Содержание номера

Август 2020

Читайте в номере:
* Влияние постмагматических преобразований на фильтрационно-емкостные свойства и распределение естественных радиоактивных элементов в вулканических горных породах
* Информационная система "РН-ЛАБ" - цифровой инструмент ценообразования в области лабораторных исследований
* Влияние температуры рабочей жидкости на добычу высоковязкой нефти гидроструйными насосными установками
0 8 '2020 (выпуск 1162 )

Новости компаний

Новости нефтегазовых компаний

Читать статью

Экономика, управление, право

338.45:622.276
Е.С. Болдырев (ООО «РН-БашНИПИнефть»), к.э.н., Д.А. Никулочкина (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Л.К. Хафизова (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Р.Р. Гареев (ООО «РН-БашНИПИнефть»)

Управление разработкой нефтегазовых месторождений с применением налогового стимулирования

Ключевые слова: стимулирование разработки нерентабельных месторождений, налоговое льготирование, налог на добычу полезных ископаемых, экономическая эффективность

На фоне структурных проблем нефтегазовой отрасли, нестабильного курса валют и колебания мировых цен на нефть актуальным является вопрос оценки рентабельности разработки месторождений и разработки стимулирующих мер для повышения рентабельности выработки запасов нефти. Результаты инвентаризации запасов углеводородного сырья показали, что данные государственного баланса по числу рентабельно извлекаемых запасов существенно выше объема нефти, который в текущих макроэкономических условиях и при существующих технологиях можно извлечь из недр. Это обусловливает необходимость решения задачи поддержания текущих уровней добычи нефти и воспроизводства запасов нефтяного сырья для обеспечения стабильности налоговых поступлений в бюджеты Российской Федерации. Проблема воспроизводства запасов нефти и газа актуализирует вопрос анализа влияния различных факторов, в том числе финансово-налоговых механизмов. Предметом исследования в статье являются действующая система налоговых льгот и налогу на добычу полезных ископаемых (нефти). В статье представлены результаты технико-экономической оценки нефтегазовых месторождений Республики Башкортостан (на примере проектных документов), показавшей нерентабельность дальнейшей разработки в действующих налоговых условиях. Выполнен структурный анализ элементов затрат недропользователя. Показано, что существующая система налоговых льгот недостаточно стимулирует эксплуатацию зрелых и низкоэффективных месторождений. В связи с этим у недропользователя отсутствуют стимулы к продолжению разработки. Предложен алгоритм стимулирования разработки низкоэффективных месторождений с применением налогового льготирования, который позволяет избежать консервации месторождений, , что дает возможность обеспечить государственный бюджет дополнительными налоговыми поступлениями.
Список литературы
1. Инвентаризация запасов: необходимость системных изменений // VYGON Consulting. – Декабрь 2019 г. – 39 с. –https://vygon.consulting/products/issue-1701
2. Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 N 117-ФЗ (ред. от 27.12.19 с изм. от 28.01.20). – https://www.consultant.ru
3. Низамов А.Н., Болдырев Е.С. Анализ методов учета рисков в нефтегазовых проектах // Материалы Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири». – 2017. – С. 137–139.
4. Болдырев Е.С. Методы экономической оценки проектных решений // Материалы Международной научно-практической конференции «Новые технологии – нефтегазовому региону». – 2016. – С. 242–244.
5. Болдырев Е.С., Захарова И.М., Тасмуханова А.Е. Экономические критерии выбора рекомендуемого варианта разработки нефтяного месторождения на разных стадиях жизненного цикла // Евразийский юридический журнал. – 2019. – № 12 (139). – С. 382–385.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-6-10
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Информация

О.В. Жданеев, руководитель ЦКТР ТЭК

Центр компетенций технологического развития ТЭК Российского энергетического агентства Минэнерго России

Читать статью

Геология и геолого-разведочные работы

553.98
С.В. Добрыдень (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»)

Влияние постмагматических преобразований на фильтрационно-емкостные свойства и распределение естественных радиоактивных элементов в вулканогенных горных породах

Ключевые слова: вулканогенные горные породы, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), гидротермально-метасоматические преобразования, естественные радиоактивные элементы, спектральный гамма-каротаж (СГК)

В статье рассмотрено влияние постмагматических процессов на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) и распределение естественных радиоактивных элементов в вулканогенных горных породах. Показано, что вторичные преобразования вулканогенных пород определяются первичными текстурными особенностями, минеральным составом и типом термальных растворов. Вулканиты основного состава с высоким содержанием темноцветных минералов подвержены процессам кальцитизации и хлоритизации темноцветов. В вулканитах кислого состава с низким содержанием мафических минералов эти процессы менее развиты. Хлоритизация охватывает фенокристаллы и вулканическое стекло основной массы, кальцитизация проявляется в пустотном пространстве. Под действием высокотемпературных термальных растворов происходит альбитизация щелочных плагиоклазов. Воздействие низкотемпературных гидротермальных растворов приводит к выщелачиванию полевых шпатов и кварца, хлоритизации, микроклинизации, кальцитизации порфировых вкрапленников, основной массы и пустотного пространства вулканитов. Под действием гидротермально-метасоматических процессов изменяются ФЕС вулканогенных пород. Выщелачивание минеральных зерен пород улучшает фильтрационные и емкостные параметры; альбитизация и окварцевание приводят к заполнению пустотного пространства постмагматическими минералами; пелитизация-гидрослюдизация существенно уменьшает проницаемость, в то время как хлоритизация слабо влияет на ФЕС; карбонатизация, смешанно-слойные образования и микроклинизация в разной степени снижают их. Вулканиты среднего и основного состава, а также осадочные отложения характеризуются низкими ФЕС. В результате гидротермально-метасоматических процессов происходит перераспределение концентраций урана, тория и калия в горных породах вулканогенно-осадочной толщи. Общая радиоактивность вулканогенных пород кислого состава увеличивается от альбитизированных, окварцованных, карбонатизированных разностей к хлоритизированным, смешанно-слойным образованиям, пелитизированным-гидрослюдизированным и далее к микроклинизированным разностям. Отложения, сформированные в процессе альбитизации, окварцевания и карбонатизации, образуют единую группу по содержанию естественных радиоактивных элементов и имеют наибольшие значения отношений Th/K и U/K. Значения Th/K и U/K снижаются от хлоритизированных к смешанно-слойным образованиям, пелитизированным-гидрослюдизированным, к микроклинизированным горным породам..
Приведен пример петрологического расчленения разреза вулканогенно-осадочной толщи по комплексу геофизических методов с привлечением данных спектральной модификации гамма-метода. Показано, что использование данных спектрального гамма каротажа в комплексе методов геофизических исследований скважин позволяет повысить достоверность петрологического расчленения разреза и выделения продуктивных интервалов вулканогенно-осадочной толщи.
Список литературы
1. Геология и нефтенасыщение в породах триаса Рогожниковского ЛУ / Т.А. Коровина, Е.П. Кропотова, Е.А. Романов, С.В. Шадрина // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири / Материалы международной академической конференции, г. Тюмень 11–13 октября 2006 г. – Тюмень: ЗапСибНИИГГ, 2006. – С. 138–142.
2. Состояние изученности и современные взгляды на строение, состав и перспективы доюрских отложений западной части Сургутского района (Рогожниковский лицензеонный участок) / Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Е.А. Романов, И.В. Федороцов // В сб. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Материалы девятой научно-практической конференции, Ханты-Мансийск 27–29 сентября 2006 г. – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2006. – С. 133–146.
3. Шадрина С.В., Кондаков А.П. Новые данные о фундаменте северо-восточного обрамления Красноленинского свода // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 94–99.
4. Шадрина С.В., Крицкий И.Л. Формирование коллекторов в вулканогенных породах под влиянием гидротермальных растворов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 18–21.
5. Титаева Н.А. Ядерная геохимия. – М.: Изд-во МГУ, 2000. – 336 с.
6. Геохимические и термогеодинамические критерии прогноза нефтегазоносности фундамента Западной Сибири / В.Л. Чирков, И.Н. Горбунов, С.В. Шадрина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. – С. 41–45.
7. Систематика и классификация магматических пород / Н.И. Кузоватов, Ю.В. Уткин, А.И. Чернышов [и др.]. – Томск: Изд-во ТГУ, 2013. – 97 с.
8. Добрынин В.М, Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. – М.: Недра, 1991. – 368 с.
9. Андреев В.И. Распределение естественных радиоактивных элементов в твердых вулканитах и радиогенных газах из вулканов и гидротерм Камчатки и Курил. – Петропавловск-Камчатский: КамГУ им. Витуса Беринга, 2013. – 158 с.
10. Радиогеохимические исследования. Методические рекомендации / под ред. А.А. Смыслова, В.К. Титова, И.Б. Савинова. – М.: Министерство геологии СССР, 1974. – 144 с.
11. Смыслов А.А. Уран и торий в земной коре. – Л.: Недра, 1974. – 231 с.
12. Арбузов С.И., Рихванов Л.П. Геохимия радиоактивных элементов. – Томск: Изд-во ТПУ, 2011. – 300 с.
13. Фомин Ю.А. Распределение урана и тория в вулканогенно-интрузивных породах Северо-Минусинской впадины (на примере одного из палеовулканов центрального типа) // Известия Томского политехнического института. – 1976. – Т. 260: Геология. – С. 55–58.
14. Фомин Ю.А. Некоторые особенности поведения урана и тория в вулканогенных образованиях Северо-Восточного горного обрамления Минусинской котловины // Известия Томского политехнического института. – 1976. – Т. 289: Геология. – С. 101–106.
15. Турышев В.В. Особенности распределения радиоактивных элементов в изверженных породах как основа их литологической типизации (на примере доюрского комплекса отложений Западной Сибири) // Каротажник. – 2019. – Вып. 3 (297) . – С. 3–17.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-12-17
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

551.7.02
И.С. Гутман (ООО «ИПНЭ»; Российский гос. геологоразведочный университет имени Cерго Орджоникидзе), к.г.-м.н., С.В. Арефьев (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»), к.г.-м.н., А.И. Митина (ООО «ИПНЭ»)

Методические приемы детальной корреляции разрезов скважин при изучении геологического строения верхнеюрских и нижнемеловых комплексов пород (на примере Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения Сургутского свода) Часть 1. Обоснование особенностей фор

Ключевые слова: методические приемы, корреляция разрезов скважин, последовательное палеопрофелирование, баженовская свита, аномальные разрезы, компенсационная ачимовская пачка, нефтематеринская свита

Разработаны методические приемы изучения строения верхнеюрских и нижнемеловых комплексов пород на примере Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения Сургутского свода на основе детальной корреляции разрезов скважин: выбор комплекса наиболее информативных кривых геофизических исследований скважин (ГИС) применительно к геологическим условиям каждого объекта; первоначальное выделение плотных интервалов разреза, используемых в качестве основных и вспомогательных реперов, как бы зажимающих расположенные между ними проницаемые пласты и прослои; растяжение и сжатие кривых ГИС; закраска реперных интервалов, ограниченных одной или двумя кривыми ГИС; последовательное палеопрофилирование с неоднократной сменой линии сопоставления для выяснения наличия конкретных изменений в разрезе между двумя смежными линиями сопоставления.
В первой части статьи на основе разработаных методических приемов обоснована природа формирования верхнеюрских аномальных разрезов баженовской свиты как результат накопления осадков при погружении отдельных блоков по конседиментационным разломам с последующим повсеместным накоплением осадков собственно баженовской свиты. После этого в процесс погружения были вовлечены ранее неподвижные смежные блоки с компенсирующим в их пределах накоплением нижнемеловых осадков ачимовской толщи. В результате породы собственно баженовской свиты оказались как бы «вздернутыми» над аномальными разрезами, тогда как толщина ачимовской пачки над собственно баженом минимальна.
Во второй части статьи рассмотрена корреляция разрезов скважин нижнемеловой сортымской свиты между двумя параллельными реперами: георгиевской свитой и урьевской пачкой. Выполнены группировка скважин по типам разрезов с целью выявления блокового строения изучаемых отложений; совмещение схем корреляции с сейсмическими данными.
На основе разработаных методических приемов для изучения нижнемеловых отложений сделан вывод, что в процессе их формирования преобладало вертикальное погружение блоков по конседиментационным разломам и равноскоростное прогибание в одни и те же временные интервалы, обусловившие клиноформное залегание пород. Комплекс проведенных исследований позволяет полагать наличие в изучаемой осадочной толще нефтематеринских пород.
1Методические рекомендации к корреляции разрезов скважин / И.С. Гутман, И.С. Балабан, В.М. Староверов [и др.]. – М.: Издательский дом «Недра», 2013. – 112 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-18-21
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

553.98
Р.Х. Масагутов (Академия наук РБ), д.г.-м.н., Д.У. Комилов (ООО «РН-БашНИПИнефть), Е.А. Крылова (ООО «РН-БашНИПИнефть), О.Б. Дьяконова (ООО «РН-БашНИПИнефть), к.г.-м.н.

