Сентябрь 2022



№09/2022 (выпуск 1187)



«Зарубежнефть» - 55 лет

Вехи истории


Читать статью Читать статью


География деятельности Группы компаний «Зарубежнефть»


Читать статью Читать статью


Зарубежнефть: настоящее и будущее


Читать статью Читать статью


Технологическое лидерство и инновационное развитие «Зарубежнефти»


Читать статью Читать статью


Альтернативная энергетика – перспективное направление «Зарубежнефти»


Читать статью Читать статью


Вклад в будущее: основы молодежной политики «Зарубежнефти»


Читать статью Читать статью



Геология и геологоразведочные работы

553.98(26)
С.И. Кудряшов (АО «Зарубежнефть»), к.э.н., И.С. Афанасьев (АО «Зарубежнефть»), к.ф.-м.н., Г.В. Сансиев (АО «Зарубежнефть»), А.В. Губаев (АО «Зарубежнефть»), П.А. Шахов (АО «ВНИИнефть»), С.Ю. Гашев (АО «ВНИИнефть»), А.О. Есаулов (АО «ВНИИнефть»), Нгуен Куинь Лам (СП «Вьетсовпетро»), DSc, В.А. Бондаренко(СП «Вьетсовпетро»), к.т.н., Нгуен Лам Ань (НИПИморнефтегаз), А.Н. Иванов (НИПИморнефтегаз), к.т.н.

Жизненный цикл нефтегазовых проектов на южном шельфе Вьетнама на примере блока 12/11: открытие, развитие, зрелость

Ключевые слова: геолого-разведочные работы (ГРР), бассейновое моделирование, региональная геология, шельф Вьетнама

В статье представлен обзор истории геолого-разведочных работ (ГРР) на одном из участков (блок 12/11) бассейна Нам Кон Шон шельфа Социалистической Республики Вьетнам. На конкретном примере показана сложность задачи поиска продуктивных залежей на геологическом участке, где активные тектонические процессы сопровождали седиментацию на протяжении всей истории формирования продуктивных пластов. Дано описание история ГРР с 1973 г., когда восемь крупных нефтегазовых компаний (Pecten, AGIP, ONGC, BP-Statoil Alliance и др.) в разное время пробовали свои силы в исследовании нефтегазоносных перспектив этого блока. Несмотря на значительный объем бурения и сейсмических исследований, к промышленному освоению участка ни один из недропользователей не перешел. В 2012 г., в связи с переходом лицензионных прав на участок к АО «Зарубежнефть», перед компанией встала сложная задача - продолжение ГРР с последующей разработкой коммерчески эффективной схемы вовлечения месторождений в промышленную эксплуатацию. Оператором проекта выступила компания СП «Вьетсовпетро», дочернее общество АО «Зарубежнефть» в Социалистической Республике Вьетнам.

Рассмотрены подходы АО «Зарубежнефть» к проведению ГРР. Приведены результаты работ по сейсмической съемке 3D и материалы различных вариантов их интерпретации. Дано региональное геологическое описание участка работ, представлены результаты анализа геологического строения и бассейнового моделирования. Определены нефтематеринские породы и обоснованы тренды развития залежей нефти и газа. Выделены перспективные районы для проведения поисковых работ. Рассмотрены результаты разведочного бурения, история новых открытий и стратегия освоения месторождений.

 

Список литературы

1. Филиппов А. Нефть и газ – морского продолжение земной истории // Neftegas.RU. – 2014 – № 10. –  С. 64–70.

2. Месторождение Белый Тигр: от истории освоения до перспектив разработки / С.И. Кудряшов, Л.В. Хай, Ф.С. Шон, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 6–14.

3. Нефтегазовая геология и ресурсы Вьетнама. – Ханой: КНГ Петровьетнам, 2015. – 550 с.

4. Тунг Ф.М. Условия формирования скоплений углеводородов и оценка перспектив нефтегазоносности в бассейне Южный Коншон (шельф южного Вьетнама): дис. … канд. геол.-минер. наук. – М., 2016. – 147 с.

5. Технико-экономическое обоснование целесообразности освоения блока 12/11 Южно-Коншонского бассейна шельфа СРВ. – Вунгтау: СП Вьетсовпетро, 2015. – 343 с.

6. Совершенствование методики обоснования поисково-разведочного бурения с использованием многомерной модели нефтегазоносной системы на примере блока 12/11 Южно-Коншонского бассейна. – Вунгтау: СП Вьетсовпетро, НИПИ Морнефтегаз, 2016. – 111 с.

7. Ревердатто В.В., Меленевский В.Н. Магматическое тепло как фактор генерации углеводородов // Геология и геофизика. – 1983. – № 6.  – С. 15–24.

8. Обновление начальных геологических запасов месторождения Thien Nga Hai Au блока 12/11 континентального шельфа Вьетнама. – Вунгтау: СП Вьетсовпетро, 2020. – 309 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-30-36

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.6
С.И. Кудряшов (АО «Зарубежнефть»), к.э.н., И.С. Афанасьев (АО «Зарубежнефть»), к.ф.-м.н., А.В. Соловьёв (АО «Зарубежнефть»), О.В. Петрашов (АО «Зарубежнефть»), Г.В. Сансиев (АО «Зарубежнефть»), К.А. Дубровин (АО «Зарубежнефть»), А.И. Волик (АО «ВНИИнефть»), Я.О. Симаков (АО «ВНИИнефть»), А.В. Вахин (Казанский (Приволжский) федеральный университет), к.т.н., И.И. Мухаматдинов (Казанский (Приволжский) федеральный университет), к.т.н., С.А. Ситнов (Казанский (Приволжский) федеральный университет), к.х.н., И.Ф. Минханов (Казанский (Приволжский) федеральный университет), М.А. Варфоломеев (Казанский (Приволжский) федеральный университет), к.х.н., А.В. Болотов (Казанский (Приволжский) федеральный университет), к.х.н., Д.К. Нургалиев (Казанский (Приволжский) федеральный университет), д.г.-м.н.

Технология каталитического акватермолиза на месторождении Бока де Харуко: от идеи до практического применения

Ключевые слова: закачка пара, акватермолиз, тяжелая нефть, внутрипластовая конверсия, катализатор, переходные металлы

Представлен обзор лабораторных и промысловых результатов работ по созданию и применению новой технологии каталитического акватермолиза для повышения эффективности разработки залежей битуминозной нефти на примере месторождения Бока де Харуко. Рассмотрены основные этапы работы: от лабораторных исследований с целью определения изменения свойств нефти и коэффициента вытеснения в присутствии катализатора акватермолиза до выбора оптимальных условий закачки и анализа результатов промысловых испытаний на пилотном участке. Комплекс исследований в реакторе-автоклаве при термобарических условиях паротепловой обработки скважин месторождения Бока де Харуко показал, что среди серии систем на основе различных переходных металлов и органических лигандов наиболее эффективным катализатором является система на основе таллата никеля. Определена оптимальная концентрация катализатора (0,2 % по металлу) и разработана его товарная форма для закачки в скважину. Установлены закономерности формирования активной формы, представляющей собой наноразмерные частицы смешанных сульфидов никеля. Показано, что адсорбированные на породе наночастицы могут действовать в течение нескольких циклов закачки пара. Показано, что применение катализатора, активная форма которого формируется in situ, обеспечивает снижение массовой доли тяжелых компонентов нефти, увеличение фракции насыщенных углеводородов, уменьшение средней молекулярной массы нефти, кратное снижение вязкости нефти, а также повышение коэффициента вытеснения на 50 % (относительных) в лабораторных условиях.

Разработана технология паротепловой обработки скважин с закачкой каталитической композиции в циклическом режиме. Освоено производство катализатора. В результате промысловых испытаний продемонстрировано увеличение добычи битуминозной нефти более чем на 2000 т/скв по сравнению с предыдущим циклом обработки паром без катализатора. Полученные результаты подтверждают перспективность применения разработанной технологии для повышения эффективности добычи битуминозной нефти. В настоящее время запланировано ее масштабирование на месторождении Бока де Харуко.

 

Список литературы

1. A review of novel techniques for heavy oil and bitumen extraction and upgrading / A. Shah, R. Fishwick, J. Wood, [et al.] // Energy Environ. Sci. – 2010. – V. 3. – P. 700–714. – DOI: 10.1039/b918960b

2. Акватермолиз нефтей и природных битумов: химизм процесса, катализаторы, перспективы промышленной реализации / Б.П. Туманян, Н.Н. Петрухина, Г.П. Каюкова, [и др.]// Успехи химии. – 2015. – Т. 84 (11). – С.1145-1175.

3. On the use of metallic nanoparticulated catalysts for in-situ oil upgrading / A. Simão, E. Domínguez-Álvarez, C. Yuan, [et al.] // Fuel. –2022. – V. 313. – No. 122677. – DOI: 10.1016/j.fuel.2021.122677

4. The changes of Asphaltenes Structural-Phase Characteristics in the Process of Conversion of Heavy Oil in the Hydrothermal Catalytic System / G.P. Kayukova, A.T. Gubaidullin, S.M. Petrov, [et al.]  // Еnergy Fuels. –2016. – 30. – P.773–783. – DOI: 10.1021/acs.energyfuels.5b01328

5. A Study on Catalytic Aquathermolysis of Heavy Crude Oil During Steam Stimulation / S. Wen, Y. Zhao, Y. Liu, S. Hu // SPE-106180-MS. – 2007. - DOI:10.2118/106180-MS

6. Laboratory Experiments and Field Test of a Difunctional Catalyst for Catalytic Aquathermolysis of Heavy Oil / K. Chao, Y. Chen, H. Liu, [et al.] // Energy Fuels. – 2012. – V. 26 (2). – P.1152–1159. – DOI: 10.1021/ef2018385

7. Unraveling the molecular structures of asphaltenes by atomic force microscopy / B. Schuler [et al.] // J. Am. Chem. Soc. – 2015. – V. 137. – № 31. – Р. 9870-9876. – DOI: 10.1021/jacs.5b04056

8. Aquathermolysis of Heavy Oils / J.B. Hyne [et al.] //Revista Tecnica INTEVEP. – 1982. – V. 2. – № 2 – P. 87-94.

9. The Composition and Structure of Ultra-Dispersed Mixed Oxide (II, III) Particles and Their Influence On In-Situ Conversion of Heavy Oil / I.I. Mukhamatdinov, A.R. Khaidarova, R.D. Zaripova, [et al.]  // Catalysts. – 2020. - V.10(1). - N 114. ­– DOI: 10.3390 /catal10010114

10. Каталитическое облагораживание высоковязкой нефти при паротепловой обработке с использованием катализаторов на основе металлов переходных групп / С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, О.В. Петрашов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2017. - N 8. - P. 30–34. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-8-30-34

11. Hydrogen donating capacity of water in catalytic and non-catalytic aquather-molysis of extra-heavy oil: Deuterium tracing study / A.A. Al-Muntaser, M.A. Varfolomeev, M.A. Suwaid, [et al.] // Fuel. - 2021. - V. 283. - N 118957. – DOI: 10.1016 / j.fuel.2020.118957

12. Aquathermolysis of heavy oil in reservoir conditions with the use of oil-soluble catalysts: Part I – Changes in composition of saturated hydrocarbons / А.V. Vakhin, F.A. Aliev, S.I. Kudryashov, [et al.] // Petroleum Science and Technology. – 2018. – V. 36(2). – P. 1829-1836. – DOI:10.1080/10916466.2018.1514411

13. Aquathermolysis of heavy oil in reservoir conditions with the use of oil-soluble catalysts: Part II – Changes in composition of aromatic hydrocarbons / А.V. Vakhin, I.I. Mukhamatdinov, F.A. Aliev, [et al.] // Petroleum Science and Technology. – 2018. – V. 36(22). – P. 1850-1856. – DOI:10.1080/10916466.2018.1514412

14. Aquathermolysis of heavy oil in reservoir conditions with the use of oil-soluble catalysts: Part III – Changes in composition resins and asphaltenes / А.V. Vakhin, S.A. Sitnov, I.I. Mukhamatdinov, [et al.] // Petroleum Science and Technology. – 2018. – V. 36(22). – P. 1857-1863. – DOI: 10.1080/10916466.2018.1514413.

