Вышел из печати

Читайте в номере:
* Научно-технический потенциал устойчивого развития нефтегазовой компании: проблемы формирования
* О приоритетных направлениях развития буровых технологий в России
* К 75-летию Великой Победы! "Государственный комитет обороны постановляет..." нефтяная промышленность СССР в решениях ГКО

  06'2020 (выпуск 1160)
Для просмотра доп. инф. по статье или ее авторам достаточно "кликнуть" на соответствующей строке
Новости компаний

Новости нефтегазовых компаний


Читать статью Читать статью



Экономика, управление, право

338.45
А.М. Мастепанов (Институт проблем нефти и газа РАН; Институт энергетической стратегии; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.э.н.

Коронавирус и вызванный им кризис: о перспективах мировой экономики и энергетики

Ключевые слова: коронавирусная пандемия, вызванный коронавирусом кризис, прогнозы, глобальная экономика, энергопотребление, энергоэффективность, возобновляемые источники энергии (ВИЭ), нефть, природный газ, уголь, электроэнергетика, инвестиции в энергетический сектор, диверсификация российской экономики, нефтегазохимия, ресурсно-инновационное устойчивое развитие

В статье рассмотрены изменения в глобальной экономике и энергетике, произошедшие за последние 1,5 года. Показаны основные движущие силы этих изменений – ценовые и торговые войны и резко возросшая волатильность на мировых сырьевых рынках, коронавирусная пандемия, сопровождаемая экономическим спадом и обвалом цен на энергоносители. Рассмотрено влияние пандемии COVID-19 и кризиса, вызванного коронавирусом, на глобальную экономику и энергопотребление. Показаны различные оценки воздействия этого кризиса на развитие экономических процессов и их эволюцию. Сделан вывод, что в условиях сложившейся высокой неопределенности все эти оценки заслуживают внимательного рассмотрения. Названы основные неопределенности, связанные с экономическими перспективами, включая траекторию развития пандемии, последствия и продолжительность мер по сдерживанию распространения вируса, стратегии его повторного возникновения, а также форму и скорость выздоровления людей по мере удаления пандемии, а также неопределенности, связанные с выходом из кризиса. Проведен анализ имеющихся прогнозов развития экономической ситуации и энергопотребления в текущем году, сделанных Мировым валютным фондом, Еврокомиссией, Международным энергетическим агентством (МЭА), Секретариатом ОПЕК и другими организациями. Особое внимание уделено оценкам и прогнозам спроса на нефть и нефтепродукты в увязке с необходимостью ускорения перехода на экологически чистую энергию с целью смягчения рисков изменения климата, успехами в повышении энергоэффективности и развитии возобновляемых источников энергии, технологическим развитием в целом. Подробно рассмотрены прогноз инвестиции в энергетический сектор глобальной экономики, сделанный МЭА, и основные изменения инвестиционной активности из-за кризиса, вызванного коронавирусом. Особое внимание уделено анализу возможного влияния рассматриваемого кризиса на энергетический сектор российской экономики. Сделан вывод, что наступивший глобальный многоуровневый кризис должен стимулировать преодоление сырьевой зависимости российской экономики, формирование инновационной экономики на основе наукоемкого промышленного производства. Этот кризис должен стать дополнительным доводом для руководства страны принимать все возможные меры по ускоренной диверсификации российской экономики, обеспечению развития нефтегазохимии и других отраслей, связанных с глубокой переработкой природных ресурсов.

Список литературы

1. Мастепанов А.М. Мировая энергетика – новые вызовы. Доклад на ежегодном форуме Клуба Ниццы «Энергетика и геополитика». – http://www.iehei.org/ Club_de_Nice/2010/MASTEPANOV_2010.pdf

2. Мастепанов А.М. Мир на изломе или новая реальность: о прогнозах развития энергетики и ее нефтегазовой отрасли // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2020. – № 5. – С. 9-10.

3. https://rbc.us20.list-manage.cjm/track/click?u=9593212aae48ef980d8bc6b57&d =a38263a3f4&e=9626405cf2

4. Global Energy Review 2020. The impacts of the Covid-19 crisis on global energy demand and CO2 emissions. – IEA, April 2020. – 55 р. – https://webstore.iea.org/login?ReturnUrl=%2fdownload%2fdirect%2f2995

5. European Economic Forecast. Spring 2020. INSTITUTIONAL PAPER 125 | MAY 2020. European Commission. Directorate-General for Economic and Financial Affairs. – 216 р. – https://ec.europa.eu/info/business-economy-euro/economic-performance-and-forecasts/economic-forecast...

6. Europe’s moment: Repair and Prepare for the Next Generation. European Commission. Brussels, 27.5.2020. COM(2020) 456 final. – https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?qid=1590732521013&uri=COM:2020:456:FIN

7. https://www.ecfr.eu/article/commentary_the_coronavirus_a_geopolitical_earthquake?

8. Противодействие кризису: приоритетные задачи для мировой экономики. – https://www.imf.org/ru/News/Articles/2020/04/07/sp040920-SMs2020-Curtain-Raiser

9. World Economic Outlook, April 2020: The Great Lockdown. – https://www.imf.org/en/Publications/WEO/Issues/2020/04/14/weo-april-2020

10. OPEC Monthly Oil Market Report – April 2020; OPEC Monthly Oil Market Report. – May 2020. – https://momr.opec.org/pdf-download/

11. Oil Market Report. Ежемесячные выпуски. – https://www.iea.org/reports/oil-market- report-

12. Oil 2020. Analysis and forecast to 2025. – IEA, 9 March 2020. – 120 р. – https://www.iea.org/reports/oil-2020

13. World Energy Investment 2020. – IEA, May 2020. – 207 р. – https://webstore.iea.org/download/direct/3003

14. Мастепанов А.М. Энергетический переход как новый вызов мировой нефтегазовой отрасли// Энергетическая политика. – 2019. – Вып. 2. – С. 62–69.

15. Мастепанов А.М. Энергетический переход: к чему готовиться мировому нефтегазу // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2019. – № 10 (178). – С. 5–14.

16. Оганесян Т. Большая «зеленая» сделка ЕС. – https://stimul.online/articles/sreda/bolshaya-zelenaya-sdelka-es/

17. Сидорович В. Европейское «Зеленое соглашение» и его последствия для России. – https://renen.ru/the-european-green-deal-and-its-implications-for-russia/

18. Садыркин П. Зеленый шанс. Коронавирус меняет мировую экономику. Как Россия может выиграть от этого? – https://lenta.ru/articles/2020/05/08/chance/

19. Кортунов А.В. Баланс слабостей. Как эпидемия изменит отношения России и ЕС. – https://carnegie.ru/commentary/81601?mkt_tok=eyJpIjoiWm1

20. Габуев А., Умаров Т. Экстренное сближение. Как пандемия усилит зависимость России от Китая. – https://carnegie.ru/commentary/81633

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-6-12

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276+622.279.012
А.Ф. Андреев (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.э.н., А.А. Синельников (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.э.н., к.т.н., Г.Н. Булискерия (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.э.н., С.И. Петрушкин (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.э.н., О.А. Сергеева (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.э.н.

Технологическая стратегия реализации концепции устойчивого развития вертикально интегрированной нефтяной компании

Ключевые слова: устойчивое развитие, технологическая стратегия, стратегический менеджмент, интеграция, технологический менеджмент

Необходимость более полного согласования стратегических и технологических целей в краткосрочной и долгосрочной перспективе при формировании стратегических планов устойчивого развития вертикально интегрированных компаний (ВИНК) потребовала развития концепции технологической стратегии. Сценарные прогнозные проработки вопросов технологического развития нефтедобычи показывают, что новая технологическая стратегия должна основываться на принципах внедрения технологий мирового класса. Ключевым направлением технологической стратегии должен стать комплекс принципиально новых прорывных технологий, которые в настоящее время апробируются в мировой нефтегазовой практике. Технологическая стратегия должна восприниматься как инструмент, участвующий в управлении активами компании, вносящий заметный вклад в создание ее стоимости, и как интегральная часть стратегии устойчивого развития, воплощающая основные технико-технологические и организационно-управленческие инновации. Экономические цели, касающиеся приобретения, эксплуатации и замещения технологии, должны устанавливаться с учетом особенностей технологической стратегии в каждом бизнес-сегменте компании. Расширение возможностей стратегического анализа за счет конкретизации технологического фактора и включения в рассмотрение технологической стратегии позволяет менеджменту получать ответы на принципиальные вопросы, связанные с реализацией стратегических целей компании. Среди них: может ли компания в рамках выбранной технологической стратегии рассчитывать на достижение конкурентного преимущества; насколько реализация данной технологической стратегии может обеспечить стратегическую безопасность и экономическую независимость компании в долгосрочной перспективе; способствуют ли масштаб и гибкость выбранной технологической стратегии решению стратегических задач устойчивого развития.

В статье рассмотрена проблема установления динамического соответствия между стратегической, инновационной и технологической деятельностью при формировании планов в условиях реализации стратегии устойчивого развития ВИНК. В числе основных вопросов – систематизация ключевых факторов устойчивого развития ВИНК, концепция технологической стратегии ВИНК и инновационный аспект ее реализации.

Список литературы

1. Синельников А.А. Реализация стратегического подхода к управлению технологическим развитием нефтегазовой компании // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2013. – № 3. – С. 119–137.

2. Синельников А.А. Стратегическое управление реализацией долгосрочного плана технологического развития нефтегазовой компании // Труды

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2013. – № 4. – С. 116–132.

3. Управление инновационной деятельностью и основы патентного дела в нефтегазовом комплексе / А.Ф. Андреев, А.А. Синельников, К.А. Ренкель, Г.Б. Лоповок. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2013. – 358 с.

4. Булискерия Г.Н., Синельников А.А. Управление инновационными процессами в нефтегазовом комплексе // Нефть, газ и бизнес. – 2014. – № 3. – С. 25–31.

5. Булискерия Г.Н. Оценка и выбор организационно-управленческих приоритетов технологического обеспечения нефтегазовых проектов: автореф. дис. … канд. эк. наук. – М., 2017. 

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-13-17

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


338.45:622.276
И.Ш. Хасанов (МГИМО; ПАО «НК «Роснефть»), к.э.н.