Михайловские отложения окского надгоризонта – новый нефтеносный горизонт Бымско-Кунгурской впадины

Ключевые слова: нефть, залежь, шлиф, пласт, известняк, ангидрит, доломит, рентгенофазовый анализ, коллектор, покрышка, перспективы нефтегазоносности

Открытие на Сухоязском месторождении юго-востока Бымско-Кунгурской впадины нового нефтеносного пласта в зоне условно принятого перехода от михайловских отложений к веневским выявило необходимость изучения его вещественного состава и вмещающих пород, а также стратиграфической приуроченности. Приведены результаты проведенных литолого-фаунистических исследований совместно с данными геофизических исследований скважин. Самый верхний пласт ангидрита переходной зоны, четко выделяющийся в разрезах скважин, получил название «верхний ангидритовый» репер. Этот репер совместно с нижележащими пластами ангидрита и сульфатизированных карбонатов суммарной толщиной 10-12 м выполняет функцию покрышки над новым продуктивным пластом, которому присвоен индекс С1mh. Пустотное пространство продуктивного пласта представлено мелкими открытыми порами и кавернами межформенными, образованными в результате перекристаллизации и выщелачивания цементирующего материала, реже внутриформенными, сформированными при выщелачивании биокластов. Наряду с процессами образования фильтрационно-емкостных свойств происходило и частичное их ухудшение, связанное с заполнением межформенного и внутриформенного пустотного пространства микритом, а также сульфатом, который в основном заполняет межформенное пространство пор и каверн. Выявление на Сухоязком месторождении в разрезе михайловского горизонта благоприятных условий для формирования залежей нефти позволяет положительно оценить перспективы нефтегазоносности и остальной части территории Бымско-Кунгурской впадины в пределах Пермского края и Свердловской области. Также перспективы открытия новых залежей в михайловском горизонте могут быть связаны с другими тектоническими регионами Башкортостана и прилегающих территорий при наличии в разрезе михайловского горизонта эвапоритовой фации.
Список литературы
1. Виссарионова А.Я. Стратиграфия и фации средне- и нижнекаменноугольных отложений Башкирии и их нефтеносность // Тр. ин-та / УфНИИ. – 1959. – Вып. V. – 221 с.
2. Масагутов Р.Х., Белялова А.С. Геологические предпосылки изучения нефтеносности окского надгоризонта // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. – 1997. – Вып. 93 – С. 181–187.
3. Каменноугольные отложения. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция / М.М. Алиев, Г.М. Яриков, Р.О. Хачатрян [и др.]. – М.: Недра, 1975. – 263 с.
4. Юнусов М.А., Архипова В.В., Юнусова Г.М. Литолого-стратиграфические реперы в разрезе палеозоя Башкортостана // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. – 2000. – Вып. 100 – С. 22–41.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-22-26
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

553.98(2/.9)
А.Г. Чвертков (АО «ВНИИнефть»), Т.С. Баранов (АО «ВНИИнефть»), Г.Д. Федорченко (АО «Зарубежнефть»)

Использование концептуальной модели для выделения разных по качеству запасов нефти по площади на примере месторождения южного шельфа Вьетнама

Ключевые слова: концептуальная модель, шельф Вьетнама, изменение фильтрационных свойств, геологическая модель, распределение запасов по площади, прогноз нефтенасыщенных толщин, эрозионные процессы, тектоника, олигоцен, интерпретация результатов сейсморазведки

Месторождение Белуга расположено в юго-восточной части Кыулонгского бассейна на южном шельфе Вьетнама, к юго-востоку от г. Вунгтау. Основным объектом разработки являются терригенные пласты верхнего олигоцена. Месторождение находится на ранней стадии эксплуатации. Изначально при проектировании разработки месторождения по результатам бурения двух разведочных скважин была построена геологическая модель. На основе этой модели подсчитывались геологические запасы, планировалось размещение проектных скважин, строился профиль добычи месторождения. Однако при разбуривании эксплуатационными скважинами был выявлен ряд проблем, таких как не подтверждение эффективных толщин, как следствие, более низкие начальные параметры по сравнению с планом и высокие темпы их падения.
На основании повторных обработки и интерпретации сейсмических данных предложена новая концепция геологического строения месторождения Белуга. В соответствии с новой концепцией изменение эффективных нефтенасыщенных толщин обусловлено изменением общих толщин, которое связано с размытием верхней части продуктивного комплекса вследствие высокой тектонической активности, характерной для данного региона. При анализе причин выявленных различий начальных дебитов скважин подтверждена закономерность изменения фильтрационно-емкостных свойств в зависимости от глубины залегания пласта. По результатам выполненных работ выделены зоны различного геологического строения, которые различаются характерными толщинами и фильтрационно-емкостными свойствами. Отдельно для каждой зоны подсчитаны запасы, и выполнено ранжирование зон в зависимости от качества коллектора. Выделение зон с различными по качеству запасами является основой для выбора оптимальных систем разработки для каждого участка месторождения.
Список литературы
1. Объектное моделирование континентальных отложений миоцена и олигоцена месторождения Белуга в условиях геологической недоизученности / А.Ф. Галимова, И.С. Афанасьев, Т.С. Баранов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 34–39.
2. Tectono-stratigraphic framework and tertiary paleogeography of southeast Asia: Gulf of Thailand to South Vietnam shelf / R.C. Shoup, R.J. Morley, T. Swiecicki, S. Clark. – http://www.searchanddiscovery.com/pdfz/documents/2012/ 30246shoup/ndx_shoup.pdf.html
3. Обобщение и анализ геолого-геофизических материалов северной и северо-восточной частей месторождения Белый тигр с целью выявления неструктурных ловушек УВ. – Ханой: VPI, 2014.
4. Zoback M. Reservoir geomechanics. – New York: Cambridge University Press, 2007. – 449 p.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-27-29
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

553.98
Р.Р. Халиулин (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»), С.Н. Закиров (Институт проблем нефти и газа РАН), д.т.н., Г.С. Сун (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»), Ю.Л. Еникеев (ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»), П.В. Зеленин (ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»)

Геологические особенности нефтегазоконденсатного месторождения Монги (о. Сахалин)

Ключевые слова: месторождение Монги, о. Сахалин, разломы, перетоки флюидов, инфильтрационная система (ИФС)

В статье рассмотрены уникальные геологические условия крупнейшего месторождения о. Сахалин - Монги. На месторождении выделяются 10 основных тектонических блоков, вмещающие основные объекты разработки и ограниченные серией высокоамплитудных сбросов. Динамика пластовых давлений залежей месторождения Монги тесно связана с наличием и мощностью аквифера. Водонапорный горизонт представлен инфильтрационной системой, определяет состояние системы разработки месторождения и характеризует режимы работы залежей. Водонапорный горизонт имеет постоянную подпитку инфильтрационных поверхностных вод, о чем свидетельствуют сейсмогеологические данные, динамика режимов работы скважин и изменение минерализации пластовых вод в течение 42 лет разработки. Влияние свойств водонапорных горизонтов для продуктивных отложений осадочного чехла о. Сахалин зависит от типа флюидной системы: инфильтрационный, элизионный или геодинамический. Значительно влияет присутствие гидрогеологических окон вдоль плоскостей разломов. Вклад в формирование современного облика залежей месторождения внесли дизъюнктивные нарушения сбросового типа, имеющие конседиментационный характер. Разломы месторождения определили наличие вертикальных и латеральных перетоков флюидов. Данные дислокации представляют собой самостоятельные трехмерные тела. Разрывные нарушения месторождения Монги играют важнейшую роль в миграции и аккумуляции углеводородов. Особенности проявления различных режимов для месторождений о. Сахалин достаточно подробно изучены гидрогеологами ООО «РН-СахалинНИПИморнефть и имеют высокую практическую значимость при проведении геолого-разведочных работ. Авторами статьи подтверждены основные признаки принадлежности водонапорного горизонта к инфильтрационной системе и разработана методика калибровки режима работы аквифера с фактическими скважинными данными: режимами работы, данными геофизических и гидродинамических исследований, сейсмической информацией. Детальное изучение геологической обстановки месторождения Монги позволило подобрать эффективный способ разработки залежей и обоснованно планировать геолого-технологические мероприятия.
Список литературы
1. Вахтеров Г.П. Гидродинамические предпосылки открытия новых залежей нефти на лицензионных площадях ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз». – Южно-Сахалинск: ООО «РН-СахалинНИПИморнефть», 2002. – 61 с.
2. ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Отчет по трассерным исследованиям продуктивных пластов месторождения Монги. – Томск, 2014. – С. 39–64.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-30-33
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

550.8.023
И.В. Язынина (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.г.-м.н., Е.В. Шеляго (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.т.н.

Новые подходы к проведению исследований керна

Ключевые слова: керн, рыхлые породы, карбонатные породы, экстрагирование, «старение»

Стандартизация и методическое обеспечение керновых исследований является одной из актуальных задач. Многие стандарты исследований были написаны еще в прошлом веке. В статье рассмотрен ряд методических аспектов подготовки и проведения керновых исследований. Отмечено, что достоверность определения фильтрационно-емкостных свойств трещинных, кавернозных, рыхлых пород существенно ниже, чем гранулярных терригенных пород в силу их большей неоднородности. Если вопрос определения статического параметра – пористости – удается решить путем повышения точности экспериментального оборудования, то оценка динамического параметра – проницаемости – требует учета комплекса дополнительных факторов. В настоящее время для оценки фильтрационно-емкостных свойств применяется метод рентгеновской томографии, который позволяет не только получить исходную информацию для неоднородных коллекторов, но и установить различные литологические типы на петрофизических зависимостях. Из данных рентгеновской томографии предложено рассчитывать характеристики неоднородности породы на уровне единичного образца керна. Новая методика опробована на кернах восьми месторождений России. С помощью только характеристик неоднородности можно выделить классы пластов с разным типом порового пространства, что открывает новые возможности проектирования их разработки.
Базовой задачей, возникающей при проведении керновых исследований, является задача отбора представительной коллекции керна. Статистический анализ данных рентгеновской томографии, выполненный для ряда месторождений показал, что стандартизировать коллекцию одинаковым количеством образцов нецелесообразно. Рассмотрены вопросы подготовки керна к исследованиям, включая необходимость экстракции керна. Результаты мягкой экстракции с целью сохранения исходной смачиваемости не учитывают процессов, проходящих в нефтенасыщенной породе при бурении и отборе керна. Правильнее моделировать состояние породы путем насыщения в лаборатории экстрагированного керна пластовой нефтью. Однако сразу встает вопрос о достаточном времени выдержки нефтенасыщенного керна перед исследованиями или о времени старения. В статье предложено определять его экспериментально путем измерения электрического сопротивления керна при пластовых условиях во времени.
Список литературы
1. Апробация нового подхода к определению петрофизических связей по данным рентгеновской томографии / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, А.А. Абросимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2. – С. 36–40.
2. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскун, Г.Г. Яценко. – М.: Министерство природных ресурсов РФ, 2003. – 259 с.
3. Новый подход к исследованиям керна с помощью рентгеновской микротомографии для решения задач петрофизики / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, А.А. Абросимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1. – С. 19–23.
4. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. – M.: РГГУ, 1999. – 285 с.
5. Гурбатова И.П., Костин Н.Г. Масштабный эффект при определении фильтрационно-емкостных свойств пласта в сложнопостроенных карбонатных коллекторах // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 5. – С. 21–25.
6. Абросимов А.А., Шеляго Е.В., Язынина И.В. Количественная оценка неоднородности пород-коллекторов по данным рентгеновской компьютерной томографии // Каротажник. – 2017. – № 12 (282). – С. 87–98.
7. Абросимов А.А., Шеляго Е.В., Язынина И.В. Обоснование репрезентативного объема данных фильтрационно-емкостных свойств для получения статистически достоверных петрофизических связей // Записки Горного института. – 2018. – Т. 233. – С. 487–491.
8. Влияние смачиваемости на коэффициент вытеснения нефти / Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, А.М. Мошева [и др.] // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 6. – С. 54–63.
9. Aged carbonate cores wettability verification / К. Kovalev, A. Fomkin, P. Grishin [et al.] // SPE-182064-MS. – 2016.
10. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтесодержащих пород. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. – 23 с.
11. Кузнецов А.М., Кузнецов В.В., Богданович Н.Н. О сохранении естественной смачиваемости отбираемого из скважин керна // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 1. – С. 21–23.
12. Hysteresis of relative permeabilities in water-gas stimulation of oil reservoirs / V.I. Kokorev, V.B. Karpov, V.I. Akhmadeysin [et al.] // SPE-171224-MS. – 2014.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-34-37
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Бурение скважин