15. Industrial Application of Nickel Tallate Catalyst During Cyclic Steam Stimulation in Boca De Jaruco Reservoir / А.V. Vakhin, I.I. Mukhamatdinov, F.A. Aliev, [et al.] // SPE 206419-MS. –2021. – DOI: 10.2118/206419-MS.

16. Extra-heavy Oil Aquathermolysis Using Nickel-based Catalyst: Some Aspects of in-situ Transformation of Catalyst Precursor / A.V. Vakhin, F.A. Aliev, I.I. Mukhamatdinov, [et al.] // Catalysts. – 2021. – V.11(2). – №189. – P.1-22. – DOI: 10.3390/catal11020189.

17. Исследования эффективности вытеснения нефти с использованием растворителя и катализатора / И.Ф. Минханов, А.В. Болотов, А.А. Аль-Мунтасер [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2021. - N 6. - P.  54-57. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-54-57

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-37-41

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информационные технологии

681.518:622.276
Р.Ю. Жуков (АО «Зарубежнефть»), к.т.н., В.Ю. Синюгин (АО «Зарубежнефть»), д.ю.н., Д.А. Антоненко (АО «Зарубежнефть»), к.т.н.

Роль цифровой трансформации в достижении стратегических целей «Зарубежнефти»


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтегазовый инжиниринг

553.98.04
А.Я. Фурсов (АО «ВНИИнефть»), д.г.-м.н., А.Ф. Галимова (АО «Зарубежнефть»)

Сравнительная оценка и анализ причин изменения запасов углеводородов при разведке и освоении многопластовых месторождений

Ключевые слова: оценка запасов, неоднородность, структурный фактор, неопределенность, формализованные характеристики изученности, планирование доразведки

В статье рассмотрено движение запасов нефти и анализ причин изменения. Выполнен анализ запасов, числящиеся на Государственном балансе Российской Федерации, и запасов, соответствующих современному представлению (уровню изученности). На примере месторождений Урало-Поволжья и Ханты-Мансийского автономного округа показаны приемы анализа формализованных характеристик сложности строения залежей как индикаторов динамики запасов, которые следует учитывать при планировании доразведки месторождения. Приведены численные характеристики, связанные со структурным фактором и литолого-физическими свойствами. Анализ результатов показал, что на ранних стадиях, при низкой степени изученности месторождений, требуются точностные характеристики сейсмических данных и структурных карт. Дальнейшее разбуривание месторождений доказывает, что отсутствие таких характеристик при картировании небольших по высоте залежей приводит в последующем к существенным изменениям запасов. Отмечено, что наличие карт погрешностей геометризации структурных поверхностей при разных подсчетах позволило бы оптимально оценивать объем нефтенасыщенного коллектора и осуществлять категоризацию запасов. Прерывистость пластов также существенно влияет на ошибки подсчета запасов. В качестве критерия значимости литологической изменчивости в изменении запасов применен параметр плотности границ коллектора – отношение периметра всех границ коллектор – неколлектор в пределах залежи L к ее площади. Приведенные примеры показывают, что, несмотря на длительную историю изучения и освоения месторождений углеводородов, почти всегда имеется возможность, используя те или иные численно формализованные приемы анализа, получить обоснование для выявления недоразведанных запасов или новое представление о структуре запасов с оценкой качества разных структурных элементов.

 

Список литературы

1. Хафизов Ф.З. Анализ запасов нефти. – Тюмень: Наука. Сервис, 2011. – 228 с.

2. Фурсов А.Я., Молодцова Е.В., Шубина А.В. Оценка возможности прироста запасов углеводородного сырья на длительно разрабатываемых месторождениях //Недропользование ХХ1 век. – 2020. – № 3. – С. 104–109.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-46-48

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.7
А.Н. Иванов (СП «Вьетсовпетро»), к.т.н., Ф.С. Хисматуллина (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.ф.-м.н., А.Р. Аубакиров(СП «Вьетсовпетро»), к.т.н., И.В. Кургузкина (СП «Вьетсовпетро»)

Применение алгоритма PEXEL для автоматизированной адаптации гидродинамических моделей месторождений

Ключевые слова: гидродинамическая модель, адаптация, автоматизированная адаптация гидродинамической модели, цифровое месторождение, цифровой двойник, проницаемость

При создании гидродинамической модели (ГДМ) значительное время занимает адаптация к истории разработки, поэтому обновление «цифрового двойника» в ежедневном режиме требует минимизации ручного труда. В связи с этим становится необходимым переход на программное обеспечение автоматизированной адаптации ГДМ. Некоторые из существующих в настоящее время программ для автоматизированной адаптации ГДМ хорошо зарекомендовали себя и позволяют контролировать множество параметров. Однако из-за многофакторности решения задачи и связанной с этим сложности анализа результатов данные инструменты не находят широкого применения. Альтернативой может являться автоматизированная адаптация настраиваемых параметров модели отдельными модулями (настройка проницаемости, параметров законтурной зоны, относительных фазовых проницаемостей (ОФП) и др.) с проведением предварительного анализа причин расхождения фактических и расчетных значений.

В статье представлен относительно простой и эффективный алгоритм автоматизированной адаптации, позволяющий настраивать параметры эксплуатации скважин на фактические данные путем внесения изменений в массив проницаемости. Итерационно, по каждой скважине, проводится анализ добычи по разрезу, вычисляются множители для каждой вскрытой скважинами ячейки ГДМ. Затем выполняется процедура интерполяции/экстраполяции для получения массива модификаторов для проницаемости ГДМ. Данный алгоритм формализован, реализован в виде программы, апробирован на секторных и полноразмерных ГДМ. Представлена методика тестирования алгоритма и приведены результаты применения на ГДМ. Анализ результатов расчетов показал, что применение автоматизированной адаптации массива проницаемости с помощью предложенного алгоритма позволяет методически обоснованно заменить ручную правку с обеспечением высоких точности и эффективности. В настоящее время ведется разработка программы по подбору объема законтурной зоны и корректировки формы кривых ОФП. Алгоритм определения формы ОФП реализуется с использованием машинного обучения. Продемонстрированы результаты практического применения разработанного алгоритма автоматизированной адаптации на синтетических и полноразмерных ГДМ.

 

Список литературы

1. Повышение качества геолого-гидродинамического моделирования / К.Е. Закревский, А.В. Аржиловский, А.С. Тимчук / Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 10. – С. 44-48.

2. Сыртланов В.Р. О некоторых вопросах адаптации гидродинамических моделей месторождений углеводородов // Вестник ЦКР Роснедра. – 2009. – № 2. – С. 81-90.

3. О некоторых приемах автоматизации адаптации гидродинамических моделей месторождений углеводородов / В.Р. Сыртланов, Ю.А. Головацкий, И.Н. Ишимов, Н.И. Межнова // SPE- 196878-RU SPE-196878-MS. – 2019. - https://doi.org/10.2118/196878-MS

4. Сыртланов В.Р., Денисова Н.И., Хисматуллина Ф.С. Некоторые аспекты геолого-гидродинамического моделирования крупных месторождений для проектирования и мониторинга разработки // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 5. – С. 70-74.

5. Некоторые аспекты методики адаптации гидродинамических моделей неоднородных нефтяных пластов / Ф.С. Хисматуллина, В.Р. Сыртланов, В.С. Сыртланова, А.В. Дубровин // Нефтяное хозяйство – 2005. – № 1. – С. 47-51.

6. Пятибратов П.В. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2015. – 167 c.

7. Свидетельство № 2018661844 о государственной регистрации программы для ЭВМ. «PEXEL (Пексел) - программа для создания и редактирования сеток, свойств и скважин геологической и гидродинамической моделей нефтяных и газовых месторождений с возможностью динамической компиляции и исполнения кода / Аубакиров А.Р. – № 201819370; заявл. 03.09.2018; опубл. 19.09.2018.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-49-52

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Геология и геологоразведочные работы

553.98
С.В. Добрыдень (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»), С.К. Туренко(Тюменский индустриальный университет), д.т.н., Т.В. Семёнова (Тюменский индустриальный университет), к.г.-м.н.

Повышение точности выделения коллекторов в разрезах вулканогенных отложений

Ключевые слова: вулканогенные горные породы, коллекторы, коэффициент пористости, геофизические исследования скважин (ГИС)

В статье рассмотрены особенности идентификации горных пород-коллекторов в разрезах отложений вулканогенно-осадочной толщи центральной зоны северо-восточного обрамления Красноленинского свода. Уточнены граничные значения коэффициента пористости, используемые для выделения коллекторов по данным стандартного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС). Анализ коэффициентов пористости в интервалах притока пластового флюида позволил выявить два преобладающих типа коллектора: трещинно-каверновый и трещинно-кавернозно-гранулярный. Для коллекторов трещинно-кавернового типа характерны пониженные фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). Наличие макротрещин и каверн обусловливает снижение объемов выноса керна, повышенные дебиты пластовых флюидов при испытаниях, явно не соответствующие пониженным фильтрационным свойствам образцов керна, которые характеризуют непроницаемую матрицу. Коллекторы рассматриваемого типа представлены в основном эффузивами. Пустотное пространство коллекторов с повышенными ФЕС включает трещины, каверны и межгранулярные пустоты как первичного, так и постмагматического происхождения. Коллекторы приурочены к эффузивным, вулканокластическим, вулканогенно-осадочным породам с различной интенсивностью развития вторичных преобразований. Для трещинно-кавернозно-гранулярных коллекторов граничные значения определены с использованием результатов опытов по нефтевытеснению путем сопоставления коэффициентов динамической, эффективной и общей пористости, полученных на образцах керна, а также с использованием рассчитанной по данным ГИС пористости, определенной для приточных и неприточных интервалов. Диапазон неоднозначности распределений достигает 5-25 %, что существенно снижает точность выделения интервалов-коллекторов в разрезах скважин по граничному значению пористости.

Для уточнения граничного значения пористости построены кумулятивные распределения пористости образцов керна, разделенных на коллекторы и неколлекторы, и кумулятивные распределения рассчитанной по ГИС пористости приточных и неприточных интервалов. Отмечена тенденция увеличения диапазонов неоднозначности и снижения эффективности разделения горных пород изучаемой толщи на коллекторы и неколлекторы от вулканокластических, вулканогенно-осадочных пород к эффузивам с пустотами, преобразованным вулканитам, отложениям коры выветривания. Это обусловлено, вероятно, усложнением структуры пустотного пространства и увеличением содержания снижающих ФЕС вторичных минералов. Приведен пример выделения интервалов-коллекторов в разрезе изучаемой толщи с использованием комплекса качественных и количественных признаков. Применение уточненных граничных значений пористости позволило существенно увеличить точность выделения коллекторов в разрезах изучаемых отложений.

 

Список литературы

1. Состояние изученности и современные взгляды на строение, состав и перспективы доюрских отложений западной части Сургутского района (Рогожниковский лицензионный участок) / Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Е.А. Романов, И.В. Федорцов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Материалы IX научно-практической конференции (Ханты-Мансийск, 27–29 сентября 2005 г.). – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2006. – С. 136–146.

2. Условия формирования залежей углеводородов в доюрских отложениях на Рогожниковском лицензионном участке / Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Н.В. Гильманова, С.В. Шадрина // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Материалы X научно-практической конференции (Ханты-Мансийск, 13-17 ноября 2007 г.). – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2008. – С. 372–383.

3. Глебочева Н.К., Теленков В.М., Хаматдинова Э.Р. Структура емкостного пространства эффузивных коллекторов по данным ГИС // Каротажник. – 2009. – № 6 (183). – С. 3–10.

4. Количественная оценка параметров нетрадиционных пород-коллекторов / В.Ф. Козяр, В.М. Теленков, В.В. Егоров, Н.В. Козяр // Каротажник. – 2007. – № 10. – С. 49–60.