Применение принципов раздела прибыльной продукции в инновационных проектах

Ключевые слова: соглашение о разделе продукции (СРП), оценка эффективности, инновации, научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР)

В статье рассмотрены принципы раздела прибыльной продукции, используемые в соглашениях о разделе продукции (СРП): раздел прибыльной продукции в зависимости от достижения инвестором определенного уровня внутренней нормы доходности (ВНД). Предложено применение данных принципов к капиталоемким, дорогостоящим и высокорискованным научно-исследовательским и опытно-конструкторским работам, инновационным проектам. В результате анализа определено, что применение указанных принципов может частично нивелировать риски компании (инвестора) при реализации инновационных проектов. Разработана также методика расчета многовариантной шкалы раздела прибыли в зависимости от изменения значения входного параметра. Входным параметром могут служить как внешние факторы (цены на нефть, курс доллара и др.), так и внутренние (успешность научно-исследовательской работы, успешность опытно-конструкторской работы, успешность внедрения, капитальные и эксплуатационные затраты, стоимость результата инноваций и др.). Шкала построена таким образом, что доля прибыли инвестора зависит от достижения инвестором определенной нормы внутренней нормы доходности. В примере, приведенном в статье, исходная внутренняя норма доходности инвестора принята равной 20 %. Показано, что применение многовариантной шкалы раздела прибыли позволит хеджировать риски инвестора и обеспечить надежность достижения планируемых экономических результатов инновационного проекта. Существенным преимуществом такой модели раздела прибыли становится возможность получения государством дополнительных доходов в периоды относительного повышения значения входного параметра (например, цен на нефть). Получение дополнительных доходов возможно с самого начала реализации проекта с учетом текущей ситуации при реализации инновационного проекта, а не в виде фиксированной ставки налога на прибыль.

Список литературы

1. Хасанов И.Ш. Экономический анализ российских СРП и разработка схемы многовариантного раздела продукции между инвестором и государством: автореф. дис. ... уч. степ. канд. эконом. наук. – Уфа, 2007. – 26 с.

2. Хасанов И.Ш. Инвестиционный анализ принципов раздела прибыльной продукции. – Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2006. – 22 с.

3. Хасанов И.Ш., Марданов Т.Т. Для месторождений на условиях СРП необходимы усовершенствованные инструменты оценки экономической эффективности // Нефтегазовое дело. – 2006. – http://www.ogbus.ru. – http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/HasanovI/HasanovI_1.pdf

4. Методика обоснования многовариантного раздела продукции при освоении нефтяных месторождений на условиях СРП / И.Ш. Хасанов, В.Ф. Дунаев, Р.Н. Бахтизин, А.Ф. Исмагилов // Нефть, газ и бизнес. – 2003. – № 2 – С. 5–9.

5. Алпаров Р.М., Хасанов И.Ш., Мешков И.А. Возможности совершенствования инструментов оценки экономической эффективности инновационных проектов // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 8–11.

6. Дунаев В.Ф., Белкина Е.Ю., Хасанов И.Ш. Формирование системы управления научно-исследовательскими и опытно-конструкторскими работами нефтегазовой компании. – Уфа: Мир печати, 2015. – 206 с.

7. Белкина Е.Ю., Хасанов И.Ш., Половинкин Е.А. Методические подходы российских нефтегазовых компаний к оценке эффективности инновационных проектов // Территория Нефтегаз. – 2011. – № 4. – С. 70–73.

8. Методика оценки эффективности инновационных проектов в ОАО «НК «Роснефть» / А.Ф. Исмагилов, Е.Ю. Белкина, И.Ш. Хасанов, Л.Н. Борцвадзе // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 12. – С. 10–13.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-18-21

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


338.45:622.276
А.В. Фомкин (АО «ВНИИнефть»), к.т.н., А.М. Петраков (АО «ВНИИнефть»), д.т.н., Е.Н. Байкова (АО «ВНИИнефть»), к.г.-м.н., Р.Р. Раянов (АО «ВНИИнефть»), к.т.н., М.А. Кузнецов (АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»), С.М. Ишкинов (ПАО «Газпром нефть»)

Применение новых методических подходов для увеличения рентабельности добычи базового фонда скважин в условиях низкой стоимости нефти на мировом рынке

Ключевые слова: системно-адресное воздействие на пласт, рентабельность добычи, стоимость нефти, чистый доход, снижение себестоимости добычи нефти, энергозатраты, выравнивание профиля приемистости (ВПП), нестационарное заводнение, физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (МУН), дополнительная добыча нефти, прирост извлекаемых запасов, сокращение объема попутно добываемой воды, сокращение непроизводительной закачки

В условиях сокращения объемов добычи нефти в рамках соглашения ОПЕК, а также снижения стоимости нефти на мировом рынке, возможно, на долгосрочный период, одной из основных стратегических задач нефтегазовой отрасли России является увеличение рентабельности эксплуатации базового фонда скважин действующих месторождений за счет снижения себестоимости добычи нефти. Падение добычи нефти, повышение обводненности продукции скважин, снижение пластового давления требуют увеличения затрат электроэнергии на подъем пластовой жидкости, сбор и подготовку нефти, закачку воды. Энергетические затраты по разрабатываемым месторождениям могут достигать 50-60 % всех операционных затрат на добычу нефти. Перспективным направлением увеличения рентабельности добычи является малозатратных геолого-технических мероприятий, направленных на уменьшение объемов добычи попутной воды, и снижение энергозатрат и одновременно на увеличение добычи нефти и вовлечение в разработку остаточных извлекаемых запасов.

В статье рассмотрены результаты применения технологий повышения эффективности базовой добычи на примере ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». С 2006 г. в ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» с применением принципов системного подхода выполнено 2364 скважино-операций по выравниванию профиля приемистости (ВПП) с использованием 27 различных технологий. Работы по нестационарному заводнению выполнены на 338 участках. Успешность работ составляет примерно 90 %. Средняя удельная эффективность ВПП – более 1 тыс. т/скв. Накопленная дополнительная добыча нефти на 01.03.20 г. составила 2,7 млн т, отборов попутно добываемой воды уменьшился на 14,1 млн т, непроизводительная закачка сократилась на 20,4 млн м3; накопленный чистый доход недропользователя превысил 4,5 млрд руб.

По оценке АО «ВНИИнефть», в текущих условиях сокращения добычи нефти ОПЕК и низких цен на нефть себестоимость дополнительной добычи нефти от ВПП составляет около 2,1-2,5 долл/баррель, что ниже себестоимости базовой добычи без применения ВПП примерно в 2,7 раза. Рассмотренные мероприятия характеризуются высокой устойчивостью к факторам риска, экономически эффективны и имеют большой потенциал для дальнейшего тиражирования на месторождениях Западной Сибири и России в целом с целью обеспечения финансовой устойчивости в условиях ухудшения макроэкономической ситуации.

Список литературы

1. Вадимова Е. Лукавство, налоги и методики расчетов: что стоит за цифрами себестоимости добычи в проспекте IPO Saudi Aramco? // Нефть и капитал. – Ноябрь 2019. – https://oilcapital.ru/article/general/15-11-2019/

2. Новак рассказал о себестоимости добычи нефти в России // РИА новости. – Октябрь 2017. – https://ria.ru/20171025/1507529919.html

3. Эксперты: добыча нефти в России останется рентабельной даже при цене $15 за баррель // ТАСС. – Март 2020. – https://tass.ru/ekonomika/7998817

4. Saudi Aramco манит инвесторов низкой себестоимостью добычи [электронный ресурс] // Россия сегодня: энергетика. – Ноябрь 2019. – https://1prime.ru/energy/20191113/830544350.html

5. Роль электроэнергетики в бизнесе нефтяных компаний постоянно растет // Энерговектор. – Февраль 2019. – http://www.energovector.com/strategy-kak-elektrizuetsya-neft.html

6. Ивановский В.Н. Энергетика добычи нефти: основные направления оптимизации энергопотребления // Инженерная практика. – 2011. – № 6. – https://glavteh.ru/энергетика-добычи-нефти-основные-нап/

7. Хавкин А.Я., Сорокин А.В. Энергетическая оценка методов интенсификации добычи нефти // Нефтяное хозяйство. – 1999. – № 6. – С. 24–25.

8. Виноградова О. Экспертиза // Нефтяная вертикаль. – 1998. – № 7–8. – С. 42–43.

9. Пат. № 2513787 РФ. Способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия / Д.Ю. Крянев, С.А. Жданов, А.М. Петраков; заявитель и патентообладатель ОАО «ВНИИнефть». – № 201244091/03; заявл. 17.10.12; опубл. 20.04.14.

10. РД 39-0147035-254-88Р. Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты месторождений Главтюменнефтегаза. – М.-Тюмень-Нижневартовск: ВНИИ, 1988. – 236 с.

11. Свидетельство РФ о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2019660578. Программное обеспечение технологии системного воздействия на пласт (ПО «СВП») / А.В. Фомкин, А.М. Петраков, Р.Р. Раянов, Е.Н. Байкова, А.К. Подольский, В.В. Галушко; правообладатель АО «ВНИИнефть». – № 2019619545; заявл. 31.07.19; опубл. 08.08.19.

12. Программное обеспечение технологии системного воздействия на пласт / А.В. Фомкин, А.М. Петраков, Р.Р. Раянов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 03. – С. 102–106.

13. 10 лет эффективного сотрудничества науки и производства в сфере увеличения нефтеотдачи. Перспективы нового уровня отраслевого взаимодействия / А.М. Петраков, Е.Н. Байкова, Р.Р. Раянов [и др.] // Тезисы доклада XVIII научно-практической конференции месторождений ТРИЗ. – Тюмень, 18–20 сентября 2018 г. – М.: Нефтяное хозяйство, 2018. – 23 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-22-26

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Памяти выдающегося нефтяника

Аркадий Анатольевич Боксерман


Читать статью Читать статью



Геология и геолого-разведочные работы

551.35.001.5
М.А. Черенкова (ООО «РН-Шельф-Арктика»), Н.А. Малышев (ПАО «НК «Роснефть»), д.г.-м.н.

Нижнемеловые дельты бровки шельфа – потенциальный резервуар углеводородов бассейна Баренцева моря

Ключевые слова: арктический шельф, Баренцево море, терригенные породы, отложения раннего мела, седиментационная модель, секвенция, фациальный анализ, дельты бровки шельфа

В 2019 г. в рамках регионального проекта дочернего общества компании ПАО «НК «Роснефть» ООО «РН-Шельф-Арктика» выполнялись работы по изучению геологического строения, условий формирования и фациальной диагностики меловых отложений российского сектора Баренцева моря с целью поиска в них новых перспективных объектов и наращивания ресурсной базы компании ПАО «НК «Роснефть».

