В статье представлены методические подходы к определению проводимости глинистой составляющей при измерении удельного электрического сопротивления (УЭС) образцов керна методом множественной минерализации и к последующему учету данных емкости катионного обмена при интерпретации результатов геофизических исследований скважин (ГИС) по специализированным моделям глинистых песчаников. Цель данной работы – повышение достоверности обоснования коэффициента нефтегазонасыщенности (водонасыщенности) на объектах компании для оценки запасов углеводородного сырья, приуроченных к осадочным горным породам, содержащим глинистые минералы. Предметом изучения служат низкопроницаемые коллекторы ачимовской свиты с трудноизвлекаемыми запасами. Рассмотренные отложения характеризуются типичным клиноформенным строением, крайне низкими фильтрационно-емкостными свойствами и неоднородным нефтенасыщением. Основной сложностью в обосновании коэффициента нефтегазонасыщености для таких отложений является количественный учет проводимости глинистых минералов, что, как правило, приводит к недооценке насыщения при его определении с использованием стандартных подходов (уравнение Дахнова – Арчи). В работе рассмотрены отечественные и зарубежные методы учета проводимости глинистых минералов, показано применение усовершенствованной модели электропроводности М.М. Элланского и наиболее распространенного в мировой практике уравнения Ваксмана – Смитса. Результаты петрофизического моделирования УЭС полностью и частично насыщенных образцов по стандартной методике с применением специализированных моделей глинистых песчаников показали, что теоретические выкладки подтверждаются данными керна в термобарических условиях. В зависимости от минерализации пластовых вод глинистость оказывает влияние на кажущиеся показатели степени цементации и смачиваемости, рассчитанные по уравнению Дахнова-Арчи. Наблюдаемая разница в средних значениях водонасыщенности, определенных по различным моделям достигает 9 %. При изучении нового региона разброс коэффициентов водонасыщенности может привести к несоответствию притоков, ожидаемых по данным ГИС, и полученных по результатам опробований.

Список литературы

1. Dacy J., Martin P. Practical advances in core-based water saturation analysis of shaly tight gas sands // Petrophysics. – 2008. – V. 49. - https://jgmaas.com/SCA/2006/SCA2006-29.pdf

2. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. – М.: Недра, 1985. – 310 с.

3. Waxman M.H., Smits L.J.M. Electrical conductivities in oil-bearing shaly sands // Soc. Pet.Eng. J. – 1968. – V. 8 (02). – Р. 107–122. - https://doi.org/10.2118/1863-A

4. Вендельштейн Б.Ю. О связи между параметром пористости, коэффициентом поверхностной проводимости, диффузионно-адсорбционной активностью и адсорбционными свойствами терригенных пород // Тр. МИНХиГП. –1960. – Вып. 31. – С. 16–30.

5. Вендельштейн Б.Ю., Элланский М.М. Влияние адсорбционных свойств породы на зависимость относительного сопротивления от коэффициента пористости // Прикладная геофизика. – 1964. – Вып. 40. – С. 181–193.

6. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики – М.: Недра, 1978. – 215 с.

7. Элланский М.М. К вопросу о моделировании электропроводности глинистых водоносных и нефтегазоносных пород с межгранулярной пористостью // Геофизика. – 2001. – № 2. – C. 54-62.

8. Еникеев Б.Н. К проблеме построения моделей удельного электрического сопротивления горных пород (некоторые проблемы теории обобщенной проводимости многокомпонентных смесей). – Саратов: Саратовский гос. университет, 1979. – С. 70–96.

9. Clavier C., Coates G., Dumanoir J. Theoretical and Experimental Bases for Dual-Water model for shaly-sands interpretation // SPE-6859-PA. – 1984. - https://doi.org/10.2118/6859-PA

10. Дарлинг Т. Практические аспекты геофизических исследований скважин. Пер. с англ. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. – 400 с.

11. Juhasz I. Normalised Qv — the key to shaly sand evaluation using the Waxman – Smits equation in the absence of core data // SPWLA 22nd Annual Logging Symposium, 23–26 June 1981, Mexico City, Mexico, Paper SPWLA-1981-Z.

12. Макфи К., Рид Дж., Зубизаретта И. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 924 с.

13. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрофизическими методами / Под ред. В.И. Горояна. – М: ВНИГНИ, 1978. – 396 с.

14. Анализ причин неоднородного насыщения низкопроницаемых ачимовских отложений на основе петрофизического моделирования / И.Н. Жижимонтов, И.Р. Махмутов, А.А. Евдощук, Е.В. Смирнова // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 3. – С. 30-35. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-3-30-35

Разработка трудноизвлекаемых запасов в регионах с развитой нефтедобывающей инфраструктурой имеет большое практическое значение. На месторождениях с классическими залежами экономически выгодно разрабатывать, в том числе нетрадиционные коллекторы из нижележащих горизонтов. Одной из проблем является оценка гидрофобности/гидрофильности мозаичной матрицы, которая сложена не только минералами в различном соотношении, но и органическим веществом (ОВ). Лабораторные исследования низкопроницаемых коллекторов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, выполненные с применением комплекса литологических, петрофизических и геохимических методов, позволяют решить эту задачу, а также повысить достоверность открытия новых залежей углеводородов и снизить риски их разработки. Образцы пород верхнеюрско-мелового разреза низкопроницаемых отложений изучались рентгенодифракционным методом (минеральный состав), пиролитическим методом Rock-Eval (ОВ) и с помощью методик Пфеффера и HexCo (емкость катионного обмена). Исследование физико-химической активности поверхности отложений таких свит, как фроловская, баженовская и абалакская, ахская (ачимовская толща) показало связь органической и минеральной составляющих. Было высказано предположение, что глинистые и кремнесодержащие минералы при седиментации могли образовать с ОВ органоминеральные комплексы. Анализ механизмов преобразования гуминовых веществ при формировании органоминеральных комплексов пород показал, что органическое вещество при контакте с кремнесодержащими минералами может использовать два вида взаимодействия с молекулами: внедрение (иммобилизация) в минеральный объем (гидролиз и поликонденсация) и адсорбция на минеральную поверхность (водородная и ковалентная связи). Фактор иммобилизации органики в кристаллическую решетку кремнезема требует особого внимания при изучении смачиваемости отложений и принятии решений о вскрытии и разработке нефтегазоносных пластов нетрадиционных низкопроницаемых коллекторов.

Список литературы

1. Лопатин Н.П., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геологии. – М.: Наука, 1987. – 143 с.

2. Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты. Западная Сибирь) / Е.В. Козлова, Н.П. Фадеева, Г.А. Калмыков [и др.] // Вестник МГУ. Серия 4. Геология. – 2015. – № 5. – С. 44-54.

3. Geochemical Trends Reflecting Hydrocarbon Generation, Migration and Accumulation in Unconventional Reservoirs Based on Pyrolysis Data (on the Example of the Bazhenov Formation) / M. Spasennykh, P. Maglevannaia, E. Kozlova [et al.] // Geosciences. – 2021. – V. 11. – No. 8. – https://doi.org/10.3390/geosciences11080307

4. Ионно-солевой комплекс пород баженовской свиты Западной Сибири / Е.С. Казак, Т.А. Киреева, А.В. Казак, Н.Н. Богданович // Вестник МГУ. Серия 4. Геология. – 2017. – № 4. – С. 68-75.

5. Kazak E.S., Kazak A.V. Experimental Features of Cation Exchange Capacity Determination in Organic-Rich Mudstones // J. Nat. Gas Sci. Eng. – 2020. – V. 83. – https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103456

6. Немова В.Д., Колосков В.Н., Покровский Б.Г. Процессы формирования карбонатизированных коллекторов в глинисто-кремнистых отложениях баженовского горизонта на западе Широтного Приобья // Разведка и охрана недр. – 2011. – № 12. – С. 31–35.

7. Геохимические особенности пород баженовской и абалакской свит (Западная Сибирь) / А.Ю. Бычков, Г.А. Калмыков, И.А. Бугаев [и др.] // Вестник МГУ.Серия 4. Геология. – 2016. – № 6. – С. 86–93.

8. Оценка лиофильности пород баженовской свиты методами адсорбции и ядерно-магнитного резонанса / С.А. Борисенко, Н.Н. Богданович, Е.В. Козлова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С. 12–16. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-3-12-16

9. Мозаичная гидрофобизация поверхности органоминеральной матрицы пород баженовской свиты / Н.Н. Богданович, С.А. Борисенко, Е.В. Козлова [и др.] // SPE-187873-RU. – 2017. - https://doi.org/10.2118/187873-MS

10. Состав комплекса обменных катионов органоминеральной матрицы верхнеюрско-нижнемеловых отложений месторождения Красноленинского свода, Западная Сибирь / А.Е. Бажанова, И.В. Данилин, Е.Ю. Попов [и др.] // Материалы конференции «Геомодель-2022», Геленджик, 5-8 сент. 2022. – М., 2022. – С. 448-451.