5. Evaluating volcanic reservoirs / M.Y. Farooqui, H. Hou, G. Li [et al.] // Oilfield Review. – 2009. – № 1. – P. 36–47.

6. Кондаков А.П., Ефимов В.А., Добрыдень С.В. Выделение коллекторов в вулканогенно-осадочной толще центральной зоны северо-восточного обрамления Красноленинского свода по результатам геофизических исследований, анализа керна и испытаний // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 29–34. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-1-29-34

7. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. – М. – Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 262 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-54-57

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.031.011.43:53.091
Н.А. Черемисин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., А.А. Шубин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»; Тюменский гос. университет), А.Ю. Кудымов (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), В.М. Яценко (ПАО «НК «Роснефть»)

Влияние ползучей деформации горных пород на неопределенность лабораторной оценки их сжимаемости

Ключевые слова: лабораторное моделирование, сжимаемость коллектора, необратимая деформация, ползучесть, остаточная деформация, гидродинамическая модель, физико-механические свойства, методика измерения

В статье рассмотрены вопросы, связанные с оценкой влияния необратимой ползучей деформации на сжимаемость коллекторов, которая по определению считается упругой и определяется в стандартных экспериментах. Стандартные эксперименты регулярно применяются в отрасли, а их результаты широко используются для гидродинамического моделирования процессов разработки месторождений и оценки запасов углеводородов. Проведены лабораторные исследования влияния эффективного давления на фильтрационно-емкостные свойства образцов горных пород. Исследования выполнялись на лабораторном комплексе, который позволяет определять проницаемость с одновременным измерением деформации образца под воздействием обжимного давления. В экспериментах использовались образцы керна терригенных отложений тюменской свиты одного из месторождений Западной Сибири ПАО «НК «Роснефть». Показано, что неучет явления ползучести горных пород при нагрузке, которая превышает исторический максимум, приводит к увеличению степени неопределенности при определении сжимаемости этих пород. Рассмотрена зависимость гистерезиса деформации и снижения проницаемости горной породы при циклическом изменении эффективного давления от способа и длительности измерения этих величин. Отмечено, что длительность экспериментов зависит от множества факторов, в том числе и субъективных, что способствует увеличению степени неопределенности при оценке сжимаемости изучаемых пород. Тем не менее, исследования ползучести часто, хотя и не всегда, включаются в испытания на сжимаемость в качестве дополнительных этапов. В связи с этим р для новых и малоизученных месторождений екомендовано проведение серии тестовых экспериментов для определения возможности и скорости ползучей деформации. 

 

Список литературы

1. Сонич В.П., Черемисин H.A., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород месторождений Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 9. – С. 52–54.

2. МакФи К., Рид Дж., Зубизаретта И. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам // М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 912 с.

3. Методические указания по длительным испытаниям горных пород. – Л.: Всесоюзный научно-исследовательский институт горной механики маркшейдерского дела, 1968. – 21 с.

4. Кузнецов Ю.Ф. Исследование ползучести некоторых пород // Записки горного института им. Г.В. Плеханова. – 1969. – Т. LVII. – № 1. – С. 29–34.

5. Черемисин Н.А., Климов А.А., Ефимов П.А. Оптимизация технологий заводнения нефтяных залежей на поздней стадии разработки // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 4. – С. 41–43.

6. Шинкарев М.Б., Рейтблат Е.А., Черемисин Н.А. Основные источники обводнения скважин и особенности прогнозирования объемов добываемой воды из литологически изолированной газоконденсатной залежи // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 12. – С. 18–23.

7. Черемисин A.H., Черемисин Н.А., Сонич В.П. Особенности моделирования разработки гранулярных коллекторов с упруго-пластическими свойствами // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 2. – С. 60–62.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-58-62

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.42/.43
А.В. Аржиловский (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., Д.Г. Афонин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., А.А. Ручкин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., А.В. Кобяшев (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), Н.А. Морозовский (ПАО «НК «Роснефть»), к.т.н., К.В. Торопов (ПАО «НК «Роснефть»)

Экспресс-оценка прироста коэффициента извлечения нефти в результате применения водогазовых методов увеличения нефтеотдачи

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи (МУН), закачка газа, водогазовое воздействие (ВГВ), режим вытеснения нефти, минимальное давление смесимости, алгоритм, дополнительная добыча нефти, прирост коэффициента извлечения нефти (КИН), неоднородность по проницаемости

ПАО «НК «Роснефть» уделяет особое внимание применению системного подхода для поиска наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на месторождениях компании. Данная статья продолжает цикл публикаций, посвященных проблематике обоснования и реализации газовых МУН. Рассмотрена разработка регрессионной зависимости для экспресс-оценки прироста коэффициента извлечения нефти (КИН) при применения газовых МУН.

В последнее время возрос интерес к применению газовых МУН и водогазового воздействия (ВГВ). Такие методы весьма дорогостоящи как с точки зрения капитальных затрат на промысловое обустройство и оборудование, так и с учетом стоимости эксплуатации, контроля процесса, лабораторной и проектной проработки. В условиях необходимости изучения значительного количества потенциальных объектов и вариантов закачки требуется предварительная верхнеуровневая технико-экономическая оценка, которая должна содержать: 1) определение возможного риска применения ВГВ; 2) расчеты предполагаемого технологического эффекта; 3) учет оперативно полученных профилей добычи с целью расчета экономической целесообразности применения технологии. Ранее рассмотрены различные геологические, технологические и организационные риски, а также принципы ранжирования объектов по очередности применения ВГВ. В данной статье внимание уделено проблеме предварительного расчета КИН. Отмечено, что существующие экспертные системы оценки прироста КИН при применении ВГВ или малодоступны, или используют ограниченный набор данных об объекте. Кроме того, ряд параметров в них взаимосвязан и описывает пространственно-объемную характеристику объекта, но при этом не отражают региональные особенности месторождений. На основе серии многовариантных расчетов на секторной гидродинамической модели в сопоставлении с фактическими результатами предложена новая регрессионная зависимость для определения прироста КИН, связывающая давление смесимости и ряд ключевых фильтрационных свойств в единую формулу.

 

Список литературы

1. Испытание технологий газового и водогазового воздействия на Самотлорском месторождении / А.И. Вашуркин [и др.]. – М: ВНИИОЭНГ, 1989. – 38 с.

2. Анализ текущего состояния и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ПО «Нижневартовскнефтегаз»/ С.В. Гусев [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1991. – 71 с.

3. Зацепин В.В., Максутов Р.А. Современное состояние промышленного применения технологий водогазового воздействия // Нефтепромысловое дело. – 2009. – №7. – C. 13–21.

4. Christensen J.R., Stenby E.E., Skauge A. Review of WAG field experience // SPE-71203-PA. – 2001. – https://doi.org/10.2118/71203-PA

5. Belazreg L., Mahmood S.M. Water alternating gas incremental recovery factor prediction and WAG pilot lessons learned // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2020. – V. 10. – P. 249–269. – https://doi.org/10.1007/s13202-019-0694-x

6. Закачка СО2 при разработке плотных коллекторов Чанцин в Китае / Юй Ибин [и др.] // Oil and Gas Journal. – 2017.– V. 3 (April). – P. 56-61.

7. Stalkup F.I. Miscible flooding fundamentals // Society of Petroleum Engineers Monograph Series. – 1983. - 204 p.

8. Willhite G.P. Waterflooding. – Richardson, TX: SPE, 1986. – 326 p.

9. Баренблатт Г.И. Подобие, автомодельность, промежуточная асимптотика. – Л.: Гидрометеоиздат, 1982. – 256 с
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-63-67

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


532.546:537.322.2
Л.А. Гайдуков (АО «Мессояханефтегаз»), к.т.н., Н.Н. Михайлов (АО «Мессояханефтегаз»; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.т.н.

Техногенез и его влияние на разработку нефтяных пластов

Ключевые слова: техногенез, околоскважинная зона, кольматация, рассоление, суффозия, деформация, эмульсия, пенная нефть

В статье на примере неконсолидированных пластов Западной Сибири, насыщенных высоковязкой нефтью, и засолоненных пластов с гетерогенной смачиваемостью Восточной Сибири на основе фактических данных эксплуатации, лабораторных экспериментов и численного моделирования представлен анализ влияния аномальных эффектов техногенеза на показатели разработки. Под техногенезом понимается стадия преобразования горных пород в пластовых условиях при техногенном воздействии, на которой на состав и свойства пород и насыщающих их флюидов в основном влияют именно техногенные процессы, а естественные природные условия играют сопряженную роль. Под аномальным проявлением эффектов понимаются отклонение от нормы, общих закономерностей, принятых в практике разработки нефтяных пластов. На основе промысловых данных и обобщения ранее проведенных исследований показано, что при разработке неконсолидированных коллекторов, насыщенных высоковязкой нефтью, возникает комплекс аномальных эффектов техногенеза: деформация, разрушение коллектора с аномальным снижением продуктивности скважин; разрушение экранирующих глинистых перемычек; образование каналов преимущественной фильтрации («червоточин»); эффект «пенной нефти»; внутрипластовая эмульсификация нефти. Для засолоненных пластов проявление эффекта рассоления коллектора в процессе заводнения низкоминерализованной водой может оказывать как положительное влияние на показатели разработки пласта, так и отрицательное в зависимости от степени и характера распространения засолонения по разрезу. На конкретных примерах показано, что стандартные подходы к моделированию и методики проектирования разработки не учитывают в полной мере специфику техногенеза пластов, осложненных уникальным комплексом геолого-физических факторов. Достижение целевых показателей эффективности разработки таких месторождений углеводородов невозможно без создания научной и методической базы, соответствующей специфике техногенеза. Таким образом, обоснована важность создания научных основ разработки нефтяных пластов в условиях проявление аномальных эффектов техногенеза.

 

Список литературы

1. Зайцев М.В., Михайлов  Н.Н. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 1. – C. 64–66.

2. Михайлов Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинной зоне. – М.: Недра, 1987. –152 c.

3. Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н. Влияние особенностей околоскважинных зон горизонтальных скважин на их дебит // Нефтяное хозяйство. – 2010.  –  № 1. – С. 90-93.

4. Михайлов Н.Н., Чирков М.В. Кинетика поражения пласта в процессе разработки залежи // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 7. – С. 100-104.

5. Попов С.Н. Аномальные проявления механико-химических эффектов при разработке залежей нефти и газа: дис. ... д-ра техн. наук. – М., 2020. – 364 с.

6. Gaidukov L.A. Features of Horizontal Well Production in Unconsolidated Sands with High Viscosity Oil // SPE-181909-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/181909-MS

7. Гайдуков Л.А. Подходы к гидродинамическому моделированию в условиях аномального проявления геолого-технологических эффектов при разработке нестандартных коллекторов // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 9. – С. 5-13.

8. Особенности планирования, проведения и интерпретации результатов пилотных работ на Русском месторождении высоковязкой нефти. Ч. 1 / С.В. Туленков, Д.С. Мачехин, К.В. Вологодский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 70-73.

9. Maini B.B. Foamy Oil Flow in Heavy Oil Production // JCPT. - 1996. – V. 35(6). – Р. 21-24. – https://doi.org/10.2118/96-06-01.

10. Гайдуков Л.А. Оценка возможностей гидродинамических симуляторов имитировать разработку месторождений высоковязкой нефти. Ч. 2. Пены и эмульсии / Л.А. Гайдуков, Н.Н. Иванцов, С.В. Степанов  [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 1. – С. 37-43.

11. Gaydukov L.A., Nikolaev V.A., Vorobev V.S. Features of Water and Process Fluids Effect on Filtration Properties of Terrigenous Reservoirs of the Nepa Suite of Eastern Siberia // SPE-187880-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/187880-MS.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-68-73

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4(470.41) + 552.578.2:53
А.Т. Зарипов (ТатНИПИнефть), д.т.н., В.М. Хусаинов (ТатНИПИнефть), д.т.н., А.Х. Кабирова (ТатНИПИнефть), к.т.н.