622.24.085
Е.Г. Курбасов (Тюменский индустриальный университет; АО «Мессояханефтегаз»), С.Н. Бастриков (Тюменский индустриальный университет), д.т.н., С.Н. Лавринов (АО «Мессояханефтегаз»)

Инновации и риски технологии вскрытия изолированных залежей боковыми ответвлениями из основного горизонтального ствола (на примере Мессояхской группы месторождений)

Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы, литологически экранированный геологический объект, инновации в бурении, технология fishbone, профиль скважины, горизонтальный ствол, боковое ответвление, проблемы и риски при бурении

В статье рассмотрен опыт разработки Восточно-Мессояхского месторождения с литологически экранированными залежами углеводородов с применением инновационных технико-технологических решений их вскрытия боковыми направленными стволами из основного горизонтального по технологии fishbone. Приведены типовая конструкция скважин с горизонтальным стволом от 800 м и конструкция с восьмью ответвлениями в зоны изолированных прослоев, которая обеспечивает охват запасов в расчлененных геологических объектах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Отмечено наличие интервалов многолетнемерзлых пород, которые необходимо пройти с использованием особых технологических режимов процесса бурения и при креплении ствола изолировать специальными обсадными колоннами – термокейсами. Изоляция позволяет исключить влияние температур скважинного флюида на состояние многолетнемерзлых пород: при эксплуатации для предотвращения растепления, а при возможной остановке – обратного промерзания и слома колонн. Представлены технико-технологические решения для реализации проектной архитектуры профиля в продуктивной части пласта, компоновки низа бурильной колонны, параметры промывочной жидкости. Значительное внимание уделено проблемам и рискам при бурении как основного, так и боковых стволов в сложных геологических условиях (поглощение бурового раствора, осыпи, обвалы стенок скважины, нефтегазоводопроявления , желобообразование , непростой спуск хвостовика в основной ствол ). В 2019 г. АО «Мессояханефтегаз» с применением рассмотренной технологии пробурено 33 скважины Среднее число ответвлений составило 7, их длина – до 400 м. Это позволило повысить эффективность освоения трудноизвлекаемых запасов группы Мессояхских месторождений, определить новые направления их разработки и развития технологии строительства скважин.
Список литературы
1. Кутузова М. Северные точки роста. Добыча на месторождениях в арктической климатической зоне // Neftegaz.Ru. – 2017. – № 3. – С. 14–18.
2. FISHBONE: Технологии будущего на Мессояхе // Neftegaz.Ru. – 2017. – № 3. – С. 37–38.
3. Кулаков К.В. Скважина в форме // Сибирская нефть. – 2017. – № 8. – С. 48–49.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-38-41
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.66.004.58
С.В. Туленков (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.С. Широков (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), Д.В. Грандов (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), В.А. Волков (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), Я.В. Утусиков (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), В.Н. Архипов (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), К.А. Галстян (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.А. Осипенко (ООО «РН-Ванкор»)

Определение допустимой репрессии на пласт НХ-I Cузунского месторождения для предотвращения образования и роста трещин автоГРП

Ключевые слова: техногенная трещина, гидравлический разрыв пласта (ГРП), автоГРП, гидродинамические исследования скважин (ГДИС), давление роста трещины, давление автоГРП, кривая восстановления давления (КВД), забойные датчики давления, репрессионное воздействие, пластовое давление, промыслово-геофизические исследования (ПГИ), технологический режим эксплуатации скважин, поддержание пластового давления, комплексные исследования

При эксплуатации нефтяного месторождения с подержанием пластового давления посредством закачки воды, для обеспечения стабильных уровней добычи нефти требуется определение оптимального технологического режима работы не только добывающих, но и нагнетательных скважин. В случае высоких забойных давлений в нагнетательных скважинах возможно образование трещин автоГРП, что может привести к преждевременному обводнению продукции добывающих скважин. Таким образом, необходимо эксплуатировать нагнетательные скважины в безопасном режиме, т.е. с забойным давлением ниже давления образования, раскрытия и роста трещины автоГРП. Для определения безопасного режима эксплуатации нагнетательных скважин необходимо изучение процессов образования и развития трещин автоГРП в целом и, в частности, применительно к рассматриваемому объекту разработки, учитывая его фильтрационно-емкостные свойства, геологические и геомеханические особенности. В статье представлены результаты исследований керна и гидродинамических исследований горизонтальных скважин Сузунского месторождения в период опытно-промышленной эксплуатации. На основе этих данных было сделано предположение, что в призабойной зоне пласта при закачке жидкости могут возникать избыточные давления и, следовательно, появляется риск образования трещин автоГРП в нагнетательных скважинах. Результаты комплексного анализа гидродинамических и промыслово-геофизических исследований горизонтальных нагнетательных скважин в начальный период эксплуатации месторождения позволили сформировать статистическую модель и обосновать зависимость давления раскрытия трещины автоГРП в призабойной зоне нагнетательных скважин от текущего пластового давления. Полученная зависимость позволяет скорректировать технологический режим работы нагнетательных скважин с целью недопущения образования, раскрытия или роста трещин автоГРП.
Список литературы
1. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. –
М.-Ижевск: НИЦ РХД, 2010. – 780 с.
2. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах / В.А. Байков, А.Я. Давлетбаев, Т.С. Усманов, З.Ю. Степанова // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 65–75. – http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Baikov/Baikov_1.pdf
3. Влияние термоупругого эффекта на развитие автоГРП в нагнетательной скважине с трещиной ГРП / О.В. Салимов, И.И. Гирфанов, А.В. Кочетков [и др.] // Георесурсы. – 2016. – № 1. – С. 46–50.
4. Jarrell P.M., Stein M.H. Maximizing injection rates in wells recently converted to injection using hearn and hall plots // SPE-21724-MS. – 1991.
5. Hagoort J. Waterflood-induced hydraulic fracturing // SPE-7412-PA. – 1980.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-42-46
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.1/.4
В.В. Васильев (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., Ю.Г. Зенкова (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), Д.В. Пономарева (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.В. Пермяков (ООО «Кынско-Часельское нефтегаз»), Р.Р. Шакиров (ООО «Кынско-Часельское нефтегаз»)

Учет палеорусловых отложений при формировании системы разработки газовой залежи Ново-Часельского нефтегазоконденсатного месторождения

Ключевые слова: сеноманские отложения, палеорусла, сейсмогеологический анализ, система разработки, обводненность скважин

Выбор оптимальной сетки является актуальной задачей при разработке нефтяных и газовых залежей. Известно, что одной из причин, влияющих на эффективность вновь пробуренных добывающих скважин, является их близость (или удаленность) к палеорусловым отложениям. В статье показано, как учет палеорусел при размещении проектных скважин влияет на эффективность разработки залежи в целом. В качестве объекта исследования выбраны сеноманские отложения Кынско-Часельского лицензионного участка – газовая залежь пласта ПК1 Ново-Часельского месторождения. Для выбранного горизонта характерны высокая проницаемость породы и содержание значительного объема пластовых вод – факторы, которые приводят к раннему обводнению газовых скважин. Исследования влияния палеорусел на эффективность разработки залежи проведены с помощью построенной гидродинамической модели. Выполнены расчеты двух вариантов: 1) размещение скважин без учета палеорусел; 2) размещение скважин с учетом палеорусел. Оптимизация расположения проектного фонда в варианте с учетом палеорусел проводилась с учетом следующих препосылок: в чисто газовой зоне (ЧГЗ) палеорусла оказывают положительное влияние на добычу газа, в водогазовой зоне (ВГЗ) – негативное, скорость обводнения скважин увеличивается. Следовательно, для повышения эффективности разработки проектный фонд скважин смещался в сторону палеорусел в ЧГЗ и удалялся от палеорусел в ВГЗ. Анализ результатов расчетов показал снижение обводненности и увеличение добычи газа в варианте размещения проектных скважин с учетом палеорусел. Полученные результаты расчетов имеют большое практическое значение и учтены при дальнейшем проектировании разработки исследуемого объекта.
Список литературы
1. Влияние палеорусловых отложений газовых залежей на динамику обводнения скважин / Р.Р. Шакиров, В.В Васильев, Ю.Г. Зенкова, Д.В. Пономарева // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 11 (611). – C. 32–35.
2. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – М.: Недра, 1984. – 260 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-47-49
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.66.001.24
В.О. Полежаев (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Б.О. Михайлов (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Д.В. Логачев (ООО «РН-БашНИПИнефть»), К.Р. Ибрагимов (ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»), А.Ф. Мингазов (ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»), В.Р. Туйгунов (ООО «РН-БашНИПИнефть»; Уфимский гос. нефтяной технический Университет)

Методика выбора оптимальной геометрии трещины для повышения эффективности проведения гидроразрыва пласта на месторождении Западной Сибири

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта (ГРП), модуль Юнга, проппант, ширина трещины, проницаемость трещины, вдавливание проппанта, разрушение проппанта

Продуктивность скважины после проведения гидроразрыва пласта (ГРП) со временем снижается, что может привести к экономической неэффективности разработки низкопроницаемых коллекторов. Причиной может стать неоптимальный дизайн ГРП, при котором образуется слишком узкая трещина. После проведения ГРП каждая трещина начинает деградировать под действием смыкающего напряжения: происходят вдавливание и разрушение проппанта, вынос частиц, а также переуплотнение проппантной пачки, что негативно влияет на проводимость и проницаемость трещины ГРП. Для решения данной проблемы предложена методика, в основе которой лежит подход, предложенный М. Экономидесом в книге «Унифицированный дизайн ГРП». К расчетам, описанным в данной книге, добавлено изменение ширины трещины из-за вышеупомянутых эффектов, и рассчитана оптимальная ширина трещины для низкопроницаемых коллекторов. Увеличение ширины трещины дает возможность значительно повысить срок ее эксплуатации, снизить темпы падения накопленной добычи, а также сэкономить на проведении повторной стимуляции пласта. В конечном итоге, авторами выведена формула (на основе расчетов М. Экономидеса) для расчета оптимальной ширины трещины, которая учитывает вдавливание проппанта в горную породу, разрушение и переуплотнение проппантной набивки под действием давления смыкания трещины ГРП. Рассчитано изменение проницаемости под влиянием ранее упомянутых параметров.
Результаты проведенных исследований свидетельствуют, что методика М. Экономидеса не работает в реальных условиях низкопроницаемого коллектора, а при помощи усовершенствованной авторами методики можно осуществить экспресс-подбор оптимальной геометрии трещины гидроразрыва, а также повысить эффективность проведения ГРП в коллекторах данного типа.
Список литературы
1. Экономидес М., Олайни Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. От теории к практике // пер. с англ. под ред. А.Г. Загуренко. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 236 с.
2. Zhang Junjing, Zhu Ding, Hill A. Daniel. A New Theoretical method to calculate shale fracture conductivity based on the population balance equation // Elsevier. – 2015. – 21 с.
3. Макфи К., Рид Дж., Зубизаретта И. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам. Сер. Нефтегазовый инжиниринг. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 924 с.
4. Zoback Mark D. Reservoir Geomechanics. – Cambridge: Cambridge University Press, 2010. – 449 с.
5. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации / А.В. Аксаков, О.С. Борщук, И.С. Желтова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – C. 35–40.
6. Очиров Б.Б. Обоснование технологии гидравлического разрыва пласта на примере Приобского нефтяного месторождения (ХМАО): магистерская дисс. – Томск, 2019. – 131 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-50-53
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.66.002.34
Ген.Г. Гилаев (АО «Самаранефтегаз»), М.Я. Хабибуллин (Филиал Уфимского гос. нефтяного технического университета в г. Октябрьском), к.т.н., Г.Г. Гилаев (Кубанский гос. технологический университет), д.т.н.

