезания «окна». В процессе бурения бокового ствола, его крепления и обработки осложнений при прохождении инструмента через «окно» не зафиксировано. Извлечение клина-отклонителя выполняется специальным съемником. Конструкция ОИ-168 позволяет извлекать его из скважины полностью, не оставляя никаких деталей для разбуривания. По окончании строительства скважины и ее оснастки оборудованием для одновременно-раздельной эксплуатации горизонтов начальный дебит нефти составил 9,43 т/сут, обводненность - 5 %, распределение дебита по горизонтам - 50×50 %.

Применение предложенного оборудования при строительстве двуствольной скв. 16070г Шегурчинского месторождения НГДУ «Ямашнефть» доказало работоспособность техники и технологии, разработанных в ТатНИПИнефти для строительства многоствольных скважин с обсадными колоннами диаметрами 168 и 146 мм.

Список литературы

1. Наука и практика применения разветвленных и многозабойных скважин при разработке нефтяных месторождений / И.Н. Хакимзянов, Р.С. Хисамов Р.Р. Ибатуллин [и др.]. – Казань: ФЭН, 2011. – 319 с.

2. Мухаметшин А.А. Зарубежный и отечественный опыт бурения многоствольных скважин с созданием герметичного соединения стволов / Тр. ин-та /  ТатНИПИнефть. –  2015. – Вып. 83. – С. 201–206.

3. Мухаметшин А.А. Техника и технология строительства многоствольных скважин. // Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения : материалы III Всерос. науч.-техн. конф. – Уфа: РИЦ УГНТУ, 2014. – С. 9–13.

4. Мухаметшин А.А., Илалов Р.Х., Насыров А.Л. Разработка оборудования для строительства многоствольных скважин с сохранением проходного сечения основного ствола / Тр. ин-та /  ТатНИПИнефть. –  2015. – Вып. 83. – С. 194–200.

5. Пат. 2636608 РФ, МПК Е 21 В 7/08, 43/10, 33/10. Способ строительства дополнительного ствола многомтвольной скважины и устройство для его осуществления / Ф.Ф. Ахмадишин, А.А. Мухаметшин, А.Л. Насыров; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2016131002; заявл. 27.07.16; опубл. 24.11.17.

6. Пат. 2414580 РФ, МПК E 21 B 7/08. Отклонитель извлекаемый [Текст] / А.Г. Зайнуллин, Р.С. Хисамов, И.А. Нуриев, Р.Х. Илалов, А.А. Мухаметшин, М.Г. Сабиров, Ю.И. Петлин, С.Г. Малышев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2009147860/03; заявл. 22.12.09; опубл. 20.03.11.

7. Пат. 2415250 Российская Федерация, МПК Е 21 В 31/20. Устройство для извлечения клина-отклонителя из скважины [Текст] / Зайнуллин А.Г., Нуриев И.А., Поленок П.В., Сабиров М.Г., Мухаметшин А.А., Илалов Р.Х., Петлин Ю.И., Малышев С.Г.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2009147851/03; заявл. 22.12.09; опубл. 27.03.11.

8. Пат. 2483187 РФ, МПК Е21В 23/03. Устройство направляющее для ввода хвостовика в боковой ствол / А.Г. Зайнуллин, А.А. Мухаметшин, Р.Х. Илалов, М.Г. Сабиров, Б.М. Романов, Н.А. Гараев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2011151676/03; заявл. 16.12.11; опубл. 27.05.13.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-15-17

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.245.124
И.М. Зарипов (ТатНИПИнефть), А.Р. Исхаков (ТатНИПИнефть), Р.И. Катеев (ТатНИПИнефть), А.М. Зарипов (ТатНИПИнефть)

Опыт строительства скважин с эксплуатационной колонной, составленной из стеклопластиковых обсадных труб, в ПАО «Татнефть»

Ключевые слова: стеклопластиковая обсадная труба, коррозионная стойкость, цементирование

Использование стальных обсадных труб в качестве эксплуатационных колонн при строительстве скважин может сопровождаться процессами коррозии. Применение стеклопластиковых эксплуатационных колонн исключает затраты на ремонтно-восстановительные работы эксплуатационных колонн и проведение катодной защиты.

В 2014 г. ПАО «Татнефть» открыло предприятие ООО «Татнефть-Пресскомпозит», которое специализируется на изготовлении стеклопластиковых труб: насосно-компрессорных, линейных и обсадных. На Куакбашской площади ПАО «Татнефть» из-за активной коррозии колонн насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах НГДУ «Лениногорскнефть» предложило строительство скважин-дублеров с эксплуатационной колонной из стеклопластиковых труб. В 2016–2017 гг. при строительстве скв. 38400д, 38392д Куакбашской площади применена эксплуатационная колонна из стеклопластиковых обсадных труб. В настоящее время спущены и зацементированы еще четыре эксплуатационные колонны в добывающих скважинах малого диаметра. Опытные скважины находятся в эксплуатации: две скважины работают в качестве нагнетательных, четыре скважины малого диаметра – в качестве добывающих, при этом добыча на двух скважинах ведется непосредственно по обсадной трубе без использования насосно-компрессорных труб. Закачка воды в нагнетательные скважины ведется без применения насосно-компрессорных труб.

Технологическая и экономическая эффективность использования стеклопластиковых труб на всю длину скважины обусловлена исключения затрат на капитальный ремонт эксплуатационных колонн в результате коррозии стальных обсадных труб и катодную защиту эксплуатационных стальных колонн, а также отказа от применения насосно-компрессорных труб

Список литературы

1. Перлин С.М. Применение стеклопластиков для труб нефтяного сортамента // Машины и нефтяное оборудование. – 1965. – Вып. 11. – С. 3–7.

2. Юсупов И.Г., Голышкин В.Г., Крылов В.И. Крепление скважин пластмассовыми трубами. – Обз. информация. Сер. Бурение. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – 75 с.

3. РД 39-0147585-081-92 Инструкция по технологии крепления скважин стеклопластиковыми трубами в интервале продуктивного горизонта для контроля за изменением нефтенасыщенности в процессе эксплуатации / И.Г. Юсупов [и др.]. – Бугульма: ТатНИПИнефть, 1992. – 48 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-18-19

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.63
Н.Г. Ибрагимов (ПАО «Татнефть»), М.Х. Мусабиров (ТатНИПИнефть), А.Ю. Дмитриева (ТатНИПИнефть), И.М. Насибуллин (РциХимТех), М.Т. Ханнанов (ПАО «Татнефть»)

О необходимости адресного подбора химических составов для обработки коллекторов тульско-бобриковских отложений

Ключевые слова: глинокислотная обработка, щелочь, кислота, терригенный коллектор, поверхностно-активные вещества (ПАВ), тульско-бобриковские отложения

Традиционным способом химической обработки терригенных нефтяных пластов является закачка глинокислотных составов. Выполнен анализ промыслового материала, отечественных и зарубежных литературных данных, а также патентное исследование по химии и технологии глинокислотных обработок призабойных зон терригенных коллекторов. Отмечено, что применение плавиковой кислоты в глинокислотных составах при обработке глинизированных и карбонатсодержащих терригенных коллекторов сопряжено с различными негативными физико-химическими процессами первичного и вторичного осадкообразования. Кроме того, плавиковая кислота отличается повышенными токсичностью и коррозионной активностью. Предложено повышать эффективность глинокислотных обработок совершенствованием как рецептур химических композиций без содержания плавиковой кислоты, так и технологий их применения.

На первом этапе работ проведены литологические исследования коллекторов с целью изучения и детализации минерального состава образцов керна бобриковских и тульских отложений. Изучено более 50 образцов керна (в основном песчаники, алевролиты, аргиллиты) из скважин Ерсубайкинского, Архангельского, Восточно-Екатериновского, Тюгеевского, Шегурчинского месторождений. Выполнены микрографические исследования прозрачных шлифов, рентгенографический анализ. На втором этапе исследований с помощью рентгенографического анализа и съемок на оптическом и сканирующем (растровом) электронном микроскопах проведен морфолого-генетический анализ глинистых минералов с целью определения их возможного влияния их на фильтрационно-емкостные свойства исследуемых образцов после химического воздействия. Получена качественная визуализация пустотного порового пространства, а также зафиксированы основные количественные параметры керна для моделирования и контроля химического воздействия: объем порового пространства, общий объем образца, отношение объема порового пространства к общему объему образца, число пор в исследуемом объеме образца. Полученные первые результаты модельных физических исследований на керновой установке показали необходимость и важность адресного подбора обрабатывающих химических составов к каждому литолого-стратиграфическому типу коллектора, даже одного горизонта.

По комплексу физико-химических параметров и критериев определены два базовых химических состава: кислота соляная ингибированная синтетическая + комплексон на основе фосфоновых кислот + ПАВ – для химической обработки коллекторов тульского горизонта, представленных алевролитами с глинисто-карбонатным цементом, и щелочь + комплексон на основе производных тетрауксусной кислоты +ПАВ – для обработки алевритистого песчаника бобриковского горизонта. Эти составы рекомендовано апробировать в добывающих скважинах НГДУ «Ямашнефть» (экспериментальный полигон по тульско-бобриковским отложениям визейского яруса).





DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-20-23

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.337.2
М.И. Амерханов (ПАО «Татнефть»), А.Т. Зарипов (ТатНИПИнефть), Ант.Н. Береговой (ТатНИПИнефть), Н.А. Князева (ТатНИПИнефть), В.И. Белов (ТатНИПИнефть), А.Р. Разумов (ТатНИПИнефть)

Инновационное решение для увеличения нефтеотдачи на залежах сверхвязкой нефти, находящихся на небольших глубинах

Ключевые слова: метод парогравитационного дренирования, залежи сверхвязкой нефти, водопроявляющие интервалы, термогелевые составы

В 2005 г. ПАО «Татнефть» разработана программа и в 2006 г. реализация проекта по разработке залежей сверхвязкой нефти начата с бурения трех двухустьевых скважин с горизонтальными участками от 200 до 400 м на пилотном участке залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения. Успешные результаты позволили перейти к разбуриванию залежей сверхвязкой нефти парными горизонтальными скважинами без выхода на дневную поверхность, а основным способом добычи стал метод парогравитационного дренирования. Новый импульс проект получил в 2012 г. после введения Правительством Российской Федерации налоговых льгот на добычу нефти с вязкостью в пластовых условиях более 10000 мПа·с. С этого момента началось широкомасштабное промышленное освоение расположенных на небольших глубинах залежей сверхвязкой на территории Республики Татарстан.

В процессе развития проекта решались различные задачи: выбор оптимальной системы разработки, подходов к бурению скважин (проводка оптимальных траекторий парных горизонтальных стволов), подбор скважинного оборудования и оптимальных режимов работы насосного оборудования, способов подготовки и транспортировки нефти с созданием проектов обустройства месторождений. В настоящее время благодаря скоординированной работе, разработке и внедрению собственных инновационных решений большинство сложнейших задач успешно решено. В результате за прошедший период суточная добыча сверхвязкой нефти в ПАО «Татнефть» возросла от нескольких десятков тонн в начале пробной эксплуатации до более чем 5 тыс. т, накопленная добыча на март 2018 г. превысила 3,8 млн т.

Одним из примеров успешного инновационного решения является разработанная и прошедшая опытно-промысловую апробацию технология установки временных блокирующих «экранов» в парных добывающих горизонтальных скважинах, вскрывших водопроявляющие интервалы.

Список литературы

1. Геологические и технологические особенности разработки залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения / Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 7. – С. 34–37.

2. Проблемы развития проекта разработки залежей сверхвязкой нефти ОАО «Татнефть» / Н.У. Маганов, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 7. – С. 21–23

3. Modern SAGD Technology – From Modeling to Field Monitoring / Sh. Takhautdinov, N. Ibragimov, R. Khisamov [et al.] // World Heavy Oil Congress, 5–7 March 2014, New Orleans, Louisiana. – USA. – New Orleans, 2014. – WHOC14 – 257 p.