Влияние температурных условий геологической среды и состава нефти месторождений Республики Татарстан на полноту извлечения углеводородов

Ключевые слова: температура структурного фазового перехода, реология, геологическая среда, извлекаемые запасы

В статье рассмотрена проблема структурного фазового перехода, возникающего в процессе разработки нефтяного месторождения и обусловленного естественным опережающим извлечением легких фракций и закачкой вытесняющего агента, охлаждающего пласт. Изменение фазового состояния высокомолекулярной составляющей нефти (асфальтенов, смол и парафинов) приводит к фазовому переходу в нефти, который осложняет процесс разработки месторождения. Сложность прогнозирования этих процессов связана с наличием разнообразных органических соединений, входящих в состав нефти, и их взаимовлиянием. Эффективность разработки нефтяных месторождений зависит от учета структурно-механических свойств нефти, обусловленных разнообразием и взаимодействием компонентов нефтяной системы. В результате анализа распределения углеводородных скоплений в геологическом пространстве осадочных пород, термодинамических условий их залегания и их физико-химических свойств определены основные факторы, влияющие на фазовое состояние нефти в недрах. С помощью экспериментальных лабораторных исследований и статистического анализа определены пороговые значения свойств нефти для структурного фазового перехода: вязкость нефти в пластовых условиях и суммарная концентрация асфальтенов, смол и парафинов. Обосновывано наличие геологической среды с температурными условиями, которые сдерживают структурный фазовый переход в залежах нефти. Из термобарических характеристик геологической среды определяющее влияние на фазовое состояние компонентов нефти оказывает температура скопления углеводородов. На примере нефти залежей Республики Татарстан показано влияние температурных условий геологической среды и состава нефти на проявление структурного фазового перехода. С использованием известных степенных и логарифмических зависимостей показана возможность изменения коэффициента извлечения нефти в результате увеличения вязкости нефти в пластовых условиях в процессе разработки.

 

Список литературы

1. Кабирова А.Х., Хусаинов В.М., Сотников О.С. Исследование влияния состава нефти и термобарических условий на фазовое состояние углеводородов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – М.: Нефтяное хозяйство, 2019. – Вып. 87. – С. 116–120.

2. Кабирова А.Х., Хусаинов В.М. Структурный фазовый переход и необходимость его учета при проектировании разработки залежей // Нефтяное хозяйство. – 2018. – №7. – С. 32–34. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-7-32-34

3. Выявление залежей нефти с возможными фазовыми переходами ее компонентов для предупреждения осложнений в процессе разработки / В.М. Хусаинов, О.С. Сотников, А.Х. Кабирова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 30–32. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-7-32-34

4. Требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов: утверждены приказом Минприроды России №564 28.12.15 г. // Справочно-правовая система «КонсультантПлюс». – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_112447/

5. Методические рекомендации по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов: утверждены распоряжением Минприроды России №3-р 01.02.16 г. // Справочно-правовая система «КонсультантПлюс». – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_253923/

6. РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений: утверждены приказом Минэнерго России №30 05.02.02 г. // Техэксперт: КИС ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – http://techexpert.tatneft.ru/docs/

7. Правила разработки месторождений углеводородного сырья: утверждены приказом Минприроды России №356 14.06.16 г. (с изменениями на 07.08.20 г.) // Справочно-правовая система «КонсультантПлюс». – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_204034/

8. Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья: утверждены приказом Минприроды России № 639 20.09.19 г. // Справочно-правовая система «КонсультантПлюс». – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_334817/

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-74-77

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.43:661.97
Л.И. Бондарева (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), А.В. Осипов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.г.-м.н., А.С. Монакова (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.г.-м.н., K.И. Данцова (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина)

Методы увеличения нефтеотдачи с использованием углекислого газа

Ключевые слова: углекислый газ, методы увеличения нефтеотдачи (МУН), добыча нефти, технологии

В настоящее время в связи с повесткой низкоуглеродного развития экономики диоксид углерода рассматривается не только как парниковый газ и промышленный отход, но и как ценный ресурс. Ростом доли трудноизвлекаемых запасов обусловливает необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Многочисленными исследованиями и испытаниями установлено, что углекислый газ может применяться в качестве агента для повышения нефтеотдачи пластов. Кроме того, закачка углекислого газа в пласт решает проблемы его рационального использования. МУН позволяют усовершенствовать процессы разработки месторождений нефти и газа на основе развития и обобщения основных положений теории двухфазной фильтрации. Во многих областях промышленности углекислый газ задействован для проведения разнообразных технологических операций. За многолетнюю практику разработки месторождений нефти и газа предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из недр.

В статье рассмотрены основные предпосылки использования углекислого газа, его свойства, технологии добычи нефти и повышения нефтеотдачи на его основе. Приведены результаты промысловых испытаний МУН с ияпользованием углекислого газа. На основе мирового опыта проанализированы особенности и возможные осложнения при использовании диоксида углерода в целях повышения нефтеотдачи, а также недостатки таких МУН. Кроме того, рассмотрены технологии разработки МУН и критерии их эффективного применения.

 

Список литературы

1. CCUS: Монетизация выбросов CO2. – VYGON Consulting, 2021. – 48 с. – https://vygon.consulting/products/issue-1911/

2. Originås and integrated exploration of sweet spots in carbonate and shale oil-gas bearing reservoirs of the Timan-Pechora basin / A.V. Petukhov, A.I. Kuklin, A.A. Petukhov [et al.] // В сб. Society of Petroleum Engineers – European Unconventional Resources Conference and Exhibition 2014: Unlocking European Potential 2014. – С. 295–305. –  https://doi.org/10.2118/167712-MS

3. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами: дис. … канд. техн. наук. – СПб., 2014. – 112 с.

4. Фомкин А.В., Жданов С.А. Тенденции и условия развития технологий повышения эффективности нефтеизвлечения в России и за рубежом. Нефтепромысловое дело. – 2015. – № 12. – С. 3–5.

5. Потенциал природных и техногенных источников диоксида углерода для реализации технологии смешивающегося вытеснения на территории РФ / Н.Г. Главнов, М.Г. Дымочкина, Е.И. Литвак, М.В. Вершинина // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017. – № 2(4). – С. 47–52.

6. https://dpva.ru/Guide/GuidePhysics/Solvability

7. Махмудбеков Э.А., Вольнов А.И. Интенсификация добычи нефти и газа. – М.: ВНИИОЭНГ, 2001. – 263 с.

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

9. Трухина О.С., Синцов И.А. Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов // Успехи современного естествознания. – 2016. – № 3. – С. 205–209. – http://www.natural-sciences.ru/ru/article/view?id=35849

10. Синцов И.А., Трухина О.С. Повышение нефтеотдачи путем закачки углекислого газа // Материалы Международной научно-технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения Косухина Анатолия Николаевича / отв. ред. П.В. Евтин. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. – С. 47–49.

11. https://ppt-online.org/203922

12. Пат.  2630318 РФ. Способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа / Р.Г. Хисамов, В.В. Ахметгареев, В.Б. Подавалов; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть». – № 2016145334; заявл. 21.11.2016; опубл. 07.09.2017.

13. Климов Д.С. Экспериментальные исследования физико-химических явлений при участии СО2 в фильтрационных и обменных процессах: дис. … канд. техн. наук. – М., 2015. – 2015. – 117 с.

14. Дедечко В.А. Геолого-физические критерии реализации метода водогазового воздействия. – http://www.rusnauka.com/1_NIO_2014/Geographia/ 7_155517.doc.htm

15. Шайнуров Д.Ф. Критерии применимости водогазового воздействия // Форум молодых ученых. – 2019. – № 12. – С. 998–1001.

16. Лян М. Физическое моделирование вытеснения нефти газом (растворителем) с использованием керновых моделей пласта и slimtube: дис. … канд. техн. наук. – М., 2016. – 2016. – 118 с.

17. Core-scale sensitivity study of CO2 foam injection strategies for mobility control, enhanced oil recovery, and CO2 storage / Z.P. Alcorn [et al.] //E3S Web of Conferences. – EDP Sciences, 2020. – Т. 146. – С. 02002. – https://doi.org/10.1051/e3sconf/202014602002

18. Afzali S., Rezaei N., Zendehboudi S. A comprehensive review on enhanced oil recovery by water alternating gas (WAG) injection // Fuel. – 2018. – Т. 227. – С. 218–246. -  https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.04.015

19. https://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=35849

20. Хромых Л.Н., Литвин А.Т., Никитин А.В. Применение углекислого газа в процессах повышения нефтеотдачи пластов // Вестник Евразийской науки. – 2018. – № 5. – https://esj.today/PDF/06NZVN518.pdf

21. https://adv-res.com/pdf/ARI-2021-EOY-2020-CO2-EOR-Survey-OCT-21-2021.pdf

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-78-84

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4″712.8″
А.И. Саяхутдинов (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Р.А. Амбарцумян (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Н.Р. Габдуллина (ООО «РН-БашНИПИнефть»)

Довыработка запасов на поздней стадии разработки сложнопостроенного карбонатного коллектора на примере месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

Ключевые слова: сложнопостроенный карбонатный коллектор, смачиваемость, механизмы вытеснения, циклическая закачка воды

Карбонатные коллекторы характеризуются низкой степенью изученности параметров матрицы и трещин, отсутствием возможности уверенного выделения типовых объектов, е численной оценки геолого-физических параметров и смачиваемости породы. От правильности представлений о структуре порового пространства (соотношении доли запасов в порах, трещинах и кавернах, а также доле их участия в фильтрации) и смачиваемости карбонатных коллекторов зависят корректность прогноза проектных показателей разработки и выбор эффективного режима разработки объекта. По результатам комплексирования проведенных исследований и данных эксплуатации скважин одного из месторождений, расположенного в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и представленного одним карбонатным объектом, выявлено наличие вторичной среды (трещины и каверны) и ее существенное влияние на процессы фильтрации флюидов в продуктивных пластах. Рассмотрены результаты стандартных и специальных исследований собственного кернового материала (включая капиллярометрию и исследования методом Багринцевой), стандартного и расширенного комплексов геофизических исследований скважин (ГИС) (включая исследования электрическими микросканерами), промыслово-геофизических и гидродинамических исследований (ГДИС) (исследования при установившемся и неустановившемся притоках, гидропрослушивание пласта). По данным ГИС выявлены численные характеристики трещиноватости: плотность системы трещин, углы падения и азимуты простирания систем трещин, раскрытость трещин. По данным ГДИС методами замера кривой восстановления/падения давления определены фильтрационно-емкостные свойства системы трещины – каверны – матрица. По результатам исследований керна проведен анализ возможных и наиболее эффективных механизмов вытеснения нефти из блоков матрицы водой для условий рассматриваемого месторождения. Анализ реализованных и возможных механизмов вытеснения нефти водой является необходимой составляющей выбора оптимальной системы разработки и методов воздействия для всех карбонатных коллекторов, для которых характерно высокое влияние вторичной среды в процессе фильтрации флюидов в пласте. Комплексирование результатов проведенных исследований показало, что блоки матрицы содержат более 90 % остаточных запасов, окружены промытой водой связной системой трещин и для достижения максимального коэффициента извлечения нефти необходимо вытеснить нефть из блоков матрицы в заводненной зоне.

 

Список литературы

1. Aguilera R. Naturally Fractured Reservoirs. - Tulsa (Oklahoma): PennWell Books, 1980. – 703 p.

2. Амбарцумян Р.А., Саяхутдинов А.И. Роль промысловых исследований в процессе создания концептуальной модели карбонатного пласта на примере Хасырейского месторождения // В сб. Геология, геоэкология и ресурсный потенциал Урала и сопредельных территорий. – Уфа, 2019. – С. 141–142.

3. Amott E. Observations Relating to the Wettability of Porous Rock // SPE-1167-G. – 1959. – https://doi.org/10.2118/1167-G

4. Donaldson E.C., Thomas R.D., Lorenz Ph.B. Wettability Determination and Its Effect on Recovery Efficiency // SPE-2338-PA. – 1969. – https://doi.org/10.2118/2338-PA

5. Nelson R. Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs. – Gulf Professional Publishing, 2001. – 352 p.

6. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. – М.: Недра, 1986. – 608 с.