11. Чукин Г.Д. Химия поверхности и строение дисперсного кремнезема. - М.: Паладин, ООО «Принта», 2008. – 172 с.

12. Попов А.И. Гуминовые вещества: свойства, строение, образование (Под ред. Е. И. Ермакова). – СПб.: Изд-во СПбГУ, 2004. – 248 с.

13. Sutton R., Sposito A. Molecular Structure in Soil Humic Substances: The New View //Environmental Science & Technology. – 2005. – Vol. 39. – No. 23. – P. 9009-9015. - https://doi.org/10.1021/es050778q

14. Piccolo A., Conte P. Molecular size of humic substances: supramolecular associations versus macromolecular polymers // Advances in Environmental Research. – 2000. – No 3 (4). – P. 508-521.  

В настоящее время трудноизвлекаемые запасы углеводородов Западной Сибири в основном сосредоточены в коллекторах сложного строения, представленных сочетанием массивных традиционных коллекторов с интервалами тонкослоистого переслаивания песчаников и глин, прослоями песчаников и алевролитов с повышенной рассеянной глинистостью и коллекторами с частично карбонатизированным пустотным пространством. Методы выделения коллекторов по открытой пористости определяют только массивные традиционные коллекторы, а снижение порогового значения пористости приводит к включению глинистых интервалов. Для выделения коллекторов в подобных отложениях, а также оценки их пористости целесообразно применение ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), который позволяет выделить в разрезе все прослои, обладающие эффективной пористостью независимо от типа коллектора. Однако методом ЯМК исследуется, как правило, не более 3 % фонда скважин.

В статье приведены результаты моделирования эффективной пористости с применением нейросетевых моделей. Построены карты прогноза довыделенных эффективных толщин. Средняя по площади месторождения довыделенная эффективная толщина составила примерно 5 м, на отдельных участках – 7-10 м, что свидетельствует о перспективности применения предлагаемой методики. Данная методика интерпретации на основе оценки эффективной пористости по данным ЯМК вместо открытой пористости и нейтронного каротажа позволяет выделять плотные прослои и частично тонкослоистые сильноглинистые низкопроницаемые псевдоколлекторы. Для оценки скважин-кандидатов предложена модель расчета притока в скважину после гидроразрыва пласта из интервалов псевдоколлекторов. Полученные результаты и разработанный подход планируется применять для изучения сложнопостроенного геологического разреза, сформировавшегося в дистальной части морского шельфа и глубоководной морской обстановке осадконакопления.

Список литературы

1. Samuel A.L. Some Studies in Machine Learning Using the Game of Checkers // IBM Journal. – July. – 1959. – P. 210–229. - https://doi.org/10.1147/rd.33.0210

2. Mitchell T.M. Machine Learning. – McGraw-Hill, 1997. – 432 p.

3. Ghareb H., Elsakka A., Chaw Y.N. Artificial Neural Network (ANN) prediction of porosity and water saturation of shaly sandstone reservoirs // Proceedings of 2018 AAPG/EAGE/MGS Myanmar Oil and Gas Conference: A Global Oil and Gas Hotspot: Unleashing the Petroleum Systems Potential, 2018. - https://doi.org/10.1306/51559nyein2019

4. Cvetković M., Velić J., Malvić T. Application of neural networks in petroleum reservoir lithology and saturation prediction // Geologia Croatica. – 2009. – № 62. – С. 115-121. – http://doi.org/10.4154/gc.2009.10

5. Канаев И.С. Нейросетевое детектирование продуктивных интервалов на примере объекта БВ10 Самотлорского нефтегазоконденсатного месторождения // Нефтяная провинция. – 2019. – № 4 (20). – С. 157-169. - https://doi.org/10.25689/NP.2019.4.157-171

6. Mardi M., Nurozi H., Edalatkhah S. A water saturation prediction using artificial neural networks and an investigation on cementation factors and saturation exponent variations in an Iranian oil well // Petroleum Science and Technology. – 2012. – № 30. – С. 42-434. - http://doi.org/10.1080/10916460903452033

7. Intelligent logging lithological interpretation with convolution neural networks / Liping Zhu, Hongqi Li, Zhongguo Yang, Chengyang Li, Yile Ao // Petrophysics. – 2018. – V. 59. – P. 799-810. - http://doi.org/10.30632/PJV59N6-2018a5

8. Муравьев И.А. Применение алгоритмов машинного обучения для интерпретации результатов ГИС в контексте задачи выделения терригенных коллекторов // Вестник ТГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть газ энергетика. – 2019. – Т. 5. – С. 123-137.

9. Experience with Using Data Analysis Technologies in Identification of Lost Production Zones / O. Nadezhdin, D. Efimov, L. Minikeeva, A. Markov // SPE-191597-18RPTC-MS. – 2018. - http://doi.org/10.2118/191597-18RPTC-MS

Литологическая характеристика обломочных пород определяется условиями их формирования. Минеральный состав отражает особенности источника сноса и постседиментационного преобразования, а гранулометрический состав – особенности транспортировки и динамики среды осадконакопления. Минеральный состав чаще используется для восстановления физических свойств горных пород, исследованных ограниченным комплексом геофизических исследований скважин (ГИС) с целью проведения петроупругого и геомеханического моделирований. Единого способа восстановления физических характеристик нет, но на практике часто используется корреляционный метод, при котором одно свойство определяется парной или многомерной связью с другим свойством. Такие подходы не обеспечивают необходимой точности прогнозирования, в связи с чем результаты петроупругого и геомеханического моделирования имеют существенную неопределенность.

Для определения состава и строения пород, от которых зависит фильтрационная неоднородность, необходимо использование информации о гранулометрическом составе.

Обычно данные о гранулометрическом составе применяются для решения обратной задачи – изучения геологического прошлого суши, а также различных свойств терригенных коллекторов нефти и газа. На основе этой информации проводится литологическая классификация пород, на поисковом этапе геолого-разведочных работ прогнозируются емкостные свойства, объемная масса, проницаемость и другие параметры.

В данной работе описана возможность использования гранулометрического состава на количественном уровне для моделирования петрофизических свойств. Способ восстановления физических свойств разработан по результатам исследования горных пород, отобранных на месторождениях в различных регионах России. Выполненный анализ позволил существенно повысить практическую значимость гранулометрической характеристики пород при петрофизическом изучении разрезов скважин и геологическом моделировании природных терригенных резервуаров.

Список литературы

1. Авдусин П. П., Батурин В.П. Опыт методики исследования механических осадков (применительно к изучению литологии нефтяных месторождений) // Тр. АзНШ. – Сер. работ по общей и прикладной геологии. – 1930. – С. 65-68.

2. Гостинцев К.К. Методы и значение гидродинамической классификации песчано-алевритовых пород при прогнозе литологических ловушек нефти и газа. – Л.: ВНИГРИ, 1981. – С. 51-62.

3. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. – М.: Недра, 1977. – 287 с.

4. Методические указания по дробному гранулометрическому анализу седиментационным способом. – Л.: ВНИИГРИ, 1989. – 181 с.

5. Определение емкостных свойств и литологии пород в разрезе нефтегазовых скважин по данным радиоактивного и акустического каротажа / В.А. Велижанин, И.В. Головацкая, Ю.А. Гулин [и др.]. – Калинин: Союзпромгеофизика, 1984. – 110 с.

Подсчет запасов углеводородного сырья является основой для планирования разработки месторождения. В настоящее время параметры, необходимые для подсчета запасов, такие как начальное пластовое давление, положение межфлюидальных контактов, свойства проб пластовых флюидов, начальные дебиты и др., определяют в ходе испытаний в колонне, что требует продолжительного времени. Отдельные программы испытаний скважин могут длиться более года, что сопряжено со значительными экономическими издержками. Метод опробования пласта на кабеле (ОПК) длительное время активно используется в геолого-разведочных работах во всем мире. В процессе проведения ОПК оператор в режиме реального времени получает геолого-промысловую информацию, которая необходима в том числе для постановки и перевода запасов углеводородного сырья в категории В₁ и С₁. При этом скорость метода позволяет проводить измерения с высокой плотностью за короткое время, благодаря чему геолого-промысловая информация становится более детальной и информативной, чем при испытании в колонне, а сроки выполнения программы опробования значительно сокращаются. Снижение издержек и сокращение времени работ могут способствовать разведке месторождений в удаленных регионах, где проблемы логистики и обеспечения буровой партии особенно актуальны. Это также может ускорить принятие решений о доизучении месторождений, находящихся в разработке. Однако опробование не является заменой испытания, и в сложившейся практике подсчета запасов такие данные не могут быть самодостаточными. Тем не менее, регламентирование получения и использования этой информации может изменить сложившуюся практику и дать возможность полноценно применять результаты ОПК при категоризации запасов.

