Май 2014




NH_50x50.png
Уважаемые читатели, Вы можете подписаться на журнал или купить его отдельный номер, используя мобильное приложение "Нефтяное хозяйство" в магазине приложений AppStore!  Удобно оплачивать! Удобно читать! Дешевле, чем обычная подписка!Требуется iOS 7.0 или более поздняя версия. Совместимо с iPhone, iPad и iPod touch. 
Dear readers, You're welcome to purchase the subscription or any single issue of the Magazine using the mobile apps Нефтяное хозяйство in AppStore. Easy to pay & read and it is cheaper than ordinary subscription to a paper issue. Compatible with iPhone, iPad and iPod touch. iOS 7.0 or later version.  
qr-code НХ.gif

Для просмотра доп. инф. по статье или ее авторам достаточно "кликнуть" на соответствующей строке
Нефтяная и газовая промышленность

21-й Мировой Нефтяной Конгресс в Москве: ответственное обеспечение энергоресурсами развивающегося мира


Читать статью Читать статью



Интервью с заместителем председателя ЦКР Роснедр, д.г.-м.н. В.В. Шелеповым

Сложностей много, но мы работаем


Читать статью Читать статью



М.Н. Григорьев (ООО «Гекон», Научный совет Российской академии наук по проблемам геологии и разработки месторождений нефти, газа и угля)

Анализ структуры ресурсной базы минерально-сырьевых центров нефти континентальной части Ненецкого автономного округа

Ключевые слова: нефть, запасы, ресурсы, структура ресурсной базы, вовлечение в освоение, минерально-сырьевой центр (МСЦ), качество нефти, добыча, программные мероприятия, Ненецкий автономный округ.

В соответствии с утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации «Стратегией развития геологической отрасли до 2030 года» как объекты программно-целевого планирования в сфере геологического изучения недр, воспроизводства и использования минерально-сырьевой базы определены минерально-сырьевые центры (МСЦ) - совокупность разрабатываемых и планируемых к освоению месторождений и перспективных площадей, связанных общей существующей и планируемой инфраструктурой и имеющих единый пункт отгрузки добываемого сырья в федеральную или региональную транспортную систему для доставки потребителям. Таким образом, развитие освоение ресурсного потенциала регулируется в рамках единых ресурсно-инфраструктурных технологических систем.

Охарактеризованы месторождения, входящие в состав минерально-сырьевых центров нефти Ненецкого автономного округа и обеспечивающие функционирование транспортные системы.

Проведен анализ структуры ресурсной базы МСЦ нефти Ненецкого автономного округа на основе выделения объектов распределенного и нераспределенного фондов недр, в различной степени вовлеченных в промышленное освоение. Разрабатываемые пласты эксплуатируемых месторождений сгруппированы по текущим темпам отбора. Проведены вариантные оценки обеспеченности добычи как запасами промышленных категорий, так и с учетом приведенных к ним предварительно оцененных запасов и перспективных ресурсов.

Проведено моделирование изменения основных качественных характеристик добываемой нефти по основным товарным показателям (плотности и содержанию серы) за счет ввода в освоение извлекаемых запасов промышленных категорий различных групп ресурсных объектов.

Определен вклад в обеспечение развития базы нефтедобычи всех групп выделенных объектов. Это позволило более обоснованно сформулировать адресные рекомендации по лицензированию, проведению поисково-оценочных и разведочных работ, применению высокотехнологических решений добычи для обеспечения развития базы нефтедобычи рассмотренных МСЦ.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



(Авторские права ГП «ЦДУ ТЭК»)

Основные показатели работы нефтяной и газовой отраслей топливно-энергетического комплекса России за январь-март 2014 г.


Читать статью Читать статью



Р.Х. Муслимов (Казанский (Приволжский) Федеральный Университет), C. 26-30

Эффективное управление нефтегазовым сектором может стать адекватным ответом на современные вызовы энергетической безопасности России

Ключевые слова: топливно-энергетический комплекс (ТЭК), топливно-энергетические ресурсы (ТЭР), коэффициент извлечения нефти (КИН), нефтегазовый сектор, трудноизвлекаемые запасы нефти, нетрадиционные ресурсы, воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), методы увеличения нефтеотдачи (МУН), обработка призабойных зон (ОПЗ), инновационное проектирование, стандарты.

Показаны преимущества и недостатки госрегулирования недропользованием в США, СССР и РФ. Эффективная система государственного регулирования недропользованием способствует решению основной проблемы развития нефтегазового сектора — оптимизации добычи и максимизации коэффициента извлечения нефти (КИН). Современный технический прогресс в повышении эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов и освоении месторождений нетрадиционных углеводородов, усиливаемый претензиями США на политическую монополию социально-экономического развития мирового сообщества, бросает вызов безопасности РФ, прежде всего в энергетической сфере.