7. Aguilera R. Naturally Fractured Reservoirs. – Tulsa (Oklahoma): PennWell Books, 1995. – 521 p.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-85-89

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.66
С.В. Арефьев (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»), к.г.-м.н., И.С. Соколов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени), М.С. Павлов (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени), О.Н. Босых (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени), Е.Д. Городилова (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени)

Опыт применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом в условиях низкопроницаемого нефтяного пласта

Ключевые слова: нефтяное месторождение, низкопроницаемый пласт, горизонтальные скважины (ГС), многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП), система разработки

В статье рассмотрен опыт разработки одного из объектов васюганской свиты, представленных коллектором низкой проницаемости (менее 2·10-3 мкм2). На начальном этапе освоения пласт характеризовался как сложный, слабо изученный и обладающий низким добычным потенциалом. Несмотря на это, недропользователем реализовано бурение в условиях выдержанной системы разработки, что позволило проанализировать фактические результаты работы скважин, выявить особенности разработки и определить виды необходимых исследований для целей проектирования. На следующем этапе рассматривались варианты проектных решений с применением горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП). Применение данной технологии с учетом изменений в российском законодательстве позволило предложить экономически и технологически эффективный вариант разработки. В настоящее время большая часть объекта разбурена и введена в эксплуатацию. Приведены характеристики вытеснения нефти в координатах отбор от начальных извлекаемых запасов – обводненность, логарифмическая зависимость начального дебита нефти от длины горизонтального участка, степенная зависимость дебита нефти от длины горизонтального участка. Представлены результаты выполненных исследований (экспериментов). Оценено влияние остановки нагнетательных скважин на работу добывающих скважин. Определены радиусы дренирования добывающих и нагнетательных скважин, интервал воздействия ГРП на породу и азимут простирания трещин методом волнового акустического каротажа. Перспективными направлениями обеспечения эффективной выработки запасов нефти являются применение горизонтальных нагнетательных скважин, увеличение длины горизонтальных участков ствола с одновременным увеличением числа стадий ГРП, а также проведение повторных ГРП в горизонтальных участках скважин.

 

Список литературы

1. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва / Р.Р Галеев, А.М. Зорин, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 62–65.

2. Соколов И.С., Павлов М.С., Босых О.Н. Опыт разработки низкопроницаемого пласта горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом //Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 8(620). – С. 10–16. – https://doi.org/10.30713/0207-2351-2020-8(620)-10-16

3. Шахвердиев А.Х., Арефьев С.В., Давыдов А.В. Проблемы трансформации запасов углеводородного сырья в нерентабельную техногенную категорию трудноизвлекаемых. //Нефтяное Хозяйство. – 2022. – № 4. – С. 38–43. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-4-38-43

4. Альтернативная концепция мониторинга и оптимизации заводнения нефтяных пластов в условиях неустойчивости фронта вытеснения / А.Х. Шахвердиев, Ю.В. Шестопалов, И.Э. Мандрик, С.В. Арефьев // Нефтяное Хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 118–123. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-118-123

5. Арефьев С.В., Юнусов Р.Р. Новый подход к старым месторождениям.//Neftegaz.RU.  – 2018. – № 3 (75). – C. 50–53.

6. Мандрик И.Э., Панахов Г.М., Шахвердиев А.Х. Научно-методические и технологические основы оптимизации процесса повышения нефтеотдачи пластов. – М.: Изд-во «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО», 2010. – 288 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-90-95

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.43
А.В. Сюндюков (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Г.И. Хабибуллин (ООО «РН-БашНИПИнефть»), А.С. Трофимчук (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Д.К. Сагитов (Уфимский гос. нефтяной технический университет), д.т.н.

Методика поддержания оптимальной геометрии техногенной трещины путем регулирования закачки в низкопроницаемые коллекторы

Ключевые слова: трещина автоГРП, низкопроницаемый коллектор, заводнение, система поддержания пластового давления (ППД), горизонтальная скважина, забойное давление, пластовое давление, полудлина трещины, периодическая закачка

 

Одной из актуальных задач разработки месторождений с применением системы поддержания пластового давления является обеспечение максимального коэффициента охвата пласта заводнением. При переходе к разработке пластов с низкой проницаемостью для обеспечения целевой компенсации применяются режимы закачки, когда забойное давление нагнетания превышает давление разрыва пород. Это сопровождается образованием и распространением техногенных трещин гидроразрыва (автоГРП) самопроизвольного роста, что является одним из ключевых осложняющих факторов при разработке низкопроницаемых коллекторов. В настоящее время оценка параметров трещин автоГРП в зависимости от режима нагнетания характеризуется неопределенностью. Неконтролируемое развитие техногенных трещин может приводить к преждевременному обводнению добывающих скважин или образованию застойных зон.

В статье рассмотрен механизм образования и распространения трещин автоГРП при закачке рабочего агента в пласт. Проанализированы условия, в которых техногенная трещина обеспечивает оптимальный процесс заводнения. При высокой неоднородности коллектора для поддержания оптимальной геометрии трещины автоГРП в течение длительного периода необходимо совершенствование подходов к прогнозированию и контролю параметров нагнетания. С целью решения данной задачи разработана методика поддержания оптимальной длины техногенной трещины. Предложено чередовать периоды работы нагнетательной скважины с забойным давлением, обеспечивающим оптимальную длину техногенной трещины, периоды остановок закачки с целью восстановления пластового давления в зоне нагнетания. Релаксация пластового давления позволяет повторно инициировать трещину автоГРП оптимальной длины и достичь таким образом максимального коэффициента охвата. При внедрении данной методики на ряде месторождений ООО «РН‑Юганскнефтегаз» получен положительный результат. На участках опытно-промысловых работ удалось достичь целевых уровней закачки, предотвратить эффект деградации трещины и поддержать ее оптимальную длину во времени. Применение методики имеет большой потенциал при разработке низкопроницаемых коллекторах с заводнением.

 

Список литературы

1. Методика управления заводнением на месторождениях с ТРИЗ / А.В. Сюндюков, Г.И. Хабибуллин, А.С. Трофимчук [и др.] // SPE–206408. – 2021.

2. Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / В.А., Байков Р.М. Жданов, Т.И. Муллагалиев, Т.С. Усманов // Нефтегазовое дело. – 2011. – №1. – С. 84-98.

3. Промысловые исследования по изучению самопроизвольного развития техногенных трещин в нагнетательных скважинах / А.Я. Давлетбаев, В.А. Байков, Г.Р. Бикбулатова [и др.] // SPE–171232. – 2014.

4. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах / В.А. Байков, А.Я. Давлетбаев, Р.Н. Асмандияров [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2011. – №1. – С. 65–75.

5. Гидродинамические методы контроля за развитием трещин Авто-ГРП при заводнении в низкопроницаемых коллекторах / А.Я. Давлетбаев, Г.Ф. Асалхузина, Д.С. Иващенко [и др.] // SPE–176562. – 2015.

6. Сагитов Д.К. Определение преимущественного направления фильтрации закачиваемых вод // Нефтепромысловое дело. – 2008. – №4. – С. 11–14.

7. Асалхузина Г.Ф., Давлетбаев А.Я., Хабибуллин И.Л. Моделирование дифференциации пластового давления между нагнетательными и добывающими скважинами на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами // Вестник Башкирского университета. – 2016. – Т. 21. – № 3. – С. 537–544.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-96-99

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.64
M.Yu. Bondar (Gazpromneft – Technological Partnership LLC, RF, Moscow), A.V. Osipov (Gazpromneft – Technological Partnership LLC, RF, Moscow), A.A. Groman (Gazpromneft – Technological Partnership LLC, RF, Moscow), I.N. Koltsov (Gazpromneft – Technological Partnership LLC, RF, Moscow), G.Yu. Shсherbakov (Gazpromneft – Technological Partnership LLC, RF, Moscow), O.V. Chebysheva (Gazpromneft – Technological Partnership LLC, RF, Moscow), S.V. Milchakov (Gazpromneft STC LLC, RF, Saint-Petersburg), А.S. Kosihin (Gazpromneft-Noyabrskneftegas JSC, RF, Noyabrsk)

Методика подбора химического состава для ПАВ-полимерного воздействия и оценка его эффективности на Холмогорском месторождении

Ключевые слова: ПАВ-полимерное заводнение, химические методы увеличения нефтеотдачи, остаточная нефтенасыщенность, трассерные

Рассмотрены методы увеличения нефтеотдачи, в целом, и ПАВ-полимерное заводнение, в частности, как третичный метод разработки зрелых нефтяных месторождений в Западной Сибири, с потенциалом увеличения нефтеотдачи до 60-70 % начальных геологических запасов. Выбор эффективной смеси поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимера для ПАВ-полимерного воздействия представляет собой сложный и многоступенчатый процесс. На первой стадии, в ходе лабораторных исследований выбраны ПАВ и полимер. Исследованы термическая стабильность, фазовое поведение, межфазное натяжение и реология ПАВ-полимерного состава. На втором этапе проведены фильтрационные эксперименты для оптимизации размера отрочки химических веществ и их концентраций. На третьей стадии для оценки эффективности ПАВ-полимерного воздействия в реальных условиях месторождения проведены тесты на единичных скважинах с разделяющимися химическими трассерами (Single Well Chemical Tracer Test - SWCTT). Всего в 2020 г. выполнено два SWCTT с одним и тем же ПАВ, но с разными химическими композициями для проверки технических и экономических моделей ПАВ-полимерного воздействия. Результаты SWCTT показали, что остаточная нефтенасыщенность в зоне воздействия ПАВ-полимерной композиции снизилась примерно на 10-11 %, прирост коэффициента извлечения нефти составил около 18 %. В процессе интерпретации результатов SWCTT создана и верифицирована температурная модель призабойной зоны скважины. Согласно результатам расчета на модели температура в призабойных зонах существенно ниже, чем в среднем по коллектору. Эти результаты необходимо использовать для интерпретации результатов SWCTT и оценки эффективности ПАВ-полимерной композиции. Испытания показали приемлемую эффективность ПАВ при неоптимальных условиях, что благоприятно для применения ПАВ-полимерного состава для соседних месторождений и пластов с различными пластовыми температурами, но сходным составом воды. В целом, результаты проведенных полевых испытаний коррелируют с результатами лабораторных экспериментов для выбранного ПАВ.

 

Список литературы

1. Results of Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding Pilot at West Salym Field/ Y. Volokitin, M. Shuster, V. Karpan [et al.] // SPE-190382-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/190382-MS

2. Produced for the first time in Russia, Gazprom Neft synthesises 11 cutting-edge enhanced oil recovery surfactant agents, November 2017. – https://www.einpresswire.com/article/419409950/produced-for-the-first-time-in-russia-gazprom-neft-sy...

3. Deans H.A. «Using Chemical Tracers to Measure Fractional Flow and Saturation In-Situ //SPE-7076. – 1978. – https://doi.org/10.2118/7076-MS

4. Deans H.A., Mut A.D. Chemical Tracer Studies To Determine water Saturation at Prudhoe Bay// SPE-28591. – 1997. – https://doi.org/10.2118/28591-PA

5. Application of Internal Olefin Sulfonates and Other Surfactants to EOR. Part 2: The Design and Execution of an ASP Field Test. Society of Petroleum Engineers/ M.A. Buijse, R.M. Prelicz, J.R. Barnes, C. Cosmo // SPE-129769 – 2010. – https://doi.org/10.2118/129769-MS

6. Deans H.A., Parks Y.J., Tezduyar T.E. Thermal Effects on Single Well Chemical Tracer Test for Measuring Residual Oil Saturation. – https://doi.org/10.2118/19683-PA

7. Wolfenden R., Yuan Y. The neutral hydrolysis of simple carboxylic esters in water and the rate enhancements produced by acetylcholinesterase and other carboxylic acid esterases// Journal of the American Chemical Society. – 2011. – V. 133 (35). – P.13821–13823. – https://doi.org/10.1021/ja204116a

8. Wellington S., Richardson E. Redesigned ester single-well tracer test that incorporates ph driven hydrolysis rate changes // SPE-24135-PA. – 1994. – P 233–239. – https://doi.org/10.2118/24135-PA

9. Evaluating the Impact of Reservoir Cooling on the Surfactant Flood Efficiency/ A. Soltani, B. Decroux, A. Negre [et al.] // IPTC-21351-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2523/IPTC-21351-MS

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-100-105

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.432
К.М. Федоров (Тюменский гос. университет), д.т.н., А.П. Шевелев (Тюменский гос. университет), к.ф.-м.н., И.В. Выдыш (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.В. Аржиловский (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., Д.А. Анурьев (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., Н.А. Морозовский (ПАО «НК «Роснефть»), к.т.н., К.В. Торопов (ПАО «НК «Роснефть»), к.т.н.