Список литературы

1. Методические рекомендации по обоснованию подсчетных параметров залежей в терригенных отложениях по данным ГИС и новым методам ГДК-ОПК при постановке на учет и переводе УВС в промышленные категории запасов / Л.Г. Абдрахманова, С.К. Ахмедсафин, В.А. Блинов [и др.]. – М.: ОАО «Газпром», 2015. – 64 с.

2. MDT Modular Formation Dynamics Tester – Schlumberger, 2002.

3. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений / Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, Р.Г. Фахруллин [и др.]. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999. – 227 с.

4. Методика расчета добывного потенциала скважин. – Уфа: УФ ЮганскНИПИнефть, 2001. – 85 с.

5. Методические рекомендации по подсчету запасов геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко – М.-Тверь: Тверьгеофизика, 2003. – 261 c.

В статье приведены результаты изучения трещиноватости осинского продуктивного горизонта на примере залежей углеводородов, расположенных в центральной части Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы Восточной Сибири. С учетом сложного геологическое строение карбонатных коллекторов выделение дополнительных факторов, влияющих на коллекторские свойства продуктивных горизонтов, и анализ данных, полученных данных на геолого-гидродинамических моделях, являются актуальной научно-технической задачей. Формирование пласта О-1 осинского горизонта в сводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы на участке с развитой разломно-блоковой тектоникой обусловило широкое развитие трещиноватости, которая до последнего времени была мало изучена полевыми и лабораторными геолого-геофизическими методами. На основе комплексной интерпретации материалов геофизических и гидродинамических исследований скважин, а также результатов изучения керна получена характеристика трещинной составляющей пустотного пространства пласта О-1 и определена ее роль в текущем состоянии разработки месторождений карбонатных коллекторов на территории Восточной Сибири. В процессе работы установлено наличие в разрезе пласта О-1 субвертикальных тектонических трещин, характеризующихся наибольшей раскрытостью и выступающих в качестве дополнительных высокопроницаемых каналов фильтрации флюидов. В ближайшее время запланировано проведение комплексных литолого-петрографических исследований в новых скважинах. Это позволит существенно уточнить параметры трещинных систем и получить дополнительные данные для совершенствования петрофизических алгоритмов с целью дифференцированного подсчета запасов как в порово-кавернозной, так и в трещиноватой среде пласта, а также уточнить коэффициент проницаемости коллекторов осинского горизонта в зонах развития тектонической трещиноватости

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: Изд-во СО РАН, 2007. – 467 с.

2. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы. (Стратиграфия, история развития). Изд. 2-е, доп. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2018. – 177 с.

3. Древние карбонатные толщи Восточной Сибири и их нефтегазоносность / В.Г. Кузнецов, Л.Н. Илюхин, О.В. Постникова [и др.]. – М.: Научный мир, 2000. – 104 с.

4. Кузнецов В.Г., Постникова О.В., Малинина А.К. Коллекторские свойства и строение осинского резервуара Талаканского месторождения (Восточная Сибирь) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 1995. – № 1. – С. 24-30.

5. Калачёва В.Н. Некоторые данные о трещиноватых породах нижнего кембрия Иркутского амфитеатра. // Труды ВНИГРИ. – 1958. – Вып. 121.

6. Поисковые критерии залежей нефти и газа в осинском продуктивном горизонте на территории Непско-Ботуобинской антеклизы Восточной Сибири / М.Ю. Никулина, Е.В. Никулин, В.В. Лукьянов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 9. – С. 85-89. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-9-85-89

7. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. – М.: Недра, 1982. – 241 с.

8. Белоновская Л.Г. Трещиноватость горных пород и разработанные во ВНИГРИ основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2006. – № 1. – С. 1-11.

9. Дияшев Р.Н., Федоров В.Н., Иктисанов В.А. Уточнение модели пластовой фильтрационной системы Талаканского месторождения на основе гидродинамических исследований скважин // SPE-104352-MS. – 2006. - https://doi.org/10.2118/104352-MS

Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами часто требует использования многоколонной конструкции. Применение стандартных муфтовых обсадных колонн в таких скважинах обусловливает значительную металлоемкость, повышенный расход сопутствующих материалов (буровой и цементный раствора и др.) и использование буровых установок большой грузоподъемности. Одним из вариантов снижения инвестиционных затрат на бурение является строительство скважин по безмуфтовой технологии. Реализация строительства скважин по безмуфтовой технологии возможна за счет применения безмуфтовых резьбовых соединений ТМК UP MOMENTUM FL и TMK UP MOMENTUM SFL. ТМК UP MOMENTUM FL – это равнопроходное высокомоментное безмуфтовое газогерметичное соединение с эффективность на растяжение и сжатия 60% тела трубы до предела текучести. TMK UP MOMENTUM SFL – это высокомоментное безмуфтовое полуравнопроходное соединение с эффективность на растяжение и сжатия до 90 % тела трубы до предела текучести. В статье на примере типовой скважины Поволжского экономического района показано, что применение труб с безмуфтовыми резьбовыми соединениями позволяет снизить металлоемкость скважины и общий объем применения бурового и цементного растворов. Сокращение металлоемкости относительно базового варианта составило примерно 10,7 %. Сокращение суммарной потребности в буровом растворе – около 30 %, тампонажном – примерно 51 % относительно базового варианта с муфтовой конструкцией. Повышение рентабельности разработки месторождения заключается не только в применении новых методов повышения нефтеотдачи пластов, но и в поиске способов снижения инвестиционных затрат на строительство скважин. Показано, что одним из вариантов сокращения инвестиционных затрат на бурение является строительство скважин по безмуфтовой технологии.

Список литературы

1. Строительство скважин малого диаметра как путь повышения эффективности разработки низкорентабельных месторождений (опыт ООО «РИТЭК») / П.Г. Чигладзе, А.П. Штыфель, В.Н. Гурьев [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – № 3. – C. 64-69.

2. Omar S. Al-Abri, Tasneem Pervez. Structural behavior of solid expandable tubular undergoes radial expansion process – Analytical, numerical, and experimental approaches // International Journal of Solids and Structures. – 2013. – V. 50. – No 19. – P. 2980–2994. - http://doi.org/10.1016/j.ijsolstr.2013.05.013

3. Набокин Р.Е., Агишев А.Р. Отечественные решения в сегменте обсадных труб с резьбовыми соединениями Премиум. Технология для строительства морских скважин с большим отходом от вертикали в современных условиях // Инженерная практика. – 2023. – № 3.

4. РД 39-00147001-767-2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. – М.: ОАО «Газпром», ОАО НПО «Бурение», 2000.

5. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. – М.: АООТ «ВНИИТнефть», 1997.

6. О возможности снижения металлоемкости конструкции скважин / Д.А. Федосеев, И.Ю. Коровин, М.Е. Коваль [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 8. – C. 25-30.

7. Современные технические решения для строительства скважин в трубной промышленности / С.А. Рекин, А.Р. Нургалеев, А.Р. Агишев [и др.] // Бурение и нефть. – 2021. – № 4. – C. 27-28.

Исследование характеристик тонкодисперсных глин и разработка на их основе универсальных промывочных жидкостей с целью безопасного бурения скважин являются основными факторами увеличения объемов добычи нефти, сокращения времени проводки скважин и исключения осложнений и аварий. Научная новизна данной работы состоит в изучении возможного применения тонкодисперсной глины Губадагского месторождения в качестве основного материала для приготовления бурового глинистого раствора с целью создания гидростатического давления при бурении скважин. Важным аспектом является разработка составов растворов, адаптированных под разные геологические формации и породы. Неоптимальная композиция может привести к нестабильности стенок скважин или потере проходимости, что серьезно усложнит дальнейшую эксплуатацию. В ходе исследования получены результаты, которые показывают, что губадагская глина относится к материалам низкого качества. Растворы, созданные из ее образцов с различными типами вод (пресной, морской и койтендагской), практически одинаковы по объему. Однако следует отметить, что в результате обработки морской воды каустической содой, проба № 2 значительно выделяется объемом раствора, достигая 4 м³, что отличается от остальных образцов. Все это указывает на устойчивость свойств глин в различных окружающих условиях, что имеет важное значение при выборе оптимальных растворов для бурения скважин в различных регионах с разными типами воды и геологическими характеристиками. Практическое значение результатов исследования заключается в возможности адаптации буровых растворов к различным геологическим условиям, минимизации рисков при бурении и повышении эффективности процессов добычи.