Перспективы применения кислотного геля для закачки проппанта в процессе проведения гидроразрыва карбонатных пластов на территории Самарской области

Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП), кислотный гель, сшитый гель, ГРП в карбонатных коллекторах, эффект от ГРП, кислотный ГРП (КГРП), кислотно-проппантый ГРП (К-ПГРП)

Запасы нефти и газа Самарской области рассредоточены в широком диапазоне нефтегазоносных комплексов различной литологии и возраста: от раннедевонского до позднепермского. По литологическому составу коллекторы представлены терригенными, карбонатными и карбонатно-кремнистыми отложениями. В связи с сокращением ресурсной базы традиционных терригенных пластов и необходимостью поддержания высоких уровней добычи нефти для многих добывающих предприятий актуальной является задача увеличения эффективности кислотных стимуляций карбонатных и карбонатно-кремнистых коллекторов. Обычные кислотные обработки призабойной зоны пласта, как и кислотные гидроразрывы пласта (ГРП), часто не приводят к ожидаемым приростам добычи и длительности эффекта. Нередко проппантный ГРП дает значительно более продолжительный, чем кислотный. Это обусловлено, предположительно, большей полудлиной трещины. Жидкость разрыва (гуаровый крослинкованный гель на водной основе), используемая при проппантном ГРП, обладает большей эффективностью благодаря высокой вязкости, а следовательно, меньшим утечкам в пласт. В результате трещина дольше поддерживается в раскрытом состоянии. Отмеченное обеспечивает большую площадь дренирования при проппантном ГРП, как по латерали, так и по вертикали, и вовлечение в разработку прослоев, не затронутых процессом ранее. Считается, что при комбинировании проппантного и кислотного ГРП область дренирования еще увеличивается за счет приобщения в результате кислотного ГРП зон естественной трещиноватости вокруг созданной при проппантном ГРП трещины. В статье рассмотрена одна из новых технологий стимуляции карбонатных пластов.
Список литературы
1. Парфенов А.Н., Шашель В.А., Ситдиков С.С. Особенности и опыт проведения проппантного ГРП в ОАО «Самаранефтегаз» // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 11. – С. 12–15.
2. Гидравлический разрыв пласта как инструмент разработки месторождений Самарской области / Г.Г. Гилаев, А.Э. Манасян, А.Е. Летичевский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 65–69.
3. Хабибуллин М.Я. Систематизированный подход к методам закачки воды в нагнетательные скважины // Нефтегазовое дело. – 2019. – Т. 17. – № 3. – С. 80–86. – DOI: 10.17122/ngdelo-2019-3-80-86.
4. Пат. на изобретение RU 2507389 C1. Способ гидравлического разрыва пласта / Е.П. Запорожец, Н.А. Шостак, Д.Г. Антониади, О.В. Савенок; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «КубГТУ». – № 2012133791/03; заявл. 07.08.12; опубл. 20.02.14.
5. Нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса Самарской
области: история открытия и перспективы поиска / Г.Г. Гилаев, А.Э. Манасян, Г.Д. Федорченко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 38–40.
6. Разработка месторождений Самарской области (от практики к стратегии) / А.Ф. Исмагилов, А.Э. Манасян, И.Г. Хамитов [и др.]. – Самара: ООО «Издательство «Нефть. Газ. Новации», 2014. – 368 с.
7. Проблемы прогнозирования состояния фильтров в пескопроявляющих скважинах / М.А. Бурштейн, А.Т. Кошелев, А.Г. Вартумян, Г.Г. Гилаев / Тр. Ин-та // КубГТУ. – 2003. – Т. XIX. – Вып. 3. – С. 236–242.
8. Oliveir H.A., Li W., Maxey J.E. Invert Emulsion Acid for Simultaneous Acid and Proppant Fracturing / OTC 24332. – 2013.
9. Khabibullin M.Ya. Development of the design of the sucker-rod pump for sandy wells // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. – 2019. – С. 012065. – DOI: 10.1088/1757-899X/560/1/012065.
10. Применение термостойких жидкостей глушения на основе нефтяных эмульсий / Г.Г. Гилаев, Т.В. Хисметов, А.М. Бернштейн [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 8. – С. 64–67.
11. Bale Arthur, Smith Michael B., Klein Henry H. Stimulation of Carbonates Combining Acid Fracturing With Proppant (CAPF): A Revolutionary Approach for Enhancement of Sustained Fracture Conductivity and Effective Fracture Half-length / SPE-134307. – 2010.
12. Хабибуллин М.Я. Исследование процессов, происходящих в колонне труб при устьевой импульсной закачке жидкости в скважину // Нефтегазовое дело. – 2018. – Т. 16. – № 6. – С. 34 – 39. – DOI:10.17122 / ngdelo2018-6-34-39.
13. Rickman R., Mullen M. A practical use of shale petrophysics for stimulation
design optimization: All shale plays are not clones of the Barnett Shale //
SPE-115258-MS. – 2008.
14. Хабибуллин М.Я. Увеличение эффективности разделения жидких систем при сбор пластовой жидкости // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. – № 2. – С. 64–71. – DOI:10.17122/ngdelo-2020-2-64-71.
15. Повышение эффективности использования химических реагентов в ОАО «НК «Роснефть» / Г.Г. Гилаев, В.В. Горбунов, А.М. Кузнецов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 22–24.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-54-57
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.2.038
С.В. Бухмастова (OOO «РН-БашНИПИнефть»), Р.Р. Фахреева (OOO «РН-БашНИПИнефть»), Ю.А. Питюк (OOO «РН-БашНИПИнефть»), к.ф.-м.н., А.Я. Давлетбаев (OOO «РН-БашНИПИнефть»), к.ф.-м.н., Т.П. Азарова (ПАО АНК «Башнефть»), Д.В. Фаргер (ПАО АНК «Башнефть»), Р.Ф. Якупов (ООО «Башнефть-Добыча»)

Апробация методов MLR и CRMIP при исследовании взаимовлияния скважин

Ключевые слова: взаимовлияние скважин, методы CRMIP, MLR, численное моделирование

В статье рассмотрены результаты реализации и апробации методов исследования взаимовлияния скважин по динамическим промысловым данным на основе нескольких подходов к анализу. В ПК «РН-ГДИС» реализованы прототипы программных модулей, включающие емкостно-резистивную модель (Capacitance-Resistance Model Injector-Producer Pair Based Representation – CRMIP), и метод многопараметрической линейной регрессии (Multivariate Linear Regression – MLR). На вход программного модуля подаются динамические данные эксплуатации скважин. Далее для количественной оценки степени взаимовлияния скважин решается задача оптимизации, и вычисляются коэффициенты взаимовлияния. Коэффициенты, полученные с применением реализованных методов, переводятся в единое пространство ответов. Полученные ответы обобщаются в сводной таблице, на основе которой выдается решение о наличии или отсутствии взаимовлияния скважин, достоверность которого зависит от результатов совмещения промысловых и расчетных данных.
Разработанные методики предварительно апробированы на синтетических данных, полученных на основе гидродинамического моделирования в корпоративном гидродинамическом симуляторе «РН-КИМ». Перед анализом промысловых данных выполняется препроцессинг данных, который включает алгоритмы приведения исходных данных к единой временной сетке с учетом дискретности замеров и типа данных. Методы CRMIP и MLR показали удовлетворительную сходимость с результатами гидродинамического моделирования, также получено хорошее согласование результатов апробации исследования взаимовлияния скважин на промысловых данных с экспертными оценками специалистов.
Результаты исследований взаимовлияния скважин могут быть использованы при настройке гидродинамических моделей, интерпретации гидродинамических исследований скважин с учетом окружающих скважин, позволят повысить эффективность управления эксплуатвцией скважин и снизить риски газонефтеводопроявлений при зарезке боковых стволов.
Список литературы
1. Features of Gas Well Testing in Reservoir with Low Permeability / A. Davletbaev, E. Zhilko, R. Islamov [et al.] // SPE-176704. – 2015. – http://dx.doi.org/ 10.2118/176704-RU
2. Исследование развития трещин автоГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки / В.В. Мальцев, Р.Н. Асмандияров, В.А. Байков // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 5. – С. 70–73.
3. К вопросу выбора длительности режимов при гидродинамических исследованиях скважин на установившихся режимах закачки в низкопроницаемых коллекторах / Г.Ф. Асалхузина, А.Я. Давлетбаев, И.Л. Хабибуллин, Р.Р. Ахметова // Вестник Тюменского государственного университета. – 2020. – № 1 (21). – С. 135–149. – DOI: 10.21684/2411-7978-2020-6-1-135-149
4. Реализация подсистемы гидродинамических исследований скважин в информационной системе «РН-КИН» на примере ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Г.Ф. Асалхузина, А.Г. Биккинина, А.Я. Давлетбаев, И.В. Костригин // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 94–98. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-2-94-98
5. Dinh A., Tiab D. Inferring interwell connectivity from well bottomhole-pressure fluctuations in waterfloods // SPE-106881. – 2008.
6. Application of transfer functions to model water injection in hydrocarbon reservoir / M. Sayyafzadeh, P. Pourafshary, M. Haghighi, F. Rashidi // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2011. – V. 78. – № 1. – P. 139–148.
7. Holanda R. W. d. Capacitance Resistance Model in a Control Systems Framework: a Tool for Describing and Controlling Waterflooding Reservoirs // College Station. – Texas. – Texas A&M University, 2015. – 156 p.
8. A Capacitance Model to Infer Interwell Connectivity from Production and Injection Rate Fluctuations / A.A. Yousef, P.H. Gentil, J.L. Jensen, L.W. Lake //
SPE-95322-PA. – 2006.
9. Sayarpour M. Development and Application of Capacitance-Resistive Models to Water/CO2 Floods. – Texas: University of Texas. – 2008. – 218 p.
10. Пичугин О.Н., Санников И.Н., Никифоров С.В. Прогнозирование эффективности гидроразрыва пласта на основе проблемно-ориентированного подхода // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 5. – С. 88–91.
11. Бухмастова С.В., Фахреева Р.Р., Питюк Ю.А. Разработка инструмента для численного анализа взаимовлияния скважин // SPE-196848-RU. – 2019.
12. Statistics for petroleum engineers and geoscientists / J.L. Jensen, L.W. Lake, P.W.M. Corbett, D.J. Goggin. – Upper Saddle River, 1997. – 390 p.
13. Банди Б. Методы Оптимизации. – London: Edward Arnold, 1994. – 136 p.
14. Бахрушин В.Е. Методы оценивания характеристик нелинейных статистических связей // Системные технологии. – 2011. – Т. 73. – № 2. – С. 9–14.
15. Байков В.А., Бадыков И.Х., Борщук О.С. Цифровая экспериментальная лаборатория фильтрации // Научно - технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2012. – № 28. – С. 43–47.
16. Assessing Efficiency of Multiwell Retrospective Testing MRT in Analysis of Cross-Well Interference and Prediction of Formation and Bottom- Hole Pressure Dynamics // SPE-196839-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196839-RU.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-58-62
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Информационные технологии

681.518:622.24
А.И. Архипов (Институт проблем нефти и газа РАН; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.т.н., А.Н. Дмитриевский (Институт проблем нефти и газа РАН; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.г.-м.н., Н.А. Еремин (Институт проблем нефти и газа РАН; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.т.н., А.Д. Черников (Институт проблем нефти и газа РАН), к.т.н., С.О. Бороздин (Институт проблем нефти и газа РАН; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), Е.А. Сафарова (Институт проблем нефти и газа РАН), М.Р. Сейнароев (Институт проблем нефти и газа РАН; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

Анализ качества данных станции геолого-технологических исследований при распознавании поглощений и газонефтеводопроявлений для повышения точности прогнозирования нейросетевых алгоритмов

Ключевые слова: качество данных, геолого-технологические исследования (ГТИ), поглощения, газонефтеводопроявления, нейросетевые алгоритмы, предотвращение аварий и осложнений, искусственный интеллект, автоматизированная система, строительство скважин