В статье рассмотрены результаты исследований, которые включали интерпретацию сейсмических данных, анализ материалов изучения разрезов скважин и обнажений островного обрамления Баренцева моря, выделение типовых сейсмофаций и их фациальную интерпретацию, выбор интервалов построения карт, анализ карт толщин и карт сейсмофаций и собственно, фациально-палеогеографические реконструкции. В качестве основного интерпретационного метода использовалась секвенсная стратиграфия, в качестве хроностратиграфического каркаса обосновывались и коррелировались границы секвенций и поверхности максимального затопления. В результате в изучаемом нижнемеловом интервале разреза выделены семь секвенций: пять из них (третьего порядка) в неокомской и две (второго порядка) в апт-альбской частях разреза. Картопостроение выполнялось по двум уровням: объединенному (нижний (LST) и трансгрессивный (TST) системные тракты) и верхнему (HST).

Одним из наиболее интересных результатов работы является выделение в течение формирования нижних системных трактов трех секвенций эпизодов форсированной регрессии и связанных с ними ступенчато-погружающихся крутопадающих клиноформных тел. Эти тела по ряду ярких признаков интерпретированы как отложения дельт бровок шельфа. Отложения подобного генезиса отличаются высоким содержанием песчаного материала и представляют собой толщи-коллекторы с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Результаты исследования позволяют существенно снизить риски, связанные с выявлением коллекторов на объектах, расположенных в зонах распространения рассмотренных отложений.

Список литературы

1. Seldal J. Lower Cretaceous: the next target for oil exploration in the Barents Sea? // Petroleum Geology Conference series. – 2005. – Р. 231–240.

2. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 1000000 (третье поколение). Серия Северо-Карско-Баренцевоморская. Лист R-39,40 – о. Колгуев – пролив Карские Ворота. Объяснительная записка / В.А. Журавлев, Е.А. Кораго, Д.А. Костин [и др.]. – СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2014. – 405 с.

3. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1000000 (третье поколение). Серия Северо-Карско-Баренцевоморская. Лист S-36, 37. – Баренцево море (зап. и центр. части). Объяснительная записка / А.Г. Бургуто, В.А. Журавлев, Г.А. Заварзина [и др.]. – СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2016. – 144 с.

4. Черкесов О.В., Бурдыкина М.Д. О стратификации мезозоя Новой Земли по находкам переотложенной фауны // Палеонтологическая основа стратиграфических схем палеозоя и мезозоя островов Советской Арктики. – Ленинград: НИИГА, 1981. – C. 85–99.

5. Мордасова А.В. Условия формирования и перспективы нефтегазоносности верхнеюрско-нижнемеловых отложений Баренцевоморского шельфа: дис. ... канд. геол.-минер. наук. – М., 2018. – 157 с.

6. Geological structure and history of the Arctic Ocean based on new geophysical data: Implications for palаeoenviroment and palаeoclimate. Part 2. Mesozoic to Cenozoic geological evolution / A. Nikishin, E. Petrov, S. Cloetingh [et al.] // Earth-Science Reviews. – 2019. – DOI: 10.1016/j.earscirev.2019.103034.

7. Lower Cretaceous tectonostratigraphic evolution of the Northcentral Barents Sea / B. Kairanov, A. Escalona, A. Mordasova [et al.] // Journal of Geodynamics. – 2018. – V. 119. – P. 183–198. – DOI: 10.1016/j.jog.2018.02.009.

8. Forced regressions in a sequence stratigraphic framework: concepts, examples and exploration significance / H.W. Posamentier, G.P. Allen, D.P. James, M. Tesson // AAPG Bull. – 1992. – V. 76. – P. 1687–1709.

9. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокома Западно-Сибирской плиты (история становления представлений) // Тр. ин-та / СНИИГГиМС. – 2003. – 141 с.

10. Нежданов А.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносности отложений Западной Сибири для целей прогноза и картирования неантиклинальных ловушек и залежей УВ: дис. ... канд. геол.-минер. наук. – Тюмень. – 2004. – 43 c.

11. Porebski S., Steel R. Shelf-margin deltas: their stratigraphic significance and relation to deep water sands // Earth-Science Reviews. – 2003. – V. 62. – Р. 283–326.

12. Posamentier H.W., Morris W.R. Aspects of the stratal architecture of forced regressive deposits / In: Hunt, D., Gawthorpe, R.L. (Eds.) // Sedimentary Responses to Forced Regressions. Geol. Soc. London, Spec. Publ. – 2000. – V. 172. – P. 19–46.

13. Sequence stratigraphy and architecture of the Late Pleistocene Lagniappe delta complex, northeast Gulf of Mexico / V. Kolla, P. Biondi, B. Long, R. Fillon // In: Sedimentary Responses to Forced Regressions / edited by D. Hunt, R.L. Gawthorpe // Geol. Soc. London, Spec. Publ. – 2000. – V. 172. – P. 291–327.

14. Aksu A.E., Piper D.J.W. Progradation of Late Quaternary Gediz delta, Turkey // Mar. Geol. – 1983. – No. 54. – P. 1–25.

15. Tesson M., Posamentier H.W., Gensous B. Stratigraphic organization of Late Pleistocene deposits of the western part of the Golfe du Lion shelf (Langedoc shelf), western Mediterranean Sea, using high-resolution seismic and core data // AAPG Bull. – 2000. – V. 84. – P. 119–150.

16. McMaster R.L., de Boer J., Ashraf A. Magnetic and seismic reflection studies on continental shelf off Portuguese Guinea, Guinea, and Sierra Leone, West Africa // AAPG Bull. – 1970. – V. 54. – Р. 158–167.

17. Pegler E.A. Mid- to Late Quaternary environments and stratigraphy of the southern Sierra Leone shelf, West Africa // J. Geol. Soc. London. – 1999. – V. 156. – Р. 977–990.

18. Anatomy of collapsed and re-established delta front in Lower Cretaceous of eastern Spitsbergen: gravitational sliding and sedimentation processes / W. Nemec, R.J. Steel, J. Gjelberg [et al.] // AAPG Bull. – 1988. – V. 72. – Р. 454–476.

19. Deltas versus rivers on the shelf edge: their relative contributions to the growth of shelf margins and basin-floor fans (Barremian and Eocene, Spitsbergen) / R.J. Steel, J. Crabaugh, M. Schellpeper [et al.] // Proc. GCSSEPM Foundation 20th Ann. Res. Conf., Deepwater Reservoirs of the World. – Houston, 2000. – Р. 981–1000.

20. Симоновa В.А., Карякин Ю.В., Котляровa А.В. Физико-химические условия базальтового магматизма архипелага Земля Франца-Иосифа // Геохимия. – 2019. – Т. 64. – № 7. – С. 700–725.

21. Новые данные о возрасте базальтового магматизма архипелага Земля Франца-Иосифа / В.В. Абашев, Д.В. Метелкин, В.А. Верниковский [и др.] // Материалы 51-го Тектонического совещания «Проблемы тектоники континентов и океанов». – Т. 1. – М., 2019. – С. 3–8.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-28-33

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.8.072
Т.Ю. Алферова (АО «ИГиРГИ»), Р.В. Пейсахов (АО «ИГиРГИ»), А.Р. Минязева (АО «ИГиРГИ»), О.В. Хусаева (АО «ИГиРГИ»), Е.Ю. Архипова (АО «ИГиРГИ»), А.В. Храмцова (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.г.-м.н., Т.Э. Топалова (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.г.-м.н., А.А. Снохин (ООО «Кынско-Часельское нефтегаз»), Р.Р. Шакиров (ООО «Кынско-Часельское нефтегаз»)

Фациальный анализ отложений покурской свиты Ново-Часельского и Западно-Часельского месторождений

Ключевые слова: покурская свита, фация, фациальный анализ, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), сейсмофациальное районирование

В статье представлены результаты работ по созданию фациальной модели пласта ПК1 Ново-Часельского и Западно-Часельского месторождений, расположенных в северной части Западной Сибири. Целевой объект (пласт ПК1) характеризуется крайне высокой латеральной и вертикальной неоднородностью, невыдержанностью свойств и литологической изменчивостью. Все эти особенности строения объекта обусловлены полигенным составом слагающих его отложений. Согласно региональным данным, накопление пласта ПК1 происходило в пределах прибрежной аккумулятивной равнины, периодически заливаемой морем. На основании фациального анализа кернового материала, интерпретации результатов геофизических исследований скважин и сейсморазведки в разрезе пласта ПК1 выделено четыре седиментационных циклита, сформировавшихся в континентальных (циклит ПК14), переходных (циклиты ПК13 и ПК12) и прибрежно-морских (циклит ПК11) обстановках осадконакопления. Для каждого циклита построены фациальные 2D схемы, для каждой фациальной группы получены индивидуальные петрофизические зависимости проницаемости от пористочти, выполнен прогноз зон развития коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Установлено, что наилучшими ФЕС обладают песчаные отложения речных (ПК14), приливно-отливных каналов (ПК13, ПК12), а также предфронтальной зоны пляжа (ПК11). Наиболее высокопроницаемые отложения связаны с фациями речных русел и приливно-отливных каналов, развитых в нижней, водонасыщенной части пласта, что создает высокий риск опережающего прорыва воды при заложении эксплуатационных скважин в зоне развития наложенных (унаследованных) каналов. Полученные результаты позволяют оптимизировать положение скважин проектного фонда с целью достижения планового профиля добычи и снижения рисков опережающего прорыва воды.

Список литературы

1. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с.

2. Жемчугова В.А. Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем. – М.: Изд-во РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. – 344 с.

3. Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ. – Екатеринбург: УГГГА, 2002. – 147 с.

4. Жемчугова В.А., Бербенев М.О., Наумчев Ю.В. Использование новых технологий сейсморазведочных работ для повышения эффективности геологоразведочных работ (на примере верхнемеловых отложений севера Западной Сибири) // Технологии сейсморазведки. – 2015. – № 3. – С. 80–88.

5. Ольнева Т.В. Жуковская Е.А. Сейсмовидение геологических процессов и явлений: русловые отложения континентальных обстановок осадконакопления // Геофизика. – 2016. – № 2. – С. 2–9.

6. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде / А.Э. Конторович, С.В. Ершов, В.А. Казаненков [и др.] // Геология и геофизика. – 2014. – Т. 55. – № 5–6. – С. 745–776.

7. Недоливко Н.М., Перевертайло Т.Г., Баркалова А.М. Генетические признаки и условия образования верхнепокурских отложений юго-восточной части Пур-Тазовского междуречья // Академический журнал Западной Сибири. – 2015. – Т. 11. – № 1(56). – С. 91–95.

8. Бербенев М.О. Особенности строения и углеводородная продуктивность отложений покурской свиты на Русско-Часельском мегавале (Западная Сибирь) // Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории: материалы VII Всероссийского литологического совещания. Т. 1 – Новосибирск, 2013. – С. 85–89.

9. Зунде Д.А., Попов И.П. Методика построения сиквенс-стратиграфической модели покурской свиты // Нефтепромысловое дело. – 2015. – № 5. – С. 54–59. 