Список литературы

1. Elimination of the Sustained Casing Pressure using Self-Healing Cement in Turkmenistan Section of the Caspian Sea / S. Nafikova, A. Bugrayev, S. Taoutaou [et al.] // SPE-195945-MS. – 2019. - http://doi.org/10.2118/195945-MS

2. Пулатов Б.Р. Технологические аспекты и возникающие осложнения при бурении скважин в рапоносных зонах // Инновации в нефтегазовой отрасли. – 2021. – № 2(3). – С. 103-114.

3. Материалы международной научно-практической конференции «Геологические и технологические аспекты разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов» / Под ред. Б.Б. Ахметова. - Актау: КГУТИ им. Ш. Есенова, 2019, 268 с. - https://yu.edu.kz/wp-content/uploads/2020/06/sbornik-18-aprelya-2019.pdf

4. Утяжеляющие органоминеральные ингредиенты для получения утяжеленных буровых растворов, применяющихся при бурении нефтегазовых скважин / С.С. Негматов, Г.Н. Шарифов, Н.С. Кобилов, К.С. Негматова // В сб. Ресурсо- и энергосберегающие, экологически безвредные композиционные нанокомпозиционные материалы. Республиканская научно-техническая конференция. – Ташкент, 2019. – С. 195-199.

5. Деряев А.Р. Выбор бурового раствора для наклонно – направленной эксплуатационно-оценочной скважины // SOCAR Proceedings. – 2023. – No. 3. – Р. 51–57. - http://doi.org/10.5510/OGP20230300886

6. Деряев А.Р. Особенности прогнозирования аномально высоких пластовых давлений при бурении скважин на площадях Юго-Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – Р. 7–12. – http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200872

7. Деряев А.Р. Бурение горизонтальных скважин в Западном Туркменистане // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – P. 32-40.

8. Деряев А.Р. Анализ вскрытия зон с аномально высокими пластовыми давлениями на нефтегазовых месторождениях западной части Туркменистана // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – Р. 22–27. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200871

9. Evaluation of polymer/bentonite synergy on the properties of aqueous drilling fluids for high-temperature and high-pressure oil wells / P.C. da Câmara, L.Y. Madruga, N.D.N. Marques, R.C. Balaban // Journal of Molecular Liquids. – 2021. – V. 327. – P. 114808. - https://doi.org/10.1016/j.molliq.2020.114808

10. Water-based drilling fluids for high-temperature applications and water-sensitive and dispersible shale formations / E.U. Akpan, G.C. Enyi, G. Nasr [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 175. – P. 1028-1038. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.01.002

11. Mohamed A., Salehi S., Ahmed R. Significance and complications of drilling fluid rheology in geothermal drilling // A review. Geothermics. – 2021. – V. 93. – P. 102066. - http:// doi.org/10.1016/j.geothermics.2021.102066

12. Деряев А.Р. Бурение наклонно-направленных скважин на месторождениях Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – С. 22–31. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200875

13. Деряев А.Р. Прогноз дальнейшей перспективы бурения сверхглубоких скважин в сложных горно-геологических условиях Западного Туркменистана // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – С. 13–21. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200874

14. Clay minerals in drilling fluids: functions and challenges / J.R. Zhang, M.D. Xu, G.E. Christidis, C.H. Zhou // Clay Minerals. – 2020. – V. 55(1). – P. 1-11. - http://doi.org/10.1180/clm.2020.10

15. Muhammed N.S., Olayiwola T., Elkatatny S. A review on clay chemistry, characterization and shale inhibitors for water-based drilling fluids // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 206. – P. 109043. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109043

16. Mahon R. Development of an optimised integrated underbalanced drilling strategy for cuttings transport in gas-liquid flow through wellbore annuli: PhD thesis. - Robert Gordon University, 2023. - https://doi.org/10.48526/rgu-wt-1880278

17. Деряев А.Р. Управление траекторией скважины и контроль за пространственным положением ствола // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue No. 2. – Р. 1–6. - http://doi.org/10.5510/OGP2023SI200870

18. CO2 adsorption of materials synthesized from clay minerals: A review / N. Chouikhi, J.A. Cecilia, E. Vilarrasa-García [et al.] // Minerals. – 2019. – V. 9(9). – P. 514. - http://doi.org/10.3390/min9090514

19. Ho T.A., Criscenti L.J., Greathouse J.A. Revealing transition states during the hydration of clay minerals // The journal of physical chemistry letters. –2019. – V. 10(13). – P. 3704-3709. - https://doi.org/10.1021/acs.jpclett.9b01565

20. Swai R.E. A review of molecular dynamics simulations in the designing of effective shale inhibitors: application for drilling with water-based drilling fluids // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2020. – V. 10(8). – P. 3515-3532. - http://doi.org/10.1007/s13202-020-01003-2

21. Khoury H.N. Review of clays and clay minerals in Jordan // Arabian Journal of Geosciences. – 2019. – V. 12(23). – P. 706. - http://doi.org/10.1007/s12517-019-4882-2

22. Кулиев М.Ю. Применение тампонажных смесей для ликвидации поглощений в процессе бурения // Инновации в нефтегазовой отрасли. – 2022. – №.3(4). – С. 50-53. - http://doi.org/10.5281/zenodo.7473375

23. A novel thermo-thickening viscosity modifying admixture to improve settlement stability of cement slurry under high temperatures / X. Chen, C. Wang, Y. Xue [et al.] // Construction and Building Materials. – 2021. – V. 295. – P. 123606. - https://doi.org/10.1016/j.conbuildmat.2021.123606

Морские стационарные платформы (МСП) и блок-кондукторы (БК) являются одними из основных элементов обустройства месторождений СП «Вьетсовпетро» на шельфе Вьетнама. На них осуществляются сбор и подготовка нефти, поступающей из добывающих скважин, которая затем по системам подводных трубопроводов поступает к установкам беспричального налива. Обустройство месторождений с использованием БК и центральной технологической платформы сокращает капитальные вложения в строительство металлоемких МСП с многофункциональным верхним строением и уменьшает эксплуатационные затраты. Вектор развития СП «Вьетсовпетро» в области капитального строительства направлен на уменьшение металлоемкости и сокращение затрат. Оптимизация строительных решений и переход на технологии эксплуатации БК без участия человека привели к сокращению их стоимости более чем в 2 раза по сравнению с 2014 г. В настоящее время приоритетными для предприятия гидротехническими сооружениями являются БК и БК-сателлиты без участия человека. Внедрение таких БК способствует оптимизации капитальных затрат компании, однако с целью дальнейшей минимизации вложений в строительство новых скважин на уже действующих БК при эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки требуется принятие эффективных решений. Одним из них является строительство дополнительных скважин на существующих гидротехнических сооружениях. В статье рассмотрены вопросы проектирования и строительства новых скважин на уже введенных в эксплуатацию объектах, которые не были предусмотрены первоначальным проектом. Реализация в СП «Вьетсовпетро» комплексного подхода к повышению эффективности разработки морских месторождений позволяет сохранять предприятию лидирующее положение в Юго-Восточной Азии.

Список литературы

1. Разработка шельфовых нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» / Ты Тхань Нгиа, Велиев М.М., Ле Вьет Хай, А.Н. Иванов. – С.-Пб: Недра, 2017. – 386 с.

2. Некоторые особенности разработки и эксплуатации морских нефтегазовых месторождений / Т.Ш. Салаватов, М.М. Велиев, А.А. Сулейманов, В.А. Бондаренко – . Т. 1. – Баку: Чашыоглу, 2018. – 496 с.

