Вышел из печати

№04/2022 (выпуск 1182)

Читайте в номере:
* Технология очистки забоя скважин на шельфовых месторождениях при помощи установки гибких насосно-компрессорных труб, размещенной на судне
* Влияние минералогического состава пласта на нефтеотдачу при полимерном заводнении
* Актуальные задачи метрологического обеспечения в нефтегазодобывающей отрасли

Для просмотра доп. инф. по статье или ее авторам достаточно "кликнуть" на соответствующей строке
Новости компаний

Новости нефтегазовых компаний


Читать статью Читать статью



Нефтяная и газовая промышленность

30-летие Союза нефтегазопромышленников России


Читать статью Читать статью



Освоение шельфа

Технология очистки забоя скважин на шельфовых месторождениях при помощи установки гибких насосно-компрессорных труб, размещенной на судне


Читать статью Читать статью



Геология и геолого-разведочные работы

553.98.042
С.А. Пунанова (Институт проблем нефти и газа РАН), д.г.-м.н.

О необходимости системного подхода к оценке перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов

Ключевые слова: нефтяные системы, классификация, качественные особенности месторождений, нефтегазоносные бассейны, углеводороды, комбинированные ловушки, резервуары

Приоритетные направления развития нефтегазового комплекса – это системный подход к оценке перспектив нефтегазоносности регионов. На базе классификации нефтяных систем, предложенной китайскими исследователями, в статье рассмотрены характерные особенности резервуаров различных нефтегазоносных бассейнов. Выделены три основных типа скоплений нефтяных углеводородов, которые характеризуются качеством резервуара и морфологией ловушек в сочетании с соответствующими показателями миграции и накопления углеводородов. В соответствии с обозначенными типами резервуаров рассмотрены нефтяные системы с их особенностями онтогенеза углеводородов: нефтематеринская (или исходная) нефтяная система с непрерывными резервуарами; нефтяная и/или газовая нефтяная система в плотных низкопроницаемых породах с квазинепрерывными резервуарами и традиционная (обычная) пластовая нефтяная система с прерывистыми (дискретными) резервуарами. Сделано предположение, что все три рассматриваемые нефтяные системы могут содержать как общий источник, так и несколько источников углеводородов и с позиции их формирования и распространения могут быть генетически связаны между собой, т.е. присутствовать в каждом бассейне как части единого целого. Отмечено, что для эффективного поиска и разведки на всех этапах геолого-разведочных работ необходимы всесторонние исследования и разработка различных стратегий с учетом парадигмы целостности нефтегазоносного бассейна с точки зрения онтогенеза нефтегазовых скоплений, их общности и различий (в плане исходных нефтематеринских свит, процессов миграции, формирования ловушек и разрушения скоплений). Приведены некоторые сведения об осадочных бассейнах Австралии, Пермском бассейне США и Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне России (в качестве примеров использованы как бедные, так и богатые запасами и ресурсами бассейны). В каждом из рассмотренных бассейнов оценку перспективности территорий предложено давать комплексно с учетом классификационных особенностей нефтяных систем.

Список литературы

1. Дмитриевский А.Н. Избранные труды, в 7 т. – Т. 1. – М. : Наука, 2008. – 454 с.

2. Скоробогатов В.А., Силантьев Ю.Б., Салина Л.С. Перспективы развития нефтегазовой геологии и проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России // В сб. ООО Газпром ВНИИГАЗ «Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г». – 2010. – С. 3–7.

3. The petroleum system: a new classification scheme based on reservoir qualities / Jing-Zhou Zhao, Jun Li, Wei-Tao Wu [еt al.] // Petroleum Science. – 2019. – V. 16. – Р. 229–251. ­– https://doi.org/10.1007/s12182-018-0286-2

4. Успехи нефтегазоразведки на континентальных склонах Австралии и Новой Зеландии / В.А. Краюшкин, В.П. Клочко, Э.Е. Гусева, В.А. Масляк // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. – 2012. – № 1. – С. 88–102.

5. Федоров А. Открыть Австралию // Нефть России. – 2000. – № 5–6. – http://www.oilru.com/nr/72/591/

6. Australia imports almost all of its oil, and there are pitfalls all over the globe / A. Richardson // The Conversation. – 23.05.2018. – https://theconversation.com/ australia-imports-almost-all-of-its-oil-and-there-are-pitfalls-all-over-the-globe-97070.

7. Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. Незрелые нефти морских глубоководных фаций: физико-химические свойства, углеводородный и микроэлементный состав // Геохимия. – 2010. – № 11. – С. 1214–1223.

8. Interim Gippsland Basin unconventional resource assessment. – Canberra: Geoscience Australia, 2017. – 67 p. – https://d28rz98at9flks.cloudfront.net/ 104422/Rec_104422_v3.pdf

9. Interim Otway Basin unconventional resource assessment. – Canberra: Geoscience Australia, 2017. – 82 p. - https://d28rz98at9flks.cloudfront.net/104440/ Rec_104440.pdf

10. Пермский нефтегазоносный бассейн // Горная энциклопедия. - http://www.mining-enc.ru/p/permskij-neftegazonosnyj-bassejn/

11. Лукин А.Е. Геофизические методы и проблема выявления нетрадиционных источников природного газа // Геологiчний журнал. – 2014. – № 1(346). – С. 7–22.

12. Assessment of Tight-Gas Resources in Canyon Sandstones of the Val Verde  Basin / C.J. Schenk, M.E. Tennyson, T.R. Klett [at all] // USGS Report. – 2016. - https://doi.org/10.3133/fs20163039

13. Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources in the Spraberry Formation of the Midland Basin, Permian Basin Province / K.R. Marra, S.B. Gaswirth, J. Christopher [at all.]. // USGS Report. – 2017. – https://doi.org/10.3133/fs20173029.

14. Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. Газонефтеносные комплексы северных регионов Западной Сибири и особенности их геологических ресурсов // Геология нефти и газа. – 2008. – № 3. – С. 20–30.

15. Пунанова С.А., Шустер В.Л., Нго Л.T. Особенности геологического строения и нефтегазоносности доюрских отложений Западной Сибири и фундамента Вьетнама //Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 16–19. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-10-16-19

16. Пунанова С.А., Шустер В.Л. Новый взгляд на перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих доюрских отложений Западной Сибири // Георесурсы. – 2018. – № 2 (20). – С. 58–65.

17. Пунанова С.А. О классификационном  разнообразии ловушек нефти и газа и геохимических критериях  продуктивности сланцевых формаций // SOCARProceedings-SpecialIssue. – 2021. – No 2. – P. 1–15. – http://dx.doi.org/ 10.5510/OGP2021SI200538.

18. Фомин М.А., Саитов Р.М. Типы разрезов и перспективы нефтеносности баженовской свиты в Надым-Обском междуречье // Георесурсы. – 2020. – Вып. 22(3). – С. 2–11.

19. Ковешников А.Е. Резервуары нефти и газа в доюрских образованиях Западно-Сибирской геосинеклизы // Изв. Томского политехнического университета. – 2011. – Т. 319. – № 1. – С. 147–151.

20. Новый метод «геохимического каротажа» для изучения доманиковых отложений / О.Б. Остроухов, Н.В. Пронин, И.Н. Плотникова, Р.К. Хайртдинов // Георесурсы. – 2020. – Вып. 22(3). – С. 28–37. – https://doi.org/ 10.18599/grs.2020.3.28-37

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-10-13

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.832
Л.Н. Халилова (Азербайджанский гос. университет нефти и промышленности), к.г.-м.н., К.А. Керимова (Азербайджанский гос. университет нефти и промышленности), к.г.-м.н.

Фациальный анализ отложений продуктивной толщи по данным геофизических исследований скважин на примере месторождения Пираллахи адасы

Ключевые слова: продуктивная толща, фациальный анализ, условия осадконакопления, фация, каротажные кривые, коллектор

Установление фациальной принадлежности отложений и реконструкция палеообстановок их формирования по керновым данным имеют некоторые ограничения, связанные с недостаточным объемом выноса керна, поэтому для определения литофациальной принадлежности отложений используют данные комплекса геофизических исследований скважин (ГИС). Комплексное изучение методами ГИС взаимосвязей между распространением коллекторов и генетическими типами фаций тесно связано с выделением в разрезе скважины продуктивных слоев. В статье на примере площади Пираллахи адасы показана возможность применения методики каротажных фаций при фациально-циклическом анализе отложений продуктивной толщи раннего плиоцена. Месторождение Пираллахи адасы располагается в Абшеронском нефтегазоносном районе. Основными нефтегазоносными объектами являются песчаные горизонты кирмакинской и подкирмакинской свит. Проведены генетические исследования песчаных коллекторов. В формировании нефтегазовых залежей важную роль играют аллювиальные отложения. Эти отложения развиты в пределах прибрежно-морских условий седиментации песчаных тел, особенно в палеодельтах. Ловушки углеводородов неантиклинального типа, к проблеме прогнозирования и поиска которых интерес в последние годы резко возрос, генетически связаны с вышеуказанными условиями осадконакопления. Прогноз изменения основных параметров песчаных тел-коллекторов, а также выбор рациональной системы освоения месторождения возможны лишь при наличии точной информации о происхождении песчаных тел. Показана эффективность использования промыслово-геофизических данных при изучении как литологической, так и фациальной изменчивости терригенных отложений. В процессе исследований использованы данные электрокаротажа и радиокаротажа, на основе которых определен генезис песчаных тел-коллекторов. Для выяснения цикличности строения осадочного разреза применен метод Эмери. Эффективный способ определения циклического строения осадочных разрезов – применение данных гамма-каротажа (ГК), отражающих изменение гранулометрического состава пород. По форме кривых ГК выделены проциклиты, рециклиты и репроциклиты. Анализ результатов показал, что эти метод каротажных фаций и метод Эмери согласуются друг с другом. Сделан вывод, что на площади Пираллахи адасы нефтегазоносные коллекторы связаны в основном с флювиально-дельтовыми отложениями и представлены фациями русел рек, устьевых и вдольбереговых баров.

Список литературы

1. Алиханов Э.Н. Геология Каспийского моря. – Баку: Элм, 1978. – 190 с.

2. Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ. – Екатеринбург: Издательство УГГГА, 2003. – 147 с.

3. Максимов Е.М. Нефтегазовая литология. – Тюмень: ТИУ, 2016. – 353 с.

4. Мамедов П.З. Сейсмостратиграфические исследования геологического строения осадочного чехла Южно-Каспийской Мегавпадины в связи с перспективами нефтегазоносности: автореф. дисс. … д-ра геол. минер. наук. – Баку, 1992. – 40 с.

5. Сеидов В.М., Халилова Л.Н. Примеры реконструкции обстановок осадконакопления продуктивной толщи на площадях Азербайджана по данным геоф зических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. – 2019.  – № 5. – С. 62–66. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-5-62-66

6. Габдуллин Р.Р., Копаевич Л.Ф., Иванов А.В. Секвентная стратиграфия. – М.: МАКС Пресс, 2008. – С. 94–100.

7. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных теллитологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с.

8. Шилов Г.Я. К вопросу о генетической классификации горных пород для фациальной интерпретации данных ГИС // Ученые записки АзГНА. – 1993. – № 6. – C. 10−14.

9. Шилов Г.Я. К вопросу оценки типа генетических фаций карбонатных пород по данным ГИС // Известия ВУЗов «Нефть и газ». – 2009. – № 7. – С. 16−23.

10. Шилов Г.Я., Джафаров И.С. Генетические модели осадочных и вулкаогенных пород и техология их фациальной интерпретации по геолого-геофизическим данным. – М.: Информационный центр ВНИИгеосистем, 2001. – 394 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-14-18

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.832:681.518
В.Ю. Руденко (ЗАО «МиМГО»), Д.Е. Гуренцов (ЗАО «МиМГО»), М.Е. Смирнова (ЗАО «МиМГО»), П.Ю. Куликов (ЗАО «МиМГО»), С.С. Гаврилов (ЗАО «МиМГО»), к.г.-м.н.

Применение методов иерархической классификации при формировании пространства классов в задаче по определению типов пород методами геофизических исследований скважин

Ключевые слова: иерархическая кластеризация, дерево принятия решения, случайный лес, пространство классов, машинное обучение, объемная модель, доюрский комплекс

Одной из базовых единиц геологической модели месторождения является классификация типов пород (литотипы либо петротипы), выполненная по данным геофизических исследований скважин (ГИС). При этом в условиях большого разнообразия классов данные ГИС не всегда позволяют достоверно разграничивать отложениях сложного состава по свойствам. На практике некоторые классы, несмотря на различия в генезисе, структуре, текстуре, имеют достаточно близкие физические свойства. В этом случае необходимо обоснованно сформировать оптимальный набор классов для дальнейшего их прогноза и использования при построении геологической модели. В статье для решения данной задачи рассмотрено применение комбинации методов машинного обучения, таких как алгоритмы случайного леса и иерархической кластеризации, на примере отложений пермско-триасовых кислых вулканитов Западной Сибири. При иерархической кластеризации базовая матрица признаков построена с учетом данных объемной модели, рассчитанной с помощью специализированной гибридной технологии (системы решения линейных алгебраических уравнений и генетического алгоритма), что существенно расширило возможности анализа. В результате комплексирование технологий позволило решить задачу сокращения пространства классов для их последующего прогноза по данным ГИС. С целью оценки достоверности примененных подходов проведен комплексный анализ полученных результатов. Показано, что результаты работы согласуются с данными петрографии керна, что свидетельствует о «геологичности» выделенных классов, объединяющих породы близкого вещественного состава, схожего механизма образования. Сделаны выводы о возможности применения рассмотренных технологий машинного обучения для решения схожих задач.

Список литературы

1. Руденко В.Ю., Бабаков И.В., Приезжев И.И. Применение стохастической математической модели и генетических алгоритмов при выполнении петрофизической инверсии для расчета объемной литологической модели // Геофизика. – 2020. - № 6. – С. 18-26.

2. Ward J.H. Hierarchical grouping to optimize an objective function // J. of the American Statistical Association. – 1963. – V. 58. – P. 236–244.

3. Sneath P.H.A., Sokal R.R. Numerical taxonomy: The principles and practices of numerical classification. – San-Francisco: Freeman, 1973. – 573 p.

4. Bar-Joseph Z., Gifford D.K., Jaakkola T.S. Fast optimal leaf ordering for hierarchical clustering // Bioinformatics. – 2001. – V. 17. – Issue suppl_1. – P. S22–S29. – DOI: 10.1093/bioinformatics/ 17.suppl_1.s22

5. Classification and Regression Trees / L. Breiman, J. Friedman, R. Olshen, C. Stone Wadsworth. – Belmont, CA, 1984. – 368 p.

6. Geurts P., Ernst D., Wehenkel L. Extremely randomized trees // Machine Learning, 2006. – V. 63(1). – Р. 3–42. – DOI:10.1007/s10994-006-6226-1

7. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ  2021610214. GSPetrophysics / В.Ю. Руденко, И.И. Приезжев; правообладатель ЗАО «МиМГО». – № 2020666891; заявл. 18.12.2020; опубл. 12.01.2021.

8. Rudenko V.J., Babakov I.V., Priezzhev I.I. Application of Genetic Algorithms for Multimineral Modeling Based on the Principle of Petrophysical Inversion // European Association of Geoscientists & Engineers - Conference Proceedings, Data Science in Oil & Gas. – Oct 2020. – V. 2020. – P. 1–6. – DOI: https://doi.org/10.3997/2214-4609.202054015

9. Rudenko V.J. Babakov I.V., Priezzhev I.I. Application of Hybrid Combination Technology Genetic Algorithm Using Well-Log Data for Multimineral Modeling with Computing of Changes in Each Mineral Endpoint // European Association of Geoscientists & Engineers – Conference Proceedings, Geomodel. – 2020. – Sep. – V. 2020. – P. 1–5. – DOI: https://doi.org/10.3997/2214-4609.202050083

10. Расчет петрофизической инверсии на основании гибридных моделей в вулканогенных породах кислого состава доюрского комплекса Западной Сибири / В.Ю. Руденко, Д.Е. Гуренцов, С.С. Гаврилов, М.Е. Смирнова // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2021. – № 4. – С. 41–48.

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

12. Mitchell W.K., Nelson R.J. A Practical Approach To Statistical Log Analysis // SPWLA 29thAnnual Logging Symposium. 1988. June 5–8

13. Петрографический кодекс России. Магматические, метаморфические, метасоматические, импактные образования / под ред. О.А. Богатикова, О.В. Петрова, А.Ф. Морозова. – СПб.: ВСЕГЕИ, 2009. – 200 с.
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-20-25

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


550.8.028+550.8.055
Р.К. Непоп (ООО «ПетроГМ»; Институт геологии и минералогии СО РАН), к.г.-м.н., Н.Ю. Смирнов (ООО «ПетроГМ»), В. Рейес Аумада (ООО «ПетроГМ»), М.А. Низаметдинова (ООО «ПетроГМ»), А.Г. Колягин (АО «Зарубежнефть»)

Учет эффекта сложного напластования при оптимизации гидроразрыва пласта с применением геомеханического моделирования

Ключевые слова: Луцеяхское месторождение, ачимовские отложения, гидроразрыв пласта (ГРП), геомеханическое моделирование, исследования керна, TIV-анизотропия, эффект сложного напластования

В статье представлены результаты комплексных исследований отложений Ачимовской свиты и покрывающих глинистых горизонтов Луцеяхского месторождения Западной Сибири. Целью исследований являлись проектирование и оптимизация гидроразрыва пласта (ГРП). Комплексные исследования включали тестирование кернового материала; 1D/3D геомеханическое моделирование; адаптацию построенных моделей к результатам ранее проведенных ГРП и буровых событий; многовариантные расчеты дизайнов ГРП. Выявлена характерная тонкая слоистость в алевролито-глинистых отложениях покрышки и прослоев. Такое строение горной породы является причиной различия свойств в вертикальном и горизонтальных направлениях. Анизотропия физико-механических свойств геологической среды может приводить к изменению минимальных горизонтальных напряжений, что в свою очередь является одним из основных факторов, определяющих геометрию трещины ГРП. Увязка полученных данных в рамках одного проекта позволила охарактеризовать эффект сложного напластования в отложениях покрышки и прослоев и учесть его при проектировании ГРП. Показано, что эффект сложного напластования существенное влияет на характер распространения трещины при проведении ГРП. Его игнорирование при моделировании приводит к некорректному расчету раскрытия трещины в симуляторах ГРП. На стадии оптимизации дизайна ГРП смоделированы различные сценарии для разных комбинаций расположения интервалов сложного напластования, тоннажа и глубины проводки горизонтального ствола. Отдельно выполнен подбор оптимального объема буфера и расхода закачки. В результате анализа более 1000 расчетных дизайнов ГРП для реализации на Луцеяхском месторождении подобраны три базовых, соответствующих разным уровням риска при принятии решения.

Список литературы

1. Пунанова С.А. Углеводородные скопления ачимовских отложений северных регионов Западной Сибири // Экcпозиция Нефть Газ. – 2020. – № 3. – С. 10–13.

2. Бородкин В.Н., Курчиков А.Р. К вопросу уточнения западной и восточной границ ачимовского клиноформного комплекса Западной Сибири // Геология и геофизика. –2015. – Т. 56. – №. 9. – С. 1630–1642.

3. Watching rocks change-mechanical earth modeling / A.H.A. Ali, T. Brown, R. Delgado [et al.] // Oilfield Review. – 2003. – Summer. – V. 15. – P. 22–39.

4. Coussy O. Poromechanics, – John Wiley and Sons, 2004. – 315 р.

5. Petroleum related rock mechanics / E. Fjar, R.M. Holt, A.M. Raaen, P. Horsrud // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – 2009. – V. 46. – No. 8. – P. 1398–1399. – https://doi.org/10.1016/j.ijrmms.2009.04.012

6. Warpinski N. Fracture growth in layered and discontinuous media. In Proceedings of the Technical Workshops for the Hydraulic Fracturing Study: Fate and Transport. – Washington, DC: Environ. Prot. Agency, 2011.

7. Ju W., Wu C., Sun W. Effects of mechanical layering on hydraulic fracturing in shale gas reservoirs based on numerical models // Arabian Journal of Geosciences. – 2018. – № 11 (12). – Р. 1–11. – DOI: 10.1007/s12517-018-3693-1

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-26-31

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Бурение скважин

622.245.42
К.А. Джабаров, к.т.н.

Проблемы выбора и оценки тампонирующих свойств цементных растворов (в порядке обсуждения)

Ключевые слова: тампонирующие свойства, поровое давление суспензий, заколонные перетоки, начальный градиент фильтрации, коэффициент суффозии суспензий

Отмечено, что для решения проблемы заколонных перетоков жидкостей и газов в скважинах, необходимо больше информации о тампонирующих свойствах цементных растворов (ТСЦР), используемых при цементировании обсадных колонн. В период ожидания затвердевания цемента гидростатическое давление в заколонном пространстве снижается, что приводит к притоку пластового флюида в скважину, разрушению еще слабой структуры цементной суспензии и образованию в ней каналов, по которым в последующем происходят межпластовые перетоки. Предложен перечень критериев ТСЦР, необходимый и достаточный для оценки интенсивности фильтрационно-суффозионых потоков и состояния целостности структуры цементной суспензии. В качестве критерия фильтрационных свойств рассмотрен так называемый начальный градиент, характеризующий условия начала движения поровой жидкости в структуре цементной суспензии. В качестве второго критерия ТСЦР предложено использовать характеристику начала разрушения фильтрационным потоком структуры скелета твердой фазы тампонажной суспензии и начала образования каналов перетоков в заколонном пространстве скважины. Выполнен анализ методов экспериментальной оценки указанных критериев ТСЦР. Показано, что вследствие нестабильности свойств цементных суспензий принципиально важна привязка критериев ТСЦР к какому-либо характеристическому моменту времени. В качестве такого момента целесообразно использовать окончание репрессии на пласт – начало притока пластового флюида в скважину. Дано описание нескольких способов определения периода репрессии на пласт, из которых наиболее информативным является тот, который использует динамику порового давления тампонажных растворов. Рекомендована методика получения кривых порового давления цементных суспензий, пригодная к использованию, в том числе, и в производственных лабораториях. Приведена методика оценки качества изоляции пластов в период ожидания затвердевания цемента и некоторые способы предотвращения заколонных перетоков.

Список литературы

1. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины / Д.К. Левайн [и др.] // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1980. – № 10. – С. 8–17.

2. Рекомендации для передовых методов цементирования / R.T. Oskarsen [at al.] // Нефтегазовые технологии. – 2010. – № 4. – С. 26–29.

3. Orszulik S. Environmental Technology in the Oil Industry. – Springer 2016.

4. Гайворонский А.А., Шульга Г.П. Исследование тампонирующих свойств цементных растворов / В сб. Совершенствование технологии бурения // ВНИИБТ. – 1965. – Вып. 14.– С. 77–91.

5. Грачев В.В., Леонов Е.Г., Малеванский В.Д. Проницаемость скелета столба цементного раствора в период ОЗЦ // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – 1970. – № 7. – С. 9–16.

6. Геранин М.П., Соловьев Е.М. Оценка тампонирующей способности цементных растворов // Газовая промышленность. – 1972. – № 2. – С. 4–7.

7. Хадур М.Х. Формирование давления цементных растворов в скважине в связи с газонефтеводопроявлениями в период ОЗЦ: дис. ... канд. техн. наук. – М., 1991. – 247 с.

8. Джабаров К.А. Математическое моделирование процессов формирования заколонных перетоков в скважине в период ожидания затвердевания цемента // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 67–71. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-5-67-71

9. Изучение природы газопроявлений после цементирования обсадных колонн / Р.И. Щищенко [и др.] // Газовая промышленность. – 1965. – № 9. – С. 7–11.

10. Федоров В.Н. Исследование падения порового давления в цементных растворах // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2011. – № 5. – С. 48–53. – http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Fedorov/Fedorov_1.pdf

11. А.с. 599051 СССР. Способ определения герметизирующей способности тампонажных растворов / В.В. Грачев, В.Д. Малеванский; заявитель Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов. – № 2133800; заявл. 14.05.1975; опубл. 25.03.1978.

12. Grant W.H., Dodd E.L., Gardner C.A. Simplified Slurry Design Increases Wellsite Success // SPE-16135-PA. – 1989. – https://doi.org/10.2118/16135-PA

13. Джабаров К.А. Методы определения порового давления и нефтегазоизолирующей способности цементных растворов. – М.: ВНИИЭгазпром. – 1991. – 24 с.

14. А.с. 1537796 СССР. Устройство для определения порового давления и тампонирующей способности тампонажных растворов / К.А. Джабаров; заявитель Московский инфтитут нефти и газа им. И.М. Губкина. – № 4323568; заявл. 02.11.1987; опубл. 23.01.1990.
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-32-36

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.1/.4:553.98.04
А.Х. Шахвердиев (Российский гос. геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе), д.т.н., С.В. Арефьев (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»), к.г.-м.н., А.В. Давыдов (ФБУ «ГКЗ»), д.т.н.

Проблемы трансформации запасов углеводородного сырья в нерентабельную техногенную категорию трудноизвлекаемых (в порядке обсуждения)

Ключевые слова: нерентабельные техногенные трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ), нефтеотдача, заводнение, налоговые льготы, динамика дискриминантов по нефти и воде

Решение проблем рациональной разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, в том числе добычи нерентабельных природных и техногенных трудноизвлекаемых запасов жидкого и газообразного углеводородного сырья, в исторической перспективе, безусловно, останется значимой и актуальной темой. К проблемам, вызывающим коллизии между владельцем недр и недропользователями или инвесторами, проявляют большой интерес ученые, специалисты и производственники не только нефтегазовой отрасли, но и представители финансово-экономического блока исполнительной власти, в целях выбора оптимального варианта налоговых преференций для добычи нерентабельных трудноизвлекаемых запасов.

В статье приведена краткая хронология развития нефтегазовой отрасли в разрезе эволюции использования новых методов добычи и увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти, а также постепенного перехода от разработки традиционных активных запасов к трудноизвлекаемым. Рассмотрены актуальные проблемы разработки месторождений с нерентабельными природными и техногенными трудноизвлекаемыми запасами жидких и газообразных углеводородов. Предложены новое определение для нерентабельных природных и техногенных трудноизвлекаемых запасов и новое решение для прогноза прорыва воды в условиях неустойчивости фронта вытеснения нефти водой. Указано на недостатки действующих норм налогового кодекса относительно методики выбора нерентабельных техногенных запасов по геологическим и технологическим параметрам и предложены пути совершенствования необходимых решений. Отмечена неэффективность борьбы с негативными последствиями влияния пластовой и закачиваемой воды на мобильность нестационарного заводнения и иммобильность нефти, а также в целом влияние на процесс разработки месторождения. Показана целесообразность создания и внедрения инновационных методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти для истощенных месторождений, что требует налоговых преференций для создателей научно-технической продукции. Сделан вывод, что разработка нерентабельных природных и техногенных трудноизвлекаемых запасов – актуальная, востребованная и долгосрочная задача, решение которой требует системного подхода, обеспечивающего гармонизацию геологических, технологических, экономических и нормативно-правовых параметров и показателей для обоснования выбора объектов, на которые распространяются льготы, и для оценки ожидаемого эффекта.

Список литературы

1. О технико-экономическом обосновании добычи ТрИЗ: как не наступить на старые грабли / М.С. Розман, С.А. Смоляк, Э.С. Закиров [и др.] // Neftegaz.RU. – 2020. – №2 (98).

2. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. – М.: Дело, 2015. – 1300 с.

3. Шпуров И.В., Тудвачев А.В. Обоснование граничного значения проницаемости коллекторов при их дифференциации на классы с высоким и низким фильтрационным потенциалом // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 9. – С. 2–6.

4. Выгон Г.В. Инвентаризация запасов: от государственной экспертизы к национальному аудиту // Нефтегазовая вертикаль. – 2019. – № 18. – С. 19–24.

5. Давыдов А.В. О методах увеличения нефтеотдачи и не только о них // Недропользование XXI век. – 2019. – № 12. – С. 124–133.

6. Давыдов А.В. Анализ и прогноз разработки нефтяных залежей. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – 316 с.

7. Алекперов В.Ю. Нам не нужны льготы, у нас нет льгот //Газета «Коммерсант» от 25.12.2019. – № 238.

8. Шахвердиев А.Х. Системная оптимизация нестационарного заводнения с целью повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 1. – С. 44–49. – DOI:10.24887/0028-2448-2019-1-44-49

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

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

11. Мандрик И.Э., Панахов Г.М., Шахвердиев А.Х. Научно-методические и технологические основы оптимизации процесса повышения нефтеотдачи пластов. – M.: Изд-во «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО», 2010. – 228 c.

12. Шахвердиев А.Х. Еще раз о нефтеотдаче // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 44–50.

13. 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. – DOI:10.24887/0028-2448-2019-12- 118-123

14. Шахвердиев А.Х. Некоторые концептуальные аспекты системной оптимизации разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2. – C. 58–63. – DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-58-63

15. Шахвердиев А.Х., Арефьев С.В. Концепция мониторинга и оптимизации процесса заводнения нефтяных пластов при неустойчивости фронта вытеснения // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – C. 104–109. – DOI:10.24887/0028-2448-11-104-109

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

17. Shestopalov Y.V., Shakhverdiev A.Kh. Qualitative Theory of Two-Dimensional Polynomial Dynamical Systems // MDPI, Symmetry. – 2021. – N 13. – V. 1884. – P. 1–19. – https: // doi.org / 10.3390 /sym13101884.

18. Об утверждении Правил разработки месторождений углеводородного сырья. Приказ Министерства природных ресурсов от 14 июня 2016 года № 356 с изменениями на 20 сентября 2019 г. – http://docs.cntd.ru/document/420365257

19. Об утверждении Временных методических рекомендаций по подготовке технических проектов по разработке месторождений углеводородного сырья. Распоряжение Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 18 мая 2016 года № 12-р. – http://docs.cntd.ru/document/420368869

20. Об утверждении Правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья. Приказ Минприроды России от 20 сентября 2019 года № 639. – http://docs.cntd.ru/document/561372501

21. Мухидинов Ш.В., Беляков Е.О. Определение интервалов с наличием подвижной воды в отложениях ачимовской толщи // Proнефть. Профессионально о нефти. – 2020. – № 4 (18). – С. 34–47.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-38-43

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.64
Д. Попич (НТЦ НИС Нафтагас), Я. Пантич (НТЦ НИС Нафтагас), М. Трипкович (НТЦ НИС Нафтагас), А.П. Лосев (ООО НИИЦ «Недра-тест»; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.т.н.

Влияние минералогического состава пласта на нефтеотдачу при полимерном заводнении

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи (МУН), полимерное заводнение, изменение смачиваемости, минералогия коллектора, карбонатность, фильтрационные исследования керна

В процессе подготовки к применению методов увеличения нефтеотдачи (МУН) путем заводнения с использованием полимерных растворов на нефтяном месторождении в северо-восточной части Сербии проведен ряд экспериментов. В качестве агента полимерного заводнения рекомендован высокомолекулярный гидролизованный полиакриламид (HPAM), затворенный на пресной воде. Коллектор разрабатываемого месторождения представлен песчаником возраста от нижнего до среднего миоцена, мелко- и среднезернистым, местами илистым и глинистый, хорошо сцементированный кремнистым и известковым цементом. Проведен ряд фильтрационных экспериментов на кернах с целью определения изменения гидравлического сопротивления, коэффициента остаточного сопротивления и коэффициента удержания полимера. Поскольку по проницаемости пласт крайне неоднородный, образцы кернов разделены на три группы: высокой, средней и низкой проницаемости. Предполагалось, что величины замеренных параметров будут до известной степени зависеть от проницаемости, однако некоторые полученные результаты не соответствовали этой тенденции. Минералогический анализ показал, что карбонатность отдельных образцов достигает 70%, однако остальные характеристики (пористость и проницаемость) находятся в том же диапазоне, что и для образцов с низкой карбонатностью. Установлена общая зависимость результатов испытаний от проницаемости и карбонатности. Поскольку смачиваемость карбонатов и силикатов различается, для увеличения нефтеотдачи на образцах с высокой карбонатностью рассмотрена возможность сочетания полимерного заводнения с использованием воды, насыщенной ионами магния и сульфат-ионами. Применение такого сочетания технологий обеспечило дополнительное повышение нефтеотдачи на 5 % по сравнению с простым полимерным заводнением.

Список литературы

1. Ferreira V.H.S., Moreno R.B.Z.L. Rheology-Based Method for Calculating Plymer Inaccessible Pore Volume in Core Flooding Experiments // E3S Web Conf.  (The 2018 International Symposium of the Society of Core Analysts – SCA 2018). – 2019. – V. 89. –  8 p. – DOI:10.1051/e3sconf/20198904001

2. Thomas A. Essentials of Polymer Flooding Technique. – John Wiley and Sons Ltd, 2019. – 328 p.

3. An Overview on Polymer Retention in Porous Media / A.H. Sameer, M.M. Syed, A. Hesham, A. Saeed // Energies. – 2018. – V. 11. – No. 10. – P. 2751. – DOI:10.3390/en11102751

4. Seright R. How Much Polymer Should Be Injected during a Polymer Flood? Review of Previous and Current Practices // Conference Proceedings. IOR 2017 – 19th European Symposium on Improved Oil Recovery, April 2017. – 37 p. – DOI:10.2118/179543-MS

5. Sorbie K.S. Polymer-Improved Oil Recovery. – Dordrecht (Netherlands): Springer, 1991. – 359 p.

6. Austard T. Water-Based EOR in Carbonates and Sandstones: NewChemical Understanding of the EOR Potential Using “SmartWater” / Сhapter 13 in book: Sheng J. (ed.) Enhaced Oil Recovery Field Cases. – Houston (TX, USA): Gulf Professional Publishing, 2013. – 712 р. – DOI:10.1016/B978-0-12-386545-8.00013-0

7. Ethington E.F. Interfacial contact angle measurements of water, mercury, and 20 organic liquids on quartz, calcite, biotite, and Ca-montmorillonite substrates. – Golden (CO, USA): U.S. Geological Survey. 1990. – 18 p.

8. Polymer Adsorption/Retention in Porous Media: Effects of Core Wettability on Residual Oil / D. Broseta, F. Medjahed, J. Lecourtier, M. Robin // SPE 24149. – 1995. – DOI:10.2118/24149-PA

9. Rezaei Gomari K.A., Hamouda A.A. Effect of fatty acids, water composition and pH on the wettability alteration of calcite surface // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2006. – V. 50. – P. 140–150.

10. Wettability alteration and oil recovery by spontaneous imbibition of smart water and surfactants into carbonates / S. Ahmadi, M. Hosseini, E. Tangestani, S.E. Mousavi, M. Niazi // Petroleum Science. – 2020. – V. 17. – P. 712–721. – DOI:10.1007/s12182-019-00412-1

11. Евдокимов И.Н. Наножидкости и «умные жикости» в технологиях разработки нефтегазовых месторождений. – М.: ООО «Издательский дом Недра». 2016. – 247 с.

12. Fathi S.J., Austad T., Strand S. Water-based Enchanced Oil Recovery (EOR) by “Smart Water”: Optimal Ionic Composition for EOR in Carbonates // Energy and Fuels. – 2011. – No. 25(11). – P. 5173–5179. – DOI:10.1021/ef201019k

13. О возможности использования низкоминерализованной воды для повышения нефтеотдачи месторождений Краснодарского края / Д.Г. Антониади, О.В. Савенок, Н.Н. Буков [и др.] // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2014. – № 8. – С. 331–339.

14. Shokoufeh A., Behzad R. An Investigation of Polymer Adsorption in Porous Media Using Pore Network Modelling // Transport in Porous Media. – 2016. – V. 115. – P. 169–187. – DOI:10.1007/s11242-016-0760-5

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-44-48

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.1/.4
М.А. Джамалбеков (НИПИ «Нефтегаз» SOCAR), к.т.н., Т.М. Джамалбейли (Азербайджанский гос. университет нефти и промышленности)

Определение коллекторских свойств газоконденсатных пластов по двум промысловым измерениям при стационарном притоке

Ключевые слова: начальная проницаемость, деформация пласта, закон изменения проницаемости, двухфазная фильтрация, интерпретация, исследование скважины, коэффициент изменения проницаемости

В статье предложена методика интерпретации результатов гидродинамических исследований газоконденсатной скважины на двух установившихся режимах с целью определения начального значения и степени изменения эффективной проницаемости пласта. Данная методика разработана с использованием бинарной модели фильтрации, где углеводородная система представляется состоящей из двух псевдокомпонентов и двух фаз, между фазами происходит массоперенос углеводородов. Для применения предложенной методики требуются данные о дебитах скважины, измеренные на двух различных установившихся режимах скважины для двух различных пластовых давлений и термодинамические данные углеводородной системы в пластовых условиях. Методика апробирована на примере PVT данных продукции горизонта X месторождения Булла-Дениз (Азербайджан) при различных коэффициентах упругости пород-коллекторов. Установлена высокая надежность изложенного подхода, так как для начальных этапов разработки отклонения вычисленных искомых параметров от фактических значений не превышали 1 %. Для поздних периодов разработки, когда пластовое давление становится ниже начального более чем на 80 %, отклонения вычисленных значений начальной проницаемости и коэффициента изменения составляли соответственно 2,3 и 4,6 %. В отличие от аналогичных методов предложенный подход основан на идее линейной аппроксимации. Это позволяет минимизировать входные данные (число измерений) и в то же время повышает надежность интерпретации, устраняя фактор субъективности. Предлагаемая методика проста и надежна, о чем свидетельствуют результаты проверки. Ее легко применять при компьютерных расчетах, что не маловажно при автоматизации процесса интерпретации результатов измерений.

Список литературы

1. Abasov M.T., Orudjaliev F.G., Djamalbekov M.A. Scientific Basis Gas Condensate Reservoirs Development in Deformed Reservoir Rocks // Proceedings of the II Symposium on Mining Chemistry. – Visegrad, 1986. – 22–24 October. – P. 187–206.

2. Mathematical modeling of the nonlinear filtration process of volatile oils to a well in a compacting formation / F.A. Aliev, M.A. Jamalbayov, I.R. Hasanov [et al.] // Proceedings of the 6th international conference on control and optimization with industrial applications. – 2018. – V. II. – Р. 59–61.

3. Dubrule O., Haldorsen H.H., Geostatistics for Permeability Estimation, in Lake, L.W. and Caroll, H.B., Jr. editors, «Reservoir Characterization». – New York: Academic Press, 1986.

4. Permeability Estimation From Inflow DataDuring Underbalanced Drilling / S. Farshidi, D.F. Yu, J. Slade [et al.] // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2008. –  June. – V. 47. – No. 6. – P. 56–63.

5. Guo, Junxin. Estimation of Permeability and Viscoelastic Properties of Shale by Three-Point Bending Test. SEG Annual Meeting, 18-23 October 2015. – New Orleans, Louisiana. – 2015.

6. Alpak and James Sheng. Estimation of Permeability and Permeability Anisotropy From Straddle-Packer Formation-Tester Measurements Based on the Physics of Two-Phase Immiscible Flow and Invasion / A. Renzo, T.-V. Carlos, L. HeeJae [et al.] // SPE-95897-PA. – 2007.

7. Wendt W.A., Sakurai S., Nelson P.H. Permeability Prediction from Well Logs Using Multiple Regression in Lake. – New York: Academic Press, 1986.

8. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1981. –  237 с.

9. Хасанов М.М., Спивак С.И., Юлмухаметов Д.Р. Определение проницаемости из данных геофизических исследований скважин как некорректно поставленная задача // Нефтегазовое дело. – 2005. – Т. 3. – № 1. – С. 155–166.

10. Шор Я. Б. Статистические методы анализа и контроля качества и надежности. – М.: Госэнергоиздат, 1962. – 552 с.

11. Hasanov I.R., Jamalbayov M.A. A Stationary oil inflow to the wellbore taking into account the initial pressure gradient. Arab J Geosci. – 2020. – V. 13. – No. 833 (2020). – https://doi.org/10.1007/s12517-020-05868-9, https://rdcu.be/b6o5x

12. Jamalbayov M.A., Veliyev N.A. The technique of early determination of reservoir drive of gas condensate and velotail oil deposits on the basis of new diagnosis indicators / TWMS J. Pure Appl. Math. – 2017. – V. 8. – No. 2. – P. 236–250.

13. Dennis Denney. HP/HT gas-condensate well testing for the Shell Onyx SW Prospect // JPT. –  2008. – V. 60I. – № 2. – https://doi.org/10.2118/0208-0088.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-49-53

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Информационные технологии

681.518:622.276
А.А. Кирьянов (ООО «Газпромнефть-Автоматизация»), М.И. Кузьмин (Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)), к.т.н.

Актуальные задачи метрологического обеспечения в нефтегазодобывающей отрасли

Ключевые слова: безлюдные месторождения, цифровые технологии, метрологическое обеспечение, инновации, механизированная добыча нефти, автономизация активов

Необходимость дальнейшего развития цифровых технологий и потребность в более широком их применении для управления технологическими процессами очевидны. Цифровые технологии лежат в основе проектов развития автономных активов, реализуемых в компании «Газпром нефть», однако их широкое применение невозможно без решения задачи обеспечение единства измерений. В статье рассмотрены вопросы метрологического обеспечения цифровых технологий с точки зрения действующего законодательства Российской Федерации. При рассмотрении учитывались приоритеты научно-технологического развития Российской Федерации, а также задачи, стоящие перед компанией «Газпром нефть», решение которых требуется для достижения ее стратегических целей, и уже имеющийся опыт применения цифровых технологий. На примере процесса механизированной добычи нефти рассмотрены основные ограничения, присущие цифровым моделям и препятствующие их активному распространению. Установлено, что цифровые модели относятся к моделям управления, и исходя из этого выделены решения, позволяющие устранить выявленные ограничения. Определен перечень задач, необходимый для достижения поставленных целей. Проведен анализ текущей нормативно-технической документации в области метрологии. Рассмотрены варианты решения задачи обеспечения единства измерения для цифровых моделей. При этом учитывалась необходимость применения действующих форм государственного регулирования в области обеспечения единства измерений с целью минимизации потребности во внесении изменений в действующее законодательство Российской Федерации.

В будущем на основе решений, разработанных в рамках рассмотренного в статье исследования, в компании «Газпром нефть» планируется развивать концепцию метрологического обеспечения цифровых моделей, что позволит тиражировать эти решения в периметре компании. Полученные результаты могут стать основой для формирования единой государственной концепции обеспечения единства измерения цифровых моделей различных технологических процессов от метрологической экспертизы до определения метрологических характеристик цифровых моделей.

Список литературы

1. Орлов С. Цифровая платформа. Стратегия цифровой трансформации процессов переработки нефти, транспортировки и сбыта нефтепродуктов // Сибирская нефть. – 2018. – № 4. – С. 40–45.

2. Бесекерский В.А. Теория систем автоматического управления. –  СПб.: Профессия, 2007. – 752 с.

3. Perkins T.K. Critical and Subcritical Flow of Multiphase Mixtures through Chokes // SPE-20633-PA. – 1993. – DOI: https://doi.org/10.2118/20633-PA

4. Герасимов Р.В., Музычук П.С., Кузьмин М.И. Цифровая трансформация процесса механизированной добычи нефти в ПАО «Газпром нефть» // Инженерная практика. – 2021. – № 7. – С. 38–41.

5. Кирьянов А.А. Актуальные цели и задачи метрологии в нефтегазодобывающей отрасли в эпоху цифровизации // XXII Всероссийская научно-техническая конференция по неразрушающему контролю и технической диагностике «Трансформация неразрушающего контроля и технической диагностики в эпоху цифровизации. Обеспечение безопасности общества в изменяющемся мире», Москва, 3–5 марта 2020 г. – М.: ИД «Спектр», 2020. С. 205–207.

6. Безлюдные месторождения: настоящее и будущее / Е.А. Кибирев, М.И. Кузьмин, А.Ю. Зацепин, Е.В. Клинков // PROНЕФТЬ. – 2020. – № 1. – С. 64–68. – DOI: 10.24887/2587-7399-2020-1-64-68
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-54-59

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Техника и технология добычи нефти

622.276.72
Н.А. Черемисин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., И.А. Стручков (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н.

Влияние магнитного поля на интенсивность парафиновых отложений

Ключевые слова: магнитное поле, электрическое поле, парафины, прафиноотложение, асфальтосмолистые вещества, магнитная обработка, магнитные аппараты, межочистной период (МОП), массобмен, математическая модель

Опыт промыслового применения различных методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) показал, что за исключением электрообогрева и скребков, ни один из методов не обеспечивает 100%-ной защиты и нуждается в дублировании. Среди превентивных методов борьбы с АСПО достаточно эффективным и несложным с технической точки зрения является магнитная обработка нефти с использованием магнитных активаторов различной конструкции. За последние десятилетия накоплено значительное количество опытных данных по применению воздействия магнитного поля на добываемые жидкости в динамическом режиме. При этом далеко не все наблюдаемые явления и эффекты имеют строгое объяснение. В статье обсуждается механизм воздействия магнитного поля на кристаллизацию парафинов. Разработана математическая модель для количественной оценки изменения интенсивности образования АСПО на поверхности нассосно-компрессорных труб (НКТ) при магнитной обработке потока добываемой продукции. Установлено, что прохождение потока добываемой продукции через неоднородное магнитное поле обуславливает появление электрического поля высокой напряженности на достаточно продолжительный период времени. Воздействие этого поля снижает растворимость парафина в нефти, повышает интенсивность кристаллизации парафина в объеме нефти и уменьшает АСПО на поверхности НКТ. В модели учтено, что АСПО на поверхности НКТ являются высокоэффективным теплоизолятором, изменяющим температурный режим потока и температуру стенок НКТ. Предложен метод расчета равновесной концентрации и изменения растворимости парафина в результате действия постоянного электрического поля. Показано, что эффект от магнитных обработок увеличивается с повышением концентрации асфальтенов в нефти и обводненности продукции скважин.

Список литературы

1. Черемисин Н.А. Исследование механизма образования парафиногидратных пробок в нефтяных скважинах с целью совершенствования методов борьбы с ним: автореф. дисс. ... канд. техн. наук. – Тюмень, 1992. – 24 с.

2. Пивоварова Н.А. Магнитные технологии добычи и переработки углеводородного сырья. – М.: ООО «Газпромэкспо», 2009. – 120 с.

3. Щеховцева Е.В., Романько В.В., Ким С.Л. Актуальность применения магнитных индукторов при эксплуатации осложненного фонда скважин // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 3. – С. 52–58.

4. Влияние магнитного поля на реологические свойства тяжелых высоковязких нефтей / А.Ю. Леонтьев, О.В. Полетаева [и др.]  // Нефтегазохимия. – 2019. – № 3–4. – С. 18–22.

5. Злобин А.А. О механизме магнитной активации для защиты добывающих скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений //Нефтяное хозяйство. –  2017. – № 1. – С. 52–56.

6. Лесин В.И., Еремин Н.А. Природные и синтезированные наноразмерные окислы железа-нанороботы в процессах управления с помощью магнитного поля извлечением, транспортировкой, подготовкой и переработкой нефти //Нефть.Газ.Новации. – 2018. – № 1. –  С. 18–22.

7. Пат. 2623758 РФ, МПК E21B 37/00, 43/10Скважинный магнитный комплекс для обработки пластового флюида в призабойной зоне скважины / И.П. Солдатова;  заявитель и патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». – № 2016114278; заявл. 12.04.2016; опубл. 29.06.2017.

8. Федоров Е.Е. Разработка методов понижения вязкости нефти и депарафинизации промысловых трубопроводов с использованием электрического поля: дисс. ... канд. тех. наук. Ивано-Франковск, 1982. – 184 с.

9. Малышев А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафино-гидратообразованиями // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 9. – С. 62 – 69.

10. Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Саранча А.В. Применение магнитных активаторов для борьбы с отложениями АСПО, солей и коррозией //Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 2-2. – С. 66–66.

11. Лоскутова Ю.В., Юдина Н.В. Влияние магнитного поля на структурно-реологические свойства нефтей //Известия Томского политехнического университета. – 2006. – Т. 309. –  № 4. – С. 104–109.

12. Pat. 5024271 US. Permanent-magnet wax-proof device / W. Meihua; asignee Baotou Institute of Applied Design of New Materials. – Appl. no. 07/294,818; filed 09.01. 1989; publ. 18.06.1991.

13. Гупалло Ю.П., Полянин А.Д., Рязанцев Ю.С. Массообмен реагирующих частиц с потоком. – М.: Наука, 1985. – 336 с.

14. Лифшиц Е.М., Питаевский Л.П. Физическая кинетика. – М.: Наука, 1979. – 528 с.

15. Рид Ф., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства жидкостей и газов. – Л.: Химия, 1982. – 592 с.

16. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. – М.: Химия, 1989.  – 464 с.

17. Румер Ю.Б., Рывкин М. Ш. Термодинамика. Статическая физика и кинетика. – М.: Наука, 1977. – 552 с.

18. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. – М.: Недра, 1970. – 192 с.

19. Чернов А.А., Трусов Л.М. Электростатические эффекты при образовании зародышей на поверхности // РНТС ВНИИОЭНГ. – 1979. – № 5. –  С. 3–5.

20. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. – М.: Недра, 1977. – 214 с.

21. Вахитов Г.Г., Симкин Е.М. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов. – М.: Недра, 1985. – 230 с.

22. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. – М.: Наука, 1987. – 144 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-60-65

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.53
А.А. Макеев (НГДУ «Быстринскнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»; Тюменский индустриальный университет), С.А. Леонтьев (Тюменский индустриальный университет), д.т.н., Д.В. Щелоков (НГДУ «Быстринскнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»), Е.Л. Шай (НГДУ «Быстринскнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»), С.И. Мартынов (Сургутский гос. Университет), д.ф.-м.н.

Анализ показателей эксплуатации малодебитных скважин установками электроцентробежных насосов

Ключевые слова: периодическая эксплуатация скважин, отложения солей, электроцентробежный насос (ЭЦН), осложняющие факторы, модель

Повышение эффективности эксплуатации малодебитного фонда скважин с применением установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) является актуальной задачей нефтегазодобывающих компаний. В статье рассмотрены вопросы эксплуатации малодебитного фонда с использованием установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Дано описание различных моделей периодической эксплуатации, которые наблюдаются по показаниям телеметрии. Показано, что анализ таких моделей позволяет оперативно принимать решения при необходимости выбора режима работы УЭЦН. В качестве примера приведены модели, которые лпределяют необходимость перевода скважин с низкопроизводительным УЭЦН в периодический режим работы, модель периодической эксплуатации скважины с активной и скрытой негерметичностью обратного клапана, модель длительного простоя скважины, работающей в периодическом режиме. Представлены виды периодической эксплуатации и технико-экономические показатели малодебитного фонда скважин. Рассмотрены особенности работы скважин в режиме кратковременной периодической эксплуатации. Обозначены геологические и технологические факторы, влияющие на перевод скважин в периодический режим работы. Для модели скважины в периодической эксплуатации актичной негерметичностью обратного клапана предложены мероприятия по снижению влияния слива жидкости из насосно-компрессорных труб на запуск УЭЦН. Геолого-физические особенности месторождений с трудноизвлекаемыми запасами существенно влияют на процесс эксплуатации скважин с УЭЦН. Увеличение фонда скважин с УЭЦН работающих в периодическом режиме, требует значительно больше времени для оценки эффективности работы оборудования. Автоматизация процесса определения подобных скважин и оптимизации их работы позволит увеличить добычу нефти, снизить энергопотребление и удельный расход электроэнергии УЭЦН.

Список литературы

1. Цивелев К.В. Эксплуатация скважин в режиме периодического кратковременного включения и разработка рекомендаций по оптимизации работы установки электроцентробежного насоса // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2015. – № 4. – С. 180–183.

2. Зейгман Ю.В., Колонских А.В. Оптимизация работы УЭЦН для предотвращения образования осложнений // Нефтегазовое дело. – 2005. – № 2. – http://ogbus.ru/authors/Zeigman/Zeigman_1.pdf.

3. Макеев А.А., Щелоков Д.В., Шай Е.Л. Осложнения при эксплуатации скважин высокотемпературных пластов месторождений Октябрьского района (Красноленинский свод) // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 42–44. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-2-42-44

4. Кибирев Е.А., Музычук П.С. Оптимизация работы защит от аварийных отключений электроэнергии в станции управления установкой электроцентробежных насосов на объектах ПАО «Газпром Нефть» // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2018. – № 3. (9). – С. 56–62.
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-66-68

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Транспорт и подготовка нефти

622.276.8
Т.А. Марютина (ООО «Центр изучения и исследований нефти»; Институт геохимии и аналитической химии им. В.И. Вернадского Российской академии наук), Ю.Н. Романова (ООО «Центр изучения и исследований нефти»; Институт геохимии и аналитической химии им. В.И. Вернадского Российской академии наук), Н.С. Мусина (ООО «Центр изучения и исследований нефти»; Институт геохимии и аналитической химии им. В.И. Вернадского Российской академии наук)

Оценка эффективности магнитного и ультразвукового воздействия при разрушении промысловых водонефтяных эмульсий

Ключевые слова: водонефтяная эмульсия, деэмульгирование, волновое воздействие, постоянное магнитное поле, электромагнитное поле, ультразвук, нанопорошок

Для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий все большее значение приобретает использование методов их волновой обработки полями различной физической природы (магнитное поле, электромагнитное поле, ультразвуковые колебания и др.). В статье показана возможность полного разрушения промысловых водонефтяных эмульсий, образующихся при добыче и подготовке нефти, за счет их магнитной и ультразвуковой обработки. Приведены результаты экспериментальных исследований влияния различных параметров волнового воздействия, добавления различных растворителей и наноразмерных порошков металлов на полноту разрушения стойких промысловых водонефтяных эмульсий различного состава, в том числе содержащих гелеподобные структуры. Предложены способы разрушения промысловых водонефтяных эмульсий со степенью отделения воды более 99 % и остаточным содержанием воды в нефтяной фазе менее 1 % (по массе). Для водонефтяных эмульсий обратного типа эти результаты достигаются при использовании магнитной обработки в проточном режиме, для гельсодержащих водонефтяных эмульсий – при ультразвуковой обработке совместно с добавкой суспензии нанопорошка в статическом или проточном режиме. В качестве добавки предложено использовать суспензию нанопорошка нитрида алюминия в ацетоне (6-8 % объема эмульсии в зависимости от содержания «геля») либо суспензию нанопорошка оксида алюминия в ацетонитриле (10 % объема эмульсии независимо от содержания «геля»). Преимуществом нанопорошка нитрида алюминия является возможность его повторного использования с сохранением активности до 10 циклов. Для реализации предлагаемых способов деэмульгирования на нефтепромыслах разработан прототип установки волнового воздействия с ультразвуковым и магнитным блоками для обработки эмульсий.

Список литературы

1. Исследование возможности деэмульгаторов образовывать аномально устойчивые структуры / Т.Ф. Космачева, Ф.Р. Губайдулин, И.Х. Исмагилов, Р.З. Сахабутдинов // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 1 – С. 90–92.

2. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдулин, И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ»,  2005. – 324 с.

3. Demulsification techniques of water-in-oil and oil-in-water emulsions in petroleum industry / R. Zolfaghari, A. Fakhrul-Razi, L.C. Abdullah [et al.] // Separation and Purification Technology. – 2016. – V. 170. – P. 377–407.

4. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения / Д.Н. Левченко, Н.В. Бергштейн, А.Д. Худякова, Н.М. Николаева. – М.: Химия, 1967. – 200 с.

5. Тарасов М.Ю. Основные технологические решения, используемые при проектировании объектов подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 7. – С. 26–30.

6. Романова Ю.Н., Мусина Н.С., Марютина Т.А. Влияние различных видов волнового воздействия на разрушение стойких гельсодержащих водонефтяных эмульсий // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. – 2018. – Т. 84. – № 7. – С. 7–15.

7. Demulsification of water-in-oil emulsions by exposure to magnetic field / Y.N. Romanova, T.A. Maryutina, N.S. Musina [et al.] // J. Pet. Sci. Eng. – 2019. – V. 179. – Р. 600–605.

8. Пат. 2712589 РФ. Способ разрушения высокоустойчивых водонефтяных эмульсий / Ю.Н. Романова, Н.С. Мусина, Т.А. Марютина, Д.А. Трофимов; заявитель и патентообладатель ООО «Центр изучения и исследования нефти». – № 2019121004; заявл. 05.07.2019; опубл. 29.01.20.

9. Sofla M.J.D., Norouzi-Apourvari S., Schaffie M. The effect of magnetic field on stability of conventional and pickering water-in-crude oil emulsions stabilized with fumed silica and iron oxide nanoparticles // Journal of Molecular Liquids. – 2020. – V. 314.

10. Demulsification of water/crude oil emulsion using natural rock Alginite / S. Hippmann, S.S. Ahmed, P. Frohlich, M. Bertau // Colloids Surf. A. – 2018. – V.  553. – P. 71–79.