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-34-39

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


552.12(470.53)
О.В. Гаршина (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), к.т.н., Д.А. Казаков (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), к.х.н., И.Л. Некрасова (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), к.т.н., П.А. Хвощин (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), к.т.н., А.А. Предеин (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), К.П. Казымов (Пермский гос. национальный исследовательский университет), к.г.-м.н., В.М. Жданов (Пермский гос. национальный исследовательский университет), Б.М. Осовецкий (Пермский гос. национальный исследовательский университет), д.г.-м.н., Г.В. Конесев (Уфимский гос. нефтяной технический университет), д.х.н.

Применение метода рентгеновской томографии для оценки влияния технологических жидкостей на горные породы в процессе бурения и освоения скважин

Ключевые слова: рентгеновская томография, трещиноватость, пористость, эксперименты, технологические растворы, карты пустотного пространства

В процессе вскрытия горных пород в результате контакта с технологическими жидкостями, используемыми при бурении и освоении скважины, изменяются состав, механические и физико-химические свойства пород. В статье приведены результаты экспериментальных исследований воздействия буровых растворов на глинистые породы, неустойчивые в процессе бурения скважин, и жидкостей освоения – на песчаные породы с целью оценки изменения трещинно-порового пространства коллекторов. Эксперименты проводились на выпиленными из керна образцах, которые помещались в технологические жидкости и выдерживались в них определенное время. Время выдержки выбиралось таким образом, чтобы оно позволяло моделировать реальные процессы воздействия технологических жидкостей на породы с повышенной трещиноватостью или пористостью. Предварительная оценка влияния технологических жидкостей на пустотное пространство пород выполнялась путем визуального сравнения томографических изображений экспериментальных образцов до и после воздействия растворов. Количественная оценка проводилась с применением оригинальных способов обработки томографических данных. Рассчитано распределение количества трещин и пор по размерам, а также построены карты объемной трещиноватости и пористости образцов. Для глинистых покрышек при моделировании использованы два буровых раствора с разным содержанием минеральных солей. При моделировании воздействия на пористое пространство песчаного коллектора последовательно исследованы процессы фильтрации бурового раствора, вызова притока и обработки кислотным составом. Полученные данные позволяют рассчитывать фракционный состав микрокольматантов, вводимых в состав бурового раствора, давать оценку его ингибирующим свойствам и принимать обоснованные решения по использованию кислотных составов.

Список литературы

1. Абросимов А.А. Разработка методик определения фильтрационно-емкостных свойств и остаточной водонасыщенности горных пород по данным рентгеновской томографии и численного моделирования: автореф. дис. … канд. техн. наук. – М., 2017. – 23 с.

2. Жуковская Е.А., Лопушняк Ю.М. Использование рентгеновской томографии при исследовании терригенных и карбонатных коллекторов // Геология и геофизика, – 2008. – № 1. – С. 25–27.

3. Еременко Н.М., Муравьева Ю.А. Применение методов рентгеновской микротомографии для определения пористости в керне скважин // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 3. – С. 1–12.

4. Изменение состава и структуры терригенных пород под воздействием буровых растворов / И.Л. Некрасова, К.П. Казымов, А.А. Предеин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – Вып. 6. – С. 37–43.

5. Возможности компьютерной томографии керна для прогноза коллекторских свойств осадочных горных пород / М.В. Шалдыбин, Ю.М. Лопушняк, С.Ю. Филимонов, А.Г. Скрипкин // Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории. – 2013. – Т. III. – С. 270–273.

6. Van Geet M., Swennen R., Wevers M. Quantitative analysis of reservoir rocks by microfocus X-ray computerized tomography // Sedimentary Geology. – 2000. – V. 132. – No. 1–2. – P. 25–36.

7. Аветисян Н.Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах. – М.: ВНИИОЭНГ, 1983. – 31 с.

8. Габузов Г.Г. Оценка влияния свойств бурового раствора на устойчивость глинистых пород // Нефтяное хозяйство. – 1983. – № 9. – С. 34–36.

9. Петрофизические методы исследования кернового материала (Терригенные отложения) / М.К. Иванов, Ю.К. Бурлин, Г.А. Калмыков [и др.]. – М.: Изд-во МГУ, 2008. – 112 c.

10. Осипов В.И.,Соколов В.Н., Еремеев В.В. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений. – М.: Наука, 2001. – 238 с.

11. Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion // J. Petroleum Tech. – 1977. – № 6. – Р. 586–592.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-40-44

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.1/.4
Т.М. Бондаренко (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»; Сколковский институт науки и технологий), PhD, Д.А. Метт (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»), к.т.н., В.Д. Немова (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»), к.г.-м.н., Г.А. Усачёв (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»), Е.Ю. Попов (Сколковский институт науки и технологий), А.Н. Черемисин (Сколковский институт науки и технологий), к.т.н.

Лабораторные исследования закачки воздуха в керогенсодержащие породы. Часть 1. Отработка методов управления фронтом горения

Ключевые слова: керогенсодержащие породы, труба горения, закачка воздуха, фронт горения, синтетическая нефть

Проведен эксперимент в «трубе горения» высокого давления для оценки эффективности закачки воздуха с целью образования углеводородов из керогенсодержащих пород, а также для сравнения методов тушения фронта горения. Тест состоял из нескольких этапов, в том числе подачи воздуха, остановки подачи воздуха, повторной инициации горения и тушения фронта азотом. В результате эксперимента получены данные о температурных профилях. Показано, что температуры 200 °С достаточно для выхода на эффективное и стабильное высокотемпературное окисление сорбированных углеводородов, смолисто-асфальтеновых соединений и керогена. Успешная повторная инициация горения указывает на высокую вероятность инициации горения после остановки подачи воздуха, связанной с различными причинами, в том числе техническими. Максимальная температура, достигнутая в модели, составила 920 °С. Фронт горения продвигался быстрее по зонам, в которых были заложены консолидированные образцы, моделировавшие трещину или проницаемые участки. Это объясняется прорывом фронта по проницаемым зонам. При этом горение в зонах с консолидированными образцами продолжалось в более медленном темпе. Установлено, что консолидированный образец и раздробленная порода горят с разными скоростями, но при горении достигаются одинаковые температуры. Проведено сравнение двух методов тушения фронта горения: остановка подачи воздуха и закачка азота. При остановке закачки воздуха модель остыла быстрее, чем при продувке азотом по причине вытеснения защемленного кислорода в модели последним, что привело к продолжению реакций окисления до тех пор, пока весь кислород воздуха не вступил в окислительные реакции. В случае прекращения подачи воздуха отмечалось увеличение концентрации кислорода в выходящих газах.  Определен изменяющийся во времени компонентный состав отбираемых газов, который может служить «внутрипластовым термометром» протекающих процессов, а также индикатором того, какие литологические типы пород затронуты фронтом горения.

Список литературы

1. Калмыков Г.А. Строение баженовского нефтегазоносного комплекса как основа прогноза дифференцированной нефтепродуктивности: дис. … д-ра техн. наук. – М., 2016.

2. Jacobs T. Shale EOR Delivers, So Why Won’t the Sector Go Big? // JPT Digital Editor. – 2019. – V. 71. – № 5. – https://doi.org/10.2118/0519-0037-JPT.

3. Secure fuels from Domestic Resources. Profiles of companies engaged in domestic oil shale and tar sands resource and technology development. – 2011. – https://www.energy.gov/sites/prod/files/2013/04/f0/SecureFuelsReport2011.pdf.

4. Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи / А.А. Боксерман, В.И. Грайфер, В.И. Кокорев, О.В. Чубанов // Интервал. – 2008. – № 7 (114). – С. 26–33.

5. Moore R.G., Mehta S.A., Ursenbach M.G. A Guide to High Pressure Air Injection (HPAI) Based Oil Recovery // SPE-75207-MS. – 2002. – https://doi.org/10.2523/75207-MS

6. The ABCs of In Situ Combustion Simulations: From Laboratory Experiments to the Field Scale / D. Gutierrez, R.G. Moore, M.G. Ursenbach, S.A. Mehta //

SPE-148754-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/148754-MS.

7. Kök M. V., Guner G., Bagc S., Application of EOR techniques for oil shale fields (in-situ combustion approach) // Oil Shale. – 2008. – V. 25. – Р. 217–225. – https://doi.org/10.3176/oil.2008.2.04.

8. Лабораторное моделирование процесса закачки воздуха высокого давления на месторождениях баженовской свиты / Т.М. Бондаренко, Е.Ю. Попов, А.Н. Черемисин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С. 34–39.

9. Никитина Е.А., Толоконский С.И., Щеколдин К.А. Анализ результатов лабораторных исследований и промысловых работ по применению термогазового метода увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 62–67.

10. Bondarenko T. Evaluation of High-Pressure Air Injection Potential for In-Situ Synthetic Oil Generation from Oil Shale: Bazhenov Formation: PhD. Thesis. – M., 2018.


DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-46-50

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.43
А.Х. Шахвердиев (Российский гос. геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе), д.т.н., С.В. Арефьев (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»), к.г.-м.н., А.В. Денисов (Российский гос. геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе), Р.Р. Юнусов (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)

Методика восстановления оптимального режима функционирования системы пласт – скважина с учетом неустойчивости фронта вытеснения

Ключевые слова: динамика нестационарного заводнения, неустойчивость фронта вытеснения, модели роста, критерии оптимальности, застойные зоны, интерференция скважин, напорная характеристика насоса

Из практики процесса заводнения нефтяных месторождений известно о негативных последствиях, называемых «вязкостной неустойчивостью фронта вытеснения», «пальцеобразным фронтом вытеснения», «кинжальным обводнением скважин», «преждевременными прорывами воды в добывающие скважины», «фрактальной геометрией движения фронта вытеснения» и др., которые связаны в том числе с неустойчивостью фронта вытеснения. Все эти явления приводят в конченом итоге к нарушению оптимальной работы системы подержание пластового давления (ППД) – пласт – скважина – насосное оборудование. Поэтому важным является обоснование физического механизма формирования и продвижения фронта вытеснения и раннего прогноза роста или опережающего темпа неустойчивого движения водной фазы в потоке на определенных участках и этапах динамического процесса нестационарного заводнения.