На большинстве месторождений платформенного типа наибольшая доля начальных запасов сосредоточена в терригенных отложениях, преимущественно распространенных по площади, характеризующихся высокой продуктивностью, эффективностью разработки и высокой степенью выработки. Несмотря на долгую историю разработки Арланского нефтяного месторождения, терригенная толща нижнего карбона по-прежнему является основным объектом добычи. В разрезе основного объекта разработки выделены семь продуктивных пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами. Пласты распределены по площади неравномерно. Выделяются три пачки пластов: верхняя, средняя и нижняя. Все три пачки эксплуатируются одновременно. В связи с этим отмечается неравномерная выработка запасов по площади и разрезу ввиду дифференциации фильтрационно-емкостных свойств в сочетании с повышенной вязкостью нефти. В настоящее время объект находится на завершающей стадии разработки, система разработки сформирована, текущая плотность сетки скважин составляет 12 га/скв, вовлеченность запасов в разработку по площади – 98 %. Научные исследования и промышленные опыты позволили сформировать эффективные системы разработки, о чем свидетельствуют высокие значения текущих коэффициентов извлечения нефти (0,41-0,55) в разрезе выделенных пачек. На первое место выходит задача определения зон локализации остаточных извлекаемых запасов по разрезу и формирование решений по их эффективной выработке. Применение комплексного подхода позволило осуществить ввод новых горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов с начальными дебитами нефти до 170 т/сут. Определение зон локализации остаточных извлекаемых запасов по разрезу и площади на зрелых месторождениях в условиях неравномерной выработки запасов является перспективным направлением. Результаты бурения подтверждают актуальность и целесообразность расширения работ по верификации остаточных запасов по разрезу с целью повышения эффективности разработки базового многопластового объекта уникального Арланского месторождения Республики Башкортостан.

Список литературы

1. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. – Уфа: БашНИПИнефть, 2012. – 704 с.

2. Комплексные подходы к совершенствованию системы разработки Арланского нефтяного месторождения / А.Т. Гареев, С.Р. Нуров, А.М. Вагизов, Т.В. Сибаев // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 112–116. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-12-112-116

3. Повышение эффективности выработки запасов терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения / Н.В. Федоренко, Е.В. Лозин, А.Т. Гареев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С.106–110. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-9-106-110

4. Поиск перспективных участков для бурения скважин и боковых стволов с использованием результатов геологического моделирования и геолого-промыслового анализа на примере ТТНК Ново-Хазинской площади Арланского месторождения / А.Н. Червякова, А.Т. Гареев, А.М. Вагизов, Т.Р. Хисамиев: В сб. Актуальные научно-технические решения для развития нефтедобывающего потенциала ПАО АНК «Башнефть» // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. – 2016. – Вып. 124. – 694 с.

5. Особенности и концепция дальнейшей разработки уникального Арланского месторождения / А.Т. Гареев, С.Р. Нуров, И.А. Фаизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 40–45. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-40-45

6. Бурение высокодебитных ГС на завершающей стадии разработки многопластового объекта ТТНК Арланского месторождения за счет комплексного подхода к верификации остаточных запасов по разрезу / А.М. Вагизов, А.Т. Гареев, Р.Ф. Тимерханов [и др.] // Сб. тезисов докладов научно-технического форума ООО «СамараНИПИнефть». – Самара: ООО «Портал Инноваций», 2022. – C. 36–37.

7. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. – М.: Недра, 1975. – 168 с.

8. Релаксация остаточных запасов нефти на заключительной стадии разработки / М.В. Сулейманова, А.А. Мироненко, А.З. Сафин [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 1. – С. 72–75. - http://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-1-72-75

9. Пат. №2672766 РФ Способ прогнозирования морфометрических параметров русловых тел (палеоканалов) / Е.А. Жуковская, Т.В. Ольнева; патентообладатели ПАО «Газпром нефть», ООО «Газпромнефть НТЦ»; № 2018104929; заявл. 08.02.2018; опубл. 19.11.2018..

10. Формирование подходов к выработке запасов с учетом фациальной геологической модели осадконакопления на примере бобриковско-радаевского горизонта Туймазинского нефтяного месторождения / В.А. Грищенко, Р.Ф. Якупов, Э.Ф. Велиев [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 5. – С. 16–20. - http://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-5-16-20

Поиск методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов является приоритетной задачей для СП «Вьетсовпетро». Объект, приуроченный к отложениям нижнего миоцена Северного участка месторождения Белый Тигр, имеет длительную историю разработки, высокой обводненностью и относительно низкой вязкостью нефти. Особые характеристики геологической структуры участка, петрофизические фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, энергетические и температурные режимы, свойства пластовых флюидов и показатели разработки определили выбор этого объекта для проведения пилотных испытаний технологии ПАВ-полимерного заводнения. Для пилотного участка выполнены лабораторные исследования с целью определения параметров флюида и породы, выбора химических реагентов (ПАВ и полимера), рецептуры ПАВ-полимерной композиции и исследования фильтрации в поровой среде с использованием кернового материала. ПАВ для текущих условий месторождения выбирались на основе гидрофильного/гидрофобного соотношения для равноценного разделения нефти и синтетического раствора. Рассматривались термостабильные гидрофильные молекулы двух видов ПАВ. Проведены 3 фильтрационных испытания по оценке динамической адсорбции и механической деструкции на подготовленном керновом материале. В результате проведенных экспериментов коэффициент вытеснения нефти составил 0,75-0,86, что на 30-40 % выше коэффициента вытеснения, полученного при заводнении (0,45). Определены оптимальные концентрации ПАВ и полимера, рецептура термически стабильной ПАВ-полимерной композиции, позволяющей достичь сверхнизкого фазового натяжения и подходящей для применения в условиях объекта нижнего миоцена Северного свода месторождения Белый Тигр.

Список литературы

1. Кудин Е.В., Кургузкина И.В., Нгуен Тхе Зунг. Основные положения экспериментальных исследований обоснования эффективности ПАВ-полимерного заводнения для условий месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 8. – С. 76–80. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-76-80

2. Рузин Л.М., Морозюк О.А. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика) – Ухта : УГТУ, 2014. – 127 с.

3. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.

4. Иванов Е.Н., Кононов Ю.М. Выбор методов увеличения нефтеотдачи на основе аналитической оценки геолого-геофизической информации // Известия Томского политехнического университета. – 2012.– Вып.1.– С. 149–154.

5. Optimum formulation of surfactant/water/oil systems for minimum interfacial tension or phase behavior / J-L Salager, JC Morgan, RS Schechter [et al.] // SPE-7054-PA. – 1979. – https://doi.org/10.2118/7054-PA

6. Polymer Injectivity: Influence of Permeability in the Flow of EOR Polymers in Porous Media / B. Al-Shakry, B. Shaker Shiran, T. Skauge, A. Skauge // SPE-195495-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/195495-MS

7. Sheng J.J., Leonhardt B., Azri N. Status of Polymer-Flooding Technology // SPE-174541-PA. – 2015. – https://doi.org/10.2118/174541-PA8.

8. Штиллер В. Уравнение Аррениуса и неравновесная кинетика. – М.: Мир, 2000. – 176 с.

9. Winsor P.A. Binary and multicomponent solutions of amphiphilic compounds. Solubilization and the formation, structure, and theoretical significance of liquid crystalline solutions // Chemical Reviews. – 1968. – V. 68. – No. 1. – P. 1-40. – https://doi.org/10.1021/cr60251a001

10. Chun Huh. Equilibrium of a Microemulsion That Coexists With Oil or Brine // SPE-10728-PA. – 1983. – https://doi.org/10.2118/10728-PA

11. Комплексные лабораторные исследования при оптимизации состава ПАВ-полимерных композиций для месторождений Западной Сибири / Е.А. Сидоровская, Д.С. Адаховский, Н.Ю. Третьяков [и др.] // Нефть и газ. – 2020. – Вып.6. – С. 107–118. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2020-6-107-118

В исследовании нелинейных эффектов в пористых средах преимущественно рассматривается фильтрация нефти как в высоко-, так и в низкопроницаемых песчаниках. Ограниченное число исследований проведено для карбонатных коллекторов проницаемостью менее 0,1 мкм², и достаточно малое число исследований посвящено фильтрации полимерных растворов в высокопроницаемых коллекторах в присутствии остаточной нефти. Нелинейность фильтрации связана с неньютоновскими свойствами жидкости, к которым, в первую очередь, относится псевдопластичность. Для исследования нелинейных эффектов фильтрации полимерных растворов через пористые среды проведены фильтрационные эксперименты на консолидированных образцах керна бобриковского горизонта объекта разработки с применением разработанной методики постановки эксперимента. Исследования проводились в следующих вариациях: 1) фильтрация раствора в присутствии связанной воды и начальной нефтенасыщенности (характеризует начальное состояние пласта); 2) фильтрация раствора в условиях остаточной нефтенасыщенности (характеризует полностью заводненное состояние пласта). В результате исследований отмечено, что при фильтрации полимерного раствора как через насыпную модель, так и через образцы керна вне зависимости от характера насыщения и вязкости полимерного раствора при малых градиентах давления наблюдается нарушение линейного закона Дарси. При фильтрации полимерного раствора через образцы керна градиент давления переходного процесса существенно выше, чем в случае насыпной модели, особенно для условий фильтрации высоковязкой жидкости. Сделан вывод, что скорость фильтрации полимерного раствора в условиях реального пласта должна подбираться с учетом предельного градиента давления, при котором осуществляется переход к линейному закону.