В статье обобщены и проанализированы вопросы качества данных, поступающих в процессе строительства скважин. Высокое качество и полнота данных бурения в режиме реального времени стали ключевыми факторами, позволяющими повысить эффективность анализа данных для принятия решений. Создана комбинированная архитектура, которая поддерживает новейшие вычислительные технологии с высокочастотными данными для создания оповещений, а также для удаленного мониторинга состояния данных в режиме реального времени для большого количества буровых установок в центре управления бурением. Качество данных характеризуется такими метриками, как полнота, точность, объективность, своевременность предоставления, источник возникновения, уникальность, доступность, формат, ценность. Наибольший интерес для бурения представляют полнота и точность данных. Приведена классификация некачественных данных. Рассмотрены примеры некачественных данных, получаемых от станций геолого-технологических исследований. Сформулированы критерии распознавания поглощений и газонефтеводопроявлений с учетом качества данных для дальнейшего их использования в автоматизированной системе предотвращения осложнений и аварийных ситуаций в процессе строительства нефтяных и газовых скважин на основе применения технологий искусственного интеллекта и машинного обучения. При создании высокопроизводительной автоматизированной с применением технологии искусственного интеллекта используются протокол передачи данных WITSML 2.0 и WITSML-сервер. При очень большом количестве операций на буровой установке (ежедневно каждую секунду в режиме реального времени передается до 60 тыс. записей) возникает необходимость использовать большие геоданные для прогнозирования осложнений при бурении и обнаружения скрытых закономерностей. Использование моделей искусственного интеллекта и машинного обучения требует постоянного улучшения. При использовании протокола передачи больших данных WITSML задача мониторинга производительности моделей искусственного интеллекта становится сложной из-за роста количества скважин с реально-временными данными, типов моделей искусственного интеллекта и видов хранения информации о бурении. Рассмотренные в данной статье нейросетевые методы по распознаванию ошибок в данных станций геолого-технологических измерений позволили добиться выявления некачественных данных в автоматическом режиме и повышения точности прогнозирования осложнений.
Список литературы
1. Ларионов А.С., Архипов А.И., Родионов С.Б. Информация по скважине – точка роста нефтегазового бизнеса // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – 2015. – № 1. – С. 31–38.
2. Цифровые технологии строительства скважин. Создание высокопроизводительной автоматизированной системы предотвращения осложнений и аварийных ситуаций в процессе строительства нефтяных и газовых скважин / Н.А. Еремин, А.Д. Черников, О.Н. Сарданашвили [и др.] // Деловой журнал Neftegaz.Ru. – 2020. – № 4 (100). – С. 38–50.
3. Алгоритм создания нейросетевой модели для классификации в системах предупреждения осложнений и аварийных ситуаций при строительстве нефтяных и газовых скважин / А.Н. Дмитриевский, В.О. Дуплякин, Н.А. Еремин, В.В. Капранов // Датчики и системы. – 2019. – № 12 (243). – С. 3–10. – doi: 10.25728/datsys.2019.12.1.
4. Ивлев А.П., Еремин Н.А. Петророботика: роботизированные буровые комплексы // Бурение и нефть. – 2018. – № 2. – С. 8–13.
5. Dmitrievsky A.D., Eremin N.A., Stolyarov E.V. Digital transformation of gas production // CoTech&oGTech 2019 29-29.11.19. – Stavanger, IOP Conference Series: Materials Science and Engineering (MSE). – https://iopscience.iop.org/article/10.1088/1757-899X/700/1/012052. – DOI: 10.1088/1757-899x/700/1/012052.
6. Абукова Л.А., Дмитриевский А.Н, Еремин Н.А. Цифровая модернизация нефтегазового комплекса России // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 54–58. – doi: 10.24887/0028-2448-2017-10-54-58.
7. Hole Quality: Gateway to Efficient drilling /D.C.-K. Chen, T. Gaynor, B. Comeaux, К. Glass //14277-MS OTC Conference Paper – 2002. -DOI: 10.4043/14277-MS.
8. Svensson I., Wooley M., Halland T. Improving Data Quality in WITSML Data // SPE-181038-MS. – 2016. – doi: 10.2118/181038-MS.
9. Nugraha B., Nair R., Muhammad K. Smart Real Time Data Transfer Surveillance with Edge Computing and Centralized Remote Monitoring System. //19588-MS IPTC Conference Paper. – 2020. – doi: 10.2523/IPTC-19588-MS.
10. Optimizing drilling Wells and increasing the operation Efficiency Using digital Twin Technology / M.G.Mayani, T. Baybolov, R. Rommetveit [et al.] //
SPE- 199566-MS. – 2020. – DOI: 10.2118/199566-MS.
11. Alotaibi B., Aman B., Nefai M. Real-Time Drilling Models Monitoring Using Artificial Intelligence // SPE-194807-MS. – 2019. – doi: 10.2118/194807-MS.
12. Real-Time Drilling Operation Activity Analysis Data Modelling with Multidimensional Approach and Column-Oriented Storage / B. Djamaluddin, P. Prabhakar, B. James [et al.] // SPE-194701-MS. – 2019. – doi: 10.2118/194701-MS.
13. Cloud-Based ROP Prediction and Optimization in Real Time Using Supervised Machine Learning / K. Singh, S.S. Yalamarty, M. Kamyab, C. Cheatham // SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference, 22–24 July, Denver, Colorado, USA // URTEC-2019-343-MS. – 2019. – DOI: 10.15530/urtec-2019-343.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-63-67
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

681.518:622.276
Я.Е. Малкова (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), М.А. Тютрина (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.э.н., Ю.А. Евланова (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), И.А. Вахрушева (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), Т.Е. Гурьева (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»)

Информационная система «РН-Лаб» – цифровой инструмент ценообразования в области лабораторных исследований

Ключевые слова: лабораторные исследования, ценообразование, цифровой инструмент для расчета и согласования цен

Экономия трудозатрат сотрудников и автоматизация бизнес-процессов являются одними из приоритетных направлений в деятельности развивающихся компаний. Информационная система «РН-Лаб», разработанная в ООО «ТННЦ» ПАО «НК «Роснефть», является модульным инструментом, обеспечивающим автоматизацию всех бизнес-процессов, связанных с лабораторными исследованиями, а также унификацию этих процессов во всех лабораторных центрах компании.
В статье рассмотрен один из модулей информационной системы «РН-ЛАБ» «ЛИ. Планирование», предназначенный для расчета и согласования расценок на лабораторные исследования по новой разработанной методике. Расчет расценок на лабораторные исследования является трудоемким процессом ввиду необходимости учета большого количества параметров, таких как заработная плата сотрудников, амортизация лабораторного оборудования, расходы на содержание лабораторных центров, в зависимости от нормативов выполнения исследования. В связи с этим компанией «Роснефть» было принято решение перейти на единую систему ценообразования лабораторных исследований и разработать единую методику расчета. Кроме того, сформированные прайс-листы должны проходить процедуру проверки и согласования в нескольких структурных подразделениях. При выполнении расчетов с использованием Microsoft Excel высока вероятность нарушения расчетных алгоритмов, необходимо вручную консолидировать и проверять данные, в процессе согласования возникает потребность в формировании вспомогательных файлов для сохранения истории согласования. Информационная система «РН-Лаб» обеспечивает пакетную загрузку/выгрузку баз расчетных данных лабораторных центров; формирование консолидированной базы расчетных данных; исключение вероятности нарушения расчетных алгоритмов; доступ ко всем расчетным данным в одном пространстве, без необходимости просмотра отдельных файлов; наличие истории согласования в структурных подразделениях с отображением всех замечаний; начительную экономию трудозатрат. Данный инструмент внедрен в Центре исследования керна ООО «ТННЦ» и еще семи научных центрах ПАО «НК «Роснефть», что обеспечило лабораторные центры унифицированной базой нормативных данных, единым подходом к определению цены на лабораторные исследования, возможностью сопоставлять и анализировать данные в едином пространстве.
Список литературы
1. Липцис И.В. Ценообразование. – М.: Юрайт, 2016. – 368 с.
2. Оценка интеллектуальной собственности / под ред. С.А. Смирнова. – М.: Финансы и статистика, 2003. – 352 с.
3. Белкина Е.Ю., Хасанов И.Ш. Методические рекомендации по расчету стоимости лабораторных исследований // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2011. – № 1. – С. 5–9.
4. ИС «РН-ЛАБ» – Комплексное решение для лабораторных исследований керна и пластовых флюидов / В.З. Кузенков, Д.В. Каширских, Ю.А. Рамазанов [и др.] // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО – Югры / Материалы XXII научно-практической конференции, Ханты-Мансийск, 2019 г. – Ханты-Мансийск: ООО Издательский дом «ИздатНаукаСервис», 2019. – Т. 1. – С. 256–261.
5. Кузенков В.З., Каширских Д.В., Паромов С.В. Разработка и внедрение ИС РН-ЛАБ для лабораторных исследований керна и пластовых флюидов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – С. 98–101.
6. Концепция автоматизированного планирования загрузки лабораторного оборудования и персонала на платформе ИС «РН-ЛАБ» с целью оптимизации производственного процесса / Д.В. Каширских, Р.Н. Ческидов, И.А. Вахрушева, В.З. Кузенков // Нефтяная провинция. – 2019. – № 3 (19). – С. 212–223.
7. Шарп Дж. Microsoft Visual C#. Подробное руководство. – СПб.:
Изд-во Питер, 2017. – 848 с.
8. Васильков Ю.В., Василькова Н.Н. Компьютерные технологии вычислений в математическом моделировании. – М.: Финансы и статистика, 2002. – 256 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-68-71
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Техника и технология добычи нефти

622.276.53:65.011.4
А.А. Макеев (НГДУ «Быстринскнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»), Д.В. Щелоков (НГДУ «Быстринскнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»), Е.Л. Шай (НГДУ «Быстринскнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»), М.В. Чирков (НГДУ «Быстринскнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»)

Эффективность применения электроцентробежных насосов для добычи нефти из скважин доюрских пластов

Ключевые слова: насос, солевые отложения, вулканогенный коллектор, температура

В статье рассмотрен период образования триасовых отложений. Примером образования доюрских отложений в Западной Сибири является Красноленинский свод, сформировавшийся в период вулканической активности. Выявленная продуктивность триасовых отложений определила дальнейшие перспективы вовлечения в разработку запасов углеводородного сырья на месторождениях Красноленинского свода. Отложения доюрских пластов представлены преимущественно вулканогенными образованиями с прослоями терригенных пород, характеризующимися значительными изменениями фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу. При эксплуатации скважин, пробуренных на отложения триаса с применением установок электроцентробежного насоса необходимо применять особый подход к выбору комплектации оборудования, учитывающий многообразие осложняющих факторов и особенности геологического строения пластов. К осложняющим факторам на месторождениях Красноленинского свода относятся следующие: 1) высокая температура пластовой жидкости; 2) значительное количество свободного газа, содержащееся в скважинной продукции на приеме насоса; 3) существенное изменение добычных характеристик скважин после проведения геолого-технических мероприятий. Отмеченное осложняет выбор оборудования для добычи нефти и снижает его надежность. Минералогические исследования показали, что отложения в основном содержат продукты коррозии с включениями кальцита. В высокотемпературных условиях период роста кристаллов кальцита значителен. Кристаллы кальцита в виде механической примеси поступают в насос. Для снижения негативного влияния твердых образований кальцита в насосе предложено применять комплектацию приемного фильтра с перепускным клапаном и модулем диспергации газа. Данная комплектация позволила защитить рабочие каналы насоса от сформированных на забое твердых отложений кальцита.
Список литературы
1. Литологические особенности вулканического триасового НГК на территории ХМАО (Западная Сибирь) / Н.П. Яковлева, Г.П. Мясникова, А.В. Тугарева, Г.А. Чернова // VI Всероссийское литологическое совещание 28–31 октября 2013 г. С. 326–330.
2. Макеев А.А. Методы увеличения ресурса работы УЭЦН на осложненном фонде скважин Октябрьского района // Инженерная практика. – 2017. – № 5. – С. 70–73.
3. Макеев А.А., Щелоков Д.В., Шай Е.Л. Осложнения при эксплуатации скважин высокотемпературных пластов месторождений Октябрьского района (Красноленинский свод) // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 42–44.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-74-76
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.72
Д.С. Деркач (АО «Ангарская нефтехимическая компания»), Е.Е. Швалев (АО «Ангарская нефтехимическая компания»), И.Е. Кузора (АО «Ангарская нефтехимическая компания»), к.т.н., И.А. Семёнов (Ангарский гос. технический университет), к.т.н., О.Б. Догадин (ПАО «НК «Роснефть»)

Использование математической модели для выбора композиции растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений

Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), добыча нефти, растворители, математическая модель

На предприятиях нефтедобычи существуют серьезные проблемы, связанные с образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на глубиннонасосном оборудовании, что приводит к увеличению затрат на текущий ремонт скважин, потере добычи нефти. Среди промышленно применяемых методов удаления АСПО одним из наиболее эффективных является использование химических растворителей. При этом эффективность растворителей различных АСПО может изменяться в широких пределах ввиду различий структуры, состава и свойств отложений. Создать универсальный высокоэффективный растворитель АСПО различного состава практически невозможно.
В статье рассмотрены вопросы создания универсального подхода к подбору композиций высокоэффективного растворителя для АСПО различного состава. В исследованиях использовались образцы АСПО, отобранные на предприятиях нефтедобычи Восточной Сибири (АСПО № 1, АСПО № 2, АСПО № 3), а также образцы отложений, образующихся в нефтяных резервуарах АО «АНХК» (АСПО № 4). Данные образцы значительно различались по составу и физико-химическим характеристикам. В качестве компонентов для создания композиций растворителей изучены различные нецелевые продукты нефтепереработки и нефтехимии АО «АНХК» и АО «АЗП» - предприятий, входящих в периметр ПАО «НК «Роснефть». По общепринятой методике оценивались растворяющая, моющая и диспергирующая способности исследуемых индивидуальных компонентов и их композиций в различных соотношениях. На основании полученных результатов с использованием методов статистической обработки и математического моделирования предложены многокомпонентные композиции растворителей для рассмотренных образцов АСПО. Эффективность композиций подтверждена в лабораторных условиях. Создан алгоритм, обеспечивающий минимизацию объема экспериментов, с помощью которого можно подобрать оптимальный состав растворителя различных АСПО.
Cписок литературы
1. Рогачев М.К. Физико-химические методы совершенствования процессов добычи нефти в осложненных условиях: дис. … докт. техн. наук. – Уфа, 2002. – 312 с.
2. Облезов А.В. Новый перспективный углеводородный растворитель для процессов стимуляции скважин. – http://www.tatnipi.ru/upload/sms/2014/ bur/007.pdf
3. Сагинаев А.Т., Гилажов Е.Г., Сериков Т.П. Утилизация асфальто-смолисто-парафиновых отложений // Вестник Атырауского института нефти и газа. – 2017. – № 2 (42). – С. 40–45.
4. Марьин В.И., Акчурин В.А., Демахин А.Г. Химические методы удаления и предотвращения образования АСПО при добыче нефти. – Саратов: Изд-во ГосУНЦ «Колледж», 2001. – 156 с.
5. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 653 с.
6. Мухаметова Э.М., Мусавирова Г.А. Изучение воздействия комплексных реагентов, содержащих ПАВ, на асфальтосмолистые и парафинистые отложения // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2007. – № 8. – С. 14–17.
7. Пат. № 2388785 РФ. Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений / М.Л. Павлов; заявитель и патентообладатель ОАО «Салаватнефтеоргсинтез». – № 2009116919/03; заявл. 05.04.09; опубл. 05.10.10.
8. Турукалов М.Б. Критерии выбора эффективных углеводородных растворителей для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений: автореф. дис. … канд. хим. наук: 02.00.13. – Краснодар, 2007. – 24 с.
9. Уэйлес С. Фазовое равновесие в химической технологии: в 2-х ч. Ч. 1 / пер. с англ. – М.: Мир, 1989. – 304 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-77-81
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.72
Д.И. Варламов (НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро»), к.т.н., Е.Н. Грищенко (НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро»), С.С. Захаров (НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро»)

Методы предотвращения и удаления солеотложений в скважинах месторождения Белый Заяц СП «Вьетсовпетро»

Ключевые слова: состав пластовых вод, условия cолеотложений, удаление солеотложений (УСО), обработка призабойной зоны (ОПЗ) пласта, кислотный раствор, ингибитор, внутрискважинное оборудование (ВСО), призабойная зона пласта (ПЗП)

Месторождение Белый Заяц разрабатывается с 2016 г. на блоке 09-1 Социалистической Республики Вьетнам. Добыча ведется из терригенных отложений верхнего олигоцена и нижнего миоцена. Эксплуатация скважин месторождения Белый Заяц осуществляется компрессорным газлифтным способом, в скважины спущены многопакерные компоновки для одновременно-раздельной эксплуатации горизонтов верхнего олигоцена и нижнего миоцена. Осложняющим фактором, проявляющимся со временем при росте обводненности продукции, является образование отложений неорганических солей на внутренней поверхности внутрискважинного оборудования. Солеотложения крайне негативно влияют на эксплуатацию скважин. При этом значительно повышаются сопротивления потоку жидкости, ухудшаются условия лифтирования, увеличиваются энергозатраты, снижается дебит жидкости.
В статье рассмотрены результаты лабораторных исследований пластовых вод, выявлены зависимости интенсивности образования солей от термобарических условий пласта и скважины. Выполнена оценка совместимости пластовых и нагнетаемых вод. Основным методом борьбы с солеотложением является их удаление. Приведены результаты удаления солеотложений с помощью кислотных растворов. Показана необходимость высокой частоты обработок, их негативное влияние на состояние внутрискважинного оборудования, увеличение недоборов нефти. Рассмотрено применение технологии Scale squeeze, которая заключается в закачке ингибитора в призабойную зону скважины с последующей его адсорбцией на поверхности породы и ингибированием попутно-добываемой воды. Проанализированы результаты проведения опытно-промысловых испытаний технологии дозирования ингибиторов на забой скважин, выявлены факторы, влияющие на эффективность технологии. Определены перспективные направления повышения эффективности борьбы с солеотложениями в скважинах месторождения Белый Заяц на 2020-2021 гг.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-82-86
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Нефтепромысловое оборудование

622.276.53:65.011.4
А.Н. Дроздов (Российский университет дружбы народов), д.т.н., К.И. Чернышов (ПАО «Татнефть»), Н.И. Шинков (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), Я.А. Горбылева (Российский университет дружбы народов), Е.И. Горелкина (Российский университет дружбы народов), И.М. Нарожный (Российский университет дружбы народов)

Влияние температуры рабочей жидкости на добычу высоковязкой нефти гидроструйными насосными установками

Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы нефти, высоковязкая нефть, водонефтяная эмульсия, гидроструйная установка, струйный аппарат

В статье рассмотрен альтернативный способ добычи нефти высокой вязкости с помощью гидроструйных насосных установок с закачкой рабочей жидкости высокой температуры. Данный способ позволяет использовать энергию, уже затраченную на нагрев воды для снижения вязкости добываемой жидкости по пути ее движения от забоя до устья скважины, и является превентивным методом борьбы с выпадением солей, асфальтосмолистых отложений и образованием пробок, закупоривающих внутреннюю поверхность труб и кольцевое пространство скважины. Дано описание предлагаемой технологии эксплуатации скважин с использованием на забое струйного аппарата и двух рядов насосно-компрессорных труб. Для оценки влияния температуры рабочей жидкости на добычу высоковязкой нефти гидроструйными насосными установками создана аналитическая модель. Данная модель учитывает свойства добываемой продукции на основе результатов лабораторных исследований зависимости вязкости водонефтяной эмульсии от обводненности и температуры; распределение давления и температуры по рядам НКТ; режим работы скважины и скважинного оборудования. В качестве примера приведены результаты расчетов потребляемой мощности поверхностного оборудования при эксплуатации скважин Архангельского и Альшачинского высоковязкой нефти месторождений. Представлены основные этапы и использующиеся методики для проведения расчета. Модель позволяет выбрать оптимальные температуру, расход и давление рабочей жидкости для эффективной работы системы скважина – гидроструйная установка. Анализ результатов расчетов потребляемой энергии на скважинах Архангельского и Ашальчинского месторождений показывает, что потребляемая мощность нагревателя воды значительно превышает уменьшение потребляемой мощности электроцентробежного насоса. Показано, что применение предложенной технологии добычи высоковязкой нефти с закачкой нагретой воды с точки зрения энергетических затрат наиболее эффективно при наличии на месторождении постоянного источника горячей воды.
Список литературы
1. Бозров А.Р. Применение современных технологий трудноизвлекаемой нефти как главный фактор роста добычи в Российской Федерации // Инновации и инвестиции. – 2020. – № 1. – С. 277 – 280.
2. Хафизов Р.И. Развитие тепловых методов разработки месторождений высоковязкой нефти Татарстана. В сб. Актуальные проблемы науки и техники: материалы VIII Международной научно-практической конф. молодых ученых в 3 т. – Уфа: УГНТУ, 2015. – Т. 1. – С. 13–16.
3. Обзор современных методов воздействия на реологические свойства тяжелых высоковязких нефтей / И.И. Хасанов, Р.А. Шакиров, А.Ю. Леонтьев [и др.] // НефтеГазоХимия. – 2018. – № 3. – С. 49–54.
4. Методика расчета установок с погружным линейным двигателем для добычи нефти / Э.О. Тимашев, К.Р. Уразаков, М.Г. Волков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 3. – С. 72–76.
5. Изучение вязкостно-температурного поведения водонефтяных эмульсий в точке инверсии фаз / Ю.В. Лоскутова, Н.В. Юдина, Г.И. Волкова, Р.В. Ануфриев // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2017. – № 10. – С. 221–225.
6. Сахаров В.А., Мохов М.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 398 с.
7. Мищенко И.Т., Гумерский Х.Х., Марьенко В.П. Струйные насосы для добычи нефти. – М.: Нефть и газ, 1996. – 150 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-87-91
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.53:001.24
А.Н. Дроздов (Российский университет дружбы народов), д.т.н., С.Т. Закенов (Каспийский гос. университет технологий и инжиниринга им. Ш. Есенова), д.т.н., С.Д. Карабаев (Российский университет дружбы народов), Н.П. Олмасханов (Российский университет дружбы народов), Н.А. Дроздов (ООО «Инновационные нефтегазовые решения»), к.т.н., Д.Г. Есниязов (ТОО Reservoir Surveillance Services), А.А. Косжанов (ТОО Reservoir Surveillance Services)

Влияние расстояния от рабочего сопла до камеры смешения на характеристику жидкостно-газового эжектора

Ключевые слова: струйный аппарат, жидкостно-газовый эжектор (ЖГЭ), водогазовое воздействие (ВГВ), насосно-эжекторная система (НЭС)