Методика оценки и прогнозирования реакции добывающих скважин на обработку нагнетательных скважин по технологии выравнивания профиля приемистости

Ключевые слова: выравнивание профиля приемистости (ВПП), физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (МУН), дополнительная добыча нефти, нагнетательные скважины, добывающие скважины, характеристики эффективности, средняя приемистость

Месторождения на поздних стадиях разработки характеризуются высокой обводненностью продукции добывающих скважин. Одой из причин этого является прорыв воды по прослоям с высокими фильтрационными характеристиками. Для решения указанной проблемы применяется малообъемная закачка химических реагентов, выравнивающих профиль приемистости (ВПП) нагнетательных скважин. Эффективное использование данной технологии невозможно без предварительного расчета основных параметров ВПП. В условиях ежемесячного составления программ геолого-технических мероприятий использование секторных моделей для расчета не представляется возможным, так как они требуют длительной настройки и большого

В статье рассмотрены основы для создания алгоритма проектирования обработки скважин с применением технологии ВПП на базе прокси-моделей. Проведен анализ промыслового опыта таких обработок на месторождениях ПАО «НК «Роснефть». В результате анализа примерно 5000 обработок для последующих расчетов отобраны скважины, для которых имелся достаточный объем информации. Предложены критерии эффективности применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Анализ показал, что успешность применения технологии ВПП нагнетательных скважин составляет более 70 %, средняя дополнительная добыча нефти – 1600 м3. Разработана методика определения эффекта в добывающих скважинах от обработки нагнетательных. Оценен временной интервал, в течение которого восстанавливается обводненность продукции. Проведена статистическая обработка данных, полученных при закачке полимер-дисперсных и осадкообразующих составов. Приведена зависимость удельной дополнительной добычи (на 1 м3 закачанной композиции) по реагирующим скважинам от коэффициента ВПП.

 

Список литературы

1. Seright R.S. Use of preformed gels for conformance control in fractured systems // SPE-35351-PA. – 1997. – https://doi.org/10.2118/35351-PA

2. Polymer gels formulated with a combination of high- and low-molecular-weight polymers provide improved performance for water-shutoff treatments of fractured production wells / R.D. Sydansk, A.M. Al-Dhafeeri, Y. Xiong, R.S. Seright // SPE-89402-PA. – 2004. – V. 19. – № 4. – Pp. 229–236. – https://doi.org/10.2118/89402-PA

3. Preformed particle gel for conformance control: transport mechanism through porous media / B. Bai, Y. Liu, J.P. Coste, L. Li // SPE-89468-PA. – 2007. – https://doi.org/10.2118/89468-PA

4. Промысловые исследования по изучению самопроизвольного развития техногенных трещин в нагнетательных скважинах / А.Я. Давлетбаев, В.А. Байков, Г.Р. Бикбулатова [и др.] // SPE–171232-RU. – 2014. – https://doi.org/10.2118/171232-RU

5. Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах / В.А. Байков, А.Я. Давлетбаев, Т.С. Усманов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 65–77.

6. Совершенствование технологии ограничения водопритока в скважинах Самотлорского месторождения / Л.С. Бриллиант, А.И. Козлов, А.А. Ручкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2000. – № 9. – С. 56–57.

7. Газизов А.Ш., Низамов Р.Х. Оценка эффективности технологии применения полимер-дисперсной системы по результатам промысловых исследований // Нефтяное хозяйство. – 1990. – № 7. – С. 49–52.

8. Ручкин А.А., Ягафаров А.К. Оптимизация применения потокоотклоняющих технологий на Самотлорском месторождении. – Тюмень:  Вектор Бук, 2005. – 165 с.

9. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов // Вестник Санкт-Петербургского университета. – 2013. – № 4 (2). – С. 46–76.

10. Caili D., Qing Y., Fulin Z. In-depth profile control technologies in China—a review of the state of the art // Petroleum Science and Technology. – 2010. – V. 28. – P. 1307–1315. – https://doi.org/10.1080/10916460903419164

11. Tobenna O., Robert L. Simulation and economic screening of improved oil recovery methods with emphasis on injection profile control including waterflooding. Polymer flooding and a thermally activated deep diverting gel //  SPE–153740-MS. – 2012.  – https://doi.org/10.2118/153740-MS

12. Выдыш И.В., Федоров К.М., Анурьев Д.А. Сопоставление эффективности полимер-дисперсных обработок нагнетательных скважин различной конструкции // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2022. – Т. 8. – № 1 (29). – С. 58–74. – https://doi.org/10.21684/2411-7978-2022-8-1-58-74

13. A theoretical analysis of profile conformance improvement due to suspension injection / K.M. Fedorov, A.Y. Gilmanov, A.P. Shevelev [et al.] // Mathematics. – 2021. – № 9. – P. 17–27. –  https://doi.org/10.3390/math9151727

14. Willhite G.P. Waterflooding // Richardson: Society of Petroleum Engineers. – 1986. – 326 p.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-106-110

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Проектирование обустройства месторождений

528.4:622.276
Н.Н. Филин (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»), А.Н. Погородний (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»), С.А. Арбузов (Сибирский гос. университет геосистем и технологий), к.т.н., Н.Н. Бердников (ПАО «НК «Роснефть»)

Применение материалов аэросъемки для определения породной и высотной составляющих лесных насаждений на объектах ПАО «НК «Роснефть»

Ключевые слова: фотограмметрия, воздушное лазерное сканирование (ВЛС), беспилотные летательные аппараты, лесотаксация, цифровая модель полога

ПАО «НК «Роснефть» уделяет особое внимание разработке и совершенствованию теоретических и практических основ технологических бизнес-процессов с применением инновационных технологий для решения задач проектирования и изысканий. Данные исследования позволяют эффективнее использовать трудовые и материальные ресурсы в процессе обустройства и эксплуатации нефтяных месторождений в интересах компании.

В статье исследованы возможности применения объектно-ориентированного подхода к классификации породного состава древостоя на основе мультиспектральной аэрофотосъемки с беспилотного воздушного судна (БВС) в комплексе с воздушным лазерным сканированием (ВЛС), а также применимость фотограмметрического облака точек для выполнения таксации лесосек. Представлены результаты проверки достоверности и точности определения высот древесной растительности методами аэрофотосъемки и ВЛС и оценки таксационных показателей как составной части лесоустроительных и лесотаксационных работ. Приведены особенности поиска вершин деревьев по облаку точек с последующей классификацией методом объектно-ориентированного анализа изображений (OBIA) с применением статистических данных спектральных каналов в различных диапазонах и проверкой возможности выделения информации о породном составе древостоя. Рассмотрены результаты проверки достоверности и определения точности фиксации высот древесной растительности методами аэрофотосъемки и ВЛС. Сделаны выводы о возможности применения OBIA на основе мультиспектральных данных для классификации древесных пород, фотограмметрического облака точек с целью оценки высот деревьев.

Данная работа направлена на оптимизацию собственной методики проведения таксации, разработку технологии автоматизации таксации лесосек по данным ВЛС и цифровой аэрофотосъемки с БВС. Ее результаты могут быть использованы как для оптимизации существующего процесса лесотаксации, так и для оперативной актуализации материалов лесоустройства на территориях лицензионных участков.

 

Список литературы

1. Опыт использования мультиспектрального аэрофотосъемочного оборудования в комплексе с беспилотным воздушным судном для решения задач лесотаксации и топографии / А.Н. Погородний, Н.Н. Филин, С.А. Шумейко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 9. – С. 90–94. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-9-90-94

2. Шумейко С.А., Филин Н.Н. Применение беспилотных летательных аппаратов непрофессионального сегмента для решения инженерно-геодезических задач и картографирования территорий месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 42-45. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-10-42-45

3. Lopez J.P.A. Object-based methods for mapping and monitoring of urban trees with multitemporal image analysis, Ph.D. dissertation, University of Twente, 2012.

4. Combining Watershed Transformation and Local Maxima Approach in Developing a Tree Detection and Counting Methodology using Object-Based Image Analysis/ T.A.M. Rollan [et al.] // Proceedings of South East Asian Survey Congress 2015. – 2015.

5. Tiede D., Hoffmann Ch. Process oriented object-based algorithms for single tree detection using laser scanning // EARSeL-Proceedings of the Workshop on 3D Remote Sensing in Forestry. – 14th-15th Feb 2006. – Vienna. – P. 151–156.

6. Object-Based Land Cover Classification of Cork Oak Woodlands using UAV Imagery and Orfeo ToolBox. / De Luca Giandomenico, M. N. Silva João, Cerasoli Sofia [et al.] // Remote Sens. – 2019. – V. 11(10). – 1238 р. – DOI: 10.3390/rs11101238

7. An Integrated Object and Machine Learning Approach for Tree Canopy Extraction from UAV Datasets. / A. Adhikari, M. Kumar, Sh. Agrawal,  [et al.] // Journal of the Indian Society of Remote Sensing. – 2021. – V. 49. – P. 471–478. – DOI:10.1007/s12524-020-01240-2

8. Dominant trees analysis using UAV LiDAR and photogrammetry /Qingwang Liu; Shiming Li; Xin Tian [et al.] // Proceedings of  IEEE International Geoscience and Remote Sensing Symposium 2020. – 2020. – P. 4649–4652. – DOI: 10.1109/IGARSS39084.2020.9323664

9. Mapping canopy height using a combination of digital photogrammetry and lidar / B. St‐Onge, C. Vega, R.A. Fournier [et al.] // International Journal of Remote Sensing. – 2008. – V. 29. – № 11. – DOI:10.1080/01431160701469040

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-111-115

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Транспорт и подготовка нефти

622.276.8
А.М. Высотских (ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»), Я.Д. Ивашов (ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»), Д.Г. Тюкавкин (АО «РН-Няганьнефтегаз»), И.С. Пузанов (АО «РН-Няганьнефтегаз»)

Жизненный цикл сульфатвосстанавливающих бактерий в нефтепромысловых системах Западной Сибири

Ключевые слова: промысловые трубопроводы, емкостное оборудование, сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ), микробиологическая коррозия, внутренняя коррозия, порывы трубопроводов

В июне – декабре 2020 г. ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр» проведены масштабные научно-исследовательские работы по оценке степени влияния микробиологического заражения нефтяных пластов на аварийность трубопроводного парка АО «РН-Няганьнефтегаз», применяемого для транспорта продукции нефтяных месторождений Красноленинского свода (Талинского, Ем-Еговского и Каменного) в Западной Сибири. Проверены некоторые гипотезы и сделан обзор результатов наблюдений, данных лабораторных и промысловых испытаний, выполненных в разные годы рядом специалистов по микробиологической коррозии на нефтяных промыслах. На первом этапе научно-исследовательских работ проанализированы данные об объектах разработки и нефтепромысловой инфраструктуре АО «РН-Няганьнефтегаз», статистика аварийности трубопроводов, определены объемы и объекты исследований. На втором этапе специалистами ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр» развернута химико-аналитическая лаборатория непосредственно на промышленной площадке АО «РН-Няганьнефтегаз» и отобраны пробы жидкости и твердых отложений для исследований. Специально для данного проекта изготовлены биозонды, позволяющие определять концентрацию адгезированных форм бактерий. После консолидации данных о коррозионной агрессивности транспортируемых сред при помощи математического анализа установлена высокая степень влияния СВБ на удельную частоту порывов промысловых нефтепроводов. Выявлены благоприятные для размножения СВБ условия среды. Определены масштабы и источники микробиологического заражения нефтепромысловой системы. Установлен цикл жизнедеятельности СВБ. Подтверждена зависимость эффективности противокоррозионной защиты трубопроводов от содержания СВБ. В результате выполненной работы сформированы положения, применимые в качестве стратегии снижения аварийности и продления срока службы трубопроводной инфраструктуры нефтяных месторождений.

 

Список литературы

1. Баринов О.Г. Механизм локализации коррозии на железе в растворах, содержащих сероводород: дис. … канд. хим. наук. – М., 2002. – 130 с.

2. Маркин А.Н., Низамов Р.Э. CO2-коррозия нефтепромыслового оборудования. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. – 188 с.