Список литературы

1. Булгакова Г.Т. Неравновесные и нелинейные эффекты в процессах двухфазной фильтрации: автореф. дис... д-ра физ.-мат. наук. – Уфа, 2000. – 33 с.

2. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в применении к нефтедобыче. – Баку: Азнефтеиздат, 1959. – 409 с.

3. Мирзаджанадзе А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче: системный анализ, диагноз, прогноз. – М.: Наука, 1997. – 253 с.

4. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Лабораторные фильтрационные исследования керна Приобского месторождения / В.А. Байков, А.В. Колонских, А.К. Макатров [и др.] // Вестник ОАО НК «Роснефть». – 2013. – Вып. 31. – № 2. – С. 4–7.

5. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Анализ и интерпретация результатов лабораторных исследований керна Приобского месторождения / В.А. Байков, Р.Р. Гареев, А.В. Колонских [и др.] // Вестник ОАО НК «Роснефть». – 2013. – Вып. 31. – № 2. – С. 8–12.

6. Сулейманов Б.А. Особенности фильтрации гетерогенных систем. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 356 с.

В современном мире типизация и унификация приобретают особую, важную роль в различных сферах жизни, влияя на социальные, экономические, и технологические процессы. Унификация представляет собой процесс стандартизации, единообразия и объединения различных элементов или систем за счет применения типовых решений. Типовое решение в геологии и разработке (ГиР) – это тиражируемая лучшая практика, по сути – формализация уникального, успешного, практического опыта решения проблем. В более узком смысле лучшая практика – это оптимальный способ достижения заданной цели. Поскольку сегодня нефтегазовая отрасль становится не только финансово привлекательной, но и рискованной для инвестиций, важно проводить оптимизацию работ во всех основных бизнес-сегментах деятельности: в ГиР – за счет применения типовых решений; в проектно-изыскательных работах – за счет унификации и стандартизации оборудования, типизации проектных решений. Для реализации данного направления в области ГиР, как правило, формируется перечень лучших практик, направленных на внедрение типовых решений в геолого-разведочные работы, лабораторные исследования керна, концептуальное проектирование, проектирование разработки месторождений нефти и газа. Сущность типизации технологических процессов состоит в том, что на основе предварительного изучения и анализа особенностей, свойственных той или иной технологии, обобщаются лучшие достижения практического опыта, причем этим обобщениям придается характер технологических закономерностей, распространяемых затем на соответствующие классификационные группы. Таким образом, типизация подразумевает необходимость классификации технологических процессов на основе геолого-промысловых, технологических и административно-организационных условиях, свойственных тому или иному нефтегазодобывающему обществу.

Список литературы

1. Зворыкина Ю.В., Адрианов А.К. Международная стандартизация и конкурентоспособность экспорта российского нефтегазового оборудования в условиях западных санкций // Российский внешнеэкономический вестник. – 2021. – № 7. – С. 27-42. – https://doi.org/10.24412/2072-8042-2021-7-27-42

2. Типовое проектирование – на пульсе времени / А. Н. Кравченко, А. С. Косарев, В. А. Павлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 13-15. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-13-15

3. Новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования: проекты-образцы / Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов, С.А. Иванов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 5. – С. 111-115. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-111-115

4. Степанов С.В., Глухих И.Н., Аржиловский А.В. Концепция многоуровневого моделирования как основа системы поддержки принятия решений при разработке нефтяных месторождений на поздней стадии // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С. 112-117. - https://doi.org/ 10.24887/0028-2448-2023-12-112-117

5. Геологические и технологические особенности создания гибких типовых шаблонов геологического моделирования / К.Е. Закревский, В.Л. Попов, А.Е. Лепилин, Е.А. Рыжиков // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 38-43. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-38-43

6. Кравченко А.Н., Салимов О.В. Управление стоимостью проектов через типизацию отдельных процессов // Технико-технологические проблемы сервиса. – 2022. – № 4(62). – С. 57-62.

7. Новые горизонты системы типового проектирования в ПАО «НК «Роснефть»: геология и разработка / В.В. Васильев, А.Н. Кравченко, В.В. Смелянский [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2020. – № 5(78). – С. 12-15. – https://doi.org/10.24411/2076-6785-2020-10098

8. Hart J., Phaf N., Vermeltfoort K. Saving time and money on major projects. -http://www.mckinsey.com/Insights/Energy_Resources_Materials/Saving_time_and_money_on_major_projects (Дата обращения: 08.09.2015).

9. Гидравлический разрыв пласта. Особенности и возможности типизации процессов / А.Н. Кравченко, В.В. Васильев, О.В. Салимов, М.И. Самойлов // Нефтяная провинция. – 2022. – № 2(30). – С. 134-149. – https://doi.org/10.25689/NP.2022.2.134-149

10. Кравченко А.Н., Васильев В.В., Салимов О.В. Выбор наилучших решений подбора технологий ГТМ на основе метода анализа иерархий // Нефтяная провинция. – 2022. – № 2(30). – С. 98-110. – https://doi.org/10.25689/NP.2022.2.98-110

Разработан метод оптимизации режима эксплуатациигазоконденсатного промысла, заключающийся в расчете дебитов добывающих скважин, при которых достигается максимальная маржинальность выхода товарных продуктов, с учетом технологических и экономических ограничений. Выполнена компьютерная реализация метода с использованием интегрированной модели промысла. Получено математическое описание целевой функции – суммарной маржинальности выхода товарных продуктов как функции дебитов добывающих скважин, компонентных составов продукции каждой скважины, а также удельной маржинальности и компонентных составов каждого товарного продукта. Дано описание технологических и экономических ограничений. Поиск дебитов добывающих скважин, при которых целевая функция достигает максимальной величины, выполняется для расчетного этапа, продолжительность которого такова, что изменением параметров, от которых зависит величина целевой функции, можно пренебречь. Для решения применятся метод линейного программирования. Кроме суммарной маржинальности выхода товарных продуктов рассчитываются выход и состав каждого продукта, а также приемистость нагнетательных скважин. Предложена расчетная схема процесса оптимизации, включающая пять этапов. На первом этапе задаются горизонт расчета и продолжительность расчетного этапа, удельная маржинальность каждого товарного продукта и ограничения, не зависящие от пропускной способности системы обустройства. На втором этапе отбираются добывающие скважины для участия в процессе оптимизации, задаются ограничения, зависящие от пропускной способности системы обустройства, а также рассчитываются компонентные составы продукции каждой скважины и каждого товарного продукта. На третьем этапе выполняется решение задачи для данного расчетного этапа. На четвертом этапе с помощью интегрированной модели промысла выполняется расчет режима промысла при вычисленных на третьем этапе дебитах скважин. На пятом этапе формируются плановый режим и целеполагание на следующий расчетный этап. Цель работы заключалась в создании методики оперативного поиска оптимального режима эксплуатации промысла с учетом всех технологических и экономических ограничений и ее компьютерной реализации.

Список литературы

1. Елин Н.Н., Леонов В.А. Оптимизация режимов системы «нефтесбор-добывающие скважины» при газлифтной добыче нефти //Нефтяное хозяйство. – 1990. – № 6. – C. 54-57.

2. Альтшулер С.А., Елин Н.Н., Ярмизин В.Г. Оптимизация проектных решений в системах нефтегазосбора Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 1989. – № 10. – C. 32-35.

3. Программный комплекс OISPipe для мониторинга и оптимизации систем сбора газа месторождений различных типов / Н.Н. Елин, А.В. Бардин, Д.В. Загинайко, А.П. Попов // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 5. – C. 95-97.

4. Ретинский В.С., Ретинская И.В. Методы принятия оптимальных решений. Ч. 1. – М.: ИЦ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2017. – 131 с.

5. Супрун Д.Г. Методы оптимизации. Задачи линейного программирования. – М.: МГИУ, 2008. – 82 c.

6. Бояринов А.И., Кафаров В.В. Методы оптимизации в химической технологии. – М.: Химия, 1969. – 563 c.