В статье изложены фрагменты научно-методического системного подхода, включающего ряд самостоятельных задач, органически сочетающихся при нестационарном заводнении в условиях неустойчивости фронта вытеснения. В числе необходимых и приоритетных задач рассмотрено определение застойных и слабодренируемых зон залежи с помощью расчета коэффициентов нормированного удельного отбора по нефти, воды и жидкости. Проанализировано распределение фонда добывающих скважин по технологическим группам по отборам нефти и воды согласно принципу Парето. Определено взаимовлияние скважин добывающего и нагнетательного фонда посредством установления статистической и причинно-следственной связи. Рассмотрена оптимизация системы ППД – пласт – скважина – глубинное оборудование посредством мониторинга и регулирования технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин на основании расчетов динамики дискриминантного критерия по моделям роста нефти и воды. Показано регулирование напорных характеристик насосов в соответствии с требованиями условий оптимизации системы ППД – пласт – скважина – глубинное оборудование. Дано описание практического воплощения полученных критериев и решающих правил в виде программы регулирования режимов работы добывающего и нагнетательного фонда скважин и программы геолого-технических мероприятий для вовлечения в разработку застойных и слабодренируемых зон и повышения продуктивности низкодебитных скважин. В статье в качестве примера рассмотрен элемент объекта разработки пласта ЮВ1 Нонг-Еганского месторождения.

Список литературы

1. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче: системный анализ, диагноз, прогноз. – М.: Наука, 1997. – 254 c.

2. Мандрик И.Э., Панахов Г.М., Шахвердиев А.Х. Научно-методические и технологические основы оптимизации процесса повышения нефтеотдачи пластов. – М.: Нефтяное хозяйство, 2010. – 228 c.

3. Шахвердиев А.Х. Cистемная оптимизация процесса разработки нефтяных месторождений – М.: Недра, 2004. – 452 с.

4. Шахвердиев А.Х. Системная оптимизация нестационарного заводнения с целью повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 1. – С. 44–50.

5. Альтернативная концепция мониторинга и оптимизации  заводнения нефтяных пластов в условиях неустойчивости фронта вытеснения / А.Х. Шахвердиев, Ю.В. Шестопалов, И.Э. Мандрик, С.В. Арефьев // Нефтяное хозяйство. –  2019. – № 12. – С. 118–123.

6. Shakhverdiev A.Kh., Shestopalov Yu.V. Qualitative analysis of quadratic polynomial dynamical systems associated with the modeling and monitoring of oil fields // Lobachevskii Journal of Mathematics. – 2019. – V. 40. – № 10. – P. 1695–1710.

7. Арнольд В.И. Теория катастроф. – М.: Наука, 1990. – 128 с.

8. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. – М.: Недра, 1974. – 191 с.

9. A method for evaluation of water flooding performance in fractured reservoirs / Shaohua Gu, Yuetian Liu, Zhangxin Chen, Cuiyu Ma // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2014. –  V. 120. – P. 130–140.

10. Wang Dashun, Di Niu, Huazhou Andy Li. Predicting Waterflooding Performance in Low-Permeability Reservoirs with Linear Dynamical Systems // SPE-1596-1608. – 2017.

11. Нигматуллин Р.И. Динамика многофазных сред. Ч. 2. – М.: Наука, 1987. – 360 с.

12. Родыгин С.И. Динамика обводненности нефтенасыщенного образца в условиях волн давления. Численное моделирование // Георесурсы. – 2012. – № 1(43). – С. 31–34.


DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-52-57

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4.001
Г.Ю. Шишаев (Томский политехнический университет), И.В. Матвеев (Томский политехнический университет), к.ф.-м.н., Г.А. Еремян (Томский политехнический университет), В.В. Демьянов (Heriot-Watt University), к.ф.-м.н., С.В. Кайгородов (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Геологически обоснованная автоматизированная адаптация гидродинамических моделей на примере реального месторождения

Ключевые слова: геологическое моделирование, гидродинамическое моделирование, автоматическая адаптация, сохранение геологических параметров, целевая функция

Показано, что зачастую существующие способы как ручной, так и автоматической адаптации гидродинамических моделей не отвечают требованиям сохранения реалистичности геологических параметров. Это существенно влияет на качестве и прогностические возможности используемых моделей и, как следствие, на успешность инвестиционных решений. В статье предложен поход к автоматической адаптации гидродинамических моделей, обеспечивающий контроль реалистичности геологических параметров путем сохранения выявленных взаимозависимостей неопределенности петрофизических и геологических параметров, которые существенно влияют на динамику процессов, происходящих в пласте при разработке. На первом этапе на основе из результатов измерений и изучения объектов-аналогов оцениваются реалистичные границы изменения определяющих модель параметров и зависимостей. С целью сохранения геологической обоснованности гидродинамической модели в рамках заданной геологической концепции, изменение одной из зависимостей в процессе адаптации ведет к одновременному изменению других связанных с ней параметров модели в обоснованных пределах неопределенности. Например, при изменении петрофизической зависимости для подсчета пористости, одновременно меняется соответствующая зависимость для расчета проницаемости от пористости, далее – связанные с проницаемостью зависимости. Для автоматической адаптации использован итеративный алгоритм эволюционной стратегии. В качестве примера в процессе адаптации минимизирована целевая функция, связанная с данным о добыче из более чем 50 скважин выбранного сектора модели реального месторождения. Получено множество адаптированных моделей. На основе множества моделей построен прогноз показателей эксплуатации скважин с учетом неопределенности исходных данных и геологических характеристик. Отличительной особенностью предложенного метода является отказ от единственной детерминированной зависимости между связанными параметрами в пользу интервала возможных вариаций зависимостей для неопределенных геологических параметров. Подход позволяет ускорить процесс адаптации гидродинамических моделей и контролировать их геологическую обоснованность. В результате повышается надежность прогнозирования.

Список литературы

1. Hajizadeh Y., Christie M., Demyanov V. Comparative Study of Novel Population-Based Optimization Algorithms for History Matching and Uncertainty Quantification: PUNQ-S3 Revisited // SPE-136861. – 2010.

2. Rwechungura R., Dadashpour M. Advanced History Matching Techniques Reviewed // SPE-142497. – 2011.

3. Cancelliere M., Verga F., Viberti D. Benefits and Limitations of Assisted History Matching // SPE-146278. – 2011.

4. Integration of History Matching and Uncertainty Analysis // D.J. Schiozer, S.L. Almeida Netto, E.L. Ligero, C. Maschio //Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2005. – V. 44. – № 7. – https://doi.org/10.2118/05-07-02.

5. Reservoir Uncertainty Quantification Using Probabilistic History Matching Workflow / Yeh Tzu-hao [et al.] // SPE-170893-MS. – 2014.

6. Caers J. Modeling Uncertainty in the Earth Sciences. – Wiley-Blackwell, 2011.

7. Coupled static/dynamic modeling for improved uncertainty handling / V. Kaleta, G. van Essen, J. van Doren [et al.] // SPE-154400. – 2012.


8. Integrated Static and Dynamic Modeling Workflow for Improved History Matching and Uncertainty Modelling / E. Chong, W. Wan Mohamad, S. Rae [et al.] // SPE-176097-MS. – 2015.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-58-61

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.43.001
С.В. Степанов (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»; Тюменский гос. университет), д.т.н., А.Н. Тырсин (Уральский федеральный университет), д.т.н., А.А. Ручкин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., Т.А. Поспелова (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н.

Использование энтропийного моделирования для анализа эффективности системы заводнения

Ключевые слова: энтропийное моделирование, дифференциальная энтропия, заводнение, взаимовлияние скважин

Анализ системы заводнения является важнейшей задачей при сопровождении разработки нефтяных месторождений. Использование гидродинамического моделирования для ее решения характеризуется ресурсозатратностью и достаточно высокой степенью неопределенности. Эффективной альтернативой гидродинамическому моделированию для анализа системы заводнения может стать энтропийное моделирование, применение которого для решения данной задачи обосновано в данной статье. В рамках разработанного подхода объект моделирования (система пласт – скважины) рассмотрен как многомерная стохастическая система с потенциально взаимосвязанными элементами. При этом система является открытой, что позволяет рассматривать дифференциальную энтропию как сумму энтропии хаотичности (описывает взаимодействие системы со средой) и энтропии самоорганизации (описывает процессы внутри системы). В совокупности это обеспечивает более объективный подход к анализу системы заводнения, чем другие методы.

В статье приведено теоретическое обоснование разработанного метода. В частности, отмечено, что вычисление дифференциальной энтропии использует аппарат математической статистики. При этом многомерными случайными векторами являются векторы добывающих и нагнетательных скважин с данными, определенными для выбранных интервалов времени. Приведен пример использования метода применительно к синтетической нефтяной залежи. Залежь расположена в пласте со сложным распределением проницаемости. Разработка залежи ведется скважинами со сложной динамикой дебита и приемистости. Энтропийное моделирование выполнено для анализа взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин в целом для всего объекта и между отдельными парами скважин. Приведено сопоставление коэффициентов взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин, клторые были определены с помощью энтропийного моделирования и модели CRM. Для всех скважин получен очень высокий уровень соответствия, что свидетельствует о правомерности результатов энтропийного моделирования.

Список литературы

1. Степанов С.В., Поспелова Т.А. Новая концепция математического моделирования для принятия решений по разработке месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 4. – С. 50–53.

2. Захарян А.З., Урсегов С.О. От цифровых моделей к математическим: новый взгляд на геолого-гидродинамическое моделирование нефтегазовых месторождений при помощи искусственного интеллекта // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 144–148.

3. Smart Proxy: an Innovative Reservoir Management Tool; Case Study of a Giant Mature Oilfield in UAE / S.D. Mohaghegh, F. Abdulla, M. Abdou [et al.] // SPE-177829-MS. – 2015.

4. Хачкурузов Г.А. Основы общей и химической термодинамики. – М.: Высшая школа, 1979. – 268 с.

5. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Статистическая физика. Ч. 1. – М.: Наука, 1976. – 584 с.

6. Shannon C.E. A Mathematical Theory of Communication // The Bell System Technical Journal. – 1948. – V. 27. – P. 379–423, 623–656.

7. Гельфанд И.М., Колмогоров А.Н., Яглом А.М. Количество информации и энтропия для непрерывных распределений // Труды III Всесоюзного

математического съезда. Т. 3. – М.: АН СССР, 1958. – С. 300–320.

8. Тырсин А.Н. Энтропийное моделирование многомерных стохастических систем. – Воронеж: Научная книга, 2016. – 156 с.

9. Пригожин И.Р. Введение в термодинамику необратимых процессов / пер с англ. – Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. – 160 с.

10. Тырсин А.Н. Системный анализ. Модели и методы. – Воронеж: Научная книга, 2019. – 167 с.

11. Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования / С.В. Степанов, С.В. Соколов, А.А. Ручкин [и др.] // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4. – № 3. – С. 146–164.

12. Исследование особенностей оценки взаимовлияния скважин на примере модели CRM / А.А. Ручкин, С.В. Степанов, А.В. Князев [и др.] // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4. – № 4. – С. 148–168.