3. Нестерова Е.В., Борисенкова Е.А., Прохорова Н.В. Исследование влияния нефтяного микробиоценоза на процесс коррозии трубной стали / Самарский научный вестник. – 2020. – Т. 9. – № 4. – С. 125–131.

4. Андреюк Е.И. Литотрофные бактерии и микробиологическая коррозия. – Киев: Наукова думка, 1977. – 163 с.

5. Каменщиков Ф.А. Борьба с сульфатвосстанавливающими бактериями на нефтяных месторождениях. – М. – Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2007. – 412 с.

6. Хазипов Р.Х. Влияние температурных условий продуктивного пласта на особенности формирования биоценоза нефтепромысловой микрофлоры // Нефтяное хозяйство. – 1991. – № 7. – С. 37–39

7. Кузнецов Н.П. Коррозионное разрушение внутрискважинного оборудования и промысловых трубопроводов на нефтяных месторождениях Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 12. – С. 69–71.

8. Борзенков И.А. Формирование химического состава подземных вод в результате бактериальной сульфатредукции // Тр. ин-та / ВСЕГИНГЕО. – 1982. – № 146. – С. 15–19.

9. Гетманский М.Д. Предупреждение локальной коррозии нефтепромыслового оборудования. В сб. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. – М.: ВНИИОЭНГ, 1981. – 57 с.

10. Bacterial biofilms: from the natural environment to infectious diseases / L. Hall-Stoodley [et al.] // Nature Reviews Microbiology .– 2004. – No. 2. – Р. 95–108.

11. Skovhus T.L. Problems Caused by Microbes and Treatment Strategies – Rapid Diag-nostics of Microbiologically Influenced Corrosion (MIC) in Oilfield Systems with a DNA-Based Test Kit. // Applied Microbiology and Molecular Biology in Oil Field Systems. –  New York: Springer Publisher, 2011. – P. 133–140. - https://doi.org/10.1007/978-90-481-9252-6_16

12. Microbiologically Influenced Corrosion in the Upstream Oil and Gas Industry / T.L. Skovhus [et al.] . – CRC Press, 2017. – 517 p.

13. Магалимов А.А. Опыт текущей оценки биоценоза нефтяных пластов и разработка мероприятий по его подавлению // Нефтепромысловое дело. – 1999. – № 11. – С. 27–31.

14. Розанова Е.П. Микрофлора нефтяных месторождений. – М.: Наука, 1974. – 197 с.

15. Слободкина Г.Б. Новые термофильные анаэробные прокариоты, использующие соеднинения азота, серы и железа в энергетическом метаболизме: дис. ... д-ра биол. наук. – М., 2018. – 256 с.

16. Гусев М.В. Микробиология. – М.: МГУ, 2004. – 448 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-116-120

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Трубопроводный транспорт нефти

622.692.4–03
Е.Ф. Денисов (ООО «НИИ Транснефть»), М.З. Ямилев (ООО «НИИ Транснефть»), к.т.н., Е.А. Тигулев (ООО «НИИ Транснефть»), В.В. Пшенин (Санкт-Петербургский горный университет), к.т.н.

Анализ современных технологий определения местоположения коммуникаций из неметаллических труб

Ключевые слова: полиэтилен низкого давления, метод георадарной съемки, подземный трубопровод, обнаружение неметаллических трубопроводов

Выявление подземных коммуникаций при выполнении земляных работ является важной задачей. При этом в настоящее время определение местоположения таких коммуникаций затруднено в связи с переходом на использование неметаллических материалов. В сфере трубопроводного транспорта обнаружение неметаллических коммуникаций необходимо в том числе для локализации несанкционированных врезок на магистральных трубопроводах, а также при изысканиях в ходе строительства или реконструкции подземных сооружений при наличии действующих коммуникаций на объектах. Одновременно с использованием неметаллических материалов для коммуникаций и труб также развиваются и методы их обнаружения. В статье приведен обзор современных методов выявления неметаллических труб. Рассмотрены аспекты взаимодействия материала труб, грунтовых условий и перекачиваемого продукта с имеющимися физическими полями, использующимися в устройствах по обнаружению местоположения подземных коммуникаций. Сопоставление технических характеристик методов дает возможность выбрать способы, наиболее подходящие для неметаллических труб, перекачивающих нефть и нефтепродукты. Выделены основные критерии, позволяющие выполнить сравнение методов, и сделаны выводы об их практической применимости на объектах магистрального трубопроводного транспорта. При разработке окончательных рекомендаций по применению эффективных методов определения местоположения коммуникаций из неметаллических труб кроме технических критериев должны учитываться технико-экономические и организационные критерии. Дальнейшие исследования в данной области позволят выработать нормативные требования к выполнению земляных работ, а также расширить инструментальную базу поиска несанкционированных врезок в сочетании с другими значимыми факторами, фиксирующими потенциальные нарушения.

 

Список литературы

1. Глухова О.В., Фаттахов М.М. Эффективность применения трубопроводов из полиэтиленовых труб // Нефтегазовое дело. – 2006. – № 2. – С. 18–26.

2. Саввина А.В., Попов С.Н., Федоров Ю.Ю. Мониторинг опытно-промышленного подземного газопровода из армированных полиэтиленовых труб // Наука и образование. – 2017. – № 1. – С. 63–66.

3. Арзамасцев С.В., Бирюков А.В., Кострикина  Н.А. Способы обозначения полиэтиленового газопровода // Научно-технические проблемы совершенствования и развития систем газоэнергоснабжения. –  2020. – № 1. –  С. 30–35. 

4. Бирюков А.В., Кострикина Н.А., Биркалова Е.И. Полиэтиленовые армированные трубы. Стандартизация требований на национальном уровне // Научно-технические проблемы совершенствования и развития систем газоэнергоснабжения. – 2020. – № 1. – С. 26–29. 

5. Современные тенденции развития технологий определения местоположения газопроводов из неметаллических труб / В.В. Пшенин, М.С. Комаровский, Д.С. Подлесный, Л.Р. Розанова // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2021. – № 5–6. – С. 17–26.

6. Hexagon A.B. IDSGeoRadar: The leader in multi-frequency and multi-channel. Ground Penetrating Radar // Retrieved. – 2021. – November 20. – https://idsgeoradar.com/products/ground-penetrating-radar/stream-c

7. Leica Geosystems AG. Operating Instructions // Retrieved. – 2021. – November 20. – https://leica-geosystems.com/products/detection-systems/utility-detection-solutions

8. Uses Radio Waves to Uncover Underground Utilities & Substructures // AM Gradiometer (AMG) // Retrieved. – 2021. – November 20.

9.  Imaging and Locating Buried Utilities / Hung Seok Jeong, Carlos A. Arboleda, Dulcy M. Abraham [et al.] // October 2002, Report No. FHWA/IN/JTRP-2003/12.

10. Review of Detection and Monitoring Systems for Buried High Pressure Pipelines / S. Asadollahi, A.G. Dorée, L.L. Scholtenhuis, F. Vahdatikhaki / Final Report. – 2017,  January 23.

11. Locating Underground Drainage Apparatus – In Search of Best Practice // Scottish Roads Research Board. – March 2016.

12. Locating Underground Pipe Using Wideband Chaotic Ground Penetrating Radar / J. Li, T. Guo, H. Leung [et al.] // Sensors. – 2019. – V. 13. – Р. 1–12.

13. Radiotracer Applications in Industry / G. Axelsson, В.J. Barry, P. Berne [et al.] // A Cuidebook, IAEA Technical Report Series No 423, IAEA Vienna, September 2004.

14. Пионт Д.Ю., Трушин Р.С., Темис М.Ю. Основные аспекты проектирования магистральных трубопроводов на участках пересечения активных тектонических разломов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 3(15). – С. 46–53.

15. Sensit Technologies Ultra-Trac APL. Sensit divisions // Retrieved. – 2021. – November 20. – https://www.gasleaksensors.com/underground-pipe-locators.html

16. Трассоискатель для диагностики неметаллических и металлических трубопроводов «Успех ТПТ-522Н». – https://www.technoac.ru

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-121-125

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экологическая и промышленная безопасность

620.98; 330.322.54
А.А. Каламкарова (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.э.н., Г.Н. Булискерия (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.э.н., А.Х. Оздоева (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.э.н.

Альтернативная энергетика – диверсификация энергетических рисков или новые вызовы мировому сообществу?

Ключевые слова: альтернативная энергетика, возобновляемые источники энергии, капитальные вложения, себестоимость производства, риски, энергетическая рентабельность (Energy Return On Investment – EROI)

В эпоху эксколации военно-политических конфликтов, ужесточения санкций, ограничений на поставку российских энергоносителей все больше вопросов возникает вокруг конкурентоспособности альтернативных источников энергии. В статье рассмотрен современный этап трансформации мировой энергетики в части развития альтернативных источников энергии, выделены факторы способствующие увеличению доли возобновляемых источников энергии в структуре мирового энергобаланса. Изучены экономико-технологические показатели альтернативной энергетики в сравнении с традиционными источниками энергии. Выделены наиболее конкурентоспособные из альтернативных источников. Проанализирован ряд экономико-технологических показателей, в том числе удельные капитальные вложения на 1 кВт вводимой мощности; коэффициент использования установленной мощности; отношение полученной энергии к затраченной; себестоимость получения энергии с учетом полного жизненного цикла оборудования. Анализ динамики показателей дал возможность выявить основные тенденции, определить структурные сдвиги, исследовать изменения во времени и оценить перспективы развития технологий. На основе ретроспективного анализа глобальных средневзвешенных показателей дан прогноз капитальных затрат и себестоимости производства на примере объектов солнечной энергетики и сделано предположение о дальнейшей оптимизации затрат в сфере производства «чистой энергии». Выполнена оценка маржинальности альтерантивной энергетики по странам, определены наиболее рентабельные виды энергии в региональном разрезе. Показаны некоторые преимущества альтенативной энергии в части отсутствия стоимости сырья в структуре производственной себестоимости (за исключением атомной и биоэнергетики), выделены проблемы и рассмотрены перспекивы развития, проведена оценка комплексного эффекта при реализации проектов альтернативной энергетики.

 

Список литературы

1. BP Statistics 2021. – https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html

2. Арутюнов В.С. Нефть XXI. Мифы и реальность альтернативной энергетики. - М.: Алисторус, 2016. - 360 с.

3. Renewable Power Generation Costs in 2020, International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi. – https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2021/Jun/IRENA_Power_Generation_Costs_2...

4. McKinsey. Hydrogen Insights Report. – 2021. – https://https://hydrogencouncil.com/wp-content/uploads/2021/02/Hydrogen-Insights-2021-Report.pdf

5. Energy Return on Investment. – https://www.world-nuclear.org/information-library/energy-and-the-environment/energy-analysis-of-powe....

6. Energy Analysis of Power Systems //WNA, March 2020. – https://www.world-nuclear.org/information-library/energy-and-the-environment/energy-analysis-of-powe...

7. Could clean energy be the winner in the oil price war? – https://www.woodmac.com/news/opinion/could-clean-energy-be-the-winner-in-the-oil-price-war/.

8. The Role of Critical World Energy Outlook Special Report Minerals in Clean Energy Transitions / IEA. – https://iea.blob.core.windows.net/assets/24d5dfbb-a77a-4647-abcc-667867207f74/TheRoleofCriticalMiner...