7. Цодиков Ю.М. Эффективность применения метода последовательного линейного программирования для решения задач планирования производства на нефтеперерабатывающем заводе // Проблемы управления. – 2018. – № 6. – C. 55-61. - https://doi.org/10.25728/pu.2018.6.7

8. https://sis.slb.ru/products/ (дата обращения – 18.01.2021 г.)

9. https://www.aspentech.com/en/products/engineering/aspen-hysys (дата обращения – 18.01.2021 г.)

10. https://dwsim.org/ (дата обращения – 18.01.2021 г.)

11. https://rfdyn.ru/ru/tnavigator/ (дата обращения – 18.01.2021 г.)

12. Программный комплекс OIS Pipe для математического моделирования сложных трубопроводных систем промыслового обустройства / Н.Н. Елин, Ю.В. Нассонов, О.В. Белоусов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 12. – C. 91-93.

13. https://oissolutions.net/wp-content/uploads/2021/04/OIS_Pipe_onepager_A3_rus_fin.pdf. (дата обращения – 18.01.2021 г.)

14. https://oissolutions.net/wp-content/uploads/2021/11/OIS_UFAM_GAS.pdf (дата обращения – 18.01.2021 г.)

15. https://www.aspentech.com/ru/products/msc/aspen-pims (дата обращения – 18.01.2021 г.)

Одной из ключевых проблем в нефтегазодобывающей отрасли является защита трубопроводов от коррозии. В результате многолетних исследований предложен целый ряд решений этой задачи. В статье рассмотрены результаты исследований надежности и прочности соединения конус – раструб, изготовленного из труб, сваренных токами высокой частоты (ТВЧ), при воздействии нагрузок, моделирующих реальные условия эксплуатации трубопровода. Исследования выполнены для двух типоразмеров труб из стали марки 09ГСФ и 09Г2С, сваренных ТВЧ. Для оценки напряженно-деформированного состояния (НДС) торца трубы, которое возникает в процессе изготовления соединения конус – раструб, выполнено моделирование процесса деформации конусной и раструбной частей, а также НДС самого соединения в зависимости от воздействия внешних факторов. Расчет и моделирование проводились в программном комплексе ANSYS. Установлено, что обжатие концов труб (изготовление конусов) и их раздача (изготовление раструбов) не создает опасного остаточного НДС. Моделирование показало, что при деформации не возникает трещин или разрушения металла труб. Выполнено моделирование воздействия эксплуатационных нагрузок на соединение конус – раструб. На основании выполненных расчетов сделан вывод, что исследуемые соединения способны обеспечить надежную эксплуатацию трубопровода при нагрузках, эквивалентных нормальным условиям эксплуатации обычных труб. Для подтверждения полученных результатов проведен комплекс стендовых испытаний. Последним этапом комплексной оценки прочностных характеристик соединения конус – раструб стало исследование образцов после эксплуатации в промысловых условиях. Соединения эксплуатировались в составе нефтесборного трубопровода на одном из месторождений в Западной Сибири. Полученные результаты свидетельствует о герметичности и надежной защищенности концов труб от проникновения транспортируемой среды в соединение рассмотренного типа. Сделан вывод, что технология изготовления соединения конус – раструб обеспечивает сохранение вязкопластических свойств металла трубы в деформированной зоне. Внутреннее защитное покрытие при соединении конус – раструб создает надежную защиту от развития коррозионных процессов, что гарантирует безаварийную эксплуатацию трубопровода.

Список литературы

1. Родомакин А.Н. Совершенствование технологий монтажа нефтепромысловых трубопроводов без применения сварки: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2010. – 28 с.

2. Новиков С.В. Перспективы развития методов защиты сварных швов трубопроводов с внутренним антикоррозионным покрытием // Инженерная практика. – 2016. – № 09.

3. Амосов А.П., Юдин П.Е., Акулинин А.А. Современные методы антикоррозионной защиты оборудования в нефтехимическом машиностроении // Наукоемкие технологии в машиностроении. – 2014. – № 8. – С. 34–40.

4. Протасов В.Н. Теория и практика применения полимерных покрытий в оборудование и сооружения нефтегазовой отрасли. – М.: Недра, 2007. – 374 с.

5. Протасов В.Н. Особенности технологии сборки и контроля качества механического раструбного соединения стальных труб с внутренним эпоксидным покрытием нефтепромысловых трубопроводов, выполненного методом «Батлер ТЭК» // Территория нефтегаз. – 2020. – № 3–4. – С. 86–93.

6. Байбурова М.М., Бурмистова Н.Н. Механическое соединение трубопроводов // Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли: сб. материалов V Международной научно-практической конференции, Альметьевск, 12 ноября 2020 г. Т. 2. – Альметьевск: Альметьевский гос. нефтяной институт, 2020. – С. 16-18.

7. Каплун А.Б., Морозов Е.М., Олферьева М.А. ANSYS в руках инженера: практическое руководство. – М.: Едиториал УРСС, 2003. – 272 с.

8. Основы работы в ANSYS 17 / Н.Н. Федорова, С.А. Вальгер, М.Н. Данилов, Ю.В. Захарова. – М.: ДМК Пресс, 2017. – 210 с.

9. Особенности коррозионного разрушения нефтегазопроводных труб в условиях эксплуатации Коми и Западной Сибири / А.В. Иоффе, В.А. Ревякин, Е.А. Борисенкова, С.А. Князькин // Вектор науки ТГУ. – 2010. – №4(14). – С. 50-53.

Увеличение длины стволов и усложнение траекторий скважин в последние десятилетия являются основным трендом в нефтегазовой отрасли. В свою очередь сложные профили скважин и большой отход от вертикали приводят к росту коэффициента сопротивления при бурении и проведении спускоподъемных операций, что может потребовать использования буровых растворов на углеводородной основе, а также буровых установок с большей грузоподъемностью. В связи с этим снижение коэффициента трения является особенно актуальным технологическим вызовом современного бурения. В ряде случаев снижение коэффициента сопротивления позволяет строить скважины в рамках рентабельности проектов без перехода на технологически более сложные и, как следствие, дорогостоящие решения. Традиционным способом снижения коэффициента сопротивления является использование смазывающих добавкок.

В статье рассмотрено состояние рынка смазывающих добавок. Несмотря на многообразие продуктов и обилие профильных сервисных компаний, в индустрии не выработаны единые технические требования к смазывающим добавкам. Проанализированы различия в требованиях сервисных компаний. Особо отмечены различия требований к продуктам одного класса в линейках одних и тех же сервисных компаний. Показана критически важная роль модельного бурового раствора, используемого при лабораторной оценке смазывающих свойств. Большинство сервисных компаний и производителей используют в тестах модельные глинистые суспензии, которые значительно отличаются от используемых буровых растворов. Приведены сравнительные данные, демонстрирующие различие в снижении коэффициента трения в различных средах. Представлены разработанные специалистами ПАО «НК «Роснефть» единая методика тестирования и перечень технических требований к эффективности смазывающих добавок с учетом фактических условий бурения. Подход внедрен в рамках пилотного проекта на объектах ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Список литературы

1. Schamp J.H., Estes B.L., Keller S.R. Torque Reduction Techniques in ERD Wells // SPE-98969-MS. – 2006. – https://doi.org/10.2118/98969-MS

2. Lubricants and Drag Reducers for Oilfield Applications - Chemistry, Performance, and Environmental Impact / A. Patel, J.H. Zhang, M. Ke, B. Panamarathupalayam // SPE-164049-MS. – 2013. – https://doi.org/10.2118/164049-MS

3. Optimization of Metal-on-Metal Lubricants for Coil Tubing Applications / S. Sherman, H. Quintero, C. Moriyama [et al.] // SPE-185746-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/185746-MS

4. Amanullah Md, Arfaj M.K. ARC Eco-Lube - A Food Industry Waste-Based Green Lubricant» // SPE-188910-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/188910-MS

5. Amanullah Md. Coefficient of Friction Reducing Efficiency of ARC Eco-Lube // SPE-180504-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/180504-MS

6. Development of a Novel Anti-Temperature, Anti-Wear and Ecofriendly Lubricant SDL-1 for Water-Based Drilling Fluid / Yu. Liu; Zh. Qiu; H. Zhong [et al.] //

IPTC-19406-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2523/IPTC-19406-MS

This article explores the results obtained following a field and bench study of sampling devices (SD). The experimental research was conducted to determine the actual representativeness of samples obtained via SDs. The experimental bench research was completed in order to determine the actual representativeness values pertaining to SD samples when changing pumping parameters (flow velocity, diameter of the passage section upstream of the SD and the initial water concentration in the experimental bench) and to which extent the flow velocity and its turbulation affect the representativeness of samples obtained via SDs. The experimental field research was completed aiming to compare the representativeness of samples obtained via SDs and a plug cock conforming to state standard GOST 24200-80. The experimental bench research was conducted utilizing SDs with rated diameters of 80, 100, 150 mm with one and five holes. The experimental field research was completed using an SD with a rated diameter of 700 mm and a plug cock with a rated diameter of 10 mm. The experimental research produced the results describing local resistances and flow velocity efficiency on sample representativeness; relationship between sample representativeness and volumetric water content; actual volumetric water content in samples obtained with SDs and with a plug cock. The results of SD studies show that it is impossible to determine a unified SD design that would provide improved sample representativeness for all modes of SD operation. Sample representativeness for a particular SD (if necessary) can be improved by developing a dedicated methodology employed to recalculate its design parameters conforming to specific operating conditions.