4. Повышение эффективности разработки залежей СВН с применением гелеобразующих композиций на горизонтальных скважинах / Д.К. Шайхутдинов, А.Т. Зарипов, Р.И. Хафизов, А.Н. Береговой // В сб. Горизонтальные скважины и ГРП в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений // Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной основателю горизонтального бурения – А.М. Григоряну, Казань, 6–7 сентября 2017 г. – Казань: Слово, 2017. – С. 280–282.

5. Совершенствование разработки залежей высоковязкой нефти паротепловыми методами с использованием гелеобразующих композиций / А.Т. Зарипов, А.Н. Береговой, Д.К. Шайхутдинов [и др.] // Технологии нефти и газа. – 2018. – № 1. – С. 35–38.

6. Пат. 2483092 РФ, МПК C 09 K 8/42. Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин / Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, А.Н. Береговой, В.С. Золотухина, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2011154392/03; заявл. 29.12.11; опубл. 27.05.13.

7. Пат. 2522369 РФ, МПК E 21 B 43/24. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами / М.И. Амерханов, В.В. Шестернин, А.Н. Береговой, Э.П. Васильев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2012153453/03; заявл. 11.12.12; опубл. 10.07.14.


DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-24-27 Рис.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.61
Ш.Г. Рахимова (ТатНИПИнефть), Ант.Н. Береговой (ТатНИПИнефть), Н.А. Князева (ТатНИПИнефть), О.М. Андриянова (ТатНИПИнефть)

Исследование влияния состава воды, используемой для приготовления полимерных композиций в промысловых условиях, на процесс гелеобразования и стабильность геля

Ключевые слова: сшитые полимерные системы, вязкость раствора полимера, скрин-фактор, минерализация воды, содержание ионов железа, содержание сероводорода

Применение технологий на основе полиакриламида является одним из наиболее распространенных методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях ПАО «Татнефть». Технологии применяются в разных горно-геологических условиях месторождений компании: как в терригенных отложениях девона и карбона, так и в карбонатных отложениях. Также широк спектр решаемых задач: от ограничения притока воды в добывающие скважины до выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Разработаны технологии применения высокопрочных полимерных систем для ограничения притока воды в добывающие скважины, технология применения высокопрочных сшитых композиций для увеличения нефтеотдачи заводненных неоднородных пластов. В основе этих технологий лежит процесс получения сшитой полимерной системы (геля) из полиакриламида и комплексного сшивателя, которая обладает высокой сдвиговой прочностью в пластовых условиях. Проведены лабораторные исследования влияния состава воды, используемой для приготовления полимерных композиций в промысловых условиях, на процесс получения сшитых полимерных систем и стабильность полученных на их основе гелевых систем. Отобраны пробы пластовой воды на объектах девяти нефтегазодобывающих управлений ПАО «Татнефть». Проведены следующие виды исследований: определение состава пластовой воды (шестичленный анализ, общая минерализация, содержание сероводорода, содержание ионов железа); определение влияния состава воды на вязкость, скрин-фактор растворов полимеров; получение сшитой полимерной системы с каждым типом исследуемых вод и проверка стабильности полученного геля в условиях, приближенных к пластовым.

На основе анализа и обобщения полученных результатов выбраны пути снижения влияния негативных факторов на технологические свойства сшитых полимерных систем и подготовлены рекомендации.

Список литературы

1. Результаты применения комплекса технологий ВПСД для ограничения водопритока в добывающие скважины / Ант. Н. Береговой, Ш.Г. Рахимова, Э.П. Васильев [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2017. – Вып. 85. – С. 264–272.

2. Результаты применения технологий увеличения нефтеизвлечения в зависимости от геолого-физических условий на примере технологий ГЭС-М, ВПСК / Ант. Н. Береговой, Э.П. Васильев, С.Г. Уваров [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2017. – Вып. 85. – С. 238–248.

3. Пат. 2382185 РФ, МПК Е 21 В 43/22, C 09 K 8/90. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) / Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, А.Н. Береговой, В.C. Золотухина, Р.Р. Латыпов, Р.С. Хисамов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2009107789/03; заявл. 04.03.09; опубл. 20.02.10.

4. Пат. 2424426 РФ, МПК E 21 B 43/22, C 09 K 8/90. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта / М.И. Амерханов, А.Н. Береговой, Ш.Г. Рахимова, В.С. Золотухина, И.Н. Файзуллин, Э.П. Васильев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2010115536/03; заявл. 19.04.10; опубл. 20.07.11.

5. Пат. 2431741 РФ, МПК Е 21 В 43/22. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта / Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, А.Н. Береговой, Ш.Г. Рахимова, Р.С. Хисамов, И.Н. Файзуллин, Г.Н. Фархутдинов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2010115724/03; заявл. 20.04.10; опубл. 20.10.11.

6. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. – М.: Недра, 1975. – 215 с.


DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-28-31

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


665.61.035.6
А.Х. Кабирова (ТатНИПИнефть), В.М. Хусаинов (ТатНИПИнефть)

Структурный фазовый переход и необходимость учета этого явления при проектировании разработки залежей нефти

Ключевые слова: температура структурного фазового перехода, реология, заводнение, высоковязкая нефть

Рассмотрена проблема структурного фазового перехода тяжелой нефти в отложениях каменноугольной системы. Нефть характеризуется повышенным содержанием высокомолекулярных соединений (асфальтенов, смол, парафинов) и высокой вязкостью (30–200 мПа·с). В процессе разработки реологические свойства нефти изменяются вследствие протекания различных физико-химических процессов и изменения термодинамических условий. В связи с этим при выборе способа воздействия на продуктивные пласты необходимо учитывать зависимость реологических параметров нефти от температуры. Температура является главным параметром, влияющим на вязкость, предельное статическое напряжение сдвига, температуру застывания, кристаллизацию и осаждение парафинов. При отсутствии информации о температуре фазового перехода нефти невозможно перепроектировать систему воздействия на объект разработки. Знание температуры фазового перехода является обязательным для характеристики структурно-механических свойств нефти в залежах с температурой пласта, близкой к температуре фазового перехода. Температура структурного фазового перехода рассчитана косвенным методом на основе построения температурных зависимостей вязкости нефти при различных градиентах среза и последующей экспоненциальной аппроксимации, выполняемой отдельно для участков «твердоподобного» и «жидкоподобного» состояний. Пересечение этих аппроксимирующих зависимостей характеризует точку (температуру) структурного фазового перехода. Эксперименты включали реологические исследования нефти на ротационном вискозиметре Rheotest RN4.1. Исследования реологических свойств проводились в интервале температур от 1 до 40 °С. Эффективная вязкость для каждого значения температуры измерена при градиентах среза от 1 до 60 с-1 с 10-ступенчатой разбивкой градиентов.


В качестве объектов исследований выбраны месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, на которых применяется заводнение. Показаны изменения температуры структурного фазового перехода и содержания асфальтенов и смол, происходящие в нефтеносных пластах в процессе разработки. Установлено, что при применении заводнения температура структурного фазового перехода повышается и приближается к начальной температуре пласта. Это может привести к снижению добычи нефти.

Список литературы

1. Злобин А.А. Анализ фазовых переходов парафинов в поровом пространстве пород-коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 47–56.

2. Иктисанов В.А., Сахабутдинов К.Г. Реологические исследования парафинистой нефти при различных температурах // Коллоидный журнал. – 1999. – Т. 61. – № 6. – С. 776–779.

3. Хусаинов В.М. Структура остаточных запасов Татарстана. Проблемы и перспективы разработки // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы: материалы Международной научно-практической конференции, г. Казань, 3–4 сентября 2014 г. – Казань: ФЭН, 2014. – С. 86–89.

4. Курьяков В.Н. Исследование фазовых превращений в углеводородных флюидах методом статического и динамического рассеяния света: автореф. дис. … канд. физ.-мат. наук. – М., 2016. 

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-32-34

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.276.438
Н.Г. Ибрагимов (ПАО «Татнефть»), Р.З. Сахабутдинов (ТатНИПИнефть), Ф.Р. Губайдулин (ТатНИПИнефть), А.Н. Судыкин (ТатНИПИнефть), О.Ю. Антонов (ТатНИПИнефть)

Технологии кустового сброса воды на месторождениях ПАО «Татнефть»

Ключевые слова: высокообводненная продукция скважин, кустовой сброс воды, варианты установок

Эффективным способом сокращения затрат при добыче высокообводненной жидкости является применение раннего сброса воды на кусте скважин с последующей ее закачкой в нагнетательные скважины того же участка. Это позволяет снизить энергозатраты на перекачку жидкости в системе нефтесбора и на закачку воды в системе поддержания пластового давления (ППД), сократить потребление пресной и пластовой воды для целей ППД, разгрузить объекты сбора, транспорта, подготовки нефти и ППД, минимизировать негативные последствия совместного сбора продукции скважин разных горизонтов.

В ПАО «Татнефть» разработаны и внедряются три варианта установок кустового сброса воды: трубный, емкостный и шурфный. Выбор варианта зависит от объема и свойств поступающей жидкости, требований к качеству закачиваемой воды, наличия существующей инфраструктуры.

Трубный вариант представляет собой наклонную трубу определенных диаметра и длины, в которой свободная вода отделяется от нефти и очищается за счет использования автофлотации. Нефтяная фаза и газ возвращаются в систему нефтесбора, очищенная вода откачивается в систему ППД. Установка кустового сброса в емкостном варианте включает депульсатор для предварительного отбора нефтяного газа, двухсекционный отстойник для отделения воды и ее последующего отстаивания, коалесцирующий фильтр для интенсификации процесса очистки воды. Установка в шурфном варианте состоит из обсадной колонны с заглушенным нижним концом, устьевой арматуры посредством которой закреплены трубная вставка, предназначенная для поддержания уровня нефтяного слоя в обсадной колонне, и насосно-компрессорная труба для отвода очищенной воды из нижней части обсадной колонны на насосную установку.


В настоящее время на месторождениях ПАО «Татнефть» функционирует более 20 установок кустового сброса воды в трубном варианте, пять установок – в шурфном и одна – в емкостном.

Список литературы

1. Обоснование возможности применения технологии кустового сброса воды на Ново-Киевском нефтяном месторождении / Г.К. Борисов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2011. – № 12. – С. 46-51.

2. Шаякберов В.Ф. Внедрение установок кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды в ПАО «НК «Роснефть» // Инженерная практика. – 2015. – № 11. – С. 90-92.

3. Инструкция по выбору объектов и технологии для организации кустового сброса воды : СТО ТН 182-2017 / Ф.Р. Губайдулин [и др.]. – Бугульма: ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». 2017. – 29 с.

4. Пат. 2460568 РФ, МПК B 01 D 17/00. Установка отделения и очистки попутно добываемой с нефтью воды (варианты) / Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р.  Губайдулин, С.Н. Судыкин, Л.Н. Сухова, В.В. Смыков, А.И. Рыжиков, Р.Х Халимов, Н.Ф. Хамидуллин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2011105650/05; заявл. 15.02.11; опубл. 10.09.12.

5. Технология кустового сброса и очистки попутно добываемой воды / Н.Г. Ибрагимов, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 62-64.

6. Разработка и испытание технологии сброса и очистки попутно добываемой воды на кусте скважин / Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин, Р.З. Сахабутдинов [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. –  2012. – Вып. 80. – С. 265-270.

7. Пат. 106845 РФ, МПК B 01 D 17/02, Е 21 В 43/00. Скважина для сброса воды / В.Ф. Шаякберов, И.А. Латыпов; заявитель и патентообладатель ООО «Уфимский Научно-Технический Центр». – № 2011110622/05; заявл. 21.03.11; опубл. 27.07.11.