В технологиях реализации водогазового воздействия (ВГВ) на пласт для совместной закачки воды и газа применяются жидкостно-газовые эжекторы (ЖГЭ). Данные устройства предназначены для приготовления водогазовой смеси посредством перемешивания активной жидкой фазы с повышенным давлением и пассивной газовой среды. В работе ЖГЭ остаются некоторые нерешенные вопросы, в том числе оптимальные расстояния от кромки рабочего сопла до входа в камеру смешения. На основании анализа ранее проведенных исследований выявлено, что результаты получены в основном для низконапорных ЖГЭ, в процессе исследований применялись сопла конической формы, давления газа на приеме ЖГЭ близки к атмосферному и существует большой разброс в рекомендуемых параметрах. Однако в промысловых условиях при реализации ВГВ нефтяной газ обладает избыточным давлением, в качестве ЖГЭ применяются высоконапорные образцы, а также рекомендуется использование диафрагменных сопел. На основании этого, выполнено комплексное исследование влияния расстояний от кромки диафрагменного сопла до входа в цилиндрическую камеру смешения для высоконапорных ЖГЭ при избыточном давлении газа на его приеме в условиях, приближенных к промысловым. Исследования проводились на стенде по исследованию характеристик ЖГЭ. В качестве рабочей жидкости применялась вода, в качестве газа – воздух. Замкнутая система работы стенда позволяла получать стабильные избыточные давления на приеме ЖГЭ. Для оценки эффективности работы струйного аппарата использовались напорно-энергетические характеристики работы. В результате проведенных экспериментальных исследований выявлено, что в диапазоне отношений диаметра камеры смешения dк.с к диаметру сопла dc 1,26 – 2,21 расстояние от кромки рабочего сопла до входа в камеру смешения lс варьируется в пределах (0,75-1,53) dк.с, причем наибольшее значение 1,53dк.с достигается при и dк.с/dc = 1,55. Оптимизация lс также позволила повысить напорно-энергетические характеристики и коэффициент инжекции в среднем на 10 %.
Список литературы
1. Дроздов А.Н. Исследование характеристик насосов при откачке газожидкостных смесей и применение полученных результатов для разработки технологий водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 9. – С. 108–111.
2. Дроздов А.Н. Утилизация нефтяного газа с использованием существующей инфраструктуры промыслов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 74–77.
3. Пестов В.М., Яновский А.В., Дроздов А.Н. Совершенствование технологии закачки водогазовых смесей в пласт // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 4. – С. 84–86.
4. Cunningham R. G., Dopkin R. J. Jet breakup and mixing throat lengths for the liquid jet gas pump // ASME Journal of Fluids Engineering. – 1974. – V. 96. – № 3. – S. 1. – P. 216–226.
5. Демьянова Л.А. Влияние расстояния от рабочего сопла до камеры смешения на характеристики струйного аппарата при откачке газожидкостных смесей // Нефтяное хозяйство. – 1998. – № 9. – С. 84–85.
6. Долгов Д.В. Влияние межсоплового расстояния на характеристику жидкостногазового эжектора // Нефтегазовое дело. – 2007. – 9 с. – http://www.ogbus.ru/authors/Dolgov/ Dolgov_l.pdf
7. Gas–liquid numerical simulation on micro‐bubble generator and optimization on the nozzle‐to‐throat spacing / L. Wang [et al.] //Asia‐Pacific Journal of Chemical Engineering. – 2015. – V. 10. – № 6. – P. 893–903.
8. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 352 с.
9. Темнов, В.К., Спиридонов Е.К. Расчет и проектирование жидкостных эжекторов. – Челябинск: изд-во ЧПИ имени Ленинского комсомола, 1984. – 43 с.
10. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: МАКС Пресс, 2008. – 312 с.
11. Исследование характеристик эжекторов для технологий нефтегазового и горного дела / А.Н. Дроздов, С.Д. Карабаев, Н.П. Олмасханов [и др.] // Деловой журнал Neftegaz. RU. – 2020. – № 3, 5. – С. 35–42.
12. Дроздов А.Н. Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 100–104.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-92-95
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.53.054.23:621.67-83
А.Н. Дроздов (Российский университет дружбы народов), д.т.н., С.Т. Закенов (Каспийский гос. университет технологий и инжиниринга им. Ш. Есенова), д.т.н., Н.П. Олмасханов (Российский университет дружбы народов), С.Д. Карабаев (Российский университет дружбы народов), Н.А. Дроздов (ООО «Инновационные нефтегазовые решения»), к.т.н., Е.И. Горелкина (Российский университет дружбы народов), Д.Г. Есниязов (ТОО Reservoir Surveillance Services), А.А. Косжанов (ТОО Reservoir Surveillance Services)

Стендовые исследования влияния свободного газа на характеристики многоступенчатого центробежного насоса при откачке водогазовых смесей

Ключевые слова: насосно-эжекторная система (НЭС), многоступенчатый центробежный насос, водогазовая смесь (ВГС), жидкостно-газовый эжектор (ЖГЭ)

Одним из эффективных решений увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов является метод водогазового воздействия (ВГВ) на пласт с применением насосно-эжекторных систем. Для закачивания водогазовой смеси в нагнетательные скважины, приготовленные жидкостно-газовым эжектором, используют дожимные многоступенчатые центробежные насосы. Ранее проведенные исследования показали сильное влияние свободного газа на характеристики дожимного насоса при откачке водогазовой смеси при низких давлениях на приеме, близких к атмосферному, и невозможность построения характеристик и определения области рационального применения этих устройств в скважинах при более высоких давлениях на приеме. В промысловых условиях на Самодуровском месторождении на прием эжектора поступает газ первой ступени сепарации Самодуровского, Ефремо-Зыковского и Спасского месторождений под давлением от 0.2 до 0.4 МПа, на вход дожимного насоса подается водогазовая смесь. Кроме того, по газопроводу на вход в насосно-эжекторную систему компрессором низкого давления также подается нефтяной газ с соседнего Пономаревского месторождения. Это обусловило необходимость исследования характеристики многоступенчатого центробежного насоса на водогазовых смесях при повышенных давлениях на приеме струйного аппарата. Исследования проводились на стенде-макете насосно-эжекторной системы. Установлено, что подача газа с избыточным давлением на прием эжектора способствует снижению негативного влияния свободного газа на характеристики дожимного насоса на водогазовых смесях. Затруднение объединения газовых пузырьков в каверны с ростом давления в потоке мелкодисперсной водогазовой смеси может быть объяснено увеличивающейся при этом устойчивостью смеси. Благодаря модернизации лабораторного стенда, удалось реализовать подачу газа на прием эжектора с избыточным давлением от 0,2 до 0,37 МПа, что аналогично промысловым условиям.
Список литературы
1. Иванишин В.С., Лискевич Е.И., Мищук И.Н. Повышение эффективности водогазовой репрессии на Битковском месторождении // Нефтяная и газовая промышленность. – 1973. – № 6. – С. 20–22.
2. Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в завершающей стадии / Е.В. Лозин, А.В. Шувалов, А.Ш. Гарифуллин [и др.] // Вестник ЦКР Роснедра. – 2008. – № 4. – С. 19–28.
3. Дроздов А.Н. Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 100–104.
4. Дроздов НА. Насосно-эжекторные системы для водогазового воздействия на пласт. – Lambert Academic Publishing, 2014. – 172 с.
5. Дроздов А.Н. Утилизация ПНГ на Самодуровском месторождении: долгая и извилистая дорога к внедрению // Нефтегазовая вертикаль. – 2015. – № 6. – С. 52–55.
6. Study of Suppression of Gas Bubbles Coalescence in the Liquid for Use in Technologies of Oil Production and Associated Gas Utilization / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov, N.F. Bunkin, V.A. Kozlov // SPE-187741. – 2017.
7. Дроздов А.Н., Дроздов Н.А. Увеличение КИН: водогазовое воздействие на пласт. Опыт эксплуатации насосно-эжекторной системы и пути совершенствования технологии ВГВ //Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2017. – № 7. – С. 70–77.
8. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: МАКС пресс, 2008. – 312 с.
9. Дроздов А.Н., Дроздов Н.А. Простые решения сложных проблем при водогазовом воздействии на пласт // Бурение и нефть. – 2017. – № 3. – С. 43–46.
10. Исследование характеристик эжекторов для технологий нефтегазового и горного дела/ А.Н. Дроздов, С.Д. Карабаев, Н.П. Олмасханов [и др.] //Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2020. – № 3, 5. – С. 35–42.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-96-99
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Транспорт и подготовка нефти

620.193:622.276.012.05
А.К. Сахибгареев (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Г.Ф. Шайхулова (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Т.А. Сатаева (ООО «РН-БашНИПИнефть»), И.В. Костицына (ООО «РН-БашНИПИнефть»), к.т.н., П.В. Виноградов (ООО «РН-БашНИПИнефть»), И.М. Хуснуллин (ООО «РН-БашНИПИнефть»)

Гидродинамическое моделирование как инструмент выбора мест установки на трубопроводах узлов контроля коррозии

Ключевые слова: коррозионный мониторинг, гидравлическое моделирование, режим течения, водные скопления, узел контроля коррозии (УКК), образец-свидетель, многофазный поток, скорость течения

Одной из причин отказов трубопроводов из-за внутренней коррозии является некорректная и несвоевременная оценка степени агрессивности транспортируемой среды и, как следствие, выбор и применение неэффективных методов коррозионной защиты. Основной подход к оценке коррозионной агрессивности среды заключается во вводе в поток транспортируемого флюида образцов-свидетелей с последующим контролем их состояния. Ключевым этапом организации мониторинга коррозии является выбор участка для монтажа образца-свидетеля. Существующие методики определения мест установки узлов контроля коррозии (УКК) не позволяют выполнять комплексную оценку всех влияющих факторов и учитывать особенности режима эксплуатации трубопровода.
В рамках работы предложен новый подход к выбору места установки УКК, включающий следующие этапы: 1) гидродинамическое моделирование; 2) сопоставление результатов моделирования, фактических данных об отказах и результатов внутритрубной диагностики; 3) оценка соответствия рекомендуемых мест установки УКК требованиям, указанным в государственных стандартах и нормативных документах компании. Данный позволяет учесть такие факторы, как скорость течения газожидкостной смеси, наличие застойных зон, водных скоплений и режим течения, что повышает достоверность и точность результатов замеров скорости коррозии при мониторинге. В результате выполнения работы выявлено, что гидродинамическое моделирование при неустановившихся режимах течения является эффективным инструментом для определения участков трубопровода, наиболее опасных в коррозионном отношении. Предложенный подход применим как при проектировании систем мониторинга коррозии на новых месторождениях, так и при оптимизации расположения УКК, уже установленных в системе нефтесбора.
Список литературы
1. РД 39-0147103-362-86. Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений. – М.: ВНИИСПТнефть, 1987. – 110 с.
2. NACE RP0497 Field corrosion evaluation using metallic test specimens // NACE International. – 2004. – 27 p.
3. NACE SP0775 Preparation, Installation, Analysis and Interpretaion Corrosion coupons in oilfield operations / NACE International. – 2013. – 24 p.
4. Низамов К.Р. Повышение эксплуатационной надежности нефтепромысловых трубопроводов: дис. ... д-ра техн. наук. – Уфа, 2001. – 299 с.
5. РД 39-0147323-339-89-Р. Инструкция по проектированию и эксплуатации антикоррозионной защиты трубопроводов систем нефтесбора на месторождениях западной Сибири. – Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1989. – 40 с.
6. Совершенствование подхода к определению межочистного периода для промысловых трубопроводов в условиях образования водных скоплений / А.В. Алферов, Р.И. Валиахметов, П.В. Виноградов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 82–85.
7. Бочкарев С.А., Лекомцев С.В. Численное моделирование упругой трубы с текущей жидкостью // Вестник Пермского гос. технического университета. Механика. – 2011. – № 3. – С. 5–14.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-100-102
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.8 + 546.13
О.С. Татьянина (ТатНИПИнефть), Ф.Р. Губайдулин (ТатНИПИнефть), к.т.н., С.Н. Судыкин (ТатНИПИнефть), к.т.н., Л.М. Абдрахманова (ТатНИПИнефть), к.х.н.

Особенности очистки нефти от хлорорганических соединений

Ключевые слова: нефть, нафта, хлорорганические соединения (ХОС), удаление, гидроксид натрия