References

1. Buyanov I.V., Aralov O.V., Korolenok A.M. et al., Main results of sampling equipment study (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2022, no. 4, pp. 86-89, DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-4-86-89

2. Goryunova S.M., Mukhametkhanova L.M., Petukhova L.V., Nikolaeva N.G., Problems of metrological support of the Russian oil complex (In Russ.), Vestnik Kazanskogo tekhnologicheskogo universiteta, 2011, no. 11, pp. 263-266.

3. Yagudin I.R., Petrov V.N., Dresvyannikov A.F., A promising direction in the development of mobile calibration units for measuring crude oil (In Russ.), Vestnik Kazanskogo tekhnologicheskogo universiteta, 2013, no. 4, pp. 203-208.

4. Aralov O.V., Korolenok A.M., Buyanov I.V. et al., Mathematical modeling of devices for sampling oil and oil products from pipelines (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2020, no. 12, pp. 128–130, DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-12-128-130

5. Solov’ev V.G., Varsegov V.L., Malyshev S.L., Petrov V.N., Development and creation of state primary special standard of a mass flow-rate unit of get 195-2011 gas-liquid mixtures (In Russ.), Vestnik KGTU im. A.N. Tupoleva, 2013, no. 3, pp. 32-38.

6. Petrov V.N., Malyshev S.L., Mukhametshina G.F., On the issue of controlling the process of circulating mixing (In Russ.), Vestnik Kazanskogo tekhnologicheskogo universiteta, 2016, no. 13, pp. 81-83.

7. Tukhvatullin A.R., Korneev R.A., Kolodnikov A.V. et al., Attestatsiya etalonov edinits massovogo i ob»emnogo raskhodov zhidkosti (In Russ.), Vestnik Kazanskogo tekhnologicheskogo universiteta, 2012, no. 18, pp. 245-247.

8. Kupkenov R.R. et al., Oil products purity monitoring in transportation through the main pipelines (In Russ.), Nauka i tehnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov = Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation, 2019, V. 9, no. 3, pp. 342–352, DOI: https://doi.org/10.28999/2541-9595-2019-9-3-342-352

Эффективная утилизация многотоннажных отходов нефтедобычи – одна из актуальных экологических проблем. Объемы отходов нефтедобычи растут и составляют сотни тысяч кубометров. Эти отходы являются одними из наиболее опасных для окружающей среды и приводят к значительным загрязнениям экосистем. Кроме того, места хранения отходов нефтедобычи загрязняются нефтепродуктами. Содержащиеся в нефтяных шламах тяжелые фракции, как правило, малоподвижны и создают устойчивые очаги загрязнения. Процессы очищение природной среды от них протекают медленно и с большим трудом. Одним из наиболее перспективных способов рациональной утилизации многотоннажных отходов является их использование в производстве строительных материалов. В современных экономических условиях большое внимание уделяется оптимальным решениям по использованию отходов нефтедобычи в рециклинге − переработке отходов с повторным использованием сырья по прямому назначению и в технологиях, которые обеспечивают существенный социально-экономический эффект. Поскольку в настоящее время природные сырьевые ресурсы истощаются, необходимо вовлекать в производственный оборот отходы нефтедобычи для изготовления теплоизоляционных материалов: пористых заполнителей и пористого кирпича. При этом исключаются затраты на геолого-разведочные работы, строительство и эксплуатацию карьеров, освобождаются значительные земельные участки от воздействия негативных антропогенных факторов. Замазученный грунт, образующийся при добыче нефти, с повышенной теплотворной способностью (3600 кал/кг) целесообразно использовать не только в качестве наполнителя, но и в качестве выгорающей и вспучивающей добавок для производства пористых заполнителей. В статье рассмотрено получение пористого заполнителя марки по плотности М250 с высокими физико-механическими показателями.

Список литературы

1. Абдрахимов В.З., Кайракбаев А.К. Экологический менджмент. – Актобе: Актюбинский университет имени академика С. Баишева, 2019. − 240 с.

2. Абдрахимов В.З. Концепция современного естесвознания. – Самара: Самарский гос. экономический университет, 2015. − 340 с.

3. Кайракбаев А.К., Абдрахимова Е.С. Рециклинг отходов топливно-энергетического комплекса, цветной металлургии и нефтехимической промышленности в производстве безобжиговых жаростойких бетонов // Экология промышленного производства. − 2020. − № 3. − С. 5-12.

4. Абдрахимова Е.С., Абдрахимов В.З. Рециклинг отходов топливно-энергетического комплекса, нефтедобычи и нефтехимии в производстве сейсмостойкого кирпича // Бурение и нефть. −2020. −№10. −С. 42-49.

5. Abdrakhimov V.Z., Abdrakhimova E.S. Oxidation Processes in the Firing of Porous Filler Based on Oil Production Wastes and Intershale Clay // Theoretical Foundations of Chemical Engineering. −2020. −V. 54. − № 4. − Р. 750–755. – ISSN 0040-5795. – http://doi.org/10.1134/S0040579519050026

6. Углеводороды в почвах: происхождение, состав, поведение / А.Н. Геннадиев, Ю.И. Пиковский, А.С. Цибарт, М. Смирнова // Почвоведение. − 2015. − № 10. − С. 1195–1209. – http://doi.org/10.7868/S0032180X15100020

7. Estimation of ecotoxicity of petroleum hydrocarbon mixtures in soilbased on HPLC – GCXGC analysis / D. Mao, R. Lookman, H. Van de Weghe [et al.] // Chemosphere. − 2009. − V. 77. − № 1. − P. 1508–1513. – http://doi.org/10.1016/j.chemosphere.2009.10.004

8. Aging effect of petroleum hydrocarbons in soil under different attenuation Conditions / J. Tang, X. Lu, Q. Sum, W. Zhu // Agriculture, Ecosystems Environment. − 2012. − V. 149. − P. 109–117. – http://doi.org/10.1016/j.agee.2011.12.020

9. Biodegradation of semi- and non-volatile petroleum hydrocarbons in aged, contaminated soils from a sub-Arctic site: Laboratory pilot-scale experiment at site temperatures / W. Chang, M. Dyen, L. Spagnuolo [et al.] // Chemosphere. − 2010. − V. 80. − P. 319–326. – http://doi.org/10.1016/j.chemosphere.2010.03.055

10. Human risk assessment of contaminated soils by oil products: total TPH content versus fraction approach / J. Pinedo, R. Ibbez, J.P.A. Lizen, A. Irabien // Hum Ecol. Risk Assess. Int. J. − 2014. − V. 20. − № 5. − P. 1231–1248. – http://doi.org/10.1080/10807039.2013.831264

11. Barnes D.L., Chuvilin E. Migration of Petroleum in Permafrost-Affected Regions // Soil Biol. − 2009. − V. 16. − P. 263–278.

12. Effects of soil organic matter and bacterial community shift on bioremediation of diesel-contam-inated soil / P.G. Liu, T.Ch. Chang, Ch.-H. Chen [et al.] // Int. Biodeterior. Biodegrad. −2013. − V. 85. − P. 661–670.

13. Абдрахимова Е.С., Абдрахимов В.З. Высокопористый теплоизоляционный материал на основе жидкого стекла // Физика и химия стекла. – 2017. – Т. 143. – № 2. – С. 222–230.

14. Пат. 2426710 РФ. С1 С04В 38/06 РФ. Способ получения пористого заполнителя / В.З. Абдрахимов, В.К. Семенычев, В.А. Куликов, Е.С. Абдрахимова; патентообладатель АМОУ ВПО «САГМУ», № 2010116808/03; заявл. 27.04.2010; опубл. 20.08.11.