Несмотря на огромные природные топливно-энергетические ресурсы, современная Россия не в состоянии дать адекватный моментальный ответ на эти вызовы по причине неудовлетворительного состояния нефтяной отрасли. Для исправления положения необходима немедленная модернизация нефтегазового сектора с переходом на инновационное развитие. Последнее должно начинаться с инновационного проектирования разработки месторождений и включать целую цепочку инновационно-модернизированных действий: построение на новой, приближенной к природным условиям формирования залежей, геолого-гидродинамических моделей, создание новой лабораторной базы исследования пластовых пород, флюидов, органического вещества, новых методов лабораторных, петрофизических и геофизических исследований, подготовки к проектированию разработки. Во главе всего этого комплекса должно стоять реформирование системы контроля и государственного управления рациональным недропользованием. Цель — повышение эффективности освоения месторождений углеводородов для оптимизации добычи и максимизации КИН путем интеллектуализации сектора. Предложена научно-практическая реорганизация управления нефтегазовым сектором.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтегазовые компании

Новости ОАО «НК «Роснефть»


Читать статью Читать статью


ОАО «Зарубежнефть»: упор на развитие инновационных подходов к разработке месторождений во Вьетнаме и на севере России


Читать статью Читать статью



Ю.С. Красневский, М.Л. Пелевин, В.Ф. Чекушин, А.В. Зайнулин (ОАО АНК «Башнефть»), А.Р. Латыпов, Е.В. Лозин (ООО «БашНИПИнефть»)

Научные основы, результаты, перспективы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа в Башкортостане, C. 38-43

Ключевые слова: месторождение, геолого-разведочные работы, разработка, моделирование, горизонтальные скважины.

Геолого-разведочные работы на нефть и газ в Башкортостане осуществлялись на основе непрерывно развивавшихся теоретических воззрений.

Теоретические представления о «сквозных», начиная с нижнепермского структурного плана, крупных валообразных структурах туймазинского типа привели к открытию уникального Туймазинского нефтяного месторождения и крупных – Серафимовского, Шкаповского и Манчаровского – нефтяных месторождений. Распространение этих представлений на другие регионы восточной окраины платформы привело к открытию уникального Арланского месторождения в Бирской седловине и Краснохолмской группы нефтяных месторождений арланского типа на западном склоне Башкирского свода. На этом этапе (1944-1960 гг.) по существу была создана сырьевая база углеводородов Республики Башкортостан.

Особенностью поисково-разведочного процесса на нефть газ в Башкортостане является преимущественное открытие мелких месторождений. Поиски и разведка мелких нефтяных месторождений всегда находятся на грани технологической успешности и экономической рентабельности. Особенно это касается мельчайших месторождений с начальными извлекаемыми запасами менее 1 млн. т нефти. В ходе эволюции методики поиска и разведки таких месторождений определился основной принцип современной технологии, который заключается в заложении в своде подготовленного локального сейсмического поднятия одной поисковой скважины с дальнейшей доразведкой «кустом» эксплуатационных скважин, среди которых заметное место имеют горизонталные. Применяются методы НВСП и МОГТ-3D.

Основы современной научно обоснованной разработки нефтяных месторождений заложены при проектировании разработки уникального Туймазинского месторождения. Впервые было запроектировано и осуществлено законтурное заводнение. Внутриконтурное заводнение получило развитие на этом месторождении для ликвидации перетоков из пласта ДI в пласт ДII . В последующем внутриконтурное заводнение нашло широкое применение и на Туймазинском, Арланском и других месторождениях с целью вовлечения в разработку сводовых частей обширных платформенных залежей.

Многие технологические решения при совершенствовании разработки месторождений Башкортостана обогатили науку и практику результативными составляющими. Созданы теоретические основы проектирования и анализа разработки месторождений платформенного типа и выполнено более 1000 документов на их разработку.

Разработан комплекс мер для снижения объемов попутно добываемой воды, не влияющих на уровень добычи нефти на поздней и завершающей стадиях разработки. Среди них – потокоотклонящие технологии. С 2009 по 2013 г. компания «Башнефть» нарастила текущую добычу нефти при снижении обводненности с 91,2 % в 2008 до 90,6 % в 2013 г. и росте среднего дебита нефти от 2,0 до 3,0 т/сут за счет высокотехнологичных геолого-технических мероприятий.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

ООО НПП «БУРИНТЕХ»: современное оборудование, современные технологии, инновации, сложное наукоемкое производство, C. 44-45


Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Геология и геолого-разведочные работы


Р.С. Хисамов (ОАО «Татнефть»), А.В. Насыбуллин, А.В. Лифантьев (ТатНИПИнефть)

Об ограниченности области эффективного применения детерминированных геолого-гидродинамических моделей, C. 46-49

Ключевые слова: геолого-гидродинамическая модель, геофизические исследования скважин, коэффициент извлечения нефти (КИН), детальная расчетная сетка, неоднородность пласта.

В соответствии с требованиями регламентов по проектированию разработки нефтяных месторождений принято выполнять проектные документы с использованием геолого-гидродинамических моделей. В статье рассмотрены особенности информационного обеспечения геолого-гидродинамических моделей на основе геофизических исследованиях скважин, бурения скважин-дублеров.

Показана зависимость неоднородности параметров в геолого-технологических моделях от детальности сетки по трем методам:

– качественная (визуальная) оценка по графику плотности распределения вероятности;

– количественная оценка энтропии системы;

– количественная оценка по коэффициенту вариации.

Кроме того, доказано, что при увеличении детальности конечно-разностной сетки не происходит увеличение расчетной неоднородности пласта.