Обработка нафты, загрязненной легколетучими хлорорганическими соединениями, водным раствором гидроксида натрия при высокой температуре позволяет существенно снизить содержание органического хлора. Методом хромато-масс-спектрометрии показано, что в первую очередь разрушаются алкилгалогениды. Эффективность удаления напрямую зависит от температуры обработки нафты: чем выше температура, тем активнее протекает реакция между хлорорганическими соединениями и щелочью. Кратность снижения содержания легколетучих хлорорганических соединений зависит от их исходной концентрации в нефти и состава этих соединений. Наиболее полно идет удаление легколетучих хлорорганических соединений, в которых хлор входит в состав углеводородов алканового и алкенового рядов: хлороформ, дихлорэтан, трихлорэтилен, тетрахлорэтилен. На основании проведенных исследований предложена технология удаления легколетучих хлорорганических соединений алканового и алкенового рядов. С учетом возможности последующей практической реализации технологии оптимальная температура обработки должна составлять не менее 180 °С. Во избежание вскипания реакционной смеси процесс должен осуществляться при избыточном давлении не менее 2 МПа. Время обработки при постоянном перемешивании – не менее 6 ч. Дозировка водного раствора щелочи – не менее 25 %, концентрация водного раствора щелочи – не менее 10 %. После завершения процесса обработки основной объем водной фазы отделяется, после чего нефть может быть направлена на дальнейшую подготовку.
Для протекания реакции гидроксида натрия с хлорсодержащими соединениями ароматического ряда необходимы более жесткие условия: температура около 300-350 °С и высокое давление. В связи с этим актуален поиск иных методов воздействия на нефть с целью удаления хлорорганических соединений ароматического ряда. Решение данного вопроса имеет важное практическое значение, поскольку, несмотря на то, что в настоящее время применение химических реагентов, содержащих хлорорганические соединения, запрещено, тем не менее их образование возможно как в результате взаимодействия реагентов, содержащих хлористые соединения, так и в результате взаимодействия с углеводородами нефти.
Список литературы
1. Металлы в нефтях / / Н.Н. Надиров, А.В. Котова, В.Ф. Камьянов [и др.]. – Алма-Ата: Наука, 1984. – 448 с.
2. Источники образования хлористого водорода при переработке нефти / В.М. Гермаш, В.А. Лялин, А.В. Шрейдер [и др.] // Нефтепереработка и нефтехимия. – 1974. – № 8. – С. 8-10.
3. Пат. 2605601 С1 РФ, МПК С10G 33/00, 53/02. Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти / О.С. Татьянина, С.Н. Судыкин, Ф.Р. Губайдулин, Р.З. Сахабутдинов, А.Л. Санникова, Р.Р. Мухаметгалеев, С.К. Носов; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2016100673/04 ; заявл. 11.01.2016 ; опубл. 27.12.16.
4. Pat. Japan Kokai 74,822,570 / Hiraoka [et al.] // Chemical Abstracts.
8988831 K. – 1975. – V. 82.
5. Пат. 4639309 США, C10G 17/00. Process for the dehalogenation of polyhalogenated hydrocarbon containing fluids / J.-M. Lalancette, G. Belanger; заявитель и патентообладатель Hydro-Quebec. – № 777300; заявл. 18.09.1985; опубл. 27.01.87.
6. Пат. 4337368 США, C07C 39/12. Reagent and method for decomposing halogenated organic compounds / L.L. Pytlewski, K. Krevitz, A.B. Smith; заявитель и патентообладатель The Franklin Institute. – № 158359; заявл. 11.06.80; опубл. 29.06.82.
7. Пат. 4353793 США, C07C 7/10. Method for removing polyhalogenated hydrocarbons from nonpolar organic solvent solution / D.J. Brunelle; заявитель и патентообладатель General Electric company. – № 305760; заявл. 25.09.81; опубл. 12.10.82.
8. Пат. 2191768 РФ, МПК C07C 17/395, A62D 3/00. Способ утилизации отравляющих хлорсодержащих продуктов / В.В. Гормай, Н.И. Алимов, И.В. Медвецкий, В.Н. Фролов, В.С. Савостин; заявитель и патентообладатель Войсковая часть 61469 МО РФ. – № 2000102123/04; заявл. 25.01.2000; опубл. 27.10.02.
9. Пат. 4532028 США, С10G 17/00. Method for reducing content of halogenated aromatics in hydrocarbon solutions / R.L. Peterson; заявитель и патентообладатель Niagara Mohawk Power Corporation. – № 544788; заявл. 24.10.83; опубл. 30.07.85.
10. Пат. 4284516 США, C02F 1/70. Process for the removal of low level (ppm) halogenated contaminants / D.K. Parker, R.J. Steichen; заявитель и патентообладатель The Goodyear Tire and Rubber Company. – № 118294; заявл. 04.02.80; опубл. 18.08.81.
11. Пат. 4761221 США, C10G 29/04. Process for the decomposition of halogenated organic compounds / C.A. Rossi, Ph. Nelis; заявитель и патентообладатель Labofina, S.A. – № 32500; заявл. 31.03.87; опубл. 02.08.88.
12. Пат. 2221837 C1 РФ, C10G 59/0. Способ переработки на установках риформинга бензиновых фракций, содержащих хлорорганические соединения / В.П. Томин, В.А. Микишев, А.И. Ёлшин, И.Е. Кузора, В.Ю. Колотов; заявитель и патентообладатель ОАО «Ангарская нефтехимическая компания». – № 2002116460/04; заявл. 18.06.02; опубл. 20.01.04.
13. Пат. 4618686 США, C07B 61/00. Process for of aryl and alpha-araliphatic halides / St.K. Boyer, F. Hills; заявитель и патентообладатель Ciba-Geigy Corporation. – № 655279; заявл. 27.09.84; опубл. 21.10.86.
14. Пат. 5490919 США, C10G 19/02. Process for the dehalogenation of organic compounds / I. Pri-Bar, D. Azoulay, O. Buchman; заявитель и патентообладатель State of Israel, Atomic Energy Comission. – № 266969; заявл. 27.06.94 ; опубл. 13.02.96.
15. Пат. 3539653 США, C07c 7/00, 11/00, C10g 31/14. Method of removing alkyl halides from a hydrocarbon stream with an alkanol amine / L.K. Frevel , L.J. Kressley; заявитель и патентообладатель The Dow Chemical Company. – № 757744; заявл. 05.09.68; опубл. 10.11.70.
16. Пат. 2672263 С1 РФ, МПК C10G 33/04; C10G 31/00; C10G 31/06; C10G 33/00; C10G 19/02; C10G 33/06. Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти / Л.М. Абдрахманова, О.С. Татьянина, С.Н. Судыкин; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2017145787; заявл. 25.12.17; опубл. 13.11.18.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-103-105
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Трубопроводный транспорт нефти

622.692.4.07(211)
Ю.С. Поверенный (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»), А.Д. Дубров (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»), Н.Г. Гилев (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»), Е.В. Зенков (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»), А.С. Мелентьев (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»), Д.Ю. Шестаков (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»), Д.А. Кузьмин (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»), В.А. Павлов (ПАО «НК «Роснефть»), к.т.н., Н.Н. Бердников (ПАО «НК «Роснефть»)

Применение цифровой модели линейного объекта для проектирования трубопроводов в условиях многолетнемерзлых грунтов

Ключевые слова: цифровая модель линейного объекта (ЦМЛО), проектирование фундаментов на многолетнемерзлых грунтах, оптимизация затрат при строительстве на многолетнемерзлых грунтах, автоматизация проектирования фундаментов под трубопроводы, надземные трубопроводы

В статье дано описание инновационной методики автоматизации процесса проектирования свайных фундаментов линейных надземных трубопроводов с применением цифровой модели линейного объекта (ЦМЛО). Предложенный способ автоматизации процесса проектирования позволяет выполнить индивидуальный расчет и выбрать оптимальные решения для каждой опоры, а не только для группы опор со схожими нагрузками, высотами, геологическими и геокриологическими условиями. Это позволяет обеспечить снижение капитальных вложений в строительство надземных трубопроводов (до 20 % стоимости свайных работ). При оптимизации затрат не снижается надежность проектируемых объектов. Применение ЦМЛО обеспечивает снижение трудоемкости и сроков проектирования; уменьшаются риски ошибок при выполнении большого количества расчетов. При подготовке ЦМЛО все решения принимаются с учетом технико-экономического сравнения вариантов реализации свайных фундаментов: с применением систем термостабилизации грунтов или без, с применением железобетонных или металлических свай, свай большего диаметра с меньшей длиной либо меньшего диаметра с большей длиной и др. ЦМЛО разрабатывается на весь жизненный цикл объекта и может применяться на стадии строительства и геотехнического мониторинга объектов для пересчета несущей способности свай на основании текущих замеров температур грунтов и сопоставления их с проектными значениями.
Технология разработана в дочернем обществе ПАО «НК «Роснефть» - ООО «НК «Роснефть» НТЦ» в рамках стратегии компании «Роснефть» по оптимизации капитальных затрат на 10 % стоимости линейных объектов в 2020-2022 гг.
Список литературы
1. Оптимизация капитальных вложений в свайные фундаменты при строительстве объектов нефтегазодобычи на многолетнемерзлых грунтах / Н.Г. Гилев, Е.В. Зенков, Ю.С. Поверенный [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 46–49.
2. Справочник базовых цен на проектные работы для строительства «Объекты нефтедобывающей промышленности». – 2006.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-106-109
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.692:621.22
М.И. Валиев (ООО «НИИ Транснефть»), А.А. Коршак (ООО «НИИ Транснефть»)

Использование обобщенной формулы Л.С. Лейбензона при гидравлическом расчете перекачки нефти и нефтепродуктов с малыми добавками полимеров

Ключевые слова: гидравлическое сопротивление, растворы полимеров, эмпирические зависимости, концентрация полимера, структура расчетной формулы, обобщенная формула Л.С. Лейбензона

При расчетах трубопроводов, по которым перекачиваются нефть и нефтепродукты с малыми добавками полимеров, традиционно используется формула Дарси – Вейсбаха. Для вычисления коэффициента гидравлического сопротивления в ней предложено большое количество расчетных зависимостей. В статье выполнен их критический анализ. Все формулы не являются в полной мере теоретическими, поскольку содержат эмпирические коэффициенты, которые либо должны уточняться для каждой пары жидкость – присадка по экспериментальным данным, либо рассчитываются по аппроксимационным зависимостям, полученным для условий выполненных экспериментов. В принципе большинство описанных формул может использоваться в равной степени. Однако часть из них неудобна для решения теоретических задач трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Поэтому, по мнению авторов, наиболее предпочтительны формулы, в которых коэффициент гидравлического сопротивления при перекачке нефти и нефтепродуктов с малыми добавками полимеров представлен в виде произведения аналогичного коэффициента при их перекачке без полимеров в форме Л.С. Лейбензона и поправочной функции, учитывающей концентрацию полимера, степень развития турбулентности и другие факторы. Такая запись расчетной формулы позволила показать, что для гидравлического расчета трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов с малыми добавками полимеров может быть использована обобщенная формула Л.С.Лейбензона. При этом коэффициент β в ней равен произведению аналогичного коэффициента при перекачке нефти и нефтепродуктов без добавок полимеров на поправочную функцию, учитывающую концентрацию полимера, степень развития турбулентности и другие факторы. Поскольку другое на данный момент пока не установлено, значение другого коэффициента Л.С. Лейбензона m и методы вычисления переходных чисел Рейнольдса при использовании малых добавок полимеров пока можно считать теми же, что и в случае перекачки без них.
Список литературы
1. Возможные пути снижения гидродинамического сопротивления при течении в турбулентном трубах / И.Г. Булина, Л.С. Динабург, А.Д. Магомедов, В.И. Бакараджиева // Нефтяное хозяйство. – 1971. – № 6. – С. 27–30.
2. Walsh M. Theory of drag reduction in dilute high polymer flows // Trans. Soc. Rheal. – 1978. – V. 27. – Р. 134–137.
3. Об одном возможном механизме влияния малых добавок ВМС на турбулентность / Г.И. Баренблатт, И.Г. Булина, Я.Б. Зельдович [и др.] // ПМТФ. – 1965. – № 5. – С. 147–148.
4. Johnson B., Barchi R. Effect of drag reducing additives on boundary–layer turbulence // Journal of hydromantic. – 1968. – V. 2. – P. 108–110.
5. Амфилохиев В.Б., Артюшков Л.С. Критерии подобия турбулентных течений разбавленных растворов полимеров и обобщенная зависимость для коэффициента трения // Известия РАН. Сер. Механика жидкости и газа. – 1998. – № 4. – С. 191–196.
6. Лурье М.В. Гидравлические расчеты перекачки дизельных топлив с антитурбулентными присадками // Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 1996. – № 10–11. – С. 18–20.
7. Лурье М.В., Голунов Н.Н. Использование результатов стендовых испытаний малых противотурбулентных добавок для гидравлических расчетов промышленных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 4. – С. 32–37.
8. Ерошкина И. И. Повышение пропускной способности магистральных нефтепродуктопроводов на основе применения противотурбулентных присадок: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2003. – 146 с.
9. Хуссейн М.Н. Улучшение параметров работы нефтепроводов путем применения противотурбулентных присадок: диc. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2009. – 122 с.
10. Муратова В.И., Нечваль А.М. Выбор формулы для расчета коэффициента гидравлического сопротивления при использовании противотурбулентных присадок // Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 2008. – № 2. – С. 11–13.
11. Lowe R. The turbulent shear flow of dilute polymer solution a long chain polymers // A Thesis Presented for the Degree of Master of Engineering at University of Liverpool. – 1969. – № 7. – 115 p.
12. О снижении гидродинамического сопротивления добавками полимеров / Л.И. Седов, В.А. Васецкая, В.А. Иоселевич, В.Н. Пилипенко // В кн. Механика турбулентных потоков. – М.: Наука, 1980. – С. 7–29.
13. Горин Я., Норбери Д. Турбулентное течение разбавленных растворов полимеров // Инженерно-физический журнал. – Т. 27. – № 5. – С. 830–838.
14. On the Lambert W function / R.M. Corless, G.H. Connet, D.E. Hare [et al.] // Advance Computational Maths. – 1996. – V. 5. – P. 329–359.
15. Особенности работы магистрального нефтепровода с применением противотурбулентной присадки/ А.И. Гольянов, А.А. Гольянов, Д.А. Михайлов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – № 2. – С. 36–43.