8. Технологии кустового сброса воды в ПАО «Татнефть» / А.Н. Судыкин, Н.Г. Ибрагимов, Ф.Р. Губайдулин [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 2017. – Вып. 85. – С. 3.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-35-38

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтепромысловое оборудование

622.276.72
М.Р. Хисаметдинов (ТатНИПИнефть), З.М. Ганеева (ТатНИПИнефть), Э.Р. Жолдасова (ТатНИПИнефть), Д.В. Нуриев (ТатНИПИнефть), М.И. Амерханов (ПАО «Татнефть»)

Разработка состава для удаления отложений неорганических солей с нефтепромыслового оборудования при добыче сверхвязкой нефти

Ключевые слова: сверхвязкая нефть, отложения неорганических солей, коррозия, кислота, комплексон, ингибитор, технология, глубиннонасосное оборудование

Один из наиболее распространенных способов удаления карбонатных отложений – периодическая обработка насосов и фильтров растворами соляной кислоты, преимуществами которой являются высокая скорость растворения и дешевизна. Важным аспектом применения этого способа является необходимость учета влияния высоких пластовых температур, обусловливающих увеличение реакционной способности стандартных кислотных составов и снижениех эффективности действия ингибиторов, что может приводить к значительному увеличению скорости коррозии подземного оборудования. Известны неагрессивные химические реагенты, используемые для растворения неорганических солей кальция, магния и железа и при этом способные предотвращать повторное осаждение путем связывания катионов в хелатные комплексы. Одним из таких реагентов является динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон Б).

В статье представлены результаты лабораторных экспериментов по разработке нового состава для удаления солеотложений в условиях высоких температур на основе трилона Б и исследований по снижению его коррозионной активности. Рассмотрены три варианта составов. Определена минимальная скорость коррозии для разработанного состава на основе трилона Б при температуре 130 ⁰С. Приведены результаты количественного и качественного химического анализа состава отложений, отобранных в скважинах. Проведены опытно-промысловые испытания выбранного состава для удаления солеотложений с глубиннонасосного оборудования, подтверждающие его высокую эффективность.

На основе лабораторных и промысловых испытаний показано, что разработанный новый состав с использованием трилона Б является более эффективным средством для удаления отложений неорганических солей с нефтепромыслового оборудования при добыче сверхвязкой нефти по сравнению с ингибированной соляной кислотой.

Список литературы

1. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – 653 с.

2. Никишина Л.И. Экспериментальные и промысловые исследования методов борьбы с отложением солей. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – 99 с.

3. Отложения неорганических солей в скважинах, призабойной зоне пласта и методы их предотвращения / С.Ф. Люшин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 1983. – № 11 (29).

4. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов [и др.] // под общ. ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина. – Уфа: Монография, 2003. – 301 с.

5. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М.: Орбита-М, 2004. – 432 с.

6. Келланд М.А. Промысловая химия в нефтегазовой отрасли: пер. с англ. яз. 2-го изд. / под ред. Л.А. Магадовой. – СПб. : Профессия, 2015. – 607 с.

7. Колотыркин Я.М., Попов Ю.А., Алексеев Ю.В. Основы теории развития питтингов / Итоги науки и техники // Коррозия и защита от коррозии. – 1982. – Т. 9. – С. 88–139.


DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-39-41

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Транспорт и подготовка нефти

628.16.067.1
А.С. Нурутдинов (ТатНИПИнефть), Л.В. Кудряшова (ТатНИПИнефть), Ф.Р. Губайдулин (ТатНИПИнефть), Р.З. Сахабутдинов (ТатНИПИнефть), Е.С. Буслаев (ООО «НТЦ Татнефть»)

Испытание технологий глубокой очистки попутно добываемой воды на месторождениях сверхвязкой нефти

Ключевые слова: попутно добываемая вода, фильтрация, скорость фильтрации, ультрафильтрация, концентрация нефти, регенерация, псевдоожижение

В настоящее время повсеместно при добыче сверхвязкой нефти реализуется концепция повторного использования попутно добываемой воды для выработки пара. Первой и наиболее важной стадией ее подготовки до норм питательной воды для паровых котлов является очистка от остаточной нефти, которая, как правило, осуществляется в несколько этапов.

В статье представлены результаты промысловых испытаний двух технологий глубокой очистки попутно добываемой воды от остаточной нефти: фильтрования через насыпной материал на основе алюмосиликатных пород и ультрафильтрации на основе трубчатых керамических мембран. Определено достигаемое качество воды и подобраны наиболее эффективные параметры ведения технологического режима. Концентрация остаточной нефти в попутно добываемой воде после фильтрования для насыпного материала в среднем составила не более 0,3 мг/дм3, для керамических мембран – не более 1,0 мг/дм3. За время испытаний отмечена стабильная работа фильтровального материала без изменения скорости фильтрации и увеличения перепада давления в течение 3 сут. Регенерация фильтровального материала путем создания устойчивого псевдоожиженного слоя обратным потоком воды позволяет полностью очистить слой от задержанных загрязнений. Объем промывных вод при этом составил 1,0–1,5 % объема поступающей на очистку воды. Восстановление первоначальных параметров фильтрации керамической мембраны осуществлялось ее промывкой щелочным и азотнокислым растворами. Межрегенерационный период обратно пропорционален трансмембранному давлению и изменяется от 4 до 14 сут.


Очищенная попутно добываемая вода может использоваться для технологических нужд, например, для последующего обессоливания с целью производства питательной воды для котельных.

Список литературы

1. Буслаев Е.С., Кудряшова Л.В., Магсумова Р.С. Рациональное использование водных ресурсов при разработке месторождений сверхвязкой нефти // В сб. докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть», 13-14 апреля 2016 г., г. Бугульма. – Набережные Челны: Экспозиция Нефть Газ, 2016. – С. 438-439.

2. Исследование свойств попутно добываемой воды на месторождениях сверхвязкой нефти и разработка технологии ее подготовки для повторного использования / Е.С. Буслаев, А.В. Лойко, С.В. Ицков [и др.] // Тр. ин-та  /  ТатНИПИнефть. – 2016. – Вып. 84. – С. 247-254.

3. Пат. 2503806 РФ, МПК Е 21 В 43/20, F 17 D 1/16. Система обустройства месторождения тяжелой нефти и природного битума (варианты) / Р.З. Сахабутдинов, В.Г. Фадеев, Р.Р. Ахмадуллин, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин, Л.В. Кудряшова, Л.Н. Шакирова, А.Н. Судыкин; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2012132370/03; заявл. 27.07.12; опубл. 10.01.14.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-42-44

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экологическая и промышленная безопасность

502.55:622.276
Н.Г. Ибрагимов (ПАО «Татнефть»), П.Н. Кубарев (ТатНИПИнефть), О.Е. Мишанина (ТатНИПИнефть), Е.В. Хисамутдинова (ТатНИПИнефть), Е.В. Шавалеева (ТатНИПИнефть), Д.В. Карбов (ТатНИПИнефть)

Экологический мониторинг вод и почв на территории национального парка «Нижняя Кама»

Ключевые слова: национальный парк, особо охраняемая природная территория, экологический мониторинг, нефтепромысловые объекты, техногенное воздействие, антропогенное воздействие, рекультивация
В статье рассмотрено экологическое состояние вод и почв на территории национального парка «Нижняя Кама», которая может подвергаться техногенному воздействию со стороны объектов нефтедобычи. Национальный парк расположен на территории двух административных районов Республики Татарстан: Елабужского и Тукаевского. На территории парка осуществляется промышленная разработка Первомайского нефтяного месторождения. При создании парка в 1991 г. не были учтены работающие на особо охраняемой природной территории объекты нефтедобычи. Для обеспечения возможности продолжения эксплуатации нефтепромысловых объектов компания «Татнефть» за счет собственных средств выполняет работы, разрабатывает программы, направленные на улучшение экологического состояния окружающей среды на территории парка. По итогам проведенных мероприятий руководство национального парка совместно с компанией «Татнефть» разработало и утвердило лесохозяйственный регламент, в котором предусмотрена организация хозяйственной деятельности, допускающей эксплуатацию линейных объектов «Татнефти». В статье рассмотрены объекты контроля поверхностных и подземных вод, а также почв, находящихся в зоне возможного влияния объектов нефтедобычи, пункты отбора проб, расположенные вблизи влияния основных возможных загрязнителей с учетом доступности проведения мониторинга в течение всего года. Приведены результаты химико-аналитических исследований по определению загрязняющих веществ в почвах и водах, отобранных на территории парка, результаты мониторинговых исследований за 2009–2017 гг. На основании полученных данных сделан вывод о процессах восстановления почв на рекультивационных площадках. Дана оценка существующего состояния поверхностных и подземных вод, а также почв на территории национального парка «Нижняя Кама».

Список литературы

1. Оценка экологического состояния территории национального парка «Нижняя Кама» в условиях промышленной добычи нефти / Р.М. Гареев, М.Н. Мингазов, О.Е. Мишанина, Е.В. Хисамутдинова // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 70–73

2. Лесохозяйственный регламент лесничества НП «Нижняя Кама». – Елабуга, 2017. – 141 с.

3. Об утверждении региональных нормативов «Допустимое остаточное содержание нефти и продуктов ее трансформации в почве после проведения рекультивационных и иных восстановительных работ на территории Республики Татарстан»: приказ Министерства экологии и природных ресурсов Республики Татарстан № 1201-п от 28.10.2016. – Казань, 2016. – 6 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-45-48

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


556.3 + 622.276.652
П.Н. Кубарев (ТатНИПИнефть), к.т.н., Н.А. Аслямов (ПАО «Татнефть), Г.И. Петрова (ТатНИПИнефть), к.г.-м.н., И.А. Терновская (ТатНИПИнефть), Р.Р. Фатхуллин (ТатНИПИнефть), М.А. Бадретдинов (ТатНИПИнефть)

Изучение гидрогеологических условий залежей сверхвязкой нефти при разработке паротепловым методом

Ключевые слова: гидромониторинг, сверхвязкая нефть, техногенное влияние, эколого-гидрогеологические скважины,

Рассмотрены результаты работ по изучению гидрогеологических условий залежей сверхвязкой нефти, в частности, эколого-гидрогеологических исследований путем бурения наблюдательных (эколого-гидрогеологических) скважин. Получены фоновые гидродинамические и гидрохимические характеристики водоносных горизонтов, расположенных выше и ниже разрабатываемого нефтеносного объекта, что является отправной точкой интерпретации техногенных изменений геологической среды. Создание, развитие и реализация гидромониторинга на месторождениях сверхвязкой нефти Черемшано-Бастрыкской зоны направлены на предотвращение возможного негативного воздействия на гидросферу при паротепловом методе разработки сверхвязкой нефти и управление рисками, а также соблюдение условий лицензионного соглашения на недропользование. Основными задачами эколого-гидрогеологических исследований являются получение фоновых характеристик и оценка гидродинамических и гидрохимических изменений в водоносных горизонтах, залегающих выше и ниже разрабатываемого пласта в контуре и за контуром залежи. При этом особое внимание уделяется пресным поверхностным и подземным водам.

В ПАО «Татнефть» создана эффективная система гидромониторинга для наблюдений за подземными водами путем бурения эколого-гидрогеологических скважин в контуре поднятий. Кустовое бурение и опробование водоносных горизонтов по разрезу зоны пресных вод позволило сделать выводы об инверсии водоносных горизонтов сакмарских и уфимских отложений, выделить наиболее водообильную часть разреза, которая будет аккумулировать тепло и продукты паротеплового воздействия при возможном движении теплоносителя вверх по разрезу. Гидрохимические типы вод, выделенные в зоне активного водообмена, очень разнообразны: от гидрокарбонатных до хлоридных и для каждого из 18 изученных поднятий индивидуальны. Для продуктивных отложений преимущественно характериен гидрокарбонатный натриевый тип вод, воды песчано-глинистой пачки уфимских и сакмарских отложений сульфатные. Гидромониторинг концентраций бора, брома, аммония, фенолов и сероводорода является инструментом отслеживания гидрохимических изменений в продуктивном пласте, а также в ниже- и вышележащей зоне относительно разрабатываемого пласта.

Список литературы

1. Оценка экологического состояния территории национального парка «Нижняя Кама» в условиях промышленной добычи нефти / Р.М. Гареев, М.Н. Мингазов, О.Е. Мишанина, Е.В. Хисамутдинова // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 70–73

2. Лесохозяйственный регламент лесничества НП «Нижняя Кама». – Елабуга, 2017. – 141 с.

3. Об утверждении региональных нормативов «Допустимое остаточное содержание нефти и продуктов ее трансформации в почве после проведения рекультивационных и иных восстановительных работ на территории Республики Татарстан»: приказ Министерства экологии и природных ресурсов Республики Татарстан № 1201-п от 28.10.2016. – Казань, 2016. – 6 с.


DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-49-52

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


502.55:622.276
П.Н. Кубарев (ТатНИПИнефть), И.А. Шайдуллина (ТатНИПИнефть), Р.З. Сахабутдинов (ТатНИПИнефть), И.А. Дегтярева (Татарский НИИАХП, КазНЦ РАН ФИЦ КазНЦ РАН), Э.Ш. Гадиева (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Методические подходы при исследовании эффективности новых биотехнологий для рекультивации почв, загрязненных нефтью и нефтепромысловой жидкостью

Ключевые слова: почвы, рекультивация, биотехнология, нефть, нефтепромысловая жидкость, норматив ДОСНП, углеводородокисляющие микроорганизмы, гуминовые вещества, фитопродуктивность

В настоящее время для рекультивации нефтезагрязненных участков предлагается широкий спектр биотехнологий с применением штаммов углеводородокисляющих микроорганизмов, гуминовых веществ, сорбентов, которые имеют разную эффективность в зависимости от природы загрязнения, климатических условий, гранулометрического состава и типа почв. В статье на основе обобщения накопленного опыта рассмотрены методические подходы к определению эффективности новых биотехнологий для рекультивации почв, загрязненных нефтью и нефтепромысловой жидкостью. Для комплексной оценки экологической эффективности новых биотехнологий рекультивации в план исследований рекомендовано включить следующие блоки диагностики: определение содержания нефтепродуктов, агрохимических и микробиологических показателей, токсичности, мутагенного фона образцов почв и их фитопродуктивности. Содержания нефтепродуктов рекомендовано оценивать методом ИК-спектрометрии, который основан на экстракции нефтепродуктов из почв четыреххлористым углеродом, их хроматографическом отделении от сопутствующих органических соединений других классов и количественном определении по интенсивности поглощения в инфракрасной области спектра. В перечень агроэкологических входят рН водной и солевой вытяжек, содержание хлоридов, сульфатов, плотного остатка водной вытяжки, гумуса, щелочногидролизуемого азота, подвижных соединений фосфора и обменного калия. Микробиологический мониторинг включает определение в динамике численности углеводородокисляющих, гетеротрофных микроорганизмов, микромицетов, суммарной микробной биомассы и базального дыхания. Анализ мутагенной активности почвы является составной частью ее оценки. Для выявления мутагенов чаще всего применяются тесты на микроорганизмах, дрозофиле, культуре клеток млекопитающих in vitro и микроядерный тест в остром опыте на млекопитающих.

Список литературы

1. Экологические аспекты разработки сверхвязких нефтей Ашальчинского месторождения / М.Н. Мингазов, Г.И. Петрова, М.Ж. Каримов, И.А. Терновская // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 106-108.

2. Разработка месторождений сверхвязких нефтей паротепловым воздействием: эколого-геофизический мониторинг / Р.М. Гареев, М.Я. Боровский, Г.И. Петрова [и др.] // Особенности разведки и разработки месторождений нетрадиционных углеводородов: материалы Международной научно-практической конференции, Казань, 2-3 сент. 2015 г. – Казань: Ихлас, 2015. – С. 139-144.

3. Геология и освоение залежей природных битумов Республики Татарстан / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, И.Е. Шаргородский [и др.]. – Казань: ФЭН, 2007. – 295 с.

4. Гидрогеологические условия месторождений тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов / Р.С. Хисамов, Р.Н. Гатиятуллин, Р.Л. Ибрагимов [и др.]. – Казань: Ихлас, 2016. – 176 с.

5. Гидрогеологические условия нефтяных месторождений Татарстана / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, Р.Л. Ибрагимов, В.А. Покровский. – Казань: ФЭН, 2009. – 254 с.


DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-53-56

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Геология и геолого-разведочные работы

551+552.5
А.И. Кудаманов (ООО «ТННЦ»), С.Е. Агалаков (ООО «ТННЦ»), В.А. Маринов (ООО «ТННЦ»)

Трансгрессивно-регрессивный характер осадконакопления в коньяк-сантонских отложениях верхнего мела в Западной Сибири

Ключевые слова: березовская свита, мяраяхинская пачка, хэяхинская пачка, коньяк-сантонский горизонт, опоки, терригенный материал, хемогенно-биогенные осадки, трансгрессия, регрессия, эрозия

На фоне общей трансгрессивной последовательности верхнемеловых отложений Западно-Сибирской плиты выделяются локальные интервалы регрессивного строения, представленные обломочными породами (алевролиты, псаммиты). В них иногда отмечаются признаки эрозионного выветривания (осветление по зонам трещиноватости, следы корней, крупный растительный детрит). За последние десятилетия, в процессе разведки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Западной Сибири, накоплены значительные объемы фактической информации, в разы превышающие уровень изученности середины 70-х годов XX века. На основе комплексного анализа геолого-геофизических материалов Западной Сибири детализированы обстановки и условия седиментации, предложена авторская концептуальная модель строения верхнего мела Западной Сибири. В разрезе верхнего мела хорошо прослеживаются толщи отложений различного генезиса. Трансгрессивные в целом отложения сложены преимущественно хемогенно-биогенными кремнисто-глинистыми осадками автохтонного типа. Эпизоды локальных регрессий отражены клиновидными пачками (например, газсалинская пачка позднего турона) глинистых алевролитов и псаммитов (терригенного, аллохтонного типа), достаточно ограниченно развитыми на востоке и северо-востоке Западной Сибири. В результате интерпретации сейсмических исследований в надсеноманской части верхнемелового разреза Западной Сибири выделены четыре комплекса отложений (снизу вверх): кузнецовский (турон-нижний коньяк), нижнеберезовский (средний коньяк-сантон), верхнеберезовский (кампан), и ганькинский (верхний кампан-маастрихт). Построены карты-схемы выделенных сейсмокомплексов и более дробных подразделений (стратонов), установленных по материалам геофизических исследований скважин. Состав и строение стратонов охарактеризовано результатами лабораторных исследований керна с привлечением опубликованных данных. В статье кратко рассмотрены основные положения актуальных представлений о кремнисто-глинистых отложениях коньяк-сантонского времени.

Список литературы

1. Лисицын А.П. Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах. – М., Наука, 1988.

2. Емельянов Е.М. Барьерные зоны в океане: Осадко- и рудообразование, геоэкология. – Калининград: Янтарный сказ, 1998. – 416 с.

3. Герман А.Б. Альбская-палеоценовая флора Северной Пацифики. – М.: ГЕОС, 2011. – 280 с.


DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-58-63

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98.001
С.В. Шадрина (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть»), А.А.Шадрин (Университет Осло)

Применение методов машинного обучения для прогнозирования пористости пород на основе данных рентгенофлуоресцентного анализа и гамма-спектрометрии

Ключевые слова: прогноз, пористость, рентгенофлуоресцентный анализ, гамма-спектрометрия, методы машинного обучения

Освоение нетрадиционных коллекторов углеводородных и подземных водных месторождений поставило перед специалистами целый ряд проблем, решение которых выходит за рамки традиционных методологий. Наиболее существенной среди них является невозможность прогнозирования петрофизических параметров (в частности, коэффициента пористости) в литологически не расчлененном разрезе. На примере слабо дифференцируемой вулканогенной толщи проанализирована обусловленность коэффициента пористости пород комплексом данных об их химическом составе. При использовании традиционных математико-статистических методов это весьма трудоемкая задача, требующая значительного времени и существенно более дробной петрофизической охарактеризованности. Данные факторы делают актуальным применение математических методов, позволяющих получать оценку пористости на основе характеристик породы, определение которых не зависит от состояния керна, с одной стороны. С другой стороны, такой подход позволяет учитывать геохимический механизм формирования коллекторов и флюидоупоров в нетрадиционных объектах и прогнозировать его пространственные границы. В статье выполнено сравнение различных современных методов машинного обучения для прогнозирования пористости. Наилучшую прогностическую способность показали методы, основанные на деревьях принятия решений – Random forest и Extra trees, которые в среднем обеспечили коэффициент детерминации для тестовых выборок равный 0,52, коэффициент корреляции Пирсона составил соответственно 0,722 и 0,701. Кроме того, эти методы позволяют естественным образом ранжировать факторы, используемые при прогнозировании пористости породы, по степени их влияния на точность прогноза. Полученные результаты дают возможность рассматривать методы машинного обучения как перспективный подход к прогнозированию пористости через описание механизмов вторичного минералообразования.

Список литературы

1. Стронций и барий в эндогенных процессах/ под ред. Л.К. Пожарицкая. – М.: Наука, 1973. – 215 с.

2. Портнов А.М., Кандинов М.Н. Углекислота – как диспетчер рудоотложения // Природа. – 1992. – Вып. № 11. – С. 64–69.

3. Арбузов С.И., Рихванов Л.П. Геохимия радиоактивных элементов. –

2-е изд. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. – 300 с.

4. Столбов Ю.М., Фомин Ю.А., Столбова Н.Ф. Возможность применения прикладной геохимии урана при исследовании процессов наложенного эпигенеза терригенных отложений Западной Сибири // Труды II Международной конференции «Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ». – СПб.: ВНИГРИ, 2000. – С. 160–171.

5. Шалдыбин М.В. Геохимические критерии оценки влияния процессов наложенного эпигенеза на фильтрационно-емкостные свойства обломочных пород-коллекторов (на примере нефтяных месторождений Томской области): дис. ... канд. геол.-минер. наук. – Томск, 2005. – 179 с.

6. Бочаров Е.И., Столбов Ю.М. Оценка влияния постседиментационных процессов на фильтрационно-емкостные свойства меловых отложений севера Западной Сибири // Изв. Томского политехнического университета. – 2007. – Т. 311. – № 1. – С. 64–66.

7. Закономерности распределения микроэлементов в профиле выветривания Барлакского гранитного массива. Геохимия рудных элементов в процессах выветривания, осадконакопления и катагенеза / В.М. Гавшин, Б.Л. Щербов, Ф.В. Сухоруков [и др.]. – Новосибирск: Наука, 1979. – С. 3–19.

8. Жмодик С.М. Геохимия радиоактивных элементов в процессе выветривания карбонатитов, кислых и щелочных пород. – Новосибирск: Наука, 1984. – 170 с.    


DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-64-69

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.8
Н.С. Исмагилов (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Д.С. Мухамадеев (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Применение трехмерных спектральных моделей для геологического сопровождения бурения

Ключевые слова: трехмерное моделирование, геонавигация, синтетическая кривая каротажа, неоднородный пласт, спектральный метод стохастического моделирования, последовательное гауссово моделирование, случайное поле

В настоящее время в большинстве программных средствах для геонавигации используется метод сравнения данных синтетического и фактического каротажа. Синтетическая каротажная кривая генерируется на основании двумерной модели пласта, построенной по данным каротажных кривых одной ближайшей опорной скважины. Фактическая каротажная кривая горизонтальной скважины сравнивается с синтетической, полученной на модели, после чего структурный каркас модели корректируется до получения наибольшего совпадения этих кривых. Таким образом, определяется предполагаемое стратиграфическое положение ствола скважины в пласте, а также выполняется прогноз изменения структуры пласта.

В статье предложен новый подход к построению высокодетализированного геологического разреза пласта вдоль апсидальной плоскости горизонтальной скважины на основе трехмерной модели геофизического свойства, построенной спектральным методом, который учитывает данные по всем скважин окружения. Полученный этим способом геологический разрез пласта позволяет оценивать и учитывать литологические особенности месторождения, а также надежно прогнозировать распределение геофизических свойств в трехмерном пространстве.

Для апробации нового подхода разработан и протестирован на реальных данных программный прототип. Установлено, что полученные спектральным методом разрезы, построенные вдоль горизонтальных скважин, с высокой долей достоверности отражают фактическую изменчивость строения пласта. Кроме того, сопоставление фактических и синтетических данных каротажа позволило сделать вывод о высокой прогнозной эффективности геологических разрезов, смоделированных спектральным методом.

Показана возможность построения целостного геологического разреза для скважин со значительным отходом от вертикали. Приведен пример реальной скважины, для бурения которой использовались данные по четырем опорным скважинам.

Представленные в работе результаты позволяют оценить перспективность нового подхода, который позволяет снизить экономические риски и обеспечить успешность  проведения геолого-технических мероприятий.

Список литературы

1. Байков В.А., Бакиров Н.К., Яковлев А.А. Новые подходы в теории геостатистического моделирования //Вестник Уфимского государственного авиационного технического университета. – 2010. – Т. 14. – №. 2 (37).

2. Griffiths R. Well Placement Fundamentals //Schlumberger. – http://www. slb. com/resources/publications/books/well_placement_fund. aspx

3. Байков В.А, Бакиров Н.К, Яковлев А.А. Математическая геология: Т. I: Введение в геостатистику. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. – 228 с.

4. Автоматизация литолого-фациального анализа на основе спектральной теории / М.М. Хасанов, Б.В. Белозеров, А.С. Бочков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – №. 12. – С. 48-51.

5. Применение спектральной теории для анализа и моделирования фильтрационно-емкостных свойств пласта / М.М. Хасанов, Б.В. Белозеров, А.С. Бочков [и др.] //Нефтяное хозяйство. – 2014. – №. 12. – С. 60-64.


DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-70-73

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.8.072
О.В. Надеждин (ООО «БашНИПИнефть»), Н.А. Евграфов (ООО «БашНИПИнефть»), А.В. Марков (ООО «БашНИПИнефть»)

Развитие методики автоматизированной корреляции разреза скважин по данным гефизических исследований скважин

Ключевые слова: увязка, корреляция, разрез, стратиграфия, автоматизация, результаты, горные породы

Увязка разрезов скважин, сопоставление одновозрастных пород, вскрытых этими скважинами, является важным этапом геологического моделирования. Корреляция разрезов скважин заключается в выделении слоев на основе геолого-геофизических данных и их идентификации в различных скважинах. Результаты стратиграфической корреляции имеют определяющее значение при оценке пространственного распределения свойств горных пород, подсчете запасов месторождений пластового типа, создании петрофизической модели залежи, а также решении вопросов разработки. Корреляция разрезов скважин выполняется, как правило, вручную и становится весьма трудоемкой, когда число скважин на месторождении исчисляется сотнями. Для некоторых крупных месторождений с тысячами скважин, участвующих в стратиграфическом моделировании, актуальной является решение задачи многоскважинной автоматизированной корреляции разреза.

В статье рассмотрена методика автоматизированной многоскважинной корреляции разрезов, в том числе на основе анализа литофаций по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Методика включает в подготовку и анализ выборки скважин с экспертными оценками интересующих стратиграфических интервалов (как правило, до 10-15 % целевого фонда, но в целом число скважин с экспертной интерпретацией определяется сложностью разреза). Затем выбираются опорная скважина и опорный (реперный) интервал, который отслеживается по всему целевому фонду скважин. Далее выполняется автоматическая корреляция целевого фонда скважин. Корреляционная схема (упорядочение списка скважин) формируется с использованием методов кластерного анализа (геофизическое районирование целевого фонда скважин в рамках реперного интервала для коррелируемого пласта). Методика предусматривает также отображение данных ГИС и интерактивную корреляцию целевого пласта.

Данная методика представляет собой экспресс-вариант корреляции разреза. В общем случае на последнем шаге алгоритма в качестве входных данных для интерактивной корреляции могут использоваться не только материалы ГИС, но и другие данные, например, показатели фильтрационно-емкостных свойств, определенные по керну.

Сравнения результатов автоматизированной корреляции и экспертных оценок этих пластов показало совпадение по большинству скважин (более 80 %) с погрешностью до 1 м.

Список литературы

1. Ковалевский Е.В., Гогоненков Г.Н., Перепечкин М.В. Уточнение геологических моделей посредством использования автоматической корреляции скважин // Недропользование XXI век – 2007. – № 4.– С. 28–31.

2. Шарафутдинов Т.Р., Шайбаков Р.А. Апробация алгоритма автокорреляции данных геофизических исследований скважин на примере отложений ачимовской толщи Правдинского месторождения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2012. – № 26. – С. 18–22.

3. Детальная корреляция для построения трехмерных геологических моделей залежей УВ / И.С. Гутман [и др.]. – М.: Изд-во Нефть и газ, 2001. – 79 с.

4. Forgy E.W. Cluster analysis of multivariate data: efficiency versus interpretability of classifications / Biometrics. – 1965. – № 21. – С. 768–769.


DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-74-76

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.031.011.43
С.П. Михайлов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), М.В. Мавлетов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Повышение информативности капилляриметрических исследований методом полупроницаемой мембраны

Ключевые слова: капиллярное давление, остаточная водонасыщенность, давление сдвига, методика исследования, низкопроницаемые коллекторы

Точное определение водонасыщенности - один из наиболее важных и сложных вопросов при подсчете запасов углеводородов, успешное решение которого зависит от качества проведенных лабораторных исследований кернового материала. Однако в настоящее время нет единого стандарта, регламентирующего данный вид исследований в условиях низкопроницаемых коллекторов. Проведенный анализ показывает, что положения ОСТ 39-204–86 (отраслевого стандарта), которые были разработаны в 1986 г. применительно к коллекторам с высокими фильтрационно-емкостными свойствами и низким содержанием глинистого материала в поровом пространстве, утратили актуальность в условиях низкопроницаемых коллекторов. В статье рассмотрена процедура проведения экспериментальных исследований керна методом полупроницаемой мембраны. Показаны достоинства и недостатки данного метода. Выработаны рекомендации по повышению информативности капилляриметрических исследований. Рекомендации включают порядок отбора образцов из разных литологических групп; схему повышения капиллярного давления при проведении лабораторных исследований низкопроницаемых горных пород из не менее чем 11 ступеней с максимальным создаваемым давлением не менее 1 МПа; алгоритм определения момента прекращения фильтрации и перехода на следующую ступень капиллярного давления (выдержка образцов при заданном давлении не менее 72 ч после прекращения фильтрации); проведение исследований с использованием индивидуального капилляриметра в атмосферных и пластовых условиях. Кроме того, определен критерий качества кривых капиллярного давления, рассмотрены наиболее распространенные причины их низкого качества. Отмечена важность качественно проведения опытов, что позволяет оценить такие параметры, как распределение пор по размерам, смачиваемость и другие производные характеристики.

Список литературы

1. Плюснин Г.В., Хижняк Г.П. Физика пласта. Пермь, 2013, 219 с.

2. Ратников И.Б., Шульга Р.С., Романов Е.А. Интерпретация данных капиллярных исследований //Горные науки и технологии. – 2017. – № 4. – С. 24–39.

3. Белов Ю.Я. Усовершенствование капилляриметрического метода исследования пород-коллекторов для определения ряда параметров подсчета запасов нефти и газа: дис.…канд. геол.-минер. наук. – М., 1980.

4. Hammervold W.L., Skjæveland S.M. Improvement of diaphragm method for drainage capillary pressure measurement with micro pore membrane // EUROCAS meeting. – 1992. – Sept. – Р. 8–10.

5. Юрьев А.В., Чижов Д.Б. Методические рекомендации по моделированию остаточной водонасыщенности в лабораторных условиях на образцах полноразмерного керна // Arctic Evironmental Research. – 2015. – № 1. – С. 50–55.
DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-78-81

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.65-97
О.А. Морозюк (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), Н.Н. Барковский (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), П.Н. Рехачев (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), А.В. Бондаренко (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), Д.В. Андреев (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), С.А. Калинин (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми)

Развитие экспериментальных исследований термохимических методов воздействия на пласт в филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми

Ключевые слова: лабораторные исследования, высоковязкая нефть, углекислый газ, сверхкритический флюид, термохимические методы

В последние годы структура запасов нефти претерпевает качественные изменения, сопровождающиеся увеличением доли высоковязкой и сверхвязкой нефти. Мировые запасы таких углеводородов значительно превышают запасы легкой нефти. Россия обладает значительными геологическими запасами высоковязкой и сверхвязкой нефти, которые составляют, по разным оценкам, от 6 до 7 млрд т. Большой опыт освоения залежей сверхвязкой нефти и применения различных технологий воздействия на пласт накоплен в Тимано-Печорской провинции, где многие годы в промышленной разработке находятся два крупных месторождения: пермокарбоновая залежь Усинского месторождения и Ярегское нефтяное месторождение. В процессе их эксплуатации установлены факторы, негативно влияющие на показатели разработки. В связи с этим возникла необходимость совершенствования существующих и разработки новых, более эффективных технологий добычи тяжелой нефти. В Центре исследования керна и пластовых флюидов филиала «ПермНИПИнефть» создано специализированное направление по лабораторному сопровождению разработки месторождений высоковязкой и сверхвязкой нефти, деятельность которого заключается в проведении экспериментальных исследований, направленных на изучение и подбор новых технологий добычи, в том числе термохимических, для месторождений ПАО «ЛУКОЙЛ». В 2018-2019 гг. в данном направлении запланирован ряд научно-исследовательских работ, предусматривающих проведение исследований технологий комбинированного воздействия на пласт теплоносителем, диоксидом углерода и многофункциональной химической композицией на основе ПАВ.

В статье приведены результаты ранее проведенных экспериментальных исследований. Дано описание оборудования лабораторного комплекса. Приведены его технические характеристики. Кратко рассмотрены этапы запланированных исследований технологии комбинированного воздействия теплоносителями, СО2 и композицией на основе ПАВ.

Список литературы

1. Тяжелые нефти Тимано-Печорской провинции / Л.А. Анищенко, О.В. Ва­ляева, О.С. Процько, О.Ф. Разманова // Вестник института геологии Коми научного центра УрО РАН. – 2014. – № 9. – С. 11–14.

2. Башкирцева Н.Ю. Высоковязкие нефти и природные битумы // Вестник Казанского технологического университета. – 2014. – № 19. – С. 296–299.

3. Современные технологии добычи высоковязких нефтей / С.Г. Конесев, М.И. Хакимьянов, П.А. Хлюпин, Э.Ю. Кондратьев // Электротехнические системы и комплексы. – 2013. – № 21. – С. 301–307.

4. Искрицкая Н.И., Макаревич В.Н. Необходимость ускоренного освоения месторождений высоковязких нефтей на территории России // Георесурсы. – 2014. – № 4. – С. 35–39.

5. Природные битумы. Перспективы использования / Г.К. Бикмухаметова, А.И. Абдуллин, Е.А. Емельянычева [и др.] // Вестник технологического университета. – 2016. – Т. 19. – № 18. – С. 31–36.

6. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин. – Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2015. – 476 с.

7. Heddle G., Herzog H., Klett M. The economics of CO2 storage. – USA: Eds Massachusetts Institute of Technology, 2003. – 111 p.

8. Термические методы воздействия на нефтяные пласты: Справочное пособие / Ф.Г. Аржанов, Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев [и др.]. – М.: Недра, 1995. – 192 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-82-85

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.65
М.Т. Байгазиев (НАО «КазНИТУ имени К.И. Сатпаева»), Н.Д. Сарсенбеков (ТОО НИИ «Каспиймунайгаз»), Г.И. Бойко (НАО «КазНИТУ имени К.И. Сатпаева»), Р.Г. Сармурзина (Ассоциация «KazEnergy»), Н.П. Любченко (НАО «КазНИТУ имени К.И. Сатпаева»), У.С. Карабалин (Ассоциация «KazEnergy»), Б.У. Акчулаков (Ассоциация «KazEnergy»)

Исследование воздействия активированного сплава алюминия на керны, насыщенные нефтями месторождений Казахстана

Ключевые слова: нефть, активированный сплав алюминия, водород, гидрогенолиз, керны

Предложен новый реагент на основе активированного алюминия Rau-85 для термогазохимической обработки призабойной зоны нефтяных скважин. Проведены экспериментальные исследования по изучению воздействия Rau-85 на нефтенасыщенные керны. В лаборатории научно-исследовательского института «Каспиймунайгаз» на кернах нефтяного месторождения Уаз проведены исследования по моделированию процессов обработки пластовых флюидов активированным сплавом алюминия Rau-85 в условиях, максимально приближенных к пластовым. Для очистки порового пространства образцов керна от нефти, битумов, воды и солей выполнены экстрагирование органическими растворителями на аппарате Сокслета. В качестве растворителя использовалась смесь толуола, спирта, бензола. До и после экстракции образцы взвешивались на аналитических весах. После сушки проводились стандартные исследования по измерению пористости и объемной минералогической плотности образцов керна, которые относятся к терригенной породе и обладают проницаемостью для газа от 0,03 до 2490 мкм2. Для исследований использовались нефти ряда месторождений Казахстана и пластовой воды месторождения Уаз.

Исследованы фильтрационно-емкостные свойства кернов. Установлено, что в ходе реакции активированного алюминия с пластовыми флюидами выделяется большое количество тепла, атомарный водорода и углеводородные газы. Проведен анализ группового состава нефти до и после термогазохимической обработки реагентом Rau-85. Показано, что наблюдается уменьшение содержания углеводородов от С33 до С40 на 2,83 % и увеличение содержания легких углеводородов от С11 до С32 на 10,74 % в составе нефти. Это свидетельствует о гидрогенолизе нефти атомарным водородом непосредственно в керне.

Выполнено сравнение коэффициентов вытеснения нефти из керна газами, образовавшимися при термогазохимическом воздействии реагентом Rau-85, и пластовой водой. На основании результатов лабораторного эксперимента по вытеснению пластовой воды и высоковязкой нефти при термогазохимическим воздействием реагентом Rau-85 на нефтенасыщенном керне сделан вывод о перспективности использования активированных сплавов алюминия Rau-85 для обработки призабойной зоны скважин с целью увеличения нефтеотдачи пласта.

Список литературы

1. Варшавский И.Л. Энергоаккумулирующие вещества и их использование. – Киев: Наукова думка, 1980. – 240 c.

2. А.с. 535364 СССР. Сплав на основе алюминия для получения водорода/ Д.В. Сокольский, Л.Ф. Козин, В.П. Бармин, А.Н. Подгорный, И.Л. Варшавский, Р.Г. Сармурзина, Е. Оспанов; заявитель Институт органического катализа и электрохимии АН Казахской ССР. – № 2185102/02; заявл. 27.10.75; опубл. 15.11.76.

3. Связь структуры активированного алюминия с кинетикой выделения водорода при взаимодействии сплава с водой / Р.Г. Сармурзина, А.А. Пресняков, О.И. Морозова [и др.] // Журнал физической химии. – 1984. – Т. 57. – № 4. – С. 975–976.

4. Сармурзина Р.Г., Сокольский Д.В., Воздвиженский В.Ф. Физико-химические основы активации алюминия с целью получения водородного топлива / В сб. Вопросы атомной науки и техники // Сер. Атомно-водородная энергетика и технология. – 1985. – № 2. – С. 29–32.

5. Структура и свойства активированного алюминия / Р.Г. Сармурзина, А.А. Пресняков, О.И. Морозова, Н.Н. Мофа // Физика металлов и металловедение. – 1988. – Т. 66. – № 3. – С. 504–508.

6. Перспективы развития водородной энергетики на основе алюминия / А.В. Берш, Б.В. Клейменов, Ю.А. Мазалов, В.Е. Низовцев // Радиоэлектроника и телекоммуникации. – 2005. – № 2. – С. 62-66.

7. Шейдлин А.Е., Жук А.З. Алюмоводородная энергетика // Вестник Российской Академии наук. – 2010. – Т. 80. – № 3. – С. 218–224.

8. Кравченко О. Применение водорода в химических и термохимических технологиях интенсификации добычи углеводородов // Промышленность Казахстана. – 2013. – № 6. – С. 58–63.

9. Термохимическая обработка нефти месторождения Кумколь гидрореагирующими составами на основе активированных металлов / Б. Молдабеков, Г. Бойко, Р. Сармурзина [и др.]// Вестник Казахстанско-Британского технического университета. – 2015. – № 3. – С. 66–71.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-86-89

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.66СГ
А.А. Ахметова (ООО «Башнефть ПЕТРОТЕСТ»), Е.Д. Пименов (ООО «Башнефть ПЕТРОТЕСТ»), А.Н. Горин (ЗАО «ИННЦ»), А.М. Хайдар (ЗАО «ИННЦ»), И.Р. Ямалов (ПАО «НК «Роснефть»), И.Ш. Хасанов (ПАО «НК «Роснефть»; МГИМО (У) МИД России)

Оценка применимости данных мини-ГРП для определения пластового давления и гидропроводности

Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин (ГДИС), гидроразрыв пласта (ГРП), фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта, гидропроводность, кривая падения давления (КПД), скин-фактор, призабойная зона, интенсификация притока, мини-ГРП, полудлина трещины, пластовое давление

В настоящее время гидроразрыв пласта (ГРП) является неотъемлемой частью мероприятий по интенсификации притока повсеместно. На этапах реализации программы ГРП при наличии неопределенности в оценке энергетического состояния пласта и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) рекомендуется проведение гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Также целью ГДИС может быть уточнение и подтверждение параметров трещины, полученной в результате проведения ГРП: полудлины трещины и ее проводимости. В свою очередь проведение гидродинамические исследования добывающих скважин может приводить к значительным простоям и потерям добычи, поэтому планирование и проведение ГДИС для этой категории скважин носит адресный характер. Задача оптимизации времени, затрачиваемого на исследования, а также поиска методов обработки информации, получаемой при проведении ГРП, особенно актуальна. Одним из эффективных и экономичных методов решения таких задач может быть интерпретация данных мини-ГРП с целью получения информации о пластовом давлению и гидропроводности пласта. Мини-ГРП представляет собой короткий нагнетательный тест, который обязательно проводится перед основным ГРП с целью получения параметров, необходимых для корректировки геомеханических моделей и внесения поправок в программу проведения основного ГРП. В настоящее время интерпретация данных мини-ГРП активно используется для определения пластового давления и гидропроводности пласта, как в зарубежной, так и в отечественной практике.

В статье рассмотрен опыт обработки данных мини-ГРП. Дано описание результатов обработки. Выполнен анализ полученных результатов и рассмотрены основные проблемы, возникающие при интерпретации данных мини-ГРП с целью определения пластового давления и гидропроводности пласта. Проанализирована экономическая целесообразность использования данных мини-ГРП по сравнению с данными стандартных ГДИС.

Список литературы

1. Castillo J.L. Modified Fracture Pressure Decline Analysis Including Pressure-Dependent Leakoff // SPE 16417-MS. – 1987. – DOI:10.2118/16417-MS.

2. Nolte K.G., Maniere J.L., Owens K.A. After-Closure Analysis of Fracture Calibration Tests // SPE 38676-MS. – 1997. – DOI:10.2118/38676-MS.

3. Usmanova A., Smith P., Rylance M. After Closure Analysis as an Appraisal Approach (Russian) // SPE 181968-RU. – 2016. – DOI:10.2118/181968-RU.

4. Barree R.D., Miskimins J., Gilbert J. Diagnostic Fracture Injection Tests: Common Mistakes, Misfires, and Misdiagnoses // SPE 169539-PA. – 2015. – DOI:10.2118/169539-PA.

5. Barree R.D., Barree V.L., Craig D. Holistic Fracture Diagnostics: Consistent Interpretation of Prefrac Injection Tests Using Multiple Analysis Methods // SPE 107877-PA. – 2009. – DOI:10.2118/107877-PA.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-90-94

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.276
А.Н. Дроздов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

Разработка схем промысловых стендов для испытаний скважинных насосов при откачке жидкости и газа

Ключевые слова: скважинный насос, промысловый стенд, газожидкостная смесь, эксплуатация скважин

Эксплуатация установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. Большинство скважин, оборудованных погружными насосами, эксплуатируется при давлениях у входа, меньших давления насыщения, и в насос поступает смесь жидкости и газа. Повышение эффективности работы скважинных насосов при откачке жидкости и газа является одним из важных направлений исследований в области механизированной добычи.

При разработке новых видов скважинного оборудования для эффективной откачки газожидкостных смесей необходимо проведение стендовых исследований характеристик экспериментальных образцов насосов. Для более полного приближения к реальным условиям эксплуатации целесообразно использовать промысловые стенды с возможностью исследования характеристик насосов при откачке скважинной продукции. Поэтому важной практической задачей является разработка принципиальных схем промысловых стендов, обеспечивающих адекватное моделирование скважинных условий эксплуатации при откачке жидкости и газа.

В статье представлены две схемы стендов. Одна из предложенных принципиальных гидравлических схем предусматривает размещение экспериментального образца насоса на поверхности земли вблизи устья добывающей скважины. Данный стенд может быть выполнен в мобильном варианте и перемещаться при необходимости с одной скважины на другую. Для испытаний целесообразно подбирать скважины с различной обводненностью жидкости. В другой схеме промысловый стенд для исследований характеристик насосов располагается на установке предварительного сброса воды. При этом возможно проведение испытаний на промысловом стенде с регулированием не только газосодержания, но и обводненности.

Показано, что проблема эксплуатации насосов в скважинах и проведения испытаний на промысловых стендах при высоком газосодержании актуальна не только для нефтяной, но и для газовой промышленности. В процессе обводнения газовых залежей возможно проявление механизма водогазового воздействия как основного фактора извлечения части образовавшегося в пласте конденсата. Поэтому механизированная эксплуатация обводненных газоконденсатных скважин погружными насосами позволит реализовать в пласте водогазовое воздействие, причем не только с увеличением добычи газа, но и с повышением конденсатоотдачи пластов.

Список литературы

1. Дроздов А.Н. Влияние свободного газа на характеристики глубинных насосов // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 1. – С. 68–70.

2. Дроздов А.Н. Технологии эксплуатации скважин погружными насосами при низких забойных давлениях // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 6. – С. 86–89.

3. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: МАКС пресс, 2008. – 312 с.

4. Ляпков П.Д., Дроздов А.Н. Изменение давления насыщения и кривой разгазирования пластовой нефти вследствие частичной сепарации газа у входа в ЭЦН // ЭИ Нефтепромысловое дело. – 1987. – № 6. – С. 4–7.

5. Мохов М.А., Сазонов Ю.А., Димаев Т.Н. Техника и технологии для добычи и перекачки углеводородов // НЕФТЬ, ГАЗ И БИЗНЕС. – 2013. – № 7. – С. 66–68.

6. Моделирование насосных систем при решении задач нефтедобычи / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, К.И. Клименко, А.В. Демидов // НЕФТЬ, ГАЗ И БИЗНЕС. – 2013. – № 9. – С. 54–56.

7. Мохов М.А., Сазонов Ю.А., Муленко В.В. Вопросы компьютерного моделирования насосных систем // НЕФТЬ, ГАЗ И БИЗНЕС. – 2013. – № 11. – С. 66–68.

8. Новые технические решения в области разработки насосных систем для подъема многофазных потоков / М.А. Мохов, Ю.А. Сазонов, Т.Н. Димаев, И.В. Грязнова // Газовая промышленность. – № 7. – 2013. – С. 54–55.

9. Новая технология защиты установки электроцентробежного насоса от влияния механических примесей / В.С. Вербицкий, А.Н. Дроздов, А.В. Деньгаев, А.И. Рабинович // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 12. – С. 78–81.

10. Дроздов A.Н., Териков B.А. Применение установок погружных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом для эксплуатации осложненных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 68–72.

11. Промысловые испытания экспериментальных образцов беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом на Самотлорском месторождении / Д.Г. Орлов, В.А. Териков, А.Н. Дроздов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2003. – № 11. – C. 20–24.

12. Дроздов А.Н. Эксплуатация низконапорных газовых и газоконденсатных скважин механизированным способом // Газовая промышленность, спец. выпуск журнала «РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина – 80 лет». – 2016. – Апрель. – С. 63–67.

13. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты / А.Н. Дроздов, Ю.А. Егоров, В.П. Телков [и др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2006. – № 2. – C. 54–59.

14. Drozdov A.N., Drozdov N.A. Laboratory Researches of the Heavy Oil Displacement from the Russkoye Field’s Core Models at the SWAG Injection and Development of Technological Schemes of Pump-Ejecting Systems for the Water-Gas Mixtures Delivering // SPE 157819. – 2012.

15. Бураков Ю.Г., Уляшев В.Е., Гужов Н.А. Анализ эффективности и механизма водогазового воздействия на выпавший в пласте конденсат // Газовая промышленность. – 1991. – № 7. – C. 29–30.
DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-96-99

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.52
Ю.А. Сазонов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), М.А. Мохов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), Х.А. Туманян (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), М.А. Франков (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), К.И. Азарин (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

Разработка технологий с циклической работой эжектора при добыче нефти и газа

Ключевые слова: добыча нефти и газа, эжектор, компрессор, скважина, продуктивный пласт

Список литературы

1. Сазонов Ю.А. Основы расчета и конструирования насосно-эжекторных установок. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. – 305 с.

2. Lea J.F., Winkler H.W. What’s new in artificial lift. Part 1 – Introducing developments in natural gas well dewatering // World Oil – March 2010. – Р. 51–59.

3. Brink M. Jet pump technology for artificial lift in oil and gas production // The Elomatic Magazine – 2014. – № 1 – P. 40–43.

4. Large Scale Jet Pump Performance Optimization in a Viscous Oil Field /  K.S. Manjit, P. Dhruva, K.S. Aditya [et al.] / SPE 166077-MS. – 2013.

5. Пат. 2100662. МКИ F04 F5/54. Струйная компрессорная установка / Ю.А. Сазонов, А.П. Шмидт, В.Н. Елисеев, Б.А. Малов, А.С. Тришин; патентообладатели ОАО «Оренбургнефть», Государственная академия нефти и газа им. И.М. Губкина; заявитель ОАО «Оренбургнефть» № 96118795, заявл. 18.09.96; опубл. 27.09.97.

6. Пат. 2130132. МКИ F04 F 5/54. Струйная компрессорная установка / Ю.А. Сазонов, А.П. Шмидт, В.Н. Елисеев, Б.А. Малов, И.С. Юдин; патентообладатели ОАО «Оренбургнефть», ГАНГ им. И.М. Губкина. – № 2130132; заявл. 16.06.97; опубл. 10.05.99.

7. Подвидз Л.Г. Насосные установки импульсного действия. Изв. вузов. Машиностроение. – 1980. – № 9. – С. 51–56.

8. Eliseev V.N., Sazonov Yu.A. First tests of models of pulsed jet compressor installation // Chemical and Petroleum Engineering, Springer New York. – 2000. – May. – V. 36. – № 5. – Р. 292–293. – DOI: 10.1007/BF02463383.http://link.springer.com/article/10.1007/BF02463383

9. Разработка эжекторных систем для месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами углеводородов / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.Т. Мищенко [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2017. – № 10. – C. 110–112. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-10-110-112

10. Перспективы использования двухкамерных насосно-компрессорных установок для перекачки многофазных сред / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.Т. Мищенко [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2017. – № 11. – C. 137–139. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-11-137-139

11. Разработка струйной техники для энергоэффективных технологий добычи нефти и газа / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.Т. Мищенко, А.Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство – 2017. – № 12. – C. 138–141. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-12-138-141

12. Пат. 2642198 РФ. Скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта / А.Н. Дмитриевский, Ю.А. Сазонов. – № 2015150593; заявл. 26.11.15; опубл. 24.01.18.

13. Дроздов A.Н., Териков B.А. Применение установок погружных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом для эксплуатации осложненных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 68–72.

14. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты / А.Н. Дроздов, Ю.А. Егоров, В.П. Телков [и др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2006. – № 2. – C. 54–59.

15. Дроздов А.Н. Исследование характеристик насосов при откачке газожидкостных смесей и применение полученных результатов для разработки технологий водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 9. – С. 108–111. 

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-100-102

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтепромысловое оборудование

622.276.53.054.23:621.67-83
М.Г. Волков (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Моделирование процесса переноса тепла от погружного электродвигателя к обтекающему потоку скважинной продукции в условиях интенсивного отложения солей

Ключевые слова: диффузия, отложение, поверхность теплообмена, состав солевых отложений, кристаллизация сульфата кальция, массоперенос раствора, концентрация, константа скорости

При эксплуатации электроцентробежных насосов (ЭЦН) в осложненных солеотложением условиях, на их рабочих частях и поверхностях образуется дисперсный плотный камнеобразный осадок, толщина которого достигает 0,6-1 мм, что нарушает теплообмен и приводит к «тепловому удару электродвигателя». В процессе развития механизированных методов добычи нефти проблема отказов ЭЦН вследствие «теплового удара» электродвигателя из-за образования минеральных отложений на его корпусе, актуальна. Как правило, наработка на отказ скважинных насосов при наличии отложений солей уменьшается в 3-5 раз и более.

Значительную роль в формировании температуры двигателя насоса играют такие факторы, как температура обтекающего его флюида, коэффициент отдачи тепла газожидкостной смесью, зависящий от структуры и обводненности добываемой продукции, толщина солеотложения на корпусе погружного электродвигателя (ПЭД), величина нагрузки на его валу и др. Опыт эксплуатации показал, что наиболее частой причиной выхода ПЭД из строя является износ или повреждения изоляции обмотки статора насоса.

В статье рассмотрен механизм отложения минеральных солей на поверхности электродвигателя. Приведены  модели объемной кристаллизации солей из растворов и их осаждения на поверхности. Разработана методика расчета прироста температуры погружного асинхронного электродвигателя ЭЦН при разных нагрузочных режимах эксплуатации и с учетом изменения суммарного коэффициента теплоотдачи из-за образования минеральных отложений на внешней поверхности корпуса установки. Приведены зависимости коэффициента теплоотдачи охлаждающего флюида от давления на приеме насоса для различных дебитов скважины, нагрева охлаждающего флюида в зависимости от полезной мощности ПЭД при различной обводненности добываемой продукции, температуры ПЭД от полезной мощности при разных толщинах слоев отложения солей на корпусе  электродвигателя.

Предложена методика поверхностного осаждения CaSO4 на корпусе ПЭД, позволяющая рассчитать скорость роста толщины отложений в зависимости от скорости течения охлаждающей жидкости и концентрации соли в растворе.

Разработанные методики позволяют осуществлять модельное прогнозирование рисков, связанных с условиями эксплуатации ПЭД в осложненных солеотложением скважинах.

Список литературы

1. Особенности формирования твердых отложений в скважинном оборудовании на Верх-Тарском месторождении / Ф.Я. Канзафаров, Р.Г. Джабарова, А.Н. Ермолаева, В.А. Градов // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 2. – С. 72–74.

2. Рагулин В.В., Смолянец Е.Ф., Михайлов А.Г. Влияние солеотложения на работу насосного оборудования в ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело. – 2001. – № 7. – С. 23–26.

3. Опыт и перспективы ингибирования солеотложения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» / А.Н. Семеновых, Д.В. Маркелов, В.В. Рагулин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 8. – С. 94–97.

4. Перекупка А.Г., Елизарова Ю.С. Эффективность и перспективы применения многокомпонентных смесей ингибиторов солеотложения // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 6. – С. 82–84.

5. Hasan A.R., Kabir C.S. Ytat Transfer During Two-Phase Flow in Wellbores: Part 1 – Formation Temperature // SPE 22866. – 1991.

6. Caetano E.F. Upward Vertical Two-Phase Flow Through an Annulus: Phd dissertation. – The University of Tulsa. – 1985.

7. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М.: Орбита-М, 2004. – 432 с.

8. Mullin J.W. Crystallization. – London: Butterworth-Ytinemann, 2001.

9. Levins D.M., Glastonbury J.R. Particle-liquid hydrodynamics and mass transfer in a stirred vessel. 2. Mass transfer // Trans Inst Chem Eng. – 1972. – V. 50. – Р. 15.

10. Bott T.R. The fouling of heat exchangers. – Elsevier Science, 1995. – 546 с.

11. Konak A.R. A New Model for Surface Reaction-Controlled Growth of Crystals from Solution // Chem. Eng. Sci. – 1974. – V. 29. – P. 1537–1543.

12. Fahiminia F., Watkinson A.P., Epstein N. Experiments and Modeling of Calcium Sulphate Precipitation Under Sensible Heating Conditions: Initial Fouling and Bulk Precipitation Rate Studies. – The Berkeley Electronic Press, 2016. – P. 175–184.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-104-109

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.72
А.В. Ковалев (ООО «Зарубежнефть добыча Самара»), Р.Т. Мифтахов (ООО «Зарубежнефть добыча Самара»), М.С. Ряхин (АО «Зарубежнефть»), А.В. Колыванов (Компания «ЭЛКАМ»)

Оборудование для промывки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений с применением полых штанг

Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), методы борьбы с АСПО, тепловая обработка, полые штанги, скважинный штанговый насос (СШН)

В статье рассмотрен комплекс оборудования для промывки и прогрева скважин с применение полых штанг (ОППС), разработанный специалистами компании «ЭЛКАМ». Данный комплекс предназначен для промывки тепловым методом добывающих скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосами и осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), где в качестве лифтовой колонны использованы насосно-компрессорные трубы, а в качестве канала для подвода теплоносителя – полые насосные штанги с муфтами. Разогретая промывочная жидкость (горячая нефть или вода, перегретый пар, химические реагенты) подается по рукаву высокого давления в колонну полых штанг, откуда через специальную промывочную муфту поступает в зону, находящуюся выше насоса и ниже места образования АСПО. В результате движения горячей жидкости к устью скважины происходит процесс растворения АСПО. В статье подробно описан состав и рассмотрен принцип работы комплекса ОППС, а также приведены результаты опытно-промысловых испытаний на месторождениях ООО «Ульяновскнефтегаз». В ходе промысловых испытаний подтверждена работоспособность комплекса и достигнуты целевые показатели добычи: сокращение объемов промывочной жидкости, отказ от использования нефти в качестве теплоносителя, снижение затрат на специализированную технику для осуществления операций по промывке, исключение отказов глубинного насосного оборудования по причине образования АСПО. Согласно заключению комиссии ООО «Ульяновскнефтегаз» результаты испытания комплекса ОППС производства «ЭЛКАМ» признаны положительными, комплекс соответствует требованиям промышленной и экологической безопасности и позволяет эксплуатировать скважину в соответствии с «Правилами охраны недр» ПБ07-601-03 (Приказ Ростехнадзора № 738 от 01.08.2006 г.).

Список литературы

1. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 653 с.

2. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. – М.: Недра, 1970. – 192 с.

3. Учет особенностей образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / М.Ш. Каюмов, В.П. Тронов, И.А. Гуськов, А.А. Липаев // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 3. – С. 48–49.

4. Сорокин С.А., Хавкин С.А. Особенности физико-химического механизма образования АСПО в скважинах // Бурение и нефть. – 2007. – № 10. – С. 30–31.

5. Сорокин А.В., Табакаева А.В. Влияние газосодержания нефти на формирование АСПО в подъемнике скважины // Бурение и нефть. – 2009. – № 2. – С. 25–26.

6. Зевакин Н.И., Мухаметшин Р.З. Парафиноотложения в пластовых условиях горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. В сб. научных трудов ТатНИПИнефть. – М.: ВНИИОЭНГ, 2008. – 472 с.

7. Шарифуллин А.В., Байбекова Л.Р., Сулейманов А.Т. Особенности состава и строения нефтяных отложений // Технологии нефти и газа. – 2006. – № 6. – С. 19–24.

8. Удаление асфальтосмолистых веществ и парафина из нефтепроводов НГДУ «Южарланнефть» / Н.Г. Хохлов, Р.Р. Вагапов, З.М. Шагитов, А.С. Мустафин // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 1. – С. 110–111.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-110-112

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бахтий С.Н., Лищук А.Н., Нагиев А.Т., Иванов С.В., Степанов Д.О.

Погружной привод глубинного насоса c гидромеханическим редуктором


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Транспорт и подготовка нефти

622.276.8
Э.Р. Баширова (ООО «БашНИПИнефть), А.Г. Михайлов (ООО «БашНИПИнефть), И.М. Хуснуллин (ООО «БашНИПИнефть)

Прогнозирование процесса подготовки нефти на месторождении имени Р. Требса

Ключевые слова: нефть, подготовка нефти, физико-химические свойства нефти, кинетика разрушения водонефтяных эмульсий

В статье рассмотрено прогнозирование эффективности процесса подготовки нефти на центральном пункте сбора (ЦПС) месторождения имени Р. Требса с учетом увеличения доли продукции скважин, эксплуатирующих пласт D3src2. Исследовано влияние нефти пласта D3src2 на изменение физико-химического состава нефти, кинетику разрушения водонефтяной эмульсии и возможность подготовки нефти. Установлено, что увеличение доли нефти данного пласта в общем объеме продукции будет приводить к увеличению плотности нефти от 0,818 до 0,837 г/см3, повышению содержания асфальтенов в нефти от 0,8 до 2,0 % и динамической вязкости получаемой эмульсии от 38,7 до 196 мПа·с. Выполнен прогноз изменений при смене типа стабилизатора водонефтяной эмульсии. Показано, что переход от парафинового к смешанному типу приведет к повышению устойчивости водонефтяной эмульсии к разрушению.

По результатам проведенного моделирования процесса обезвоживания и обессоливания нефти определены параметры, необходимые для проведения процесса подготовки нефти и обеспечения возможности получения нефти первой группы качества.При исследовании деэмульсации использовались те же реагенты, что применяются в настоящее время на ЦПС. После проведения теплового расчета установки отмечено, что запроектированное число подогревателей не даст возможности нагреть жидкость до температуры, позволяющей эффективно отделить воду и получить нефть товарного качества. Предложена технология рекуперации тепла для обеспечения подготовки нефти на ЦПС без увеличения емкостного и нагревательного оборудования. Установка теплообменника за счет передачи тепла от товарной нефти позволит повысить температуру потока на входе печей нагрева нефти дополнительно на 8-15 °С.

Список литературы

1. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдуллин, И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева. – М.: ВНИИОЭНГ, 2005. –  324 с.

2. Позднышев Г.Н.  Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. – М.: Недра, 1982. – 221 с.

3. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1981.  – 261 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-117-119

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Трубопроводный транспорт нефти

621.791:621.643.1/2
Д.А. Неганов (ООО «НИИ Транснефть»), Н.Г. Гончаров (ООО «НИИ Транснефть»), А.А. Юшин (ООО «НИИ Транснефть»), О.И. Колесников (ООО «НИИ Транснефть»)

Использование ремонтных конструкций для выборочного ремонта трубопроводов

Ключевые слова: ремонтные конструкции, сварные швы, дефект, магистральные трубопроводы, сварка, труба, зона термического влияния, термический цикл сварки, механические свойства

В России построена самая крупная в мире система магистральных трубопроводов, которая эксплуатируется на протяжении нескольких десятилетий. В процессе длительной эксплуатации в металле труб и сварных соединениях по результатам внутритрубной диагностики выявляются наружные и внутренние дефекты, которые принято считать опасными по действующим нормам неразрушающего контроля. Природа дефектов различна. В основном это дефекты, связанные с воздействием коррозионно-активных сред, механические повреждения труб и сварных стыков, дефекты сварки, образовавшиеся при проведении сварочно-монтажных работ в период строительства трубопроводов.

В целях надежной и безопасной эксплуатации на отдельных участках трубопроводов выполняют устранение дефектов с помощью различных технологий. Предпочтение той или иной технологии отдают исходя в первую очередь из технических характеристик ремонтной конструкции, простоты, производительности и технологичности ремонта, объема земляных работ. В каждом конкретном случае необходимо выбирать свой оптимальный метод ремонта.

Особое место занимают технологии ремонта с помощью установки ремонтных конструкций, основными из которых являются муфты обжимные приварные, галтельные муфты, разрезные тройники, патрубки с усиливающими накладками, чопики. Ремонтные конструкции используют в тех случаях, когда использование других технологий неэффективно. В статье рассмотрены основные особенности и недостатки использования всех указанных групп ремонтных конструкций, актуальные вопросы ремонта нефтепроводов диаметром от 159 до 1220 мм, а также методы испытаний натурных образцов труб с установленными ремонтными конструкциями.

Список литературы

1. Ремонт линейной части магистральных нефтепроводов с помощью разрезных тройников / Н.Г. Гончаров, Л.А. Гобарев, О.И. Колесников [и др.] // Трубопроводный транспорт. – 2010. – № 4. – С. 28–30.

2. Бут В.С., Великоиваненко Е.А., Олейник О.И. Особенности применения разрезных тройников при ремонте и реконструкции магистральных трубопроводов в условиях эксплуатации // Автоматическая сварка. – 2009. – № 9. – С. 32–38.

3. Бут В.С., Грецкий Ю.Я., Розгонюк В.В. Обгрунтування нового підходу до виконання зварювальних робіт на трубопроводах під тиском // Нафт. і газ. пром-сть. – 2001. – № 4. – С. 33–39.

4. Определение допустимых размеров сварных швов при установке тройников и муфт на действующих магистральных трубопроводах / В.И. Махненко, В.С. Бут, Е.А. Великоиваненко [и др.] // Автоматическая сварка. – 2003. – № 8. – С. 7–12.

5. Assessment of integrity of structures containing defects / I. Milne, R.A. Ainsworth, A.R. Dowling, A.T. Stewart // CEGB Report R/H/R6, Revision 3. –  Apr. 1986.

6. Шафиков Р.Р. Экспериментальное обоснование ремонта магистральных трубопроводов с использованием сварочных технологий без остановки перекачки газа // Территория нефтегаз. – 2009. – № 4. – С. 48–51.

7. Шафиков Р.Р. Ремонт магистральных газопроводов с использованием сварочных и родственных технологий без остановки перекачки газа// Территория нефтегаз. – 2009. – № 6. – С. 80–83.

8. Работоспособность сварных муфт для ремонта дефектов трубопроводов под давлением / А.Г. Мазель [и др.] // Строительство трубопроводов. – 1996. – № 1. – C. 16–22.

9. Сварные муфты для ремонта трубопроводов / А.Г. Мазель, Л.А. Гобарев, К.М. Нагорнов, А.И. Рыбаков // Газовая промышленность. – 1996. – № 9–10. – C. 55–57.

10. Оценка сопротивляемости цилиндрических муфт осевым нагрузкам при ремонте кольцевых стыков трубопроводов / А.С. Зандберг, Е.В. Лопатин, Л.А. Гобарев, Н.Г. Гончаров // Технология машиностроения. – 2003. – № 1. – C. 32–35.

11. Evalution of the resistance of cylindrical couplings to axial loading in repair of circumferential joints in hihtlines / A.S. Zandberg, E.V. Lopatin, L.A. Gobarev, N.G. Goncharov // Welding International. – 2003. – № 10. – V. 17. – Р. 813–816.

12. Гончаров Н.Г., Юшин А.А., Судник А.В. Разработка ремонтных конструкций для выборочного ремонта трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 4. –С. 54–61.

13. Пат. 2097646. Способ предотвращения развития дефектов стенок трубопроводов / С.В. Головин, Н.Г. Гончаров, Е.В. Лопатин, А.Г. Мазель, И.А. Романова, В.И. Хоменко, Л.А. Гобарев; заявитель и патентообладатель ТОО «ВНИИСТ–Сварка». – № 95102302/06; заявл.17.02.95; опубл. 27.11.97.

14. Исследование влияния низких температур окружающей среды на технологию сварки и свойства сварных соединений магистральных трубопроводов / Н.Г. Гончаров, О.И. Колесников, А.А. Юшин, О.И. Филиппов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 1 [21] . – С. 62–67.

15. Goncharov N.G., Kolesnikov O.I., Yushin A.A. A study of the impact of low ambient temperatures on weld technology and the properties of welded joints in trunk pipelines // Pipeline Science and Technology. – 2017. – V. 1. – № 1. – Р. 57–63.

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-120-123

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информационные технологии

681.518:621.311
Н.А. Останков (АО «Самаранефтегаз»), С.А. Козлов (АО «Самаранефтегаз»), Д.А. Фролов (АО «Самаранефтегаз»), А.В. Черепанов (АО «Самаранефтегаз»), А.В. Ртищев (АО «Самаранефтегаз»)

Автоматизированная система контроля и управления энергосбережением в АО «Самаранефтегаз»

Ключевые слова: программа энергосбережения (ПЭС), энергоэффективность, коэффициент полезного действия, удельный расход энергоресурсов

В статье дано описание информационной системы, ключевой задачей которой является повышение продуктивности при разработке и выполнении мероприятий, направленных на увеличение энергоэффективности объектов. В настоящее время с учетом макроэкономическихпроцессов и государственной политики в нефтегазовой сфере вопрос снижения энергетических затрат и повышения энергетической эффективности является одним из приоритетов в деятельности ПАО «НК «Роснефть». В компании ведется целенаправленная работа по анализу потребления теплоэнергетических ресурсов, планированию мероприятий и оценке их эффективности.

Для упорядочивания и систематизации процессов в сфере энергетического менеджмента в АО «Самаранефтегаз» принято решение о разработке автоматизированной системы контроля и управления энергосбережением. В результате выполненных работ АО «Самаранефтегаз» разработано и внедрено в текущую производственную деятельность программное обеспечение, представляющее собой web-приложение, которое позволяет организовать многопользовательский доступ для специалистов, задействованных в процессах планирования и реализации мероприятий по направлениям энергетического менеджмента. Предметной областью, охватываемой функционалом автоматизированной системы являются такие основные технологические блоки и процессы, как механизированная добыча, наземная инфраструктура, ограничение водопритока и др. Данный программный комплекс позволяет определять конкретные наборы мероприятий и методы оценки эффективности их проведения отдельно для каждого из указанных блоков.

Результаты внедрения системы контроля и управления энергосбережением в целевых службах АО «Самаранефтегаз» свидетельствуют об эффективность выбранного подхода к формированию информационных потоков в области энергетического менеджмента предприятия. 

DOI: 10.24887/0028-2448-2018-7-124-126

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информация

Охрана окружающей среды на объектах нефтегазового комплекса


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

ИТ-форум нефтегазовой отрасли
Конкурс на лучший IT-проект