Выявлено, что с увеличением фактической неоднородности пласта темп ее снижения при переходе к сеточным данным не изменяются. Показано, что распределение проницаемости на рассматриваемом примере имеет фрактальный характер и подчиняется гиперболическому закону. Фрактальное распределение не может быть смоделировано детерминированными методами. Для учета влияния плотности сетки скважин на КИН необходимо применение стохастических моделей.

Читать статью Читать статью



В.Ю. Керимов, У.С. Серикова, Р.Н. Мустаев (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), И.С. Гулиев (НАН Азербайджана)

Нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Южно-Каспийской впадины, C. 50-54

Ключевые слова: Южно-Каспийский бассейн, нефтегазоносность, лавинный седиментогенез, проградация, геотемпературный режим, большиеглубины.

В результате эволюции литосферы формировался уникальный Южно-Каспийской бассейн, отличающийся от внутренних и окраинных морей по ряду параметров и показателей. Изучение процессов онтогенеза углеводородов свидетельствует, что бассейн является самодостаточной эволюционирующей системой. Фазовые превращения органического вещества в условиях замкнутой физико-химической системы создают аномально-высокие поровые давления и обеспечивают начальную стадию эмиграции углеводородов за пределы глинистых толщ, в пласты-коллекторы и зоны трещиноватости. Принципиальное отличие процессов нефтегазообразования на больших глубинах связано с затрудненным массообменом и физико-химическими свойствами пород и флюидов, которые в соответствующих термодинамических условиях представляют собой единый горный раствор. В Каспийском бассейне выявлены значительные субвертикальные и субгоризонтальные разуплотненные геологические тела, по существу представляющий собой новый класс геологических структур. Большинство из них на поверхности связаны с крупными грязевыми вулканами, фокусированными интенсивными выходами углеводородов, которые логично связать с процессами фазовых переходов различного типа. Весьма важным фактором является то, что к ним приурочены крупные скопления углеводородов.

Миграция углеводородов из флюидогенерирующих интервалов и очагов генерации углеводородов в продуктивную толщу Южно-Каспийского бассейна происходила на фоне практического отсутствия инфильтрационного водообмена и существенно ограниченного элизионного режима. На этих глубинах доминирующей формой движения природных флюидов является межформационная (межэтажная) пульсационно-инъекционная субвертикальная миграция по плоскостям проводящих дизъюнктивов, зонам повышенной трещиноватости и разуплотнения, эруптивам грязевых вулканов, лито-фациальным несогласиям и другим нарушениям сплошности пород, осуществляющаяся синхронно с активизацией палео- и нео-тектонических процессов.

Южно-Каспийский бассейн является полиочаговым бассейном, в пределах которого установлены несколько автономных очагов нефтегазообразования с собственными ареалами распространения и пространственно-временной эволюцией. Очаги генерации углеводородов приурочены к различным гипсометрическим и стратиграфическим уровням, нижняя граница интервала нефтегазообразования доходит до глубин более 12-15 км, что соответствует интервалу палеогеновых и мезозойских отложений, а верхняя граница «нефтяного окна» приурочена к гипсометрическим глубинам 5-7 км и соответствует миоценовым отложениям.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, Л.Ю. Зыкова (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), М.А. Шадрина (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми), С.Е. Башкова (ОАО «КамНИИКИГС»)

О возможности нефтегазообразования в верхнепротерозойских отложениях на территории Пермского Края, C. 55-59

Ключевые слова: калтасинская свита, нефтегазоматеринский потенциал, перспективные зоны, районирование территории по интенсивности нефтегазообразования.

В геологическомразрезе Пермского края верхнепротерозойские отложения, залегающие ниже промышленно освоенных глубин, рассматриваются как потенциально нефтегазопроизводящие и нефтегазопродуктивные толщи. В составе этих отложений выделены два комплекса пород: рифейский и вендский, степень изученности которых неравномерна. Проведено исследование по результатам обработки разрезов 700 скважин, вскрывших эти отложения на территории Пермского края. По данным обзора установлены пространственные границы распространения стратиграфических подразделений рифейского и вендского комплексов, изменение толщин и литологического состава. Проанализированная геологическая и геохимическая информация позволила выделить в этих отложениях калтасинскую свиту нижнерифейского комплекса, обладающую наиболее оптимальными и благоприятными условиями в период осадконакопления с точки зрения формирования генерационного потенциала. Для оценки возможности генерации углеводородов в отложениях калтасинской свиты были проанализированы геологические, химико-битуминологические и пиролитические показатели (от 200 до 400 определений). С помощью методов статистического анализа изучен характер распределения параметров по площади распространения калтасинской свиты и по разрезу на территории Пермского края. Выполнено районирование территории развития калтасинской свиты по степени интенсивности процессов нефтегазообразования.

Таким образом, выполненный анализ позволил дифференцировать изучаемый район по перспективам возможной нефтегазоносности на основе исследования геолого-геохимических характеристик органического вещества пород и выделить первоочередные зоны для проведения более детальных исследований структурных, тектонических и других особенностей, характеризующих условия миграции и аккумуляции углеводородов в древних верхнепротерозойских отложениях. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



И.С. Гутман, Т.Р. Султаншина (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), С.В. Халяпин (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)

Особенности строения залежей нефти в горизонте ЮС1 Грибного месторождения, C. 60-64

Ключевые слова: Грибное месторождение, верхнеюрские отложения, корреляция разрезов скважин, хлориты, водоудерживающая способность, наклон водонефтяного контакта, типы разреза, блоковое строение горизонта.

Представлены результаты детального изучения залежей нефти в горизонте ЮС1 на основе автоматизированной корреляции разрезов скважин с учетом анализа шлифов, опробования пластов и гидродинамических исследований. Изучаемый разрез по характеристикам геофизических исследований скважин (ГИС) условно разделен на 16 литологических пачек. Установлено, что в нижней и верхней части разреза осадконакопление происходило последовательно. На это указывают параллельное залегание пластов и достаточная выдержанность их общих толщин. За счет изменения толщин отдельных пачек выделено несколько типов разреза, каждый из которых имеет блоковое распространение по площади месторождения.

Каждый тип разреза характеризуется определенными толщинами отдельных пачек, причем на участках с большей скоростью погружения структуры выявлены отложения пачек максимальных толщин. Наоборот, минимальные толщины соответствующих пачек фиксируются в условиях незначительного погружения структур во время отложения осадков. В случае подъема структур в средней части разреза наблюдаются стратиграфические несогласия, выраженные в сокращении толщин отдельных пачек вплоть до их полного исчезновения. Границы смены типов разреза можно рассматривать как границы тектонических блоков.

Исследователями АИК «Лукойл» на основе данных гидродинамических исследований (ГДИ) было установлено, что скважины с близкими показателями разработки группируются по площади месторождения в отдельные блоки. При сопоставлении данных ГДИ с результатами детальной корреляции разрезов скважин обнаружено практически полное совпадение конфигурации выявленных нарушений.

Согласно более ранним исследованиям считалось, что основной пласт Ю1а продуктивен и в большей части скважин является нефтенасыщенным, а нижележащие пласты в связи с высокими показаниями индукционного метода являются водонасыщенными. Анализ шлифов показал, что нижележащие пласты Ю1б и Ю1в содержат в цементе значительное количество хлоритов, которые, как известно, характеризуются высоким водосодержанием, что существенно влияет не только на высокие показания индукционного метода, но и на резкое ухудшение коллекторских свойств, делая пласты Ю1б и Ю1в непродуктивными. Об этом свидетельствуют и результаты опробования скважин. На обеих структурах установлено, что изменение отметок водонефтяных контактов (ВНК) происходит одновременно с понижением выделенных блоков.

Неучет указанных особенностей в строении пластов обусловил ошибочное представление о наклоне ВНК на обеих структурах. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Т.В. Хисметов (ЗАО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»), Г.Г. Яценко (ОАО «НПЦ «Тверьгеофизика»), И.Ф. Рустамов (ОАО «Газпром нефть»), Д.И. Юрков (ФГУП «ВНИИА» им. Н.Л. Духова), А.М. Брехунцов (ОАО «СибНАЦ»)

Спектрометрические ядерно-физические методы исследования скважин в процессах разработки и доразведки месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации, C. 66-70

Представлены новые возможности и результаты эффективного управления процессами разработки и доразведки нефтегазовых месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации, на базе применения комплекса спектрометрических ядерно-физических методов геофизических исследований скважин (ЯФМ ГИС), прямых методов оценки вещественного состава исследуемых пород, их насыщенности пластовыми флюидами в обсаженном стволе скважины.

Широкое промышленное применение на нефтяных объектах РФ нашли разработки аппаратуры многопараметрического радиоактивного каротажа, в том числе диаметром 73 мм для скважин различной конструкции и боковых стволов, производства ФГУП «ВНИИА» им. Н.Л. Духова в сотрудничестве с ОАО «НПЦ «Тверьгеофизика» и ЗАО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН». Сопоставление с современными зарубежными аналогами показывает, что новая отечественная аппаратура превосходит их по технико-экономической эффективности. Программно-методическая организация обработки и интерпретации результатов спектрометрических ЯФМ ГИС, созданная в НПЦ «Тверьгеофизика», обеспечивает высокую оперативность работ и достоверность получаемой информации.

Широкое применение комплекса ЯФМ ГИС на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири, Оренбургской области, Поволжья, Краснодарского Края, республики Коми позволило использовать полученные результаты исследований при решении следующих задач: приращение запасов и доразведка залежей нефти и газа; приобщение и возврат на другие объекты эксплуатации; исследование скважин малого диаметра и боковых стволов; адресная технология обработок призабойных зон; геологическое моделирование залежей для оперативного принятия решений по проведению геолого-технических мероприятий; управление параметрами вторичного вскрытия пласта.

Перспективными для приращения запасов являются практически все находящиеся в эксплуатации длительное время (10-50 лет и более) нефтегазовые объекты Западной и Восточной Сибири, Урало-Поволжья, Оренбургской области, Ставропольского и Краснодарского края, Республики Коми, Ненецкого автономного округа, Сахалинской области. 

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Г. Бада, Э. Домбради, А. Хораньи, Г. Молнар (ООО «Фалкон Ойл энд Газ Разведка», Венгрия, Будапешт), О. Стано (ООО «Фалкон Ойл энд Газ Разведка», Венгрия, Будапешт, Университет им.Лоранда Этвёша, Венгрия, Будапешт), Михаил Борисович Шевелев (ООО «Паннон Нафтагаз» (дочернее общество НИС - Газпром нефть в Венгрии), Венгрия, Будапешт)

Углеводородный потенциал турбидитных отложений в формации Альджио по блоку Мако Трог в венгерской части Паннонского бассейна, C. 72-76

Ключевые слова: газонасыщенный песчаник, сейсмические атрибуты, турбидитные отложения, Миоцен, Паннонский бассейн.

Принимая во внимание геологические условия и площадное распределение открытых на сегодня месторождений в Венгрии и в регионе Паннонского бассейна, следует отметить, что большинство классических структурных ловушек углеводородов уже открыто и находится в разработке.

Значительный потенциал Паннонского бассейна остается в стратиграфических ловушках, расположенных глубже 2000 м. Данные геологические объекты в настоящее время являются одной из основных целей геолого-разведочных работ в Венгрии и Сербии.

Одним из примеров таких объектов является блок Мако Трог в Венгрии, представляющий собой одну из самых глубоких депрессий в регионе с мощностью осадочных отложений до 6000 м и расположенный вблизи крупных открытых нефтяных и газовых месторождений.

Газовые залежи в формации Альджио (нижний Паннон) по блоку Мако Трог Паннонского бассейна, расположенного на юго-востоке Венгрии, представляют углеводородную систему Миоценового возраста, где в турбидитные песчаники газ мигрировал из темных глин, нижезалегающих нефтегазоматеринских пород, и покрышкой служат вышележащие выдержанные толщи глин. Выявление стратиграфических ловушек среди различных типов турбидитов основано на материалах высокоразрешающей 3D сейсморазведки, отображении сейсмических атрибутов и AVO анализа. Присутствие серии газонасыщенных песчаников толщиной 10-50 м и турбидитных каналов подтверждено скважиной Kútvölgy-1, пробуренной летом 2013 г.

Основные характеристики по блоку Мако Трог можно использовать для идентификации и выявления дополнительных нетрадиционных систем углеводородов по региону Паннонского бассейна в Центральной Европе.

Читать статью Читать статью



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений


В.В. Лавров, К.М. Федоров, Г.П. Налимов, П.Д. МакМорран (Компания «ОЙЛТИМ»)

Трансфер компетенций для российских компаний, работающих на шельфе, C. 78-80

Ключевые слова: шельф, Арктика, методы увеличения нефтеотдачи (МУН), нетрадиционные запасы углеводородов, компетенции, магистерская программа, учебно-инженерный кластер, мультидисциплинарный подход.

Пессимистичные прогнозы истощения мировых запасов углеводородов привели к значительному росту цен на нефть и топливо, с одной стороны, и активному поиску альтернативных источников сырья и энергии, с другой стороны. Проанализированы три сценария поддержания уровней добычи углеводородов: вовлечение в разработку запасов шельфа и моря, применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН), разработка нетрадиционных источников углеводородов. Рассмотрены преимущества и недостатки этих сценариев. Отмечено, что для России предпочтителен первый вариант.

На шельфе содержится четверть прогнозных запасов нефти и половина запасов газа России, их особенностью является сосредоточение в северных арктических широтах, где часть времени года моря покрыты сплошным покровом льда. Отработанные и надежные технологии добычи углеводородов в таких условиях отсутствуют, анализ опыта эксплуатации платформы Приразломная будет важным этапом не только для России, но и стран, запасы которых в значительной мере сосредоточены на Арктическом шельфе.

Одной из основных проблем реализации всех сценариев является необходимость формирования в нефтяной промышленности новых компетенций, связанных с развиваемыми направлениями. Рассмотрены различные пути решения данной задачи и практические подходы, накопленные в России. На примере компании «ОЙЛТИМ» проанализированы основные этапы процесса формирования компетенций и решения кадровой проблемы в инновационных областях, сложности, стоящие на пути их решения. Подчеркнуто, что комплекс образовательных программ должен включать трансфер компетенций, накопленных в мире (магистерские программы подготовки специалистов, короткие тренинговые курсы переподготовки), различные виды интенсивных стажировок специалистов компаний-операторов или выпускников профильных вузов в лучших зарубежных нефтесервисных компаниях, обладающих необходимым опытом и компетенциями.

Объединить все эти направления подготовки таких специалистов в короткий срок под силу только мобильным образовательным учреждениям, в частности, путем привлечения лучших мировых высших школ по разным направлениям подготовки.

Читать статью Читать статью



И.С. Афанасьев (ОАО «НК «Роснефть»), В.А. Байков, А.В. Колонских, А.И. Федоров (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), В.В. Мальцев (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

Разработка нефтяных сверхнизкопроницаемых коллекторов, C. 82-86

Ключевые слова: низкопроницаемые пласты, гидроразрыв пласта (ГРП), горизонтальные скважины с множественными трещинами ГРП, оптимальный вариант разработки, нелинейный закон фильтрации, геомеханика, направление трещин ГРП, автоГРП.

Представлены новые особенности разработки сверхнизкопроницаемых коллекторов, позволяющие переосмыслить существующие подходы их освоения. Прежде всего это отклонение от линейного закона Дарси, что заставляет по-другому взглянуть на гидродинамику жидкостей в пласте. Приведены результаты лабораторных фильтрационных экспериментов на образцах керна Приобского месторождения. На основании множественных экспериментов получена характерная зависимость скорости фильтрации от градиента давления, на основе которой описаны особенности фильтрации в разных зонах пласта. Предложена скорректированная классификация пород коллекторов по абсолютной проницаемости, учитывающая фильтрацию в низкопроницаемых и сверхнизкопроницаемых коллекторах.

Не менее важным фактором при разработке сверхнизкопроницаемых коллекторов является учет геомеханических эффектов. Представлены два геомеханических эффекта, принципиально влияющие на разработку: локальное изменение направления максимального напряжения за счет влияния градиента поля давления и самопроизвольный рост трещин гидроразрыва плста (ГРП) в нагнетательных скважинах. Предложен подход к учету этих эффектов при проектировании разработки, включающий методику проведения лабораторных геомеханических экспериментов, методику построения геомеханических цифровых моделей, восстановление полей максимальных и минимальных напряжений, проведение геомеханических численных расчетов.

Создан шаблон выбора оптимальной системы разработки, позволяющий учесть особенности фильтрации в сверхнизкопроницаемых коллекторах и геомеханические эффекты при выборе оптимальной системы разработки. Приведен пример использования созданного шаблона для выбора системы разработки с горизонтальными скважинами и многостадийным ГРП.

Читать статью Читать статью



Ф.Ю. Алдакимов (ОАО «Сургутнефтегаз»), С.В. Гусев, В.Ю. Огорельцев, Е.О. Гребенкина (ТО «СургутНИПИнефть»)

Результаты и перспективы применения осадкогелеобразующих составов для увеличения нефтеотдачи пласта АС4-8 Федоровского месторождения, C. 87-89

Ключевые слова: потокоотклоняющие технологии, повышение нефтеотдачи, осадкогелеобразующий состав.

Рассмотрено применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на пласте АС4-8 Федоровского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» на примере технологии закачки осадкогелеобразующего состава (ОГС). Проанализировано текущее состояние реализации технологии ОГС, направленной на увеличение коэффициента охвата пласта заводнением. Оценена технологическая эффективность ее применения в 2008 – 2012 гг. Отмечено, что текущая эффективность технологии ОГС выше эффективности базовых технологий. Выявлены отличительные особенности динамики эффективности технологии ОГС. Определено время, через которое эффективность достигает максимального уровня на 5-6 мес после начала воздействия. Это свидетельствует о пролонгированном механизме ее действия на пласт. Эффективность технологии существенно возрастает за счет оптимизации удельных объемов закачки. При увеличении удельного объема закачки до 600-800 м3 на одну скважино-операцию удельная эффективность может быть повышена до 3500 т на одну скважино-операцию при продолжительности реакции не менее 2 лет. Технология ОГС может успешно применяться на пластах с выработкой запасов, близкой к предельной величине при заводнении и текущей обводненности более 95 %.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



А.Х. Шахвердиев (Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи), Г.М. Панахов, Э.М. Аббасов (Институт Математики и Механики НАН Азербайджана), R. Jiang (Beijing New Horizon Energy Technology Co., LTD), S. Bakhtiyarov (New Mexico Institute of Minung and Technology)

Высокоэффективная технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на основе внутрипластовой генерации СО2, C. 90-95

Ключевые слова: диоксид углерода, вытеснение, газогенерация, пористая среда, сверхкритический флюид, оторочка.

Повышение нефтеотдачи путем закачки диоксида углерода (СО2) как третичный механизм извлечения углеводородов на этапе водного воздействия является одним из способов, позволяющих повысить нефтеотдачу пластов, продлить срок эксплуатации залежи и увеличить рентабельность разработки месторождения в целом. Несмотря на существенные преимущества закачки CO2 в пласт с поверхности, возникающие при этом риски, сопряженные с улавливанием, транспортировкой и хранением диоксида углерода существенно снижают возможности его использования в процессах повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

Приведены итоги многолетних экспериментальных, теоретических и промысловых исследований по разработке и широкому промышленному применению высокоэффективной технологии внутрипластовой генерации газожидкостной оторочки на основе углекислого газа, позволяющей эффективно регулировать динамические процессы вытеснения нефти водой. Экспериментально подтверждена возможность регулирования динамики газовыделения путем контроля фазового состояния диоксида углерода в зависимости от минерализации водной основы реагирующих в пластовых условиях агентов. Лабораторными тестами показана эффективность метода в процессах вытеснения нефти на пластовых керновых моделях.

В результате широкого внедрения разработанной технологии на нефтяных месторождениях ТНК, ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «НГК «Славнефть» (Российская Федерация); ГНКАР (Азербайджан); Sinopec, CNOOC и Petrochina (КНР); GTT (США, Оклахома) достигнуты промышленно значимые результаты извлечения дополнительной нефти и увеличения коэффициента извлечения. Впервые предложена технология извлечения остаточных запасов нефти при заводнении нефтяного пласта, основанная на внутрипластовом образовании диоксида углерода в процессе последовательной закачки газогенерирующих химических реагентов. Технология обеспечивает реализацию процесса газогенерации как в условиях добычи на суше, так и при разработке морских нефтяных залежей.

Эффективность и экономическая рентабельность технологии определяется особыми условиями создания газожидкостной оторочки, исключающими необходимость поиска промышленных источников СО2 и строительства газопроводной инфраструктуры; возможностью проведения операций в труднодоступных зонах, нефтегазоносных регионах с осложненными климатическими условиями; отсутствием необходимости создания дополнительных коммуникаций и энергообеспечения для закачки СО2 с поверхности

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков (ООО «Газпромнефть НТЦ»), И.А. Клишин (ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика»), М.А. Солодянкин, (ЗАО «Лазер Солюшенс»), Е.В. Фигура (ЗАО «Лазер Солюшенс»)

Скрытый потенциал оптоволоконной термометрии при мониторинге профиля притока в горизонтальных скважинах, C. 96-100

Ключевые слова: распределенная термометрия, нестационарные процессы, профиль притока, оптоволокно.

Распределенная термометрия на основе стационарных оптоволоконных датчиков имеет ряд важных достоинств. Они обусловлены уникальной возможностью оперативно получать данные о состоянии скважины в любой момент времени с частотой замеров, на порядок превышающей частоту замеров при промыслово-геофизических исследования (ПГИ) прибором на кабеле или гибких НКТ, а также высокой стоимостью промысловых геофизических исследований горизонтальных скважин в условиях низкой проницаемости.

Существующие подходы к обработке и интерпретации таких данных не позволяют использовать весь информативный потенциал технологии. Используемые интерпретационные модели отличаются огромным числом входных параметров, и не могут считаться эффективными в условиях ограниченного объема информации о пласте.

На основании проведенного моделирования и реализованного замера в вертикальной скважине показано, что переходные процессы, возникающие в скважине при остановке или запуске, несут в себе информацию о поинтервальном дебите. Высокая ценность этой информации заключается в том, что на ранние переходные процессы практически не влияют температурные свойства пород и флюида, поэтому возможна их интерпретация упрощенными экспресс методами. Разработка таких методов, а также методик замеров, усиливающих информативные эффекты, по мнению авторов, является делом недалекого будущего.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информация

Форум «МНОГОМЕРНАЯ РОССИЯ» – катализатор развития информационного моделирования


Читать статью Читать статью



Проектирование обустройства месторождений


Д.С. Паздерин (ОАО «Гипротюменнефтегаз», Группа ГМС)

Тепловое взаимодействие горячего подземного трубопровода с грунтом и сезонно-действующими охлаждающими устройствами, C. 102-104

Ключевые слова: многолетнемерзлые грунты, тепловое взаимодействие, термостабилизация, сезонно-действующее охлаждающее устройство (СОУ), трубопровод.

Величина отрицательной температуры является самым главным фактором, определяющим прочность мерзлых грунтов и, следовательно, их несущую способность при использовании в качестве оснований трубопроводов. Поэтому перевод грунтов из пластично-мерзлого состояния в твердомерзлое состояние не только обеспечивает повышенную безопасность сооружения при непредвиденном изменении температуры мерзлых грунтов, но и дает большой экономический эффект. Наиболее эффективными как по своей холодопроизводительности, так и по простоте эксплуатации и экономичности являются саморегулирующиеся сезонно-действующие охлаждающие устройства (СОУ) с замкнутой конвекцией хладагента парожидкостного (аммиак, двуокись углерода, фреон) типа. Устройства с замкнутой конвекцией парожидкостного хладагента отличаются высокой холодопроизводительностью, поскольку фазовые превращения происходят с поглощением и выделением большого количества тепла (например, для аммиака - 1300 кДж/кг). Рассмотрен вопрос теплового взаимодействия горячего трубопровода с многолетнемерзлыми грунтами при термостабилизации одиночными вертикальными СОУ. Сформулированы граничные условия на границе трубопровод - грунт, СОУ - грунт, воздух - грунт. Определен ореол промерзания и протаивания грунтов вблизи заглубленного трубопровода. Составлена конечно-разностная аппроксимация трехмерного уравнения теплопроводности. Разработаны алгоритм и его реализация, позволяющие прогнозировать трехмерное температурное поле грунта вблизи заглубленного трубопровода и СОУ. Алгоритм учитывает сезонное изменение температуры и количества осадков на поверхности грунта, неоднородность грунта по составу и теплофизическим свойствам многолетнемерзлых грунтов.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Нефтепромысловое оборудование


Р.Р. Гизатуллин, Е.В. Пошвин (ЗАО Новомет-Пермь), С.Н. Пещеренко (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Потери на вязкое трение в вентильных погружных электродвигателях, C. 106-109

Ключевые слова: вентильный погружной электродвигатель, потери на вязкое трение, зазор ротор – статор, момент сил трения, потери мощности, течение Тейлора.

В настоящее время все большее применение при добыче нефти лопастными насосами получают вентильные погружные электродвигатели (ПВЭД). Их преимущества по сравнению с традиционно применяемыми асинхронными ПЭД заключаются в более высоком коээфициенте полезного действия (к.п.д.), большем диапазоне частот вращения вала, более высокой надежности. Одной из конструктивных особенностей вентильных электродвигателей является возможность увеличения зазора между ротором и статором, поскольку в ПВЭД это можно сделать при сохранении исходной напряженности магнитного поля за счет изменения радиальной толщины магнитов.

Обычно при расчете электродвигателей используют эмпирические зависимости, учитывающие суммарные механические потери как на вязкое трение в зазоре между ротором и статором, так и на трение в подшипниках. Эти зависимости получают путем стендовых испытаний образцов уже существующих электродвигателей. При конструировании новых изделий данные зависимости применять нельзя, поэтому при проектировании новых ПЭД требуется подход, позволяющий рассчитывать потери исходя из предполагаемой конструкции.

Предложена методика численного расчета потерь на вязкое трение в зазоре ротор – статор ПЭВД. Методика протестирована на ламинарном оксиально-симметричном, ламинарном Тейлоровском и развитом турбулентном типах течений. Выполнен расчет влияния зазора ротор – статор на вязкие потери для вентильного ПЭД63-117 в диапазоне частот от 3000 до 10000 мин-1. Установлено, что при частотах до 5000 мин-1 вязкие потери приводят к несущественному снижению к.п.д. (не более 0,5 %), однако при больших частотах достигают 5 %.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



П.Н. Цылев, И.Н. Щапова (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), В.А. Щапов (Институт механики сплошных сред УрО РАН)

Повышение энергоэффективности асинхронных электромеханических преобразователей энергии электропривода скважинных штанговых насосов, C. 110-113

Ключевые слова: асинхронный электропривод штангового насоса, сетевая обмотка, реактивный ток, коэффициент мощности.

Для периодической эксплуатации малопродуктивных добывающих скважин характерен ряд недостатков, к которым в первую очередь следует отнести снижение объема добычи нефти, интенсивный рост обводненности продукции, несоответствие производительности установленного оборудования дебиту скважины.

Переход к непрерывному режиму эксплуатации малопродуктивных скважин до последнего времени сдерживался отсутствием на рынке электротехнической продукции асинхронных электромеханических преобразователей энергии (АЭМПЭ) с синхронной частотой вращения ротора 150-500 мин-1 мощностью 3-10 кВт.

ОАО «Владимирский электромоторный завод» в 2010 г. приступило к выпуску одно- и многоскоростных АЭМПЭ с синхронной частотой вращения ротора 500 мин-1 для привода скважинных штанговых насосов. Использование таких преобразователей на станках-качалках совместно с системой сменных шкивов, клиноременной передачей и двух ступенчатым редуктором позволяет обеспечить непрерывный режим эксплуатации некоторого числа малопродуктивных нефтяных скважин. Дальнейшее решение проблемы перевода малопродуктивных скважин из периодического режима эксплуатации в непрерывный режим требует освоения производства АЭМПЭ с синхронной частотой вращения ротора 150-375 мин-1. Трудности решения данной задачи связаны с обеспечением приемлемых значений энергетических показателей АЭМПЭ.

Разработана конструкция АЭМПЭ с повышенными энергетическими коэффициентами полезного действия. Увеличение энергетической эффективности преобразователя обеспечивается компенсацией реактивной составляющей тока сетевой обмотки.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Р. Казимиро (Шнейдер Электрик / Инвенсис, Фоксборо, США), М. Генри, М. Томбс (Оксфордский университет), А. Крошкин (Шнейдер Электрик / Инвенсис, Москва, Россия), А.Н. Лищук (Группа ГМС)

Новая технология измерений многофазных потоков, реализованная в промышленных измерительных установках для нефтегазовой промышленности, C. 114-118

Ключевые слова: многофазный поток, кориолисовый расходомер, нейронные сети, измерительная установка, нефть и газ.

Рассмотрена новая бессепарационная технология измерения продукции нефтяных скважин, реализованная компанией Schneider Electric/Invensys в многофазном расходомере NetOil&Gas. Расходомер построен на базе общепромышленных средств измерений (кориолисового расходомера, датчика избыточного и дифференциального давления, преобразователя температуры, влагомера) и математического обеспечения, разработанного специалистами Технологического центра Инвенсис, базирующегося в университете Оксфорда. В изделии использована уникальная способность цифрового кориолисового расходомера Foxboro® сохранять работоспособность при высоком значении объемной доли газа. Для компенсации дополнительных погрешностей и моделирования многофазного потока применен математический аппарат искусственных нейронных сетей. Расходомер прошел сертификационные испытания на ГЭТ 195-2011 и полностью подтвердил соответствие метрологических характеристик требованиям ГОСТ Р 8.615-2005. Предприятием ОАО «ГМС Нефтемаш», входящим в Группу ГМС, разработана и сертифицирована промышленная измерительная установка МЕРА-МР на базе расходомера NetOil&Gas, имеющая как стационарный, так и передвижной варианты исполнения. Установка МЕРА-МР успешно прошла ряд опытно-промышленных испытаний на месторождениях Западной Сибири и Поволжья и получила высокую оценку специалистов нефтедобывающих компаний. К основным достоинствам технологии, помимо точности и достоверности результатов измерений, можно отнести снижение продолжительности теста скважины, минимальную потерю давления, получение данных в режиме реального времени, развитые средства передачи и отображения информации. Проведенный экономический анализ показал, что установка на базе технологии NetOil&Gas обеспечивает заказчику более низкую совокупную стоимость владения по сравнению с установками, построенными по традиционной технологии сепарационных измерений. В настоящее время ОАО «ГМС Нефтемаш» реализует первые коммерческие контракты на поставку установок МЕРА-МР заказчикам.

Читать статью Читать статью



Из истории развития нефтяной промышленности


В.П. Карпов, д.и.н. (ТюмГНГУ)

«Это было спасением!» (К 50-летию Западно-Сибирского нефтегазового комплекса), C. 119-120


Читать статью Читать статью