13. Исследование механизмов учета взаимовлияния скважин при использовании различных методов математического моделирования / Д.В. Зеленин, С.В. Степанов, А.Д. Бекман, А.А. Ручкин // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 12. – С. 39–45.


14. Айвазян С.А., Енюков И.С., Мешалкин Л.Д. Прикладная статистика: Исследование зависимостей. – М.: Финансы и статистика, 1985. – 488 с.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-62-67

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.6
Р.Н. Фахретдинов (ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»), д.х.н., А.А. Фаткуллин (ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»), к.т.н., Д.Ф. Селимов (ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»), к.х.н., М.А. Кузнецов (АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»), С.М. Ишкинов (ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»)

Испытания реагента АС-СSE-1313-В в качестве основы технологий выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока

Ключевые слова: гелеобразующий реагент АС-СSE-1313-В, сравнительные лабораторные исследования, реологические характеристики, технология полимер-гель SPA-Well, опытно-промысловые испытания (ОПИ), технологическая эффективность, выравнивание профиля приемистости (ВПП), ограничение водопритока (ОВП)

Разработана новая эффективная модификация реагента АС-СSE-1313 марка А, применяемого в технологиях выравнивания профиля приемистости (ВПП) в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока (ОВП) в добывающих – реагент АС-СSE-1313 марка В (технология полимер-гель SPA-Well). Реагент АС-СSE-1313-В представляет собой готовую химическую композицию. Гелеобразующая система в технологии SPA-Well получается путем растворения товарной формы реагента в технической воде. Водный раствор реагента АС-CSE-1313 марка В в пластовых условиях образует вязкопластичный гелевый экран в зонах опережающего продвижения воды. Лабораторными исследованиями установлено, что реагент АС-CSE-1313 марка В термостабилен при температурах до 130 ºС, не подвержен механическому разрушению при подготовке рабочего раствора и его закачке в пласт, но при этом обладает рядом преимуществ: повышенными реологическими характеристиками, пониженной коррозионной активностью, технологичностью применения (обеспечивает снижение трудоемкости и повышение безопасности работ). По реологическим и техническим характеристикам гели на основе реагента АС-CSE-1313 марка В не уступают гелям на основе промышленно применяемых полимеров.

Опытно-промысловые испытания технологии ВПП SPA-Well с использованием реагента AC-CSE-1313 марка В проведены в 2019 г. в двух скважинах Вынгапуровского и двух скважинах Тайлаковского месторождений. На Вынгапуровском месторождении дополнительная добыча нефти за 8 мес после обработки на 1 скважино-операцию составила 823 и 887 т, что превышает эффективность других гелеобразующих составов, а также растворов на основе ПАА. На Тайлаковском месторождении дополнительная добыча нефти за 8 мес 1 скважино-операцию составила 724 и 1690 т, эффект продолжается. Расчетная прогнозная дополнительная добыча до конца 2020 г. превысит 2000 т на 1 скважино-операцию, что значительно превышает эффективность технологии ВПП с применением аналогичных гелеобразующих составов.

С учетом результатов лабораторных и промысловых испытаний, гелеобразующий реагент АС-CSE-1313 марка В рекомендован к промышленному применению.

Список литературы

1. Пат. 2592932 РФ. Состав для повышения нефтедобычи / Р.Н. Фахретдинов, Г.Х. Якименко, Д.Ф. Селимов; заявитель и патентообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – № 2015111052/03; заявл. 27.03.15; опубл. 27.07.16.

2. Технологическая эффективность применения новой гелеобразующей технологии на основе реагента АС-CSE-1313 в нефтегазовой отрасли / М.А. Виноходов, А.Р. Яркеев, М.А. Кузнецов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 10. – С. 90–94.

3. Постоянно действующие научно-производственные программы промышленного внедрения технологий выравнивания профиля приемистости низкопроницаемых пластов месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / М.А. Кузнецов, С.М. Ишкинов, Т.И. Кузнецова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 106–110.

4. Опыт применения технологии на основе реагента АС-CSE-1313 на Приобском месторождении / С.А. Тастемиров, Р.Н. Фахретдинов, Г.Х. Якименко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 14. – С. 70–73.


5. Решение о выдаче патента от 11.03.2020. Состав для повышения нефтедобычи / Р.Н. Фахретдинов, Д.Ф. Селимов, С.А. Тастемиров [и др.]. Заявитель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – № 2019120612; заявл. 02.07.19.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-68-71

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.3
О.Н. Шевченко (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде)

Прогнозирование дебита горизонтальных скважин в условиях нелинейной фильтрации

Ключевые слова: горизонтальные скважины, нелинейная фильтрация, дебит горизонтальной скважины, прогноз добычи

Отмечено, что последнее время усиливается негативная тенденция ухудшения структуры запасов открываемых месторождений. Большая часть запасов новых месторождений классифицируется как трудноизвлекаемые, приуроченные к залежам со сложным геологическим строением, низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, осложненным наличием разломов, активных подошвенных вод и газовых шапок. Часто разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами осуществляется с помощью горизонтальных скважин. При этом затруднен достоверный прогноз параметров эксплуатации залежей и производительности горизонтальных скважин при помощи современных гидродинамических стимуляторов. Полученные при моделировании результаты оказываются недостоверными, что в итоге приводит к формированию недостаточно рациональной системы разработки. Решение возникающих при эксплуатации в промысловых условиях проблем требует значительных затрат материальных и трудовых ресурсов. Одним из основных параметров при составлении технико-экономической оценки залежи является дебит горизонтальной скважины. Аналитические методы расчета дебита горизонтальной скважины показывают высокую погрешность ввиду использования классического линейного закона фильтрации, тогда как в сложных условиях, характерных для залежей трудноизвлекаемых запасов, фильтрация флюида не может быть описана линейным законом Дарси. В условиях высоковязкой нефти и низкой проницаемости коллекторов существует некий начальный градиент давления, обусловленный реологическими свойствами фильтрующейся жидкости и высокими коэффициентами поверхностного трения. В условиях тонкой нефтяной оторочки и повышенного газового фактора наблюдаются предельные скорости фильтрации за счет режима растворенного газа, и приток флюида описывается нелинейным законом. Предложено по-новому взглянуть на проблему определения прогнозного дебита горизонтальной скважины, используя известные подходы к решению данного вопроса.

Список литературы

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

2. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. – 211 с.

3. Христианович С.А. Движение грунтовых вод, не следующее закону Дарси // Прикладная математика и механика. – 1940. – Т. 4. – Вып. 1. – С. 33–52.

4. Басниев С.К., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005 – 544 с.

5. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. ­– М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2010 – 536 с.

6. Воронич И.В., Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н. Фильтрация флюида к горизонтальной скважине при изменении параметров зоны загрязнения // Прикладная механика и техническая физика. – 2011. – Т. 52. – № 4. – С. 127–135.

7. Черных В.А., Черных В.В. Математические модели горизонтальных и наклонных газовых скважин. – М.: Нефть и газ, 2008. – 460 с.

8. Прикладная газовая динамика / С.А. Христианович, В.Г. Гальперин, М.Д. Миллионщиков [и др.]. – М.: Изд-во ЦАГИ, 1948. – 148 с.

9. Бернадинер М.Г., Ентов В.М. Гидродинамическая теория фильтрации аномальных жидкостей. – М.: Наука, 1975. – 197 с.

10. Коротеев М.В. Математическое моделирование гидродинамических фильтрационных течений к горизонтальным скважинам при нелинейных законах сопротивления среды: дис. ... канд. физ.-мат. наук. – М., 2004. – 110 с.

11. Маркитантова Н.А., Черняев А.П. Нелинейная фильтрация к горизонтальной скважине в произвольной точке пласта в случае специальной нелинейности // Труды МФТИ. – 2011. – Т. 3. – № 1. – С. 88–92.

12. Маркитантова Н.А., Черняев А.П. Фильтрация при степенном законе в случае несимметричного расположения скважины // Труды МФТИ. – 2013. – Т. 5. – № 4. – С. 151–160.


DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-72-75

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.6:576.8
Е.П. Рябоконь (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Методика прогнозирования изменения дебита добывающих скважин при распространении упругих колебаний в призабойной зоне терригенных коллекторов

Ключевые слова: волновая обработка, призабойная зона пласта (ПЗП), проницаемость, продуктивность скважины, геомеханические свойства, терригенная горная порода

Проницаемость горной породы призабойной зоны пласта (ПЗП) влияет на интенсивность притока нефти к добывающей скважине. Одним из факторов, определяющих проницаемость, являются геомеханические свойства горной породы. В результате упругопластических деформаций при разработке месторождения изменяется структура порового пространства, снижается проницаемость ПЗП, что ведет к снижению дебита добывающей скважины. Обработка упругими колебаниями позволяет восстановить проницаемость ПЗП за счет упругого деформирования насыщенной пластовым флюидом матрицы горной породы. В статье рассмотрены особенности распространения продольных и поперечных волн в насыщенной пористой среде. Приведен пример устройства типа проницаемый поршень, которое при достижении максимального диаметра передает матрице горной породы (однородной на микро- и макроуровнях) упругую энергию. Для оценки глубины проникновения упругих колебаний в ПЗП выполнен анализ уравнений Био. Показано, что глубина проникновения упругих колебаний зависит от физико-механический свойств горной породы и насыщающей жидкости, а также от параметров волнового воздействия. Отмечено, что дебит добывающей скважины в случае плоскорадиального притока однофазной жидкости зависит от частоты колебаний. Разработана методика (математическая модель) изменения дебита скважины в результате распространения упругих колебаний (деформаций) в насыщенной пористой среде. Для верификации методики (математической модели) выполнено моделирование волновой обработки в вертикальной скважине методом конечных элементов (пакет ABAQUS). Глубина распространения упругих колебаний составила 1 м от скважины, что соответствует  результатам волнового воздействия на пласты пористостью от 15 до 21 % и проницаемостью от 0,126 до 0,763 мкм2 в скважинах аналогичных месторождений. Сделан вывод, что разработанная методика может быть использована для оценки проведения волнового воздействия в скважинах месторождений Пермского края.

Список литературы

1. Повышение продуктивности и реанимация скважин с применением виброволнового воздействия / В.П. Дыбленко, Р.Н. Камалов, И.А. Труфанов, Р.Я. Шарифуллин. – М.: Недра, 2000. – 381 с.

2. Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти. – М.: Недра, 1977. – 159 с.

3. Рябоконь Е.П. Лабораторные исследования влияния волнового воздействия на геомеханические и капиллярные свойства терригенных коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 4. – С. 54–57.

4. Biot M.A. Theory of propagation of elastic wave in a fluid saturated porous solid, I. Low frequency range // Journal of the Acoustical Society of America. – 1956. – V. 28. – No. 2. – Р. 168–178.

5. Tuncay K., Corapcioglu M.Y. Wave propagation in fractured porous media // Transport in Porous Media. – 1996. – No. 23. – P. 237–258.

6. Марфин Е.А., Овчинников М.Н. Упругие волны в насыщенных пористых средах. – Казань: Казанский университет, 2015. – 31 с.

7. Механика пористых насыщенных сред / В.Н. Николаевский, К.С. Басниев, А.Т. Горбунов, Г.А. Зотов. – М.: Недра, 1970. – 335 с.

8. Заславский Ю.М. Об эффективности возбуждения быстрой и медленной волн Био в водо- и газонасыщенных средах // Техническая акустика. – 2002. – № 2. – С. 1–12.

9. Biot M.A. Theory of propagation of elastic waves in a fluid-saturated porous solid. II. Higher frequency range // Journal of the Acoustical Society of America. – 1956. – V. 28. – No. 2. – P. 179–191.

10. Сулейманов Б.А., Аббасов Э.М., Эфендиева А.О. Виброволновое воздействие на пласт и призабойную зону скважин с учетом эффекта проскальзывания // Инженерно-физический журнал. – 2008. – Т. 81. – № 2. – С. 100–113.

11. Johnson D. L., Koplin J., Dashen R. Theory of dynamic permeability and tortuosity in fluid saturated porous media // Journal of Fluid Mechanics. – 1987. – V. 176. – P. 379–402.

12. Прачкин В.Г., Галяутдинов А.Г. Волновые технологии интенсификации добычи нефти // Нефтегазовое дело. – 2015. – № 5. – С. 215–235.

13. Beresnev I.A., Johnson P.A. Elastic-wave stimulation of oil production:


A review of methods and results // Geophysics. – 1994. – V. 59. – No. 6. – P. 1000–1017.
DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-76-79

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информационные технологии

004:558.98.04
А.В. Турабаева (СургутНИПИнефть ПАО «Сургутнефтегаз»)

Разработка методики оперативной оценки невовлеченных запасов углеводородов

Ключевые слова: добыча, нефть, невовлеченные запасы, углеводородное сырье, месторождение, залежи, разработка, эксплуатация, трудноизвлекаемые запасы, прототип Optimus Oil, эффективная нефтенасыщенная толщина, проницаемость, пористость

В настоящее время на территории Западной Сибири выявлены и вовлечены в разработку основные рентабельные запасы углеводородов, сосредоточенные в однородных по разрезу и площади объектах c хорошо прогнозируемыми свойствами. Для пополнения ресурсной базы требуется максимально подробное изучение сложнопостроенных залежей и перспективных объектов, связанных с ачимовской толщей и отложениями тюменской свиты. Наибольший интерес для восполнения ресурсной базы представляет тюменская свита. На месторождениях, в пределах которых ведется добыча углеводородов, в разработку не вовлечены как целые залежи, так и части залежей. При большом количестве таких объектов отсутствует единая методика оценки невовлеченных запасов. С целью унификации и автоматизации процесса оценки не вовлеченных в разработку запасов разработаны алгоритм оценки качества запасов и способы визуализации полученных результатов.

В научной литературе нет единого и однозначного определения термина «не вовлеченные в разработку запасы углеводородов». Для выполнения поставленных задач выделено четыре основных критерия: геология, инфраструктура, заповедная территория, плотность сейсмической изученности. Для критерия «геология» установлены пять основных характеристик, которые можно применить, работая с прототипом Optimus Oil - программным комплексом, разрабатываемым специалистами ПАО «Сургутнефтегаз». Программа«Optimus Oil работает на основе запросов из существующих баз данных, анализирует алгоритм выделения перспективных участков, приводит все гриды к единому формату (размер сетки, координаты, размерность), имеется калькулятор гридов. Сформированы критерии оценки качества запасов, выполнено построение карт, создан прототип, в котором реализовано чтение карт, внедрен базовый набор инструментов. Данный прототип может быть использован для оценки и выбора сценария развития изучаемой территории. Программа позволит стадийно вводить перспективные объекты в разработку с наименьшими затратами.

Список литературы

1. Направления развития когнитивных технологий в периметре «Блока разведки и добычи» компании «Газпром нефть» / В.В. Яковлев, М.М. Хасанов, А.Н. Ситников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 6–9.

2. Кутузова М. Цифровая революция: как будет меняться нефтегазовая промышленность // Нефть и капитал. – 2017. – Декабрь. – С. 45–48.

3. Абровский Н.П. Творчество: системный подход, законы развития, принятия решений // Информатизация России на пороге XXI века. – М.: СИНТЕГ, 1998. – 312 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-80-83

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.276
М.М. Велиев (СП «Вьетсовпетро»), д.т.н., А.Н. Иванов (СП «Вьетсовпетро»), к.т.н., В.А. Бондаренко (СП «Вьетсовпетро»), к.т.н., Е.Н. Грищенко (СП «Вьетсовпетро»), Р.Н. Бахтизин (Уфимский гос. нефтяной технический университет), д.ф.-м.н., Э.М. Велиев (Филиал Уфимского гос. нефтяного технического университета в г. Октябрьском), к.т.н.

Опыт удаления асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче нефти на месторождении Белый Тигр

Ключевые слова: парафин, асфальтен, химический реагент, депарафинизация, межочистной период, газожидкостный поток, ингибитор, деэмульгатор, депрессатор, парафиноотложения, лабораторный эксперимент, комплексные химические реагенты

При эксплуатации нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений наличие в продукции добывающих скважин песка, парафина, сероводорода, гидратов и солей обычно вызывает осложнения и связанные с этим частые ремонтно-восстановительные работы. Эти осложнения при эксплуатации морских скважин усугубляются и приобретают затяжной характер, так как гидрометеорологические условия не всегда позволяют беспрепятственно и своевременно принимать меры по нормализации работы скважин. В морских условиях особое внимание должно быть уделено профилактике и предупреждению образования асфальтосмолопарафиновых отложения (АСПО) в скважинном и поверхностном нефтепромысловом оборудовании. В присутствии смол и асфальтенов происходит кристаллизация парафинов. Наличие в нефти частиц песка, глины и других механических примесей, которые часто становятся центрами кристаллизации парафина, способствует упрочнению АСПО.

В статье рассмотрен опыт борьбы с АСПО при добыче нефти на месторождении Белый Тигр. Нефти месторождения Белый Тигр высокопарафинистые, с высоким содержанием смол и асфальтенов. Это создает ряд серьезных проблем. Одним из основных факторов, осложняющих эксплуатацию скважин, является образование АСПО на поверхности внутрискважинного оборудования, которое приводит к снижению межремонтного периода работы и эффективности эксплуатации добывающего фонда скважин. По имеющейся промысловой информации, полученной на скважинах месторождений Белый Тигр при работах, связанных с канатными операциями, наиболее интенсивные отложения парафина происходят в колонне НКТ, с глубины 1000 м до устья скважины. Кристаллы парафина образуются с глубины 1500 м, на глубине 1000 м парафины могут отлагаться уже в большом количестве.

Список литературы

1. Велиев М.М., Зунг Л.В. Определение физико-химических характеристик асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – Вып. 2 (96). – С. 88–96.

2. Зунг Л.В., Велиев М.М. Технология удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – Вып. 3 (97). – С. 45–54.

3. Насыров A.M. Способы борьбы с отложениями парафина. – М.: ВНИИОЭНГ, 1991. – 44 с.

4. Предотвращение образования и удаление имеющихся отложений в насосно-компрессорных трубах скважин и технологическом оборудовании / Н.Т. Кханг, Н.Т. Ван, А.Г. Ахмадеев, М.М. Велиев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2011. – Вып. 2 (84). – С. 30–39.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-84-89

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Транспорт и подготовка нефти

622.692.4.076:620.198/.197
В.В. Вяткин (НГДУ «Комсомольскнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»), С.О. Хабиденов (НГДУ «Комсомольскнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»), Е.С. Торопов (Тюменский индустриальный университет), к.т.н

Опыт и перспективы применения труб с внутренним антикоррозионным покрытием для трубопроводных систем

Ключевые слова: трубопровод, внутреннее антикоррозионное покрытие, срок службы

В статье рассмотрены подходы к решению задачи увеличения коррозионной стойкости нефтегазопроводов, выкидных линий трубопроводов добывающих скважин и соединительных деталей. Для решения поставленной задачи предложено использование конструкций с внутренним антикоррозионным покрытием. Показаны преимущества комплексного подхода, применяемого, в частности, в системе ПАО «Сургутнефтегаз», и включающего как внедрение эффективных инженерных решений, так и введение в производственный процесс соответствующих организационно-технических мероприятий, состоящих в установлении жестких требований к антикоррозионному исполнению рассматриваемых изделий. Эффективность рассмотренных решений подтверждена данными опытно-промышленной эксплуатации трубопроводов НГДУ «Комсомольскнефть». Показано значительное (многократное) снижение удельного числа инцидентов, связанных с отказами трубопроводных систем, после оснащения их конструктивными элементами, имеющими внутреннее коррозионное покрытие. Приведен также ряд теоретических обоснований особенностей протекания процессов коррозии. Дано описание механизма взаимодействия перекачиваемых углеводородных сред, имеющих абразивные включения с пленкой оксидов, находящихся на внутренней стенке трубопровода.

В статье также затронута важная особенность эксплуатации трубопроводов с внутренним антикоррозионным покрытием – необходимость защиты внутренней части сварного соединения при монтаже. Показаны недостатки метода, применяемого в настоящее время для решения этой задачи. В качестве альтернативы существующему методу предложено использование сразу нескольких разновидностей безмастичных втулок, разработанных, испытанных и успешно эксплуатируемых специалистами НГДУ «Комсомольскнефть». Несмотря на существенный рост показателей надежности при применении элементов с повышенной коррозионной стойкостью, остается нерешенной проблема определения остаточного ресурса таких трубопроводов с точностью, приемлемой для принятия производственных решений в процессе эксплуатации трубопроводных систем. Эту задачу предложено решать с помощью обеспечения систем промысловых нефтепроводов узлами контроля коррозионной стойкости, которые оборудуются легко демонтируемым участком трубопровода, подлежащего дальнейшему визуальному и инструментальному осмотру. Показано, применение таких узлов на Русскинском нефтяном месторождении позволяет прогнозировать срок службы нефтесборных систем месторождений углеводородов.

Список литературы

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасной эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов». – 2017. – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_146173/

2. ОСТ 153-39.4-010-2002. Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений. – http://docs.cntd.ru/document/1200032590

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-90-92

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Трубопроводный транспорт нефти

622.692.4.052.002
Г.В. Несын (ООО «НИИ Транснефть»), д.х.н., Ф.С. Зверев (ООО «НИИ Транснефть»), к.т.н., М.И. Валиев (ООО «НИИ Транснефть»)

Присадка комплексного действия для сырой нефти

Ключевые слова: супрамолекулы, слабые взаимодействия, кулоновские и ван-дер-ваальсовы силы, самоорганизующиеся структуры, обратимая и необратимая деструкция, депрессорные и противотурбулентные присадки

Активно развивающаяся супрамолекулярная химия, вероятно, придет в скором времени в соприкосновение с областью присадок для сырой нефти. Важная особенность супрамолекул заключается в способности к самовосстановлению после механических и других внешних воздействий. Причиной этого являются слабые нековалентные взаимодействия, лежащие в основе их образования. Ван-дер-ваальсовы, кулоновские взаимодействия, водородные связи представляют собой лабильные контакты, связывающие элементы (мономеры) супрамолекул, благодаря которым макрообъект способен гибко реагировать на изменения окружающей среды. Этим супрамолекулы отличаются от прочных ковалентных соединений. Для восстановления самоорганизующихся систем требуется определенное время. Восстановление поверхностно-активных веществ, например, может занять до нескольких десятков часов в зависимости от их химического строения и химического окружения. Прочные супрамолекулы, имеющие в своей основе диполь-дипольные взаимодействия, водородные связи, должны быстрее восстанавливать свою структуру после снятия механических напряжений. Это качество особенно перспективно с точки зрения создания противотурбулентных присадок, способных «возрождаться» после прохождения центробежного насоса. Традиционные карбоцепные полимеры в этих условиях необратимо теряют способность к снижению гидродинамического сопротивления. Кроме того, слабые взаимодействия предполагают существование ансамбля частиц различной молекулярной массы в данный момент времени. При этом низкомолекулярные частицы могут выполнять функцию депрессорных присадок, а высокомолекулярные – противотурбулентных. Поскольку депрессорные присадки расходуются по мере связывания парафином, необходима начальная концентрация супрамолекул порядка нескольких сотен миллионных долей.

В статье приведены возможные виды супрамолекул, основанные на кислотно-основных, комплементарных и гидрофобных интерполимерных взаимодействиях, которые могут стать основой присадок универсального действия.

Список литературы

1. Ezrahi S., Tuval E., Aserin A. Properties, main applications and perspectives of worm micelles // Advances in Colloid and Interface Science. – 2006. – December 21. – № 128–130. – P. 77–102. – DOI: 10.1016/j.cis.2006.11.017

2. Pat. USA 6774094. Drag reduction using fatty acids / V. Jovancicevic, K. Bartrip; assignee Baker Hughes Incorporated. – Appl. № 09/944,837; filed: 30. 08. 2001; publ. 10.09.2004.

3. Investigation of cationic surfactants as clean flow improvers for crude oil and a mechanism study / X. Gu, F. Zhang, Y. Li [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – V. 164. – P. 87–90.

4. Darabi Ahmad, Soleymanzadeh Aboozar Evaluation of Drag Reduction by Cationic Surfactant in Crude Oil. – https://www.nisoc.ir/_DouranPortal/Documents/2_20100120_123001.pdf

5. Несын Г.В., Валиев М.И., Гареев М.М. Устойчивые к деструкции агенты снижения гидродинамического сопротивления углеводородных жидкостей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 6. – С. 652–659.

6. Zakin J.L., Zhang Y., Ge W. Drag reduction by surfactant giant micelles. In: Giant Micelles: Properties and Applications / Edited by: R. Zana, E.W. Kaler. – Boca Raton (Fl): CRC Press, 2007. – P. 473–492.

7. Pat. USA 7288506. Aluminum carboxylate drag reducers for hydrocarbon emulsions / V. Jovancicevic, S. Campbelle, S. Ramachandran., P. Hammonds, Weghorn S.; assignee Baker Hughes Incorporated. – Appl. No. 10/720,655; filed: 24.11.2003; publ. 30.10.2007.

8. Synthesis and characterization of nanohybrid of poly(octadecylacrylates derivatives)/montmorillonite as pour point depressants and flow improver for waxy crude oil / A.M. Al-Sabagh [et al.] // Journal of Applied Polymer Science. – 2019. – V. 136. – № 17. – P. 47333. – DOI: 10.1002/app.47333.

9. Sabadini E., Francisco K.R., Bouteiller L. Bis-Urea-Based Supramolecular Polymer: The First Self-Assembled Drag Reducer for Hydrocarbon Solvents // Langmuir. – 2010. – V. 26. – № 3. – P. 1482–1486.

10. Malik S., Mashelkar R.A. Hydrogen bonding mediated shear stable clusters as drag reducers // Chemical Engineering Science. – 1995. – № 50 (1). – P. 105–116. – DOI: 10.1016/0009-2509(94)00125-B

11. Бектуров Е.А. Тройные полимерные системы в растворах / под ред. Б.А. Жубанова. – Алма-Ата: Наука, 1975. – 252 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-94-97

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.692.4.053
Р.Р. Ташбулатов (Уфимский гос. нефтяной технический университет), к.т.н., Р.М. Каримов (Уфимский гос. нефтяной технический университет), к.т.н., А.Р. Валеев (Уфимский гос. нефтяной технический университет), к.т.н., Б.Н. Мастобаев (Уфимский гос. нефтяной технический университет), д.т.н.

Разработка методики проведения многомерной оптимизации энергопотребления системы магистральных нефтепроводов за счет формирования грузопотоков нефти различных месторождений

Ключевые слова: разветвленная магистральная нефтепроводная система, смешение нефтей, многосортная смесь нефтей, рациональное смешение

В статье поставлена новая задача формирования грузопотоков нефти различных месторождений по системе магистральных нефтепроводов с возможностью управления реологическими свойствами перекачиваемой продукции за счет рационального смешивания в узловых точках трубопроводной системы – на нефтеперекачивающих станциях с резервуарными парками. Актуальность постановки этой задачи обусловлена современной тенденцией увеличения доли добычи высоковязкой и застывающей при высоких температурах нефти, а также необходимостью их вовлечения в магистральный трубопроводный транспорт в ближайшей перспективе. Решение рассматриваемой задачи позволит формировать маршруты движения потоков нефти различных месторождений таким образом, чтобы обеспечивались минимальные суммарные затраты энергии на перекачку. Для определения параметров смешивания в узловых точках в качестве основного расчетного модуля предложено использовать стандартный алгоритм многомерной оптимизации – симплекс-метод. Целевая функция представлена в виде суммарных энергозатрат на перекачку в зависимости от концентраций смешеивания нефти в узловых точках системы магистральных нефтепроводов. Предложен способ расчета целевой функции для любой разветвленной сети магистральных нефтепроводов с применением алгоритмов построения дерева смешивания и определения свойств нефти с использованием алгоритма обхода дерева. Также рассмотрены вопросы определения границы допустимого смешивания исходя из обеспечения массового баланса и сохранения запаса качества сдаваемой потребителям нефти. В качестве примера задача решена для элемента магистральной нефтепроводной системы с четырьмя узлами смешивания нефти в случае повышения вязкости нефти одного из поставщиков. Проведение многомерной оптимизации энергопотребления для данной системы позволило выявить возможность повышения ее энергоэффективности более чем на 2 %.

Список литературы

1. Кацал И.Н. О качестве нефти в системе магистрального транспорта ОАО «АК «Транснефть» // 4-ая Международная конференция Argus Рынок российской нефти 2014. – https://www.transneft.ru/pressroom/docs8.

2. О формировании грузопотоков нефти в системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» / И.Н. Кацал, А.Ю. Ляпин, Е.С. Дубовой [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 2 (22). – С. 92–95.

3. Каримов Р.М., Ташбулатов Р.Р., Мастобаев Б.Н. Повышение энергоэффективности перекачки за счет перераспределения грузопотоков и оптимального смешения реологически сложных нефтей // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2017. – № 3. – С. 13–18.

4. Ташбулатов Р.Р. Прогнозирование вязкостно-температурных характеристик течения смесей при совместной транспортировке различных нефтей в системе магистральных нефтепроводов: дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2019. – 135 с.

5. Ахназарова С.Л., Кафаров В.В. Методы оптимизации эксперимента в химической технологии. – М.: Высшая школа, 1985. – 327 с.

6. Montgomery D.C. Design and Analysis of Experiments. – Hoboken: John Wiley, 2017. – 629 p.

7. Управление качеством нефти: Информационное обеспечение / М.С. Гришанин, С.А. Андронов, И.Н. Кацал, Н.А. Козобкова // Трубопроводный транспорт нефти. – 2016. – № 4. – С. 4–11.

8. Закиров А.И. Обоснование режимов трубопроводного транспорта битуминозной нефти: дис. … канд. техн. наук. – СПб., 2016. – 170 с.

9. Method for Calculating the Viscosity of Multicomponent Oil Blend / R.R. Tashbulatov, R.M. Karimov, B.N. Mastobaev, O.A. Makarenko // IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science. – 2019. – DOI:10.1088/1755-1315/272/2/022196

10. Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов . – СПб: Недра, 2008. – 488 с.

11. Ремез Е.Я. Основы численных методов чебышевского приближения. – Киев: Наукова думка, 1969. – 624 с.

12. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов / П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. – Уфа : ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. – 658 с.

13. Винарский М.С., Лурье М.В. Планирование эксперимента в технологических исследованиях. – Киев: Техника, 1975. – 168 с.

14. Stephens R. Essential Algorithms: A Practical Approach to Computer Algorithms . – Hoboken: John Wiley, 2013. – 759 p.

15. Узловая реологическая задача смешения нефтей для оптимального распределения грузопотоков в разветвленной сети нефтепроводов / Р.Р. Ташбулатов, Р.М. Каримов, А.Р. Валеев, Б.Н. Мастобаев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 5. – С. 532–539.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-6-98-103

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее




Новая книга

Р.Р. ИБАТУЛЛИН
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 
2-е изд., перераб. и доп. – М.: Изд-во «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО», 2019. – 324 с. – ISBN 978-5-93623-037-0.

По вопросам приобретения обращайтесь в редакцию:

+7 495 231-10-90, mail@oil-industry.ru


К юбилею журнала

КК 100-летию журнала (2020 г) Издательство размещает в свободном доступе все публикации журнала за период с 1920 по 1941 гг. Одновременно наш сайт пополнился страницами, содержащими краткие биографические сведения по авторам этих статей


Мобильные приложения

Читайте наш журнал на мобильных устройствах

Загрузить в Google play