9. Electricity prices. – https://www.globalpetrolprices.com/electricity_prices/.

10. Ахметшина Г.Р., Оздоева А.Х. Солнечные электростанции: эксплуатация на площадках нефтегазового комплекса // Neftegaz.RU. – 2021. – № 9. – С. 90-93.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-126-131

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.692.2
В.А. Колмогорова (АО «ТомскНИПИнефть»), к.т.н., Л.А. Сметанина (АО «ТомскНИПИнефть»), А.А. Булатов (АО «ТомскНИПИнефть»), А.В. Яковлев (ПАО «НК «Роснефть»)

Применение комплексного подхода к выбору наиболее эффективного варианта снижения интенсивности выбросов углекислого газа

Ключевые слова: дымовые газы, парниковые газы, углекислый газ, улавливание и хранение углерода (УХУ), технико-экономическая модель, интенсивность выбросов, капитальные вложения

В статье рассмотрен комплексный подход, позволяющий на концептуальной стадии работ сделать выбор в пользу наименее затратного варианта снижения интенсивности выбросов углекислого газа. Выбранный вариант должен обеспечивать достижение целевых показателей углеродоемкости проекта. Решения, касающиеся поверхностного обустройства месторождений, при этом играют ключевую роль, так как непосредственно влияют как на объем генерируемых парниковых газов, так и на состав и стоимость сооружений по улавливанию и хранению углерода (УХУ). Разработанный подход является уникальным и не имеет аналогов на территории Российской Федерации. С использованием программного обеспечения IHS QUE$TOR, которое широко применяется за рубежом для оценки экономической эффективности проектов декарбонизации в нефтедобывающих компаниях, разработана технико-экономическая модель инфраструктуры УХУ. Приведены результаты исследований чувствительности капитальных вложений в объекты УХУ к изменению таких технологических параметров, как концентрация диоксида углерода в потоке дымовых газов, степень его извлечения на установке улавливания, тип поглотителя, степень осушки углекислого газа перед транспортом к месту закачки в пласт. Оценено также влияние расхода дымовых газов на капиталовложения в инфраструктуру УХУ. Дано описание основных алгоритмы и приведены требования к функциональному наполнению инструмента для экспресс-оценки и выбора способа утилизации углекислого газа для промышленных объектов нефтедобывающих компаний. Разработанный подход к выбору варианта утилизации углекислого газа позволяет комплексно учитывать влияние каждого фактора и выбирать вариант обустройства, характеризующийся наименьшими затратами, с целью увеличения прибыли компании.

 

Список литературы

1. Декарбонизация в нефтегазовой отрасли: международный опыт и приоритеты России. – М.: Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО, 2021. – 158 с.

2. Global Status Of CCS 2020. Global CCS Institute. – 2020. – 44 p.

3. https://www.trud.ru/article/25-03-2022/1414045_ekologicheskaja_povestka_rosnefti.html

4. Best Available Techniques (BAT). Reference Document for the Refining of Mineral Oil and Gas / P. Barthe, M. Chaugny, S. Roudier,Luis D.  Sanco // Industrial Emissions Directive 2010/75/EU. Integrated Pollution Prevention and control, 2015. – 719 p.

5. Zekri A., Jerbi K.K. Economic Evaluation of Enhanced Oil Recovery // Oil & Gas Science and Technology – Revue d’IFP Energies nouvelles. – 2002. – V. 57 (3). – P. 259–267.

6. Strategic UK CO2 Storage Appraisal Project – Addendum. Pale Blue Dot Energy, Axis Well Technology. – 2016. – 183 p.

7. Grant T. Examining Possible CCS Deployment Pathways: Onshore and Offshore (FWP-1022464) // U.S. Department of Energy National Energy Technology Laboratory. 2021 Carbon Management and Oil and Gas Research Project Review Meeting. Carbon Storage, 2021. – 24 p.

8. Haugland T. Associated Petroleum Gas Flaring Study for Russia, Kazakhstan, Turkmenistan, and Azerbaijan – Final Report. – Norway, 2013. – 80 p.

9. Results from Aerosol Measurement in Amine Plant Treating Gas Turbine and Residue Fluidized Catalytic Cracker Flue Gases at the CO2 Technology Centre Mongstad / G. Lombardo, B.F. Fostås, M.I. Shah [et. al] // Energy Procedia. – 2017. – V. 114. – P. 1210–1230.

10. Ушакова А.А. Извлечение углекислого газа из дымовых газов на предприятии АО «Алтайвагон» // В сб. Технологии и оборудование химической, биотехнологической и пищевой промышленности: XIII Всероссийская научно-практическая конференцияя студентов, аспирантов и молодых ученых с международным участием. – Бийск, 2020. – С. 47–78.

11. Аминовая очистка – https://gazsurf.com/ru/gazopererabotka/oborudovanie/modelnyj-ryad/item/aminovaya-ochistka

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-132-136

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.55:622.276.5
Ю.С. Захаревич (АО «ТомскНИПИнефть»; Национальный исследовательский Томский политехнический университет), к.т.н., К.И. Эрикссен (ПАО «НК «Роснефть»)

Оценка возможностей повышения эффективности технологии секвестрации углекислого газа

Ключевые слова: дымовые газы, углекислый газ, диоксид углерода, улавливание углерода, аминовая очистка, моноэтаноламин (МЭА), технологии CCUS, повышение эффективности

В статье рассмотрена актуальная в настоящее время проблема декарбонизации производства и возможность снижения затрат на реализацию Стратегии «низкоуглеродного» развития ПАО «НК «Роснефть». Известно, что наиболее капиталоемкой частью проектов секвестрации углекислого газа (Carbon Capture, Utilization and Storage – CCUS) является установка улавливания диоксида углерода из дымовых газов. Ее стоимость может составлять до 2/3 стоимости проекта CCUS. Применение классической технологии аминовой очистки углеводородных газов от кислых примесей для улавливания диоксида углерода из дымовых газов сопровождается рядом негативных факторов, существенно осложняющих процесс взаимодействия амина с углекислым газом в абсорбере и напрямую влияющих на стоимость установки. К таким факторам главным образом относятся высокая температура дымовых газов, низкое давление, близкое к атмосферному, и существенно различающийся компонентный состав входного потока газа. Для анализа степени влияния ключевых негативных факторов на эффективность процесса извлечения диоксида углерода из дымовых газов разработана технологическая модель установки аминовой очистки в ПО Aspen Hysys с применением дополнительного модуля Rate-Based Distillation, который, по мнению консалтинговой службы поддержки Aspen, является лучшим универсальным средством для моделирования процессов секвестрации углекислого газа. Выполненные модельные исследования позволили установить, что наиболее целесообразной является эксплуатация колонны абсорбера при атмосферном давлении с поддержанием температуры процесса не выше 45 °С. При этом состав исходного потока дымовых газов (если отсутствует стабильный дополнительный источник чистого диоксида углерода) рационально оставлять без изменений. Определение оптимальных параметров эксплуатации установки аминовой очистки позволит добиться существенной экономии энергетических ресурсов и снизить общую стоимость проектов CCUS

 

Список литературы

1. Вклад углекислого газа и воды в парниковый эффект / Н.В. Сырчина, Г.Я. Кантор, В.Н. Пугач, Т.Я. Ашихмина // Теоретическая и прикладная экология. – 2021. – №4. – С. 218–223.

2. Давлетбаев А.А., Теслюк Л.М. Интенсификация добычи нефти с помощью технологии секвестрации CO2 // Система управления экологической безопасностью: сб. труд. XV междун. науч.-практ. конф. – Екатеринбург: УрФУ, 2021. – С. 219–224.

3. Швайбер В.М. Из истории исследований парникового эффекта земной атмосферы // Биосфера. – 2013. – Т.5. – № 1. – С. 37–44.

4. Отчет компании Vygon Consulting. CCUS: Монетизация выбросов СО2, 2021. – 48 с. –  https://vygon.consulting/upload/iblock/967/

jzgys72b7ome167wi4dbao9fnsqsfj13/vygon_consulting_CCUS.pdf.

5. Design of CO2 absorption plant for recovery of CO2 from flue gases of gas turbine / M. Mofarahi, Y. Khojasteh, H. Khaledi, A. Farahnak // Energy. – 2008. – V. 33 (8). – P.1311–1319. – https://doi.org/10.1016/j.energy.2008.02.013.

6. Chavez R-H., Guadarrama J.J. Numerical Evaluation of CO2 capture on post-combustion processes // Chemical engineering transactions. – 2015. – V.45. – P. 271–276.

7. Экспериментальный стенд по снижению вредных выбросов и углекислого газа в дымовых газах тепловых электростанций / А.Р. Богомолов, И.В. Дворовенко, С.В. Крюков, М.А. Чемакин // Сборник материалов III Всероссийской конференции «Химия и химическая технология: достижения и перспективы», Кемерово, 16-17 ноября 2016 г. – Кемерово: Изд-во Кузбасского гос. технического университета, 2016. – С. 78–81.

8. Углекислый газ как сырье для крупнотоннажной химии // Электронный журнал Neftegaz.ru. – 2019. – №9. – https://magazine.neftegaz.ru/articles/pererabotka/497100-uglekislyy-gaz-kak-syre-dlya-krupnotonnazhn...

9. Захаревич Ю.С., Юрьев Е.М. Моделирование схемы аминовой очистки дымовых газов от диоксида углерода при пониженном давлении в ПО Aspen Hysys // Нефтегазовое дело. - 2022. – № 4. - С. 117-135. - https://dx.doi.org/10.17122/ogbus-2022-4-117-135

10. Ушакова А.А. Извлечение углекислого газа из дымовых газов на предприятии АО «Алтайвагон» // Технологии и оборудование химической, биотехнологической и пищевой промышленности. Сбор. матер. XIII Всерос. науч.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых с международным участием. – Бийск, 2020. – С. 47–78.

11. Sipöcz N., Tobiesen F.A. Natural gas combined cycle power plants with CO2 capture оpportunities to reduce cost // Int J Greenh Gas Con. – 2012. – Issuse 7. – P. 98–106.

12. Griffin T., Bücker D., Pfeffer A. Technology options for gas turbine power generation with reduced CO2 emission // Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. – 2008. – V. 130 (4). – https://doi.org/10.1115/1.2898717.

13. Weiland R.H., Hatcher N.A. What are the benefits from mass transfer rate-based simulation? // Hydrocarbon processing. – 2011. – July. – P. 43–49.

14. Vardheim R. How Technology Centre Mongstad (TCM) plays a central role in progressing carbon capture globally. – https://ieaghg.org/docs/General_Docs/

PCCC3_PDF/3_PCCC3_Vardheim.pdf

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-137-141

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


658.382.3:622.276
С.И. Аграфенин (АО «Гипровостокнефть»), к.т.н., В.И. Кремлев (АО «Гипровостокнефть»), к.т.н., Э.А. Задохин (АО «Гипровостокнефть»), В.А. Козлов (АО «Гипровостокнефть»)

Особенности организации системы противоаварийной защиты объектов нефтегазодобывающего комплекса с учетом риск-ориентированного подхода

Ключевые слова: оценка риска, анализ опасности и работоспособности (АОР), категория взрывоопасности, противоаварийная защита (ПАЗ), уровень полноты безопасности (УПБ), верификация контуров безопасности

Действующие Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» уточняют требования к проектированию противоаварийной защиты (ПАЗ) в нефтяной и газовой промышленности, а также для объектов химической нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. При разработке проектной документации для объектов дожимных насосных станций, установок предварительного сброса воды, подготовки нефти и газа, резервуарных парков (промысловых) в АО «Гипровостокнефть» проводится анализ опасности и работоспособности, а также с применением метода полуколичественной оценки риска определяется уровень полноты безопасности. При разработке системы ПАЗ для объектов нефтегазодобывающего комплекса выполняется верификация контуров безопасности и формулируются требования к их элементам. При верификации контуров безопасности осуществляются моделирование и расчет надежности приборных контуров защит с использованием сертифицированного программного комплекса автоматизированного структурно-логического моделирования «Арбитр». Для выбора оптимальной системы ПАЗ для опасного производственного объекта и обеспечения требуемого уровня надежности на этапе проектирования разрабатывается несколько вариантов контуров безопасности с учетом компонентов различных поставщиков оборудования (контрольно-измерительных приборов, программируемых логических контроллеров с документально подтвержденными показателями надежности). Применение методов анализа риска позволяет обосновать достаточность приборных контуров защит для предупреждения, своевременного обнаружения и предотвращения опасных событий и оптимизировать капитальные вложения с учетом применения российских компонентов аппаратной части системы ПАЗ в рамках импортозамещения.

 

Список литературы

1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 № 116-ФЗ.

2. Федеральный закон «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» от 22.07.2008 № 123-ФЗ.

3. Федеральный закон «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» от 30.12.2009 № 384-ФЗ.

4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств»; утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 № 533.

5. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»; утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 № 534.

6. Свидетельство № 2003611101 о регистрации программы для ЭВМ. ПК «Арбитр»/заявитель и правообладатель ОАО «СПИК СЗМА». - № 2003610572; заявл. 14.03.2003; зарег. 12.05.2003.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-9-142-144

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее