Сентябрь 2020



Читайте в номере:
* 20 лет Иркутской нефтяной компании
08'2020 (выпуск 1163 )

Для просмотра доп. инф. по статье или ее авторам достаточно "кликнуть" на соответствующей строке
Поздравления с 20-летием со дня основания ООО "Иркутская нефтяная компания"

Председатель Правительства Российской Федерации М. Мишустин


Читать статью Читать статью


Министр энергетики Российской Федерации А.В. Новак


Читать статью Читать статью


Губернатор Иркутской области И.И. Кобзев


Читать статью Читать статью


Глава Республики Саха (Якутия) Айсен Николаев


Читать статью Читать статью


Первый заместитель Губернатора Иркутской области – Председатель Правительства Иркутской области Константин Зайцев


Читать статью Читать статью


И.о. первого заместителя Председателя Правительства Республики Саха (Якутия) К.Е. Бычков


Читать статью Читать статью


Министр промышленности и геологии Республики Саха (Якутия) М.В. Терещенко


Читать статью Читать статью


Президент «Шлюмберже», Россия и Центральная Азия Гёкхан Сайг


Читать статью Читать статью


Редколлегия и коллектив редакции журнала "Нефтяное хозяйство"


Читать статью Читать статью



20 лет Иркутской нефтяной компании


Интервью с председателем Совета директоров ООО «Иркутская нефтяная компания» Н.М. Буйновым

ЛЮБОЙ КРИЗИС – ЭТО ЭТАП РАЗВИТИЯ


Читать статью Читать статью



С.Н. Евчик, Ю.П. Писарева, В.В. Илюхина (ООО «ИНК»)

Новая индустриализация Восточной Сибири Иркутская нефтяная компания создает в Иркутской области газохимический комплекс


Читать статью Читать статью



Экономика, управление, право

658.012:622.276
И.М. Андреевский (ООО «ИНК»), Ю.В. Размоскин (ООО «ИНК»), Е.Г. Воскобойник (ООО «ИНК»), Б.Р. Гильмутдинов (ООО «ИНК»), к.т.н.

Организация горизонтальной коммуникации для повышения культуры безопасности в ООО «ИНК»

Ключевые слова: команда больших возможностей (КБВ), горизонтальная неиерархическая коммуникация, иерархическая система управления

Классическая иерархическая система управления предприятием, доказавшая свою эффективность, позволяет корректно распределять направления работы, определять круг обязанностей каждого сотрудника и структурного подразделения. Такая структура также позволяет выстроить четкое взаимодействие внутри функциональных блоков. Однако у такой структуры также есть и слабые места. Например, недостатком иерархической системы с узкопрофильными блоками является искусственное ограничение внутри одного направления возможностей активных, так называемых «пассионарных» сотрудников. У таких сотрудников не возможности реализовывать свои идеи и предложения, которые зачастую не входят в круг обязанностей их подразделения или блока. С целью преодоления созданных иерархической системой барьеров, не позволяющих активным сотрудникам реализовать свои идеи, в ООО «ИНК» создана альтернативная площадка для горизонтальной неиерархической коммуникации, получившая название «Команда больших возможностей». В статье рассмотрены механизмы функционирования, принципы принятия и реализации решений, а также результаты деятельности указанного корпоративного движения. Основным направлением для реализуемых в рамках данного движения идей определено развитие культуры безопасности производства. Всего в КБВ участвует 12 проектных команд в среднем по 12 человек в каждой. Участники могут занимать разные должности в корпоративной структуре, иметь различный опыт и компетенции. При этом, работая в рамках горизонтальной структуры КБВ, все эти сотрудники на равных занимаются проработкой выбранных ими самими проблемных вопросов или выдвинутых инновационных идей. Эффективность КБВ доказывают успешно реализованные проекты, один из которых рассмотрен в статье в качестве примера.

Список литературы

1. Дозорцев А.О. Стратегия развития структуры нефтяных компаний: преимущества и недостатки // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2009. – № 2. – С. 32–36.

2. Коттер Д.П. Ускорение перемен. – М.: Олимп-Бизнес, 2016. – 256 с.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-17-20

Читать статью Читать статью



Геология и геолого-разведочные работы

553.98
А.В. Плюснин (ООО «ИНК»), Р.Р. Ибрагимов (ООО «ИНК»), М.И. Гёкче (ООО «ИНК»)

История геологического развития юга Непско-Ботуобинской антеклизы в непское и тирское время

Ключевые слова: непская свита, тирская свита, венд, Непско-Ботуобинская антеклиза, Сибирская платформа, литология, седиментология, секвенс-стратиграфический анализ

Применение метода секвенс-стратиграфического анализа сейсмических разрезов на большей части осадочного чехла Непско-Ботуобинской антеклизы ограничено площадным распространением многометровых толщ траппов и солей, которые частично гасят и искажают сигнал. Для решения данной проблемы применен секвенс-стратиграфический метод, основанный на литолого-фациальном и фациально-циклическом анализе керна опорных скважин и прослеживании границ секвенций по площади. Основой для проведения работы послужил комплекс геолого-геофизической информации, включавший данные радиоактивного, плотностного и акустического каротажей, а также результаты послойного литологического и седиментологического описания керна. На основании результатов анализа всех полученных материалов построен секвенс-стратиграфический профиль с северо-востока на юго-запад Непско-Ботуобинской антеклизы в переходной зоне континент – бассейн. В интервале непского и тирского горизонта выделены четыре секвенса 3 порядка, пятый секвенс приурочен к даниловскому горизонту. Приведена характеристика системных трактов. Секвенсы SQ1 и SQ2 отражают непский этап развития территории. На этапе тракта низкого стояния моря (LST) SQ1 сформировались аллювиальные конусы выноса и русловые песчаные отложения, к которым приурочены продуктивные горизонты ВЧ2 и безымянный, а на LST и тракта трансгрессивной поверхности (TST) SQ2 образовался дельтово-русловой песчаный комплекс, к которому приурочены продуктивные горизонты ВЧ1 и ярактинский. Основной снос терригенного материала в непское время происходил в юго-восточном направлении. По южному крылу Непско-Ботуобинской антеклизы, ввиду пологого наклона дна бассейна, вынос материала происходил менее активно. Южная часть профиля показала особенности осадконакопления в переходной прибрежно-морской зоне относительно небольшого эпиконтинентального бассейна, в который с со стороны Непско-Ботуобинской антеклизы и Ангаро-Ленской ступени происходил снос терригенного материала. Построение профиля в интервале SQ3 и SQ4 позволило показать развитие бассейна осадконакопления в тирское время и эволюцию карбонатной платформы. С начала тирского времени наблюдалась тенденция к уменьшению объемов поступающего глинистого материала в бассейн седиментации, что в конце тракта высокого уровня стояния моря (HST) SQ3 способствовало появлению первых микробиальных построек на литорали. На этапе LST SQ3 со стороны Ангаро-Ленской ступени сформировался аллювиально-прибрежно-морской комплекс (парфеновский продуктивный горизонт), а на LST SQ4 в Непско-Ботуобинской антеклизе образовался дельтово-русловой песчаный комплекс (верхнетирский продуктивный горизонт), к HST SQ4 приурочен ербогаченский карбонатный продуктивный горизонт. Впервые выделен и прослежен по площади LST SQ5, представленный сульфатно-глинисто-карбонатной брекчией, который является конусом выноса и сложен продуктами разрушения тирской карбонатной платформы, фиксирующий предданиловский стратиграфический перерыв. Подтверждены ранее установленные стратиграфические несогласия и уточнено их положение. Полученные результаты согласуются с полученными ранее данными об этапах осадконакоплении в Приленско-Непской структурно-фациальной зоне и дополняют их. Построение секвенс-стратиграфического профиля позволило уточнить корреляцию и дать прогноз распространения коллекторов по площади.

Список литературы

1. Секвенс-стратиграфическая модель непской и тирской свит венда центральной части Непского свода (Непско-Ботуобинская антеклиза, Сибирская платформа) / А.В. Плюснин, О.В. Неделько, А.П. Вилесов [и др.] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2019. – Т. 13. – № 2. – http://www.ngtp.ru/rub/2019/13_2019.html

2. Плюснин А.В. Модель строения венда северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы по результатам изучения опорных разрезов и секвенс-стратиграфического моделирования Непского свода и Мирнинского выступа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2019. – Т. 14. – № 3. – http://www.ngtp.ru/rub/2019/30_2019.html

3. Решения четвертого межведомственного регионального совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 1989. – 40 с.

4. Шемин Е.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. – 467 с.

5. Мельников Н.В. Венд-кембрийский солеродный бассейн Сибирской платформы (Стратиграфия, история развития). – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2009. – 148 с.

6. Ковалевский О.П., Маргулис Л.С. Дополнение 1. Секвенс-стратиграфические подразделения. Дополнения к стратиграфическому кодексу России. – Санкт–Петербург: ВСЕГЕИ, 2000. – С. 59–66.

7. Allen J.L. Current Ripples. – Amsterdam: North Holland Comp., 1968. – 433 р.

8. Catuneanu O. Principles of sequence stratigraphy. – Amsterdam: Elsevier, 2006. – 375 p.

9. Einsele G. Sedimentary basins: Evolution, facies, and sediment budget. – Berlin: Springer-Verlag, 2000. – 792 p.

10. Fedonkin M.A., Ivantsov A.Yu. Ventogyrus, a possible siphonophore-like trilobozoan coelenterate from the Vendian sequence (late Neoproterozoic), northern Russia. In Vickers-Rich, P. and Komarower, P. (eds.), The Rise and Fall of the Ediacaran Biota, 2007. Geological Society of London Special Publication 286. – Р. 187–194.

11. Grazhdankin D.V., Maslov A.V. Sequence stratigraphy of the upper Vendian of the East European Craton // Doklady Earth Sciences. – 2009. – V. 426. – P. 517–521.

12. Posamentier H.W., Allen G.P. Siliciclastic sequence stratigraphy: concepts and applications // SEPM, Concepts in Sedimentology and Paleontology. –  1999. – No. 7. – 210 p.

13. Scotese C.R. Atlas of Earth History. – Texas, Arlington, 2001. – 52 p.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-21-25

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98
М.Ю. Никулина (ООО «ИНК»), Н.В. Мышевский (ООО «ИНК»), Е.В. Никулин (ООО «ИНК»)

Классические и аномальные объекты, выявленные в результате проведения геолого-разведочных работ на участках ООО «ИНК»

Ключевые слова: Восточная Сибирь, барьерный риф, древний палеовулкан, Мирнинский выступ, сбросово-взбросовая структура, парфеновский бар, потоковая система, ярактинский горизонт, осинский горизонт, Иркутская область

В статье рассмотрены аномальные (нетипичные) объекты, которые выявлены ООО «ИНК» на участках Иркутской области и Республики Саха (Якутия), выделенных в ходе геолого-разведочных работ. Закартированы крупные карбонатные постройки барьерного типа, окаймляющие палеовпадину Иркутского амфитеатра. Коллектор представлен доломитами порово-кавернового типа, сформированными в результате вторичных процессов из известняков. Выработаны необходимые и достаточные критерии поиска залежей углеводородов в осинском горизонте. Установлены структурно-тектонические объекты на Мирнинском участке (Якутия) с помощью сейсморазведки МОГД 3D. Представлена концептуальная схема распространения баровых тел ботуобинского и улаханского горизонтов. Выявлены значительные объемы ресурсов нефти. На основании обобщения материалов сейсморазведочных работ и данных глубокого бурения локализована крупная песчаная полоса в парфеновском горизонте со значительным потенциалом углеводородов, простирающаяся на Большетирском, Верхнетирском, Ялыкском, Верхнекатангском лицензионных участках. Приведены свойства пластов-коллекторов по скважинным данным. Рассмотрена потоковая система Аянского месторождения, выделены палеопотоки и микробугры фундамента по форме сейсмической записи отражающих горизонтов. Детально закартирована дренажная система. Выявлена зависимость глинистости относительно близости геоморфологических тел. На Ярактинском месторождении выявлена крупная изометричная аномалия, предположительно, древний палеовулкан общей площадью более 60 км2. Рассмотрены вопросы генезиса, и дан прогноз распространения терригенного коллектора, связанного с особенностями осадконакопления древней структуры. Оценены перспективы объекта, связанные с появлением новых пластов-коллекторов в разрезе скважин. В результате поисково-разведочного бурения и сейморазведочных работ 3D южнее Дулисьминского и Ярактинского месторождений на расстоянии 45 км от последнего на стремительно погружающейся моноклинали встречена и закартирована полоса песчаников в ярактинском горизонте, из которой получены притоки углеводородов. Приведены свойства коллекторов.

Список литературы

1. Колотовкина М.Ю. Фациальное районирование продуктивных отложений венда Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 3. – C. 14–25.

2. Мышевский Н.В. Игнялинский барьерный риф – новый перспективный объект на Непском своде // Геология и геофизика. – 1991. – № 11. – C. 99–107.

3. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина) / отв. редактор В.А. Каширцев. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. – 467 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-26-29

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.837
Д.А. Бурдаков (ООО «ИНК»), В.Н. Сибилев (ООО «ИНК»), О.В. Токарева (ООО «СИГМА-ГЕО»), В.А. Колесов (ООО «ИНК»), Ю.А. Агафонов (ООО «СИГМА-ГЕО»), к.т.н.

Мониторинг фронта заводнения карбонатных коллекторов нижнего кембрия методом 4D электроразведки

Ключевые слова: осинский горизонт, карбонатный коллектор, поддержание пластового давления, мониторинг фронта заводнения, зондирование становлением электромагнитного поля в ближней зоне (ЗСБ), электроразведочный мониторинг, удельное электрическое сопротивление (УЭС), Непско-Ботуобинская антеклиза, Сибирская платформа

Планирование разработки нефтенасыщенных карбонатных коллекторов зачастую затруднено сложным геологическим строением залежей, вторичными преобразованиями (карбонатизация, засолонение), физико-химическими свойствами пород и насыщающих их флюидов. При разработке карбонатных отложений с высоким сопротивлением путем организации системы поддержания пластового давления закачкой воды с определенной минерализацией и пониженным сопротивлением перспективным представляется мониторинг смещения фронта заводнения с использованием разновременных замеров методом поверхностной электроразведки (4D) в связи с контрастом удельного электрического сопротивления. В статье представлен ряд ключевых критериев эффективности заводнения, используемых в ООО «ИНК», а также методика и результаты мониторинга заводнения карбонатных нефтенасыщенных отложений с использованием зондирований становления поля в ближней зоне (ЗСБ), выполненного в формате 4D. Электроразведочный мониторинг выполнен впервые для продуктивных карбонатных отложений кембрия в Восточной Сибири. Показано, что он обладает высоким потенциалом для повышения эффективности разработки месторождений рассматриваемого региона. Параметры сети наблюдения и переодичность площадных замеров ЗСБ определены на основе гидродинамического моделирования коллектора и синтетического моделирования сигналов ЗСБ. Проведены три этапа полномасштабных электроразведочных работ. Применение технологии ЗСБ позволило уточнить геологическую модель строения нефтяной залежи и оценить тип преобладающего порового пространства вблизи нагнетательных скважин. Выполнен прогноз смещения фронта заводнения по пяти нагнетательным скважинам. Прогноз смещения фронта заводнения, выполненный на основе результатов электроразведочных работ, подтвержден прорывами закачиваемой воды в трех добывающих скважинах.

Список литературы

1. Рыжков В.И. Разработка критериев прогноза высокопродуктивных зон в Осинском горизонте по данным сейсморазведки. – М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2018.

2. Don Wolcott. Applied Waterflooding field development. – Energy Tribune Publishing, 2009. – P. 417.

3. Колесов В.А., Романцов А.С., Назаров Д.В. Вторичная пустотность карбонатных пород – роль и методы изучения // Тр. 5-й международной научнго-практической конференции «Геобайкал 2018». – Иркутск, 2018.

4. Мандельбаум М.М., Рабинович Б.И., Сурков В.С. Геофизические методы обнаружения нефтегазовых залежей на Сибирской платформе. – М.: Недра, 1983. – 182 с.

5. Ваньян Л.Л. Основы электромагнитных зондирований. – М.: Недра, 1965. – 109 с.

6. Sharlov M.V., Buddo I.V., Misyurkeeva N.V. Transient electromagnetic surveys for high resolution near-surface exploration: basics and case studies // First break. – 2017. – V. 35. – No 9. – Р. 63–71.

7. Современная практическая электроразведка / А.В. Поспеев, И.В. Буддо, Ю.А. Агафонов [и др.]. – Новосибирск: Изд-во Гео, 2018. – 231 с.

8. Планирование системы ППД на примере одного из карбонатных месторождений компании ИНК / С.В. Зимин, Д.А. Бурдаков, В.Н. Сибилев [и др.] // Тр. 5-й международной научнго-практической конференции «Геобайкал 2018». – Иркутск, 2018.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-30-34

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

622.24:550.822.5/.7
М.Ю. Никулина (ООО «ИНК»), Е.В. Никулин (ООО «ИНК»), Е.А. Петров (АО «ИНК-Запад»)

Особенности строительства скважин на Большетирском месторождении

Ключевые слова: осинский горизонт, Большетирское нефтяное месторождение, геологические осложнения, система бурения с контролем давления MPD, несовместимые условия бурения, газовые карманы

Одним из ключевых проектов ООО «ИНК» в Иркутской области является Большетирское нефтяное месторождение. Месторождение открыто в 1980 г. параметрической скв. 204, выявившей нефтяную залежь в нижней части осинского горизонта усольской свиты нижнего кембрия. Глубокое разведочное бурение на Большетирском месторождении возобновилось в 2011 г. Результаты бурения разведочной скв. 11 подтвердили наличие нефтяной залежи в осинском горизонте. В настоящее время лицензией на геологическое изучение недр, разведку и добычу углеводородного сырья владеет АО «ИНК-Запад».

В статье приведено описание геологического строения Большетирского месторождения, в частности осинского горизонта. Осинский продуктивный горизонт представлен слабо-трещиноватыми известняками и доломитами порово-кавернового типа, сформированными в результате вторичных процессов из известняков. Пласт характеризуется аномально высоким давлением и значительным содержанием сероводорода. При вскрытии пласта-коллектора возникают условия, несовместимые с дальнейшим бурением: поглощения бурового раствора и газопроявления. Рассмотрены виды геологических осложнений, возникавших в процессе бурения скважин, а также выполнена их систематизация. Представлены результаты работ по выявлению геологических причин превышения плановых сроков бурения. Рассмотрено применение технологии бурения с регулируемым давлением (managed pressure drilling – MPD). Приведена хронология бурения горизонтальных скв. 161 и 169. Отмечено, что выполненные работы позволили уточнить представления о геологическом строении карбонатно-галогенового осадочного чехла ранне-кембрийского возраста. Определены латеральные и вертикальные геологические закономерности возникновения осложнений. Скорректирована концепция бурения скважин. Определен фонд скважин, в которых необходимо применение технологических инноваций для успешного достижения поставленных задач.

Список литературы

1. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). – Новосибирск: Издательство СО РАН, 2007. – 467 с.

2. Успешное применение различных решений Бурения с управляемым давлением: Вызовы и оптимальный подход / С. Боргес, П.Ю. Доброхлеб, Д.С. Криволапов [и др.] // SPE-192533-RU. – 2018.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-35-37

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.031.011.43
В.Ю. Ким (ООО «ИНК»), к.ф.-м.н., А.М. Асланян («Нафта Колледж»), к.ф.-м.н., Д.Н. Гуляев (ООО «Софойл»; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.т.н., Р.Р. Фарахова (ООО «Софойл»)

Проведение гидродинамических исследований межскважинного пространства без потерь добычи при организации системы поддержания пластового давления в карбонатных коллекторах Восточной Сибири

Ключевые слова: карбонатные коллекторы, поддержание пластового давления (ППД), связность коллектора, импульсно-кодовое гидропрослушивание

Одним из ключевых факторов увеличения добычи нефти и коэффициента извлечения нефти является оптимизация системы поддержания пластового давления (ППД). Это непростой процесс даже в относительно однородных, хорошо связанных терригенных отложениях, а в коллекторах со сложной структурой порового пространства создать эффективную систему ППД крайне непросто. Карбонатные отложения характеризуются высокой степенью неоднородности как по вертикали, так и по площади, а также отсутствием связи между слоями и блоками. Для организации эффективной системы ППД крайне важны информация о связности коллектора в межскважинном пространстве и данные о его проницаемости. Применимость импульсного кодового гидропрослушивания (ИКГ) оценена с помощью опытных работ на месторождении и синтетических тестов. ИКГ обеспечивает выявление непроницаемых границ пласта, пьезопроводность и гидропроводность соединенной части пласта между скважинами и межскважинную интерференцию в единицах давления при работе с единичным дебитом или расходом без потерь добычи. Проницаемость пласта и толщину связанной части пласта можно рассчитать из значений пьезопроводности и гидропроводности. Данная информация помогает выбрать наилучшие скважины-кандидаты для эффективного управления заводнением и выявить скважины, в которых возможны перетоки, для проведения промыслово-геофизических исследований (ПГИ) и капитального ремонта. Проведены одно промысловое исследование и восемь численных тестов. Результаты численных тестов ИКГ показывают хорошую сходимость исходных свойств пласта и полученных с помощью ИКГ, что указывает на высокую степень надежности данной технологии даже для пластов с низкой проницаемостью и при наличии значительного шума на кривой давления. Это подтверждается не только численными расчетами, но и промысловой реализацией ИКГ при межскважинном анализе на месторождении с карбонатным коллектором.

Список литературы

1. Aslanyan А., Aslanyan I., Farakhova R. Application of Multi-Well Pressure Pulse-Code Testing for 3D Model Calibration // SPE-181555-MS. – 2016

2. Carbonate Reservoir Waterflood Efficiency Monitoring with Cross-Well Pulse-Code Pressure Testing / N. Myakeshev, A. Aslanyan, R. Farakhova, L. Gainutdinova // SPE-189258-MS. – 2017

3. Verifying Local Oil Reserves Using Multi-Well Pressure Pulse Code Testing / А. Sabzabadi, R. Masoudi, D. Arsanti [et al.] // OTC-28601-MS. – 2018.

4. Waterflood Study of High Viscosity Saturated Reservoir with Multiwell Retrospective Testing and Cross-Well Pressure Pulse-Code Testing / A. Aslanyan, I. Kovalenko, I. Ilyasov [et al.] // SPE-193712-MS. – 2018.

5. Localization of the Remaining Reserves of R Oilfield With Pulse Code Pressure Testing / A. Aslanyan, B. Ganiev, A. Lutfullin [et al.] // SPE-196338-MS. – 2019.

6. Верификация остаточных запасов методом мультискважинного импульсно-кодового гидропрослушивания / В. Таипова, А. Асланян, И. Асланян [и др.] // SPE-187927-RU. – 2017.

7. Multiwell Deconvolution as Important Guideline to Production Optimisation: Western Siberia Case Study / A. Aslanyan, R. Asmadiyarov, I. Kaeshkov [et al.] //

IPTC-19566-MS. – 2019.

8. Assessing Waterflood Efficiency with Deconvolution Based Multi-Well Retrospective Test Technique / A. Aslanyan, F. Grishko, V. Krichevsky [et al.] //

SPE-195518-MS. – 2019.

9. Dynamic Reservoir-Pressure Maintenance System Study in Carbonate Reservoir with Complicated Pore Structure by Production Analysis, Production Logging and Well-Testing / A. Aslanyan, A. Gilfanov, D. Gulyaev [et al.] // SPE-187776-MS. – 2017.

10. Well Spacing Verification At Gas Condensate Field Using Deconvolution Driven Long-Term Pressure and Rate Analysis / B. Kaliyev, G. Mutaliyev, M. Aibazarov [et al.] // SPE-196925-MS. – 2019.

11. Assessing Efficiency of Multiwell Retrospective Testing MRT in Analysis of Cross-Well Interference and Prediction of Formation and Bottom- Hole Pressure Dynamics / A. Aslanyan, B. Ganiev, A. Lutfullin [et al.] // SPE-196839-MS. – 2019.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-38-43

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276:031:532.5.072.8
С.В. Зимин (ООО «ИНК»), И.В. Сабанчин (ООО «ИНК»), И.А. Краснов (ООО «ИНК»), О.О. Буторин (ООО «ИНК»), к.т.н., М.Р. Стукан (Компания «Шлюмберже»), к.ф.-м.н., Е.Н. Иванов (Компания «Шлюмберже»), к.ф.-м.н., А.Т. Ребрикова (Компания «Шлюмберже»), А.С. Денисенко (Компания «Шлюмберже»), к.т.н., В.И. Пискарев (Компания «Шлюмберже»), к.т.н., В.Д. Лаптев (Компания «Шлюмберже»), к.ф.-м.н.

Проблемы выпадения солей в поровом пространстве пород в пластовых условиях на примере месторождений Восточной Сибири

Ключевые слова: Восточная Сибирь, эвапориты, выпадение солей, гипс, галит, цифровой керн, многофазный поток, гидродинамический симулятор, численные расчеты

Образование осадка неорганических солей представляет существенную проблему при разработке нефтегазовых месторождений Восточной Сибири. Процесс выпадения осадка зависит от большого количества параметров, что создает дополнительные сложности при описании этого процесса. Химический состав осадка достаточно разнообразен, однако основными составляющими являются гипс и галит. Для прогнозирования состава и количества выпадающего осадка, а также его распределения по резервуару необходима детальная информация о составе присутствующих водных растворов, а также их свойствах во всем интервале термобарических условий залежи. Подобная информация доступна далеко не всегда. Однако современный уровень развития вычислительной химии и численных методов моделирования многофазных течений в поровом пространстве (метод цифрового керна) позволяют получить необходимые данные путем расчетов.

В статье представлен интегральный подход к решению указанной проблемы. Подход предполагает выполнение расчетов смесимости водных растворов с использованием пакета OLI Studio, дополненных лабораторными тестами. Кроме того, проводится расчет фильтрационно-емкостных свойств в пластовых условиях при разных уровнях засолонения с использованием гидродинамического симулятора DHD (Direct Hydrodynamic), разработанного в Московском научно-исследовательском центре компании «Шлюмберже» (CoreFlowTM).. На основе расчетов предложен метод создания в симуляторе ECLIPSETM композиционной гидродинамической модели, учитывающей процессы выпадения и растворения неорганических солей. На основе результатов проведенного исследования сделано выводы об основных причинах образования неорганического осадка в межскважинном пространстве одного из месторождений Восточной Сибири. К таким причинам относятся смешивание закчиваемых и пластовой вод и изменение термобарических условий вблизи нагнетательных и добывающих скважин, что характеризует эти области как наиболее подверженные рискам образования осадка.

Проблема выпадения солей является актуальной для многих месторождений Восточной Сибири, и предложенный подход имеет хорошие перспективы для широкого применения.

Список литературы

1. Чертовских Е.О., Алексеев С.В. Проблемы добычи нефти и газа на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении, связанные с отложениями гипса // SPE-171311-RU. – 2014.

2. Лабораторное и численное исследования процесса рассоления засолоненных терригенных коллекторов / Виноградов И.А., Загоровский А.А., Богачев К.Ю. [и др.] // SPE-176630-RU, 2015

3. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. –

М.: Орбита-М. – 2004. – С. 432.

4. Динариев О.Ю. О гидродинамическом описании многокомпонентной многофазной смеси в узких порах и тонких слоях // Прикладная математика и механика (ПММ). – 1995. – Т. 59. – Вып. 5. – С. 776–783.

5. Демьянов А.Ю., Динариев О.Ю., Евсеев Н.В. Основы метода функционала плотности в гидродинамике. – М.: Физматлит, 2009. – 312 с.

6. Direct Hydrodynamic Simulation of Multiphase Flow in Porous Rock /  D. Koroteev, O. Dinariev, N. Evseev [и др.] // Petrophysics. – 2014. – № 55 (4). – P. 294–303.

7. Andersen M.A. Digital core flow simulations accelerate evaluation of multiple recovery scenarios // World Oil. – 2014. – V. 98. – Р. 50–56.

8. Mechanism of Oil Displacement During Polymer Flooding in Porous Media with Micro-Inhomogeneities /  [et al.] // SPE-182037-RU. – 2016.

9. Reactive flow modeling at pore scale /  [et al.] // SPE-187805. – 2017.

10. Flow Behavior from Organic and Mineral-Hosted Porosity Systems – From Pores to Production // URTeC: 2902911. – 2018.

11. Permeability and Porosity Study of Achimov Formation Using Digital Core Analysis / I. Yakimchuk, N. Evseev, D. Korobkov [et al.] // SPE-196928-MS. – 2019.

12. Dinariev O., Evseev N., Klemin D. Density Functional Hydrodynamics in Multiscale Pore Systems: Chemical Potential Drive / SCA 2019 // E3S Web of Conferences. – 2020. – V. 146. – Article № 01001. – 10 p. – https://doi.org/10.1051/ e3sconf/202014601001

13. Enhanced reservoir description: using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in un-cored intervals/wells / J.O. Amaefule [et al.] // SPE-26436-MS. – 1993. – http://doi:10.2118/26436-MS.

14. A.-K. Stolz, R.M. Graves Sensitivity Study of Flow Unit Definition by Use of Reservoir Simulation // SPE 84277. – 2003.

15. Khormali A., Petrakov D.G., Farmanzade A.R. Prediction and inhibition of inorganic salt formation under static and dynamic conditions–Effect of pressure, temperature, and mixing ratio //Int. J. Technol. – 2016. – V. 7. – № 6. – Р. 943–951.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-44-49

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276+622.279
Р.М. Салихов (OOO «ИНК»), Е.О. Чертовских (OOO «ИНК»), Б.Р. Гильмутдинов (OOO «ИНК»), к.т.н., И.П. Лебедева (OOO «ИНК»), к.х.н., А.С. Шабанов (OOO «ИНК»), В.А. Истомин (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), д.х.н., В.Г. Квон (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), к.т.н., В.Б. Крапивин (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Д.В. Сергеева (Сколковский институт науки и технологий)

Повышение эффективности мероприятий по предупреждению гидратообразования на Ярактинском нефтегазоконденсатном месторождении

Ключевые слова: Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение, газовые гидраты, газоконденсатные скважины, метанол, пластовая минерализованная вода, солеотложения

В статье рассмотрены особенности предупреждения гидратообразования при добыче природного и попутного нефтяного газа из нефтегазоконденсатной залежи Ярактинского месторождения, расположенного в Усть-Кутском районе Иркутской области. Дан анализ термобарических режимов работы газодобывающих скважин месторождения. Отмечено, что газовые и газоконденсатные месторождениях Восточной Сибири характеризуются особенностями процесса гидратообразования в промысловых системах. Рассчитаны условия гидратообразования по компонентному составу природного газа с учетом влияния метанола и пластовой минерализованной воды. Показано, что процесс гидратообразования возможен уже в добывающих скважинах, что обусловлено не только компонентным составом газа (наличием компонентов С24, легко образующих гидраты), но и высоким пластовым давлением (до 25,4 МПа), а также относительно низкой пластовой температурой (37 оС). Гидратообразование в стволах скважин не отмечалось ранее при разработке газоконденсатных залежей месторождений Западной Сибири.

Разработана методика расчета расхода метанола с учетом высоких давлений газа и возможности водопроявления скважин. Проанализированы риски солеотложений в стволах газовых скважин из-за выпадения галита при смешивании метанола с пластовой водой. Отмечено, что при использовании водных растворов метанола с концентраций метанола на уровне 60-65 % (по массе) риски галитоотложения практически отсутствуют. Проведены технологические расчеты удельного расхода метанола и его водных растворов для предупреждения гидратообразования с учетом рисков солеотложений, связанных с высокой минерализацией пластовых вод месторождения. Полученные результаты позволяют оптимизировать технологию ингибирования гидратообразования в системах добычи и сбора продукции Ярактинского месторождения.

Список литературы

1. Физическое моделирование режимов газового воздействия на нефтегазоконденсатных месторождениях Восточной Сибири / И.В. Сабанчин, Р.В. Титов, А.М. Петраков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 92–96.

2. Елимова В.А. Рассолы Ярактинской группы месторождений // Строение литосферы и геодинамика. Материалы XXVII Всероссийской молодежной конференции, Иркутск, 22–28 мая 2017 г. – Иркутск: Институт земной коры СО РАН, 2017. – С. 86–87.

3. Бурдаков Д.А., Волкотт Д. Проектирование и результаты внедрения водогазового воздействия на Ярактинском месторождении Восточная Сибирь // SPE-196769-RU – 2019.

4. СТО Газпром 3.1-3-010-2008. Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «ГАЗПРОМ». – М.: Газпром, 2009. – 45 с.

5. Бухгалтер Э.Б. Метанол в газовой промышленности. – М.: Недра, 1986. – 238 с.

6. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. – М.: ИРЦ Газпром, 2005. – 556 с.

7.  Предупреждение гидратообразования в призабойной зоне пласта при высокой минерализации остаточной воды в коллекторе / В.А. Истомин, Д.М. Федулов, И.И. Минаков [и др.] // Вести газовой науки. Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. – 2013. – № 4 (15). – С. 15–21.

8.  Prevention of gas hydrate formation at field Conditions in Russia / V. Istomin, V. Kwon, N. Kolushev, A. Kulkov // In: Proceedings of 2-nd Int. Conf. on Natural Gas Hydrates, June 2–6, 1996, Toulouse. – France: Toulouse, 1996. – P. 399–406.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-50-54

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.276.53:65.011.4
Р.М. Салихов (ООО «ИНК»), И.И. Костюк (ООО «ИНК»)

Разработка и реализация мероприятий, направленных на увеличение межремонтного периода механизированного фонда скважин ООО «ИНК»

Ключевые слова: межремонтный период (МРП), средняя наработка на отказ (СНО), электроцентробежный насос (ЭЦН), осложнения при эксплуатации ЭЦН, установка электроцентробежных насосов (УЭЦН), повышение надежности УЭЦН, информационные системы управления добычей нефти

Выстроенная организационно-техническая система эксплуатацией механизированного фонда скважин является основой эффективной добычи нефти и успешности предприятия в целом. Новое техническое руководство ООО «ИНК» в 2015 г. столкнулось с необходимостью изменения подходов к организации этого процесса. Относительно небольшой срок эксплуатации месторождений, отсутствие собственных традиций крупномасштабной добычи нефти в Восточной Сибири – все это потребовало адаптации и внедрения целого комплекса мероприятий для существенного повышения межремонтного периода (МРП) и средней наработки на отказ (СНО) глубиннонасосного оборудования.

В статье рассмотрен опыт ООО «ИНК» по увеличению МРП механизированного фонда скважин на примере основного актива – Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения. Дано описание текущих геолого-технических условий, факторов, осложняющих добычу нефти, а также приведены данные о МРП и СНО до начала реализации комплекса мероприятий по их повышению. Представлен краткий обзор проведенных организационных мероприятий, таких как пересмотр организационной структуры подразделений, отвечающих за эксплуатацию фонда скважин; актуализация и расширение фонда внутренней нормативной методической документации; меры по повышению квалификации персонала. Из мероприятий по повышению надежности выделены применение термовставок в кабельные линии УЭЦН, использование специального крепежа, валов и шлицевых муфт повышенной мощности, оснащение фонда станциями управления с частотным приводом и телеметрическими системами и др. Отдельное внимание уделено эксплуатации скважин в осложненных условиях. Перечислены мероприятия по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, отложениями неорганических солей (галита и гипса), выносом механических примесей, а также с высоким газовым фактором добываемой нефти. Неотъемлемой частью реализованных мероприятий также является внедрение передовых информационных продуктов для мониторинга и управления эксплуатацией фонда скважин. Реализация представленного в статье комплекса мероприятий позволила увеличить МРП от 318 до 857 сут.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-55-58

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.72
Р.М. Салихов (ООО «ИНК»), Е.О. Чертовских (ООО «ИНК»), Б.Р. Гильмутдинов (ООО «ИНК»), к.т.н., И.П. Лебедева (ООО «ИНК»), к.х.н., И.И. Костюк (ООО «ИНК»), М.К. Паращенко (ООО «ИНК»), А.А. Уряднов (ООО «ИНК»), А.Р. Колесникова (ООО «ИНК»)

Особенности применения химических реагентов в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод

Ключевые слова: галиты, гидраты, ингибиторная защита, осложненный фонд скважин, солеотложение

В настоящее время солеотложение является основным фактором, осложняющим разработку Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения. В статье приведены общие сведения о типах отложений неорганических солей. В основном это галит, гипс, карбонат кальция. Анализ динамики осложненного фонда скважин показал, что эксплуатация 40 % добывающих скважин осложненного фонда связана с отложениями отложениями галита. Отложение солей происходит от призабойной зоны пласта до устья скважин, что приводит к снижению их продуктивности. В статье представлены данные о химическом составе пластовых природных рассолов, а также дано описание условий, способствующих солеобразованию. Выполнен физико-химический анализ отложений, образующихся в насосном оборудовании. Оценены применяемые в настоящее время способы удаления отложений с глубинного оборудования, из призабойной зоны пласта в условиях Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения. Рассмотрены технологические решения по борьбе с отложениями галита при добыче нефти электроцентробежными насосами, а также способы предупреждения образования отложений галита в скважинах. Предложена методика тестирования ингибиторов отложений галита на насыщенном растворе хлорида натрия, а также на пластовой воде. Дано описание морфологии кристаллов галита до и после обработки ингибитором. Подобранный в результате лабораторных испытаний ингибитор отложений галита прошел опытно-промысловые испытания с целью оценки его эффективности для защиты глубинного оборудования на добывающем нефтяном фонде Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения. Ингибитор применялся по технологии постоянного дозирования в затрубное пространство. Результаты испытаний показали эффективность применения ингибитора в скважинах, эксплуатация которых осложнена образованием галита.

Список литературы

1. Technical and Economic Strategy in the Scale Deposition Management is an Important Factor in Enhancement the Efficiency of Oil Production / A. Voloshin, V. Ragulin, I. Ganiev, E.  Neviadovskyi // SPE 138066. – 2010.

2. Чертовских Е.О., Качин В.А., Карпиков А.В. Отложения галита при добыче нефти и газа на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении // Вестник Иркутского гос. технического университета. – 2013. – № 5 (76). – С. 82–91.

3. Проблемы добычи нефти и газа на Ярактинском и Даниловском месторождениях, связанные с солеотложениями / А.Н. Черемисин, А.А. Горланов, Д.Д. Романова [и др.] // Нефтепромысловое дело. – № 10. – С. 45–51.

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

5. Шабля В.В. Опыт работы ТПП «Когалымнефтегаз» с солеобразующим фондом скважин // Инженерная практика. – 2009. – Пилотный выпуск, декабрь. – С. 24–28.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-59-62

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Трубопроводный транспорт нефти

665.622.4
И.П. Лебедева (ООО «ИНК»), к.х.н., Ю.А. Добржанская (ООО «ИНК»), А.В. Евсеенко (ООО «ИНК»), Э.В. Шакирова (Иркутский национальный исследовательский технический университет), к.п.н., Н.А. Буглов (Иркутский национальный исследовательский технический университет), к.т.н., О.В. Белозерова (Иркутский национальный исследовательский технический университет), к.х.н.

Исследование состава, свойств и кинетики обезвоживания нефтей Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции

Ключевые слова: эмульсия, обезвоживание, прибор Lumifuge, асфальтены, нестабильность, смолы, нефть, кинетика, химический состав, Восточная Сибирь

Добыча нефти неизбежно сопровождается образованием водонефтяных эмульсий, разделение которых составляет главную задачу промысловой подготовки нефти. Нефтяные эмульсии существенно влияют на технологические процессы сепарации, предварительного обезвоживания, деэмульсации, приводя к накоплению промежуточного эмульсионного слоя. В статье исследованы нефти четырех месторождений ООО «ИНК»: Ярактинского, Ичединского, Маччобинского и Большетирского. Приведены их физико-химические свойства. По результатам ИК-спектрометрии спектральные коэффициенты нефти рассчитаны как соотношение оптических плотностей соответствующих полос поглощения ИК спектров. Рассмотрен групповой химический состав. Определены типы нефти. Изучено влияние природных эмульгаторов и механических примесей на стабильность нефтяных эмульсий. Существенный вклад в стабилизацию нефтяных эмульсий в Восточно-Сибирской нефтегазовой провинции вносит высокая концентрация минеральных солей в попутно добываемой воде. Попутные воды имеют низкий водородный показатель. Приведены состав и физико-химические характеристики пластовых вод. Представлены микрофотографии микроскопического исследования эмульсии, по которым установлено, что в состав эмульсии входит кристаллическая фаза, размеры кристаллов которой составляют до 300 мк. Проведена оценка стабильности дисперсных систем с помощью прибора-анализатора Lumifuge 116 (L.U.M. GmbH, Германия). Получена зависимость положения границы раздела фаз эмульсии от времени, что позволило в режиме реального времени наблюдать за кинетикой процесса. Проведенные на приборе Lumifuge исследования являются началом работ по созданию библиотеки профилей пропускания дисперсных систем для использования при нефтепромысловой подготовке нефти. Создание библиотеки позволит быстро и эффективно решать задачи, связанные с разработкой месторождений.

Список литературы

1. Чертовских Е.О., Салихов Р.М. Альтернативные решения проблемы галито- и гипсообразования при добыче нефти в Восточной Сибири // Инженерная практика – 2017. – № 4.

2. Сюняев З.И., Сафиева Р.З., Сюняев Р.З. Нефтяные дисперсные системы.  – М.: Химия, 1990. – 226 с.

3. Унгер Ф.Г., Андреева Н.Г. Фундаментальные аспекты химии нефти. Природа смол и асфальтенов. – Новосибирск: Наука, 1995. – 185 с.

4. Туманян Б.П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем. – М.: Техника, 2000. – 336 с.

5. Магомедшерифов Н.И., Тарасов М.Ю., Столбов И.В. Оптимизация процесса подготовки нефти на ДНС-УПСВ/ // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 12. – С. 95–96.

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

7. Байботаева С.Е., Молдабаева Г.Ж., Надиров К.С. Научно-технические основы методов разрушения водонефтяной эмульсии при подготовке нефти // Вестник Национальной инженерной̆ академии РК. – 2018. – № 1 (67). – С. 46–51.

8. Frömer D., Lerche D.  An Experimental Approach to the Study of the Sedimentation of Dispersed Particles in a Centrifugal Field // Arch. Appl. Mechanics. – 2002. – № 72. – С. 85–95.  

9. Sobisch T., Lerche D. Application of a New Separation Analyser for the Characterization of Dispersions Stabilized with Clay Derivates // Colloid Polym. Sci. – 2000. – № 228. – Р. 369–374.  

10. Mathies E., Sobisch T., Lerche D. A New Method for Rapid Classification of Demulsifiers to Separate Crude Oil–Water Emulsions // Oil and Gas Chemistry. – 2002. – V. 1. – Р. 485–491. 

11. Сюняев З.И. Нефтяной углерод. – М.: Химия, 1980. – 270 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-63-67

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Транспорт и подготовка нефти

622.276.8
Р.М. Салихов (ООО «ИНК»), М.К. Паращенко (ООО «ИНК»), Е.О. Чертовских (ООО «ИНК»), Б.Р. Гильмутдинов (ООО «ИНК»), к.т.н., А.С. Шабанов (ООО «ИНК»)

Первичная подготовка углеводородного сырья на объектах ООО «ИНК» с помощью мобильных и блочно-модульных технологий

Ключевые слова: блочная установка освоения скважин, мобильная блочная сепарационно-наливная установка, сероводород, меркаптаны, переработка нефтяного газа

Текущая макроэкономическая ситуация на нефтяном рынке (падение цен на нефть, истощение традиционных запасов) ставит перед компаниями нефтегазодобывающего сектора задачи повышения эффективности капитальных вложений и операционных затрат, скорости реализации проектов, их опциональности в зависимости от объема и качества поступающей геолого-технической информации об объектах разработки. В особенности это касается вновь открываемых месторождений в необжитых регионах Российской Федерации.

В статье работе рассмотрено актуальное решение по сокращению сроков реализации проектов и повышению их мобильности и вариативности на основе опыта ООО «ИНК» на месторождениях Иркутской области и Республики Саха (Якутия). Приведены примеры использования мобильных и блочно-модульных установок освоения, переработки нефтяного газа, а также их дальнейшей модернизации в условиях появления дополнительной информации о флюидах и продуктивности скважин. Выделены три основных типа установок, используемых компанией. Показано, что установки для освоения нефтегазовых месторождений могут работать в широком интервале производительностей – до 1400 м3/сут жидкости и до 950 тыс.м3 газа. При этом, несмотря на компактность и мобильность используемого оборудования, может быть обеспечена подготовка нефти вплоть до первой группы качества согласно действующему государственному стандарту. В качестве одного из важных преимуществ подобных решений указана возможность существенного снижения содержания сернистых соединений в нефти с использованием химических реагентов. Отмечено, что ООО «ИНК» одним из первых в России использовало мобильные установки для подготовки и переработки нефтяного газа с выделением сухого отбензиненного газа и широкой фракции легких углеводородов. Использование мобильных и блочно-модульных решений позволило компании ускорить ввод месторождений в эксплуатацию.

Список литературы

1. Основные принципы модульной стратегии обустройства месторождений в ПАО «Газпром нефть» / Д.А. Сугаипов, В.П. Батрашкин, М.М. Хасанов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 68–71.

2. Современные решения для обустройства инфраструктуры малых месторождений / А.В. Дашевский, М.В. Устимчук, К.А. Дубровин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 124–125.

3. Кожушков И.П., Смирнов А.П. Блочно-модульный метод строительства нефтегазовых объектов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 69–73.

4. Мобильные модульные комплексы для подготовки попутного нефтяного газа / В.Д. Федоренко, А.И. Власов, В.О. Яковлев [и др.] // PROНефть. Профессионально о нефти. – 2017. – № 4 (6). – С. 64–69.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-68-71

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Энергообеспечение

658.26:622.276
В.И. Мухутдинов (ООО «ИНК»), С.Н. Щедров (ООО «ИНК»), М.А. Моичкин (ООО «ИНК»), М.В. Трунцов (ООО «ИНК»)

Управление генерирующими мощностями в изолированных энергосистемах нефтегазовых месторождений

Ключевые слова: энергетика, изолированные энергосистемы, групповое регулирование активной и реактивной мощностей (ГРАРМ), надежность энергоснабжения

Стабильное и надежное энергоснабжение является важнейшей составляющей обеспечения добычи нефти и газа в любых регионах. Особое значение стабильность и надежность электроснабжения приобретает для регионов, в которых отсутствует развитая федеральная сетевая инфраструктура. Одним из таких регионов является Восточная Сибирь. Нефтегазодобывающие предприятия здесь вынуждены с нуля создавать изолированные энергосистемы для обеспечения собственной производственной деятельности.

В статье рассмотрен опыт ООО «ИНК» по формированию собственной комплексной автоматизированной системы группового регулирования активной и реактивной мощностей (ГРАРМ) на базе электростанций Ярактинского и Ичединского месторождений. Проанализировано текущее состояние генерации. Приведены данные о парке эксплуатируемых энергоагрегатов, особенностях их эксплуатации и суммарной установленной мощности энергосистемы компании. Перечислены перспективные и находящиеся в стадии активного внедрения решения по созданию оперативно-технологических центров управления генерирующими мощностями. Дано описание принципов формирующегося центра управления. Показано, что одним из важнейших преимуществ является возможность автоматической оценки режимов работы многоагрегатных электростанций и подключенных сетей без участия человека. В создаваемой системе предусмотрена возможность подключения к групповому регулированию любого числа энергоблоков из каждой электростанции с единого автоматизированного рабочего места. Отмечен важный принцип функционирования – автоматическое групповое регулирование с пропорциональным распределением потребляемой мощности между энергоблоками. Такой способ регулирования позволяет обеспечивать суточный диспетчерский график для поддержания частоты и напряжения генерируемого электрического тока. Закладываемые алгоритмы программ позволяют за минимальные необходимое время воздействовать на органы управления, наиболее эффективно управлять энергосистемой в нормальных и переходных режимах. Отмечено, что в ближайшее время ООО «ИНК» завершает внедрение всей
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-72-75

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Новости компаний

Новости нефтегазовых компаний


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экономика, управление, право

378:622 276
О.А. Адиева (АО «Башнефтегеофизика»), А.В. Белошицкий (АО «Башнефтегеофизика»), к.э.н., В.В. Бирюкова (Уфимский гос. нефтяной технический университет), к.э.н., Ш.Г. Гарайшин (Уфимский гос. нефтяной технический университет), к.т.н.

О взаимодействии классического образования и корпоративного обучения

Ключевые слова: образование и корпоративное обучение, совместные пути решения проблем, нефтегазовая отрасль, нефтесервис, горный инженер-геофизик, взаимосвязь качества и результатов процесса образования, профессиональные компетенции, карьерный рост, развитие специалистов

В статье рассмотрено взаимодействие вузов и геофизического предприятия в условиях дефицита образовательных ресурсов. Представлена краткая история формирования школы обучения инженеров нефтегазовой отрасли в Республике Башкортостан, основу которой формируют специализированные кафедры геофизики в Уфимском государственном нефтяном техническом университете (основан в 1948 г.) и Башкирском государственном университете (основан в 1909 году). Раскрыты возможные проблемы и причины снижения качества инженерного образования, такие как недостаточный уровень финансирования; разные подходы к профессиональным компетенциям молодых специалистов; взрывной рост геофизических технологий, связанный с допуском на российский рынок транснациональных нефтесервисных корпораций; отсутствие проактивного обучения. Приведены данные опроса выпускников средних школ разных лет о престижности (2003-2018) и качестве (1997-2015) российского инженерного образования. Рассмотрены противоречия между стандартами подготовки инженеров согласно федеральным законам и требованиями потенциальных работодателей, соответствующими современным условиям производственной деятельности. Отмечена важность развития у будущего специалиста способности к самостоятельной работе на конкретном предприятии после короткого периода адаптации. Показана взаимосвязь целей и результатов образовательных процессов с качеством условий, стандартов и норм при обучении. Представлены практические пути совместного решения указанных проблем, такие как гибкость теоретических и практических курсов обучения; возможность использования современных образцов геофизического оборудования в учебном процессе в реальных производственных условиях; кооперация преподавательского состава и ведущих специалистов производства для расширения теоретических знаний и практических навыков персонала. Раскрыты методы взаимодействия вузов и производственных предприятий для совместного решения познавательной и управленческой задач профессионального обучения, что, по мнению авторов, является наиболее важным условием успешной адаптации молодого специалиста на производстве и его дальнейшего развития. Приведены примеры набора необходимых компетенций для инженеров – промысловых геофизиков и диаграмма развития специалистов на в АО «Башнефтегеофизика». Показаны возможности профессионального и карьерного роста специалистов и обратной связи с вузами, что обеспечивается повышением квалификации как в учебном центре производственного предприятия, так и в специализированных образовательных учреждениях. Отмечено, что в условиях дефицита образовательных ресурсов, связанного прежде всего с недостаточным финансированием, можно добиваться значительных положительных результатов при совместном стремлении сторон – образовательных учреждений и производства – к взаимовыгодному сотрудничеству.

Список литературы

1. Кугель С.А. Престиж инженера в условиях ускорения научно-технического прогресса. – Л.: Знание, 1988. – С. 12–13.

2. Кульков Е.В. Что такое широкий профиль инженера-машиностроителя // Вестник высшей школы. – 1987. – № 1. – С. 39–44.

3. Скаржинский М.И., Баландин И.Ю., Тяжов А.И. Трудовой потенциал социалистического общества. – М.: Экономика, 1987. – 37 с.

4. Никитина Н.Ш., Валеев М.А., Щеглов П.Е. Управление качеством образования. Системный подход // В сб. Системы управления качеством: проектирование, организация, методология. Материалы X симпозиума «Квалиметрия человека и образования: методология и практика. Кн. 4 / под науч. ред. Н.А. Селезневой и А.И. Субетто. – М.: Исследовательский центр проблем качества подготовки специалистов, 2002. – С. 17–29.

5. Попова Н.В. Ключевые темы актуальной образовательной политики и практики // Высшее образование в России. – 2017. – № 10 (216). – С. 26–38.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-78-82

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Геология и геолого-разведочные работы

553.98
В.В. Волянская (ПАО «НК «Роснефть»), к.г.-м.н., А.П. Завьялова (МГУ имени М.В. Ломоносова)

Выявление аналогов крупных геологических тел как один из методов повышения эффективности изучения недр

Ключевые слова: аналогия, сравнение крупных геологических тел, пара сравнения, эффективность геологического изучения

Научно-методическая основа не только важна для обоснования теоретических исследований, но и является неотъемлемой частью при проведении геолого-разведочных работ на высоком современном технологическом уровне. В ПАО «НК «Роснефть» особое внимание уделяется разработке теоретических основ для большинства технологических бизнес-процессов. Область наук о Земле, как и сфера интересов ПАО «НК «Роснефть», дают широкое поле именно для такой деятельности, что позволяет не только открывать новые месторождения, но и эффективно использовать трудовые и материальные ресурсы.

В статье рассмотрены возможности применения метода аналогии для выявления пар аналогов крупных геологических тел, таких как синеклизы, орогены и предгорные прогибы. Уточнена терминология и проиллюстрирована концепция проведения сравнения, основанная на идентичности истории геологического развития изучаемых объектов, а не только на сходстве их геологических характеристик. Предложены три постулата.

1. Поиск аналога может проводиться для любого геологического тела.

2. Аналогия должна проводиться для объектов в пределах одного иерархического уровня и идентичного генезиса.

3. Необходимо учитывать временной фактор при идентификации свойств.

Предложенные постулаты основаны на концептуальных сравнениях Прикаспийской синеклизы и впадины Мексиканского залива, орегенов Верхоянско-Колымской складчатой зоны, Канадских скалистых гор и сопредельных им нефтегазоносных областей предгорных прогибов, а также сравнительном примере баженовской свиты и нефтематеринской формации Вака Муэрта (Аргентина). В заключение сделан вывод о возможности  повышения эффективности локальных геоло-горазведочных работ в слабоизученных районах за счет выявления аналога регионального масштаба с уже доказанной и хорошо изученной продуктивностью.

Список литературы

1. Милосердова Л.В., Мацера А.В., Самсонов Ю.В. Структурная геология. - М.: Нефть и газ, 2004. – 537 с.

2. Волянская В.В. Методические аспекты построения структурно-тектонических моделей разного иерархического уровня // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. – С. 14–17.

3. Hutton J. Theory of the Earth; or an investigation of the laws observable in composition, dissolution, and restoration of land upon the Glob // Transaction of the Royal Society of Edinburgh. – 1788. – V. 1. – Part 2. – Р. 209–304.

4. https://daks.ccreservoirs.com/

5. Ботвиновская О.А., Загуренко А.Г., Ганичев Д.И. Восполнение недостающей петрофизической информации с использованием данных месторождений-аналогов // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11. – С. 32–35.

6. Буденный С.A. Анализ больших данных в нефтегазовой отрасли: барьеры и возможности // Техническая презентация SPE, Московская секция. – 15.05.2018. – http://www.spe-moscow.org/

7. Методика выбора объекта-аналога для нефтегазовой залежи по геолого-геофизическим характеристикам / И.С. Волгин, Р.Р. Исламов, Ф.Н. Нигматуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 124–127.

8. Austin J. Geologic  History of Gulf of Mexico 2014 Expedition Operating Area. – University of Texas at Austinhttps. – https://oceanexplorer.noaa.gov/okeanos/explorations/ex1402/background/geology/welcome.html

9. Некрасов А.Н. Геология и благороднометальная минерагения Верхояно-Колымской складчатой зоны: автореф. дис. … д-ра геол.-мин. наук. – М., 2017. – 56 c.

10. Филатов Н.И., Хаин В.Е. Развитие Верхояно-Колымской орогенной системы как результат взаимоделйствия смежных континентальных и океанических плит // Геотектоника. – 2008. – № 4. – С. 18–48.

11. Гриненко В.С., Баранов В.В. Верхнепалеозойский и мезозойский этапы эволюции верхоянского терригенного комплекса (зона перехода «Сибирская платформа – Верхояно-Колымская складчатая область»). – Материалы IX Всероссийской научно-практической конференции «Геология и минерально-сырьевые ресурсы северо-востока России. Т. 2. – Якутск, 2019. – С. 3–36.

12. Новые данные о стратиграфии и истории формирования верхнетриасовых – юрских отложений зоны переходы «Сибирская платформа – Верхояно-колымская складчатая область / В.С. Григоренко, В.Г. Князев, В.П. Девятов [и др.] // Вестник Госкомгеологии. – 2012. – № 1. – С. 39–59.

13. McMechan M.E. Geology and  structure cross-section, Dawson Creek, British Columbia; Geological Survey of Canada, Map 1858A, scale 1:250 000. – 1994.

14. Torsvik T.H., Cocks L.R.M. Earth History and Palaeography. – Cambridge University Press, 2017. – 317 р.

15. Нефтегазоносные бассейны земного шара / И.О. Брод, В.Г. Васильев, И.В. Высоцкий [и др.]. – М.: Недра, 1965. – 598 с.

16. Frontera Exploratoria de la Argentina / L. Legerreta, H. Villar, G. Laffitte [et al.] // Simposio de VI Congreso de Exploracion y  Desarrollo de Hidrocarburos. –  2005. – С. 233–250.

17. Нефтегазоносные высокоуглеродистые толщи на границе юры и мела / Г.А. Калмыков, Н.Л. Киселева, Н.С. Балушкина, Д.Л. Цветков. – Ярославль: Аверс Плюс, 2017. – 330 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-83-87

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


553.98:519.868
В.А. Зубков (АО «ТомскНИПИнефть»), П.В. Молодых (АО «ТомскНИПИнефть»), И.В. Гончаров (АО «ТомскНИПИнефть»; Национальный исследовательский Томский политехнический университет), д.г.-м.н., В.В. Самойленко (АО «ТомскНИПИнефть»), к.г.-м.н., Н.В. Обласов (АО «ТомскНИПИнефть»), В.И. Ахтемийчук (АО «Томскнефть» ВНК), к.г.-м.н.

Трехмерная модель формирования залежей углеводородов на cеверо-западе Томской области

Ключевые слова: Западная Сибирь, баженовская свита, зрелость органического вещества, генерация углеводородов, моделирование, миграция, аккумуляция, залежи углеводородов, бассейновое моделирование, геохимия, кинетика

В статье рассмотрены результаты работ по бассейновому моделированию северо-западной части Томской области. Выполнена реконструкция погружения бассейна и восстановлена термическая история. Неравномерность распространения теплового потока на подошве осадочного чехла по площади объясняется тектоническими процессами и осложняется массивной гранитоидной интрузией. Благодаря многолетней аналитической работе в АО «ТомскНИПИнефть» сформировалась база знаний о геохимических особенностях нефтематеринских пород и нефти Западной Сибири. Это позволило использовать собственную сводную кинетическую модель для исследуемого региона. Для калибровки палеотемпературных условий использованы как оптические характеристики витринита углей, так и показатели геохимических свойств органического вещества баженовской свиты (4/1 МДБТ и Тmax). В итоге спрогнозированы время и объем генерации углеводородов органическим веществом баженовской свиты, сделан вывод о наличии двух очагов генерации разной природы. Дано описание параметров моделирования миграции и аккумуляции углеводородов. Установлено, что первичная миграция происходит благодаря возникновению аномально высокого порового давления и автогидроразрыву. Выполнено сравнение результатов расчета вторичной миграции двумя различными методами. Несмотря на ряд ограничений, полученные результаты демонстрируют достаточно высокую сходимость с фактическими данными, что проиллюстрировано на карте аккумуляций. В результате проведенного исследования предложена общая схема выполнения работ по бассейновому моделированию в Западной Сибири, обозначены этапы и цели исследований. Согласно приведенной схеме данная работа является итогом выполнения первого (регионального) этапа бассейнового моделирования. Результаты исследования могут быть использованы как в качестве самостоятельного инструмента при принятии решений о направлении геолого-разведочных работ, так и в качестве базовой информации при детальном моделировании на локальном этапе.

Список литературы

1. Снижение рисков при поисках нефти / И.В. Гончаров, В.В. Самойленко, Н.В. Обласов, С.В. Носова // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 8. – С. 28–33.

2. Захрямина М.О. 3D моделирование формирования залежей углеводородов в зоне сочленения Каймысовского свода и Нюрольской впадины // Интерэкспо Гео-Сибирь. – 2014. – Т. 2. – № 1. – С. 25–29.

3. Захрямина М.О. Бассейновое моделирование углеводородных систем в юго-западных районах Томской области (Нюрольская мегавпадина и сопредельные территории) // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2016. – № 3. – С. 40–50.

4. Космачева А.Ю., Захрямина М.О. Моделирование процессов нефтегазообразования Чкаловского месторождения Томской области // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. – Т. 12. – № 1. – С. 11.

5. Тектоническое строение и история развития Западносибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое / В.А. Конторович, С.Ю. Беляев, А.Э. Конторович [и др.] // Геология и геофизика. – 2001. – Т. 42. – № 11–12. – С. 1832–1845.

6. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. – Новосибирск: СО РАН, 2002. – 253 с.

7. Неручев С.Г., Вассоевич Н.Б., Лопатин Н.В. О шкале катагенеза в связи с нефтеобразованием //В кн. «Горючие ископаемые»/ под ред. А.Э. Конторовича. – М.: Наука, 1976.

8. Катагенез органического вещества пород баженовской свиты юго-востока Западной Сибири (Томская область) / И.В. Гончаров, В.В. Самойленко, Н.В. Обласов, С.В. Фадеева // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 32–37.

9. Пат. № 2261438 РФ. Способ определения зрелых нефтематеринских пород // И.В. Гончаров, В.В. Самойленко, С.В. Носова, Н.В. Обласов; заявитель и патентообладатель ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК». – № 2004117234/28; заявл.  07.06.04; опубл. 2005.

10.  Пат. РФ 2634254. Способ определения зрелых углесодержащих нефтематеринских пород и уточнения их катагенеза // Н.В. Обласов, И.В. Гончаров, В.В. Самойленко, С.В. Фадеева; заявитель и патентообладатель ОАО «ТомскНИПИнефть». – №  2016123620; заявл. 14.06.16; опубл. 24.10.17.

11.  Новый подход к кинетическим исследованиям органического вещества баженовской свиты / Р.С. Кашапов, И.В. Гончаров, Н.В. Обласов  [и др.] // Геология нефти и газа. – 2020. – № 3. – С. 51–59. –

DOI: 10.31087/0016-7894-2020-3-51-59.

12. Pepper A.S., Corvi P.J. Simple Kinetic Models of Petroleum Formation – Part I. Oil and Gas Generation from Kerogen // Marine and Petroleum Geology. – 1995. – V. 12. – Р. 291–319.

13. PetroMod 2019.1 User Guide

14. Hantschel T., Kauerauf A.I. Fundamentals of Basin and Petroleum Systems Modeling. – Berlin: Springer, 2009. – 476 p.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-88-92

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


552.52:539.26
А.В. Чурков (ООО НК «Роснефть-НТЦ»), А.А. Рогозин (ООО НК «Роснефть-НТЦ»), В.М. Яценко (ПАО «НК «Роснефть»), Т.С. Игнатьева (ООО НК «Роснефть-НТЦ»)

Экспресс-оценка глинистости по результатам ЯМР-релаксометрии

Ключевые слова: ядерно-магнитный резонанс (ЯМР), глинистость, времена релаксации, остаточная водонасыщенность, коэффициент эффективной пористости, глинистость

В последнее время на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» вовлекаются в разработку и эксплуатацию коллекторы со сложной структурой, обусловленной повышенным содержанием глинистого вещества. Применение широко распространенных в лабораторной практике методов анализа керна (капилляриметрия, рутинные петрофизические исследования) нередко сопровождается рядом существенных сложностей и ограничений, включая иногда полную невозможность их использования, в случае слабоконсолидированных, сильноглинистых и нефтематеринских пород. Очевидно, что процесс исследования керна сложных терригенных коллекторов связан с определенными трудностями, такими как частичное или полное разрушение образцов при многократном воздействии, нарушение целостности порового пространства и др. Комплексирование исследовательских методик в таком случае проблематично. В то же время существующий и развивающийся в настоящее время метод лабораторной ЯМР-релаксометрии вполне способен решить задачи определения как стандартного набора фильтрационно-емкостных свойств, так и специфических характеристик, таких как наличие капиллярно-связанного, структурного (связанного в глинах) и свободного флюида, фазовый состав насыщающего флюида, а также связанных параметры.

Сотрудниками ПАО «НК «Роснефть» совместно с работниками лабораторного комплекса ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» (дочернее общество ПАО «НК «Роснефть») рассмотрена возможность привлечения метода ЯМР-релаксометрии для экспресс-оценки глинистости терригенных отложений. Основываясь на полученных результатах, можно сделать вывод о применимости единичного эксперимента методом ЯМР-релаксометрии, где наряду с определением указанных выше петрофизических параметров проводится оценка глинистости пород без дополнительного привлечения данных гранулометрического анализа, что способствует сокращению трудоемкости и времени проведения лабораторных исследований.

Список литературы

1. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами. – М.: ВНИГНИ, 1978. – 381 с.

2. Дж.Р. Коатес, Ли Чи Хиао и М.Д. Праммер. Каротаж ЯМР. Принципы и применение. – Хьюстон: Халлибертон Энерджи Сервисес, 2011. – 338 с.

3. Джафаров И.С., Сынкаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Применение метода ядерно-магнитного резонанса для характеристик состава и распределения пластовых флюидов. – М.: Химия, 2002. – 439 с.

4. Омельянюк М.В., Пахлян И.А., Рогозин А.А. Обоснование комбинированной технологии повышения производительности скважин для условий майкопских отложений // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 9. – С. 114–116.

5. Шумскайте М.Й. Определение петрофизических параметров песчано-глинистых образцов керна и типизация пластовых флюидов методом ЯМР-релаксометрии: дис. … канд. техн. наук. – Новосибирск, 2017. – 136 с.

6. Харисов Р.Ф. ЯМР-релаксометрия как метод изучения фильтрации флюида в поровой среде по результатам оценки типа и объема глинистых минералов // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского АО. – 2014. – № 26. – http://www.oilnews.ru/26-26/yamr-relaksometriya-kak-metodizucheniya-filtracii-flyuida-v-porovoj-sred...

7. Тугарова М.А. Породы-коллекторы: Свойства, петрографические признаки, классификации. – СПб.: СПбГУ, 2004. – 36 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-93-95

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

622.24.023.2
Я.М. Курбанов (Тюменский индустриальный университет), д.т.н., Е.Я. Оксенойд (ООО «НовТехСервис»), Ф.А. Агзамов (Уфимский гос. нефтяной технический университет), д.т.н., Н.А. Черемисина (ООО «НовТехСервис»)

Опыт реализации конструкций глубоких и сверхглубоких скважин для решения задач опорного и параметрического бурения

Ключевые слова: опорное бурение, параметрическое бурение, глубокие и сверхглубокие скважины, конструкции скважин, геологические условия, геолого-геофизические исследования, тампонажный раствор, буферные жидкости, структурный режим вытеснения

Несмотря на наличие современных дистанционных технологий и геолого-геофизических методов исследования Земли, скважина остается единственным инструментом объективного изучения земной коры и каналом извлечения глубинных полезных ископаемых. Глубокие  и сверхглубокие скважины в России и за рубежом, как правило, бурятся для выполнения комплекса региональных геолого-геофизических  исследований, в том числе изучения геологического строения крупных геоструктурных элементов земной коры, определения общих закономерностей нефтегазонакопления, а также геолого-геофизических характеристик разреза и оценки перспектив рудо-, нефтегазоносности и выявления перспективных районов для поисковых работ. С целью выбора наиболее перспективных направлений региональных геолого-разведочных работ в опорных и параметрических скважинах необходимо проводить комплекс сложных геолого-геофизических, технических и технологических исследований и специальных работ в сложных термобарических условиях на ранее не исследованных глубинах. Это предъявляет ряд особых требований к скважине, технологии ее проводки, буровым технологическим жидкостям, цементному раствору (камню), а также в целом – к надежности и технологичности конструкции создаваемого объекта.

В статье рассмотрены вопросы создания оптимальных конструкций и качественной крепи скважин при цементировании обсадных колонн различных типоразмеров и назначения для решения задач опорно-параметрического бурения. Рассмотрены особенности их цементирования, проанализированы составы тампонажных растворов и технологических жидкостей, используемых для цементирования обсадных колонн в сложных термобарических условиях. Многолетний опыт крепления обсадных колонн в сложных условиях на ранее не освоенных глубинах, основанный на технологической, аналитической и исследовательской работе, является важнейшим научно-техническим результатом, тиражирование которого позволило существенно повысить качество проектирования и реализации конструкций глубоких скважин различного назначения в экстремальных условиях.

Список литературы

1. Курбанов Я.М., Логинов Ю.Ф., Зайковская Т.В. Особенности применения буровых растворов для проводки сверхглубокой параметрической скважины СГ-7 // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2005. – № 1. – С. 42–45.

2. Курбанов Я.М., Зайковская Т.В., Черемисина Н.А. Особенности управления реологическими характеристиками бурового раствора при проводке Ен-Яхинской сверхглубокой параметрической скважины СГ-7 // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2015. – № 7. – С. 13–19.

3. Теория и практика заканчивания скважин. В 5 т. / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников, Ю.М. Басарыгин / под. ред. А.И. Булатова. – М.: Недра, 1998. – Т. 2 и 4.

4. РД 41-014306-98. Инструкция по повышению надежности и долговечности крепи глубоких и сверхглубоких скважин / Я.М. Курбанов, В.Л. Дмитриев, Б.Н. Хахаев, Е.Я. Оксенойд. – М.: МПР РФ, 1998. – 58 с.

5. Курбанов Я.М., Хахаев Б.Н., Ангелопуло О.К. Актуальные проблемы создания крепи глубоких и сверхглубоких скважин // Нефтегазовые технологии. – 2000. – № 2. – С. 6-9.

6. Геологическое строение и нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Тимано-Печорской НГП / Ю.А. Ехлаков, В.И. Горбачев, Т.В. Карасева [и др.]. – Пермь.: КамНИИКИГС, 2000. – 330 с.

7. Тюменская сверхглубокая скважина (интервал 0-7502 м). Результаты бурения и исследования // В сб. Научное бурение в России.  – Пермь: КамНИИКИГС, 1996. – Вып. 4.  – 376 с.

8. Оксенойд Е.Я., Гурак В.М., Подъячева Н.А. Опыт крепления Тюменской СГ-6 194 мм хвостовиком при аномальных РТ-условиях. – Пермь: КамНИИКИГС, 2001. – 480 с.

9. Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин, проектируемых для бурения на разведочных и эксплуатационных площадях. – М.: Миннефтепром, 1973. – 10 с.

10. Herman Z. Принципы проектирования конструкций глубоких скважин. Ч. 1 и 2. – Пятигорск: СевКавНИПИнефть, 1977.

11. РД-39-00147-001-767-2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. – М., 2000. – 270 с.

12. Близнюков В.Ю. Проектирование рациональных конструкций сверглубоких скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2003. – № 2. – С. 14–21.

13. Тампонажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин / Я.М. Курбанов, Б.Н. Хахаев, Р.М. Алиев, В.С. Данюшевский. – М.: Недра, 1996. – 239 с.

14. Особенности обратного цементирования технической обсадной колонны диаметром 273 мм на Ен-Яхинской СГ-7 / Б.Н. Хахаев, Я.М. Курбанов, Е.Я. Оксенойд [и др.] // Разведка и охрана недр. – 2003. – № 6. – С. 20–22.

15. Курбанов Я.М.,  Хайруллин А.А. О некоторых особенностях цементирования скважин при низких скоростях замещения // Бурение. – 2001. –  № 11. – С. 14–17. 

16. Курбанов Я.М., Черемисина Н.А. Анализ технических решений по предотвращению поступления пластовых флюидов в заколонное пространство скважины в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2019. – № 5. – С. 64–71.

17. Каримов Н.Х., Агзамов Ф.А., Курбанов Я.М. Тампонажный материал для крепления глубоких и сверхглубоких скважин // Бурение глубоких и сверхглубоких параметрических скважин // Тезисы докл. Всероссийского совещания. – Ярославль, 2001. – С. 83–86.

18. Бурение параметрической скважины на Желдонской площади в условиях разнородного литолого-стратиграфического разреза и неопределенности геолого-технических параметров / Я.М. Курбанов, Т.В. Зайковская, Н.А. Черемисина [и др.]  // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 9. – С. 39–43.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-96-101

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


ТСС. Инновационное оборудование и сервис для нефтегазовой отрасли


Читать статью Читать статью



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.1.4
Р.Р. Халиулин (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»), С.Н. Закиров (Институт проблем нефти и газа РАН), д.т.н., А.Х. Ха (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»), Н.Е. Ведерников (ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»), В.Ю. Мальцев (ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»)

Особенности разработки нефтегазоконденсатного месторождения Монги (о. Сахалин)

Ключевые слова: Сахалин, месторождение Монги, коэффициент извлечения нефти (КИН), фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), повышение эффективности разработки, остаточные извлекаемые запасы (ОИЗ)

Месторождение Монги является крупнейшим на о. Сахалин, которое разрабатывается с начала 70-х годов ХХ вкеа по настоящее время. Выработка запасов данного месторождения неравномерная: например, коэффициент извлечения нефти в южной части месторождения в среднем составляет более 0,5, что связанно с благоприятным гидрогеологическим условием. Обратная ситуация наблюдается в северной части месторождения, где коэффициент извлечения нефти в среднем не превышает 0,2, что является следствием слабого влияния аквифера, значительного уплотнения пород и ухудшения фильтрационно-емкостных свойств. Осложненные условия разработки, такие как высокая степень выработки и обводненность, а также неравномерное снижение пластового давления диктуют условия формирования стратегии довыработки запасов. Детальное изучение дизъюнктивных дислокаций месторождения Монги является основным инструментом успешного проведения геолого-технических мероприятий и эффективной выработки остаточных извлекаемых запасов, так как они напрямую влияют на поведение пластового давления. Промысловые данные, результаты исследований, эксплуатационного бурения свидетельствуют о вторичных процессах, происходящих в коллекторах в процессе разработки. Ухудшение фильтрационно-емкостных свойств по результатам гидродинамических исследований, низкие начальные дебиты, отсутствие притока при освоении, результаты геолого-гидродинамического моделирования подтверждают процесс уплотнения породы вследствие критического снижения пластового давления. Полученные данные использовались при формировании стратегии оптимизации и развития системы разработки месторождения Монги. Даны рекомендации по повышению эффективности системы поддержания пластового давления, обоснована актуальность проведения гидравлического разрыва пласта, сформирована концепция выделения геологических целей при формировании программы эксплуатационного бурения.

Список литературы

1. Халиулин Р.Р., Закиров С.Н. Геологические особенности нефтегазоконденсатного месторождения Монги (о. Сахалин) // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 8. – С. 30–33.

2. Ганаева М.Р., Суходанова С.С., Халиулин Р.Р. Построение трехмерной геомеханической модели месторождения на Сахалинском шельфе с целью планирования многостадийного гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 108–111.

3. Вертикально-латеральное заводнение на завершающей стадии разработки / С.Н. Закиров, Р.Н. Мухаметзянов, И.С. Джафаров [и др.] // Материалы отраслевого совещания «Разработка месторождений в завершающей стадии». – 2007. – 90 с.

4. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, Э.С. Закиров [и др.]. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. – 140 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-104-108

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4.001.57
М.Ю. Назаренко (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина; ЛУКОЙЛ Мид-Ист Лимитед, А.Б. Золотухин (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина; Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова), д.т.н.

Применение машинного обучения для вероятностного прогнозирования добычи и расчета потенциальных извлекаемых запасов нефти

Ключевые слова: машинное обучение, моделирование Монте-Карло по схеме цепей Маркова, теорема Байеса, оценка рисков, расчет неопределенности, прогноз добычи, расчет потенциальных извлекаемых запасов, характеристики вытеснения, кривые падения добычи (КПД)

При разработке нефтяных и газовых месторождений одними из основополагающих процессов контроля и планирования производственных показателей являются расчет профиля добычи и потенциальных извлекаемых запасов нефти. Для проведения этих расчетов активно применяются промыслово-статистические методы, такие как модели характеристик вытеснения и анализа кривой падения давления (КПД). По сравнению с методом анализа КПД модели характеристик вытеснения более эффективны при расчете прогнозных показателей добычи нефти из обводненных пластов, поскольку помимо добычи нефти они учитывают добычу воды и жидкости. Однако промыслово-статистические методы являются детерминированными, т.е. не учитывают неопределенность в результатах расчетов, что может привести к недостижению плановых показателей добычи. Для решения проблемы количественной оценки рисков и неопределенности в прогнозах добычи и оценки потенциальных извлекаемых запасов зарубежными исследователями применены методы машинного обучения в сочетании с традиционными методами прогнозирования добычи нефти и газа.

В статье рассмотрены усовершенствованные методы машинного обучения, такие как теорема Байеса и стохастическое моделирования Монте-Карло по схеме цепей Маркова с интегральными моделями характеристик вытеснения, для количественного расчета рисков и неопределенности в прогнозах добычи и потенциальных извлекаемых запасов нефти. Разработанная методология вероятностного прогнозирования позволяет рассчитывать профиль добычи и потенциальные извлекаемые запасы, повысить точность прогнозирования и, как следствие, качество примаемых решений. Проведен ретроспективный прогноз на основе истории добычи 130 скважин двух заводненных нефтяных месторождений для оценки надежности разработанного вероятностного метода прогнозирования добычи нефти. Выполнен сравнительный анализ результатов, полученных с использованием ретроспективного прогноза добычи и вероятностным методом анализа КПД.

Список литературы

1. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. – М.: Недра. 1973. – 238 с.

2. Максимов М.И. Метод подсчета извлекаемых запасов нефти в конечной стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой // Геология нефти и газа. – 1959. – № 3. – С. 42–47.

3. Burger J.G., Combarnous M. Thermal Methods for Hydrocarbon Production // Journal of Oil & Gas Science and Technology, IFP. – 1975. – V. 30. – P. 551–578.

4. Назаров С.Н., Сипачев Н.В. Методика прогнозирования технологических показателей на поздней стадии разработки нефтяных залежей // Нефть и газ. – 1972. – № 10. – С. 41–45.

5. К оценке извлекаемых запасов нефти по интегральным кривым отбора нефти и воды / Н.В. Сипачев, А.Г. Посевич, С.А. Назаров [и др.] // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1972. – № 5. – С. 20–21.

6. Гайсин Д.К. Метод прогноза технологических показателей и нефтеотдачи пластов по промысловым данным в поздней стадии разработки // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. – 1986. – Вып. 74. – С. 128–137.

7. К вопросу о прогнозе добычи нефти и попутной воды при разработке слоисто-неоднородных коллекторов / А.М. Пирвердян, П.И. Никитин, Л.Б. Листенгартен, М.Г. Данелян // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1970. – № 11. – С. 22–23.

8. Камбаров Г.С., Алмамедов Д.Г., Махмудова Т.Ю. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1974. – № 3. – С. 22–24.

9. Абызбаев И.И., Насыров Г.Т. О факторах, влияющих на нефтеотдачу водонефтяных зон // Геология нефти и газа. – 1975. – № 2. – С. 60–63.

10. Gong X., Gonzalez R., McVay D. Bayesian Probabilistic Decline Curve Analysis Quantifies Shale Gas Reserves Uncertainty // SPE-147588. – 2011. –

DOI: 10.2118/147588-ms.

11. Xie J., Efendiev Y., Datta-Gupta A. Uncertainty Quantification in History Matching of Channelized Reservoirs using Markov Chain Level Set Approaches // SPE-141811-MS. – 2011. – doi:10.2118/141811-MS.

12. Liu C,  McVay D.A. Continuous Reservoir Simulation Model Updating and Forecasting Using a Markov Chain Monte Carlo Method // SPE-119197-MS. – 2009.

13. Zolotukhin A.B., Frick T.P. A Mobility Driven Fingering Approach to the Field-Scale Simulation of Oil Recovery // SPE-27017-MS. – 1994. – doi:10.2118/27017-MS.

14. Nazarenko M. Probabilistic Production Forecasting and Reserves Estimation in Waterflooded Oil Reservoirs // SPE-192167-MS. – 2018.

15. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.: Мин­энерго РФ, 2002. – 119 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-109-113

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.66
А.С. Клевцов (СП «Вьетсовпетро»), Е.Н. Грищенко (СП «Вьетсовпетро»), П.С. Баленко (СП «Вьетсовпетро»), А.Н. Иванов (СП «Вьетсовпетро»), к.т.н., А.А. Лубнин (СП «Вьетсовпетро»), к.ф.-м.н.

Особенности планирования и реализации гидроразрыва пласта при разработке низкопроницаемых высокорасчленных пластов олигоцена на шельфовых месторождениях Вьетнама

Ключевые слова: шельф, олигоцен, гидравлический разрыв пласта (ГРП), скин-фактор, проппант, литология, коллектор, песчаник, пористость, геофизические исследования скважин (ГИС), геомеханические свойства

Основными видами деятельности СП «Вьетсовпетро» являются проведение научно-исследовательских, геолого-разведочных работ, проектирование обустройства месторождений, добыча, сбор и подготовка нефти, газа и конденсата на юге континентального шельфа Социалистической Республики Вьетнам (СРВ). В последнее время наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению качества запасов, что обусловливает необходимость поиска новых и усовершенствования применяемых в настоящее время технологий разработки. В условиях низкопроницаемых расчлененных залежей гидравлический разрыв пласта (ГРП) является наиболее приемлемым и действенным методом интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи за счет эффективного воздействия на призабойную зону пласта и вовлечения в разработку «удаленной зоны пласта», а следовательно, увеличения коэффициента охвата.

В статье представлены общие результаты применения ГРП в низкопроницаемых, высокорасчленных коллекторах олигоцена шельфовых месторождений Вьетнама, а также особенности планирования и реализации данного геолого-технического мероприятия на основании полученного опыта. Применение ГРП в условиях расчлененных и литологически-неоднородных коллекторов обеспечило вовлечение в разработку гидродинамически изолированных прослоев и линз, не вскрытых бурением и перфорацией. Тиражирование технологии позволяет вовлекать в промышленную разработку новые блоки и залежи, эксплуатация которых без ГРП ранее рассматривались как нерентабельная. Использование новых технологий позволило повысить адаптивность дизайнов и расширить область применения ГРП.

В ближайшей перспективе в СП «Вьетсовпетро» планируется выполнить работы по изучению геомеханических свойств пластов олигоценовых отложений, в том числе с использованием акустического широкополосного каротажа, а также провести ГРП с массой проппанта 200 т и ГРП в разведочной скважине для подтверждения промышленных запасов нефти.

Список литературы

1. Уточненная технологическая схема разработки и обустройства месторождения Белый Тигр». – Вунгтау: СП «Вьетсовпетро», 2018.

2. Иванов А.Н., Зыонг Зань Лам, Васильев В.А. Анализ эффективности применения технологий интенсификации нефтедобычи на месторождении Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 4. – С. 112–114.

3. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – М. Экономидес, Р. Олини, П. Валько [и др.]. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 234 c.

4. Садовников А.А. Клевцов А.С. Козык С.С. Оценка потенциала плотных песчаных коллекторов олигоцена Южно-Коншонского бассейна шельфа Вьетнама // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 88–90.

5. Косад Ч. Выбор стратегии перфорирования. // Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже. – 1998. – Вып. 3. – С. 34–52.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-114-118

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.279.72
В.Н. Сокотущенко (Объединенный институт высоких температур РАН, Москва), В.М. Торчинский (Объединенный институт высоких температур РАН, Москва), О.А. Иванин (Объединенный институт высоких температур РАН, Москва)

Исследование периодического режима неравновесной фильтрации смеси метан – бутан в пористой среде

Ключевые слова: фильтрация, модельная газоконденсатная смесь, неравновесность, численный расчет

В статье рассмотрена задача изотермической фильтрации бинарной углеводородной смеси в пористой среде с учетом капиллярного давления и наличия ретроградных областей фазовой диаграммы. Термодинамические свойства модельной смеси рассчитаны с помощью уравнений состояния Пенга – Робинсона. Для определения вязкости фаз использованы соотношения Лоренца – Брея – Кларка, для вычисления химических потенциалов – уравнение Гиллеспая – Лерберга. Функции относительных фазовых проницаемостей заданы в виде эмпирических формул Чень Чжун Сяна. Система дифференциальных уравнений, описывающих моделируемый процесс, решалась методом конечных элементов в среде FlexPDE. Показано, что для заданных термобарических условий фильтрации бинарной смеси через пористую среду возможны повторяющиеся во времени изменения насыщенности, состава смеси, а также массового расхода жидкой и паровой фаз на выходе из экспериментальной модели. Для случая фильтрации модельной газоконденсатной смеси метан – бутан задача решена в равновесной и неравновесной постановке, причем в обоих случаях результаты расчета подтверждают предположение о циклическом формировании жидкостной пробки и ее движении внутри моделируемого участка. Отмечено, что учет неравновесности приводит к изменению поля давлений на пути фильтрации, амплитуды и формы возникающих автоколебаний расхода паровой и жидкой фаз. Эти особенности необходимо учитывать при интерпретации неустановившихся режимов реальных (неравновесных) течений пластовых флюидов в призабойной зоне пласта. Предлагаемая модель может быть использована при оценке эффективности технологий повышения дебита газоконденсатных скважин за счет воздействия на призабойную зону пласта, а также при расчетах дебита скважины с учетом возможности нестационарных режимов фильтрации.

Список литературы

1. Митлин В.С. Автоколебательные режимы течения двухфазных многокомпонентных смесей через пористые среды // Доклады АН СССР. – 1987. –  Т. 296. – С. 1323–1327.

2. Макеев Б.В., Митлин В.С. Автоколебания в распределенных системах: фильтрация с фазовыми переходами // Доклады АН СССР. – 1990. – Т. 310. – № 6. – С. 1315–1319.

3. Зайченко В.М., Торчинский В.М., Сокотущенко В.Н. Колебания и волны в газоконденсатных системах. – М.: ОИВТ РАН, 2017. – 146 с. – ISBN 978-5-9500112-1-4.

4. Математическое моделирование процессов изотермической фильтрации газоконденсатной смеси при различных режимах течения / Б.А. Григорьев, В.М. Зайченко, Д.А. Молчанов [и др.] // НТС Вести газовой науки. Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. – 2016. – Т. 28. – Вып. 4. – С. 37–40.

5. Mathematical modeling of gas-condensate mixture filtration in porous media taking into account non-equilibrium of phase transitions / V.V. Kachalov, D.A. Molchanov, V.M. Zaichenko, V.N. Sokotushchenko // J. Phys.: Conf. Ser. – 2016. – 774. – 012043. – DOI:10.1088/1742-6596/774/1/012043.

6. Численное исследование фильтрации газоконденсатной смеси в пористой среде / Е.В. Земляная, В.В. Качалов, А.В. Волохова [и др.] // Журнал компьютерные исследования и моделирование. – 2018. – Т. 10. – № 2. – С. 209–219.

7. Сокотущенко В.Н. Математическое и экспериментальное моделирование процессов фильтрации углеводородов в газоконденсатном пласте // Вестник Международного университета природы, общества и человека «Дубна». Сер. Естественные и инженерные науки. – 2018. – № 1 (38). – С. 32–38.

8. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993. – 416 с.

9. PVTi Referens Manual / Schlumberger, 2009.1.

10. Peng D.Y., Robinson D.B. A New Two-Constant Equation of State // Industrial and Engineering Chemistry Fundamentals – 1976. – V. 15. – P. 59–64.

11. Кричевский И.Р. Понятия и основы термодинамики. – М.: Химия, 1970. – 440 с.

12. Губайдуллин Д.А., Садовников Р.В., Никифоров Г.А. Численное моделирование двухфазной фильтрации в переменных скорость – насыщенность // Актуальные проблемы механики сплошной среды. К 20-летию ИММ КазНЦ РАН. – Казань: Ин-т механики и машиностроения Казанского научного центра РАН, 2011. – С. 161–180.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-119-123

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.276.57
И.Ф. Садиков (НГДУ «Быстринскнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»), Д.В. Щелоков (НГДУ «Быстринскнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»)

Борьба с гидратными пробками в добывающих скважинах

Ключевые слова: идргатообразование, гидраты в добывающей скважине, борьба с гидратообразованием, ликвидация гидратов, гидратная пробка, осложнения при добыче нефти

Наряду с солеотложением гидратные пробки становятся одними из главных осложняющих факторов при добыче нефти и газа. В настоящее время в ПАО «Сургутнефтегаз» проблема гидратообразования в добывающих скважинах становится все более актуальной вследствие увеличения фонда малодебитных скважин. Поток поднимаемой из пласта жидкости не обеспечивает достаточный прогрев эксплуатационной колонны в зоне многолетнемерзлых пород. Прогнозирование условий гидратообразования не позволяет полностью исключить данное осложнение. Самым результативным методом ликвидации гидратных пробок является специальный комплекс капитального ремонта скважин. Однако для малодебитных скважин срок окупаемости таких работ достаточно велик, более того, их проведение не гарантирует отсутствия гидратообразования в дальнейшем, даже на период окупаемости. Применялись также другие разнообразные способы, предлагаемые на рынке, но положительный результат не был достигнут.

В статье рассмотрен метод удаления гидратных пробок, который опробован и успешно используется с 2018 г. в компании «Сургутнефтегаз». Суть способа заключается в следующем. Кристаллическая решетка гидрата формируется в условиях избыточного давления, которое может кратно превышать атмосферное. При снижении давления вокруг кристаллической решетки, газ, находящийся под высоким давлением, начинает разрушать ассоциаты молекул воды, а следовательно кристаллы гидратов. Способ является экономически выгодным и позволяет достаточно быстро достичь результата без использования дорогостоящего оборудования. Эффективность предложенного способа напрямую зависит от интенсивности его применения, а также от времени существования гидрата в скважине. Быстрее гидратная пробка разрушается в скважинах с большим газовым фактором, что объясняется накоплением большого количества газа. Метод является универсальным и может применяться на любых месторождениях, разработка которых осложнена гидратообразованием в добывающих скважинах.

Список литературы

1. Цику Ю.К., Стариков Н.В., Самарин С.Ю. Осложнения, возникающие при эксплуатации периодического фонда скважин и пути их решения // Статьи для инженеров ПАО «Сургутнефтегаз». – 2019. – № 11. – С. 15–16.

2. Разумов А.И., Чебатаев Г.Г., Филев К.А. Гидратообразование в затрубном пространстве нефтяных скважин НГДУ «Сургутнефть». Опыт ликвидации // Статьи для инженеров ПАО «Сургутнефтегаз». – 2019. – № 11. – С. 24–25.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-124-126

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Трубопроводный транспорт нефти

622.692.4.07(25)
З.З. Шарафутдинов (ООО «НИИ Транснефть»), д.т.н., И.Р. Исламов (ООО «НИИ Транснефть»), В.О. Зотов (ПАО «Транснефть»), Р.А. Капаев (ПАО «Транснефть»)

Факторы, влияющие на процесс протаскивания трубопровода в скважину при сооружении подводного перехода

Ключевые слова: водные преграды, магистральный трубопровод, пилотная скважина, тяговое усилие, протаскивание трубопровода, подводный переход трубопровода, наклонно направленное и горизонтальное бурение
В статье рассмотрены известные общие результаты сооружения подводных переходов методом наклонно направленного бурения и их особенности, а также предложена система оценок для разработки мероприятий по обеспечению успешного протаскивания трубопровода в скважину.
Протаскивание трубопровода в построенную скважину является заключительным и наиболее ответственным этапом строительства переходов методом наклонно направленного бурения. Анализ изменения тяговых усилий, реализуемых в процессе протаскивания трубопровода, показывает, что фактические тяговые усилия не соответствуют расчетным. Это обусловлено тем, что работа, совершаемая при протаскивании трубопровода в скважину, складывается из работы, совершаемой при преодолении сопротивления грунта, и работы на упругую деформацию трубопровода при преодолении криволинейных участков ствола скважины и препятствий, сформированных при расширении ствола пилотной скважины. Сопротивление грунта в разной степени зависит от силы тяжести трубопровода, наличия смазывающих реагентов в стволе скважины и их плотности, наличия различных препятствий в виде уступов или обвалов. На тяговые усилия протаскивания трубопровода наиболее значительно влияют упруго-деформационные свойства протаскиваемого трубопровода, т.е. лимитирующим фактором для прохождения трубопровода в построенной скважине является его способность к деформации при преодолении криволинейных интервалов профиля подводного перехода и различных препятствий по стволу скважины. Снижение затрат усилий на упругую деформацию протаскиваемого трубопровода обеспечивает кратное уменьшение тяговых усилий протаскивания трубопровода при сооружении подводного перехода. Поэтому при протаскивании трубопровода решающую роль играют геометрические параметры построенной скважины и, как следствие, правильно выбранная технология ее сооружения.
Список литературы
1. Строительство переходов магистральных трубопроводов через естественные и искусственные препятствия / З.З. Шарафутдинов [и др.]. – Новосибирск: Наука, 2013. – 339 с.
2. Сальников А. В., Зорин В.П., Агиней Р.В. Методы строительства подводных переходов газонефтепроводов на реках Печорского бассейна. – Ухта: УГТУ, 2008. – 108 с.
3. Харитонов В.А., Бахарева Н.В. Организация и технология строительства трубопроводов методом горизонтально-направленного бурения / под. ред. В. А. Харитонова. – М.: АСВ, 2011. – 344 с.
4. Шарафутдинов З.З., Комаров А.И., Голофаст С.Л. Расширение пилотной скважины в строительстве подводных переходов трубопроводов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. – 2016. – № 5 (57). – С. 28–36.
5. Шарафутдинов З.З. Строительство подводных переходов магистральных нефтепроводов методом наклонно-направленного бурения. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2019. – 357 с.
6. Капаев Р.А. Формирование ствола скважины на границе инженерно-геологических элементов при строительстве трубопроводов методом ННБ // Экспозиция Нефть Газ. – 2018. – № 1 (61). – С. 56–60.
7. Капаев Р.А., Шарафутдинов З.З. Влияние конструкции и компоновки бурового инструмента на процесс строительства подводных переходов методом наклонно-направленного бурения // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 5. – С. 522–529.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-128-132

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.692.4-034.14
Е.Е. Зорин (ООО «НИИ Транснефть»), д.т.н., Е.П. Студенов (ООО «НИИ Транснефть»)

Влияние сложного напряженно-деформированного состояния на физико-механические характеристики трубных сталей

Ключевые слова: трубопроводы подземной прокладки, двухосное напряженно-деформированное состояние (НДС), циклическая трещиностойкость, деформация растяжением, разрушение отрывом, деформация кручением, разрушение сдвигом, кольцевые сварные соединения, сложное НДС

Анализ разрушений на трубопроводах подземной прокладки показывает существенное различие в причинах и механизмах разрушения в зависимости от схемы деформирования трубопровода при подвижке грунтов. Так, на трубопроводах Сибири основной причиной разрушения являются коррозионные процессы на внешней поверхности трубы при разрушении изоляции, для трубопроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах – разрушение, обусловленное конструктивно-технологическими дефектами в условиях значительных деформаций. Показано, что циклические перемещения нижней точки прогиба трубопровода в зоне обводненного термокарста при его неравномерном промерзании в осенне-зимний период может привести к появлению эффекта кручения стенки трубы, совмещенного с нагружением внутренним давлением и значительным изгибом оси трубопровода.

Рассмотрены механизмы усталостного разрушения стенки магистрального трубопровода в условиях сложного напряженно-деформированного состояния (НДС) с выявленным элементом кручения в зоне кольцевых монтажных швов на участках выхода магистрального трубопровода из термокарста в проектное положение. Трещины в стенке труб возникают от зоны сплавления кольцевого монтажного шва, и труба имеет все признаки усталостного разрушения. При фрактографическом анализе поверхности разрушения установлено наличие трех стадий развития трещины: стадия зарождения, стабильного роста и перехода из поверхностной в сквозную с участками высокой локальной пластической деформации. На всех участках развития усталостного разрушения стенки трубы из стали класса прочности К56 регистрируются существенные различия в строении поверхности усталостного излома и изломов, полученных в условиях разрушения отрывом. На всех стадиях разрушения присутствуют фрагменты скола вместе с участками квазихрупкого и хрупкого разрушения. Это свидетельствует о значительном вкладе в разрушение деформации кручением, реализуемой в виде микросдвиговых деформаций на фоне двухосного НДС стенки трубопровода, нагруженного внутренним давлением. На ударных образцах с надрезом KCV проведен сравнительный анализ влияния уровня пластической деформации растяжением и кручением на параметры сопротивляемости разрушению трубных сталей класса прочности К56 в условиях двухосного НДС.

Список литературы

1. Зорин Е.Е. Разработка основ прогнозирования работоспособности сварных трубопроводов из феррито-перлитных сталей с учетом условий эксплуатации: дис. ... д-ра техн. наук. – М. – 1993.

2. Научно-технические, социально-экономические и правовые аспекты надежности транспорта нефти и нефтепроводов/ С.Г. Радионова, П.А. Ревель-Муроз, Ю.В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5 (25). – С. 20–31.

3. Неганов Д.А., Махутов Н.А., Зорин Н.Е.  Формирование требований к надежности и безопасности эксплуатируемых участков линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 106–112.

4. Гейт А.В., Зорин Е.Е., Михайлов И.И. Применение системы автоматизированного ультразвукового контроля для оценки качества кольцевых сварных соединений магистральных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 3. – С. 92–101.

5. Ланчаков Г.А., Зорин Е.Е., Степаненко А.И. Коррозионно-механическая прочность и статистика отказов трубопроводов // Газовая промышленность. – 1991. – № 10. – С. 14–19.

6. Зорин Е.Е., Ефимов В.М., Толстов А.Э. Напряженно-деформированное состояние трубопроводов подземной прокладки в условиях криолитозоны карстообразований  // Нефть, газ и бизнес. – 2015. – № 8. – С. 9–12.

7. Ларионов В.И., Гумеров А.К., Новиков П.А. Анализ напряженно-деформированного состояния трубопровода на участках с карстами // Вестник МГТУ им. Н. Э. Баумана. Сер. Машиностроение. – 2012. – № 3 (38). – С. 60–67.

8. Зорин А.Е., Маляревская Е.К., Мурадов А.В. Влияние технологии изготовления труб на трещиностойкость пластически деформированного металла  // Нефть, газ и бизнес. – 2010. – № 1. – С. 79–80.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-9-133-135

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Памяти выдающегося нефтяника

Галина Андреевна Тудрий (к 75-летию со дня рождения), Иван Дмитриевич Пустовойтов (1936–2020)


Читать статью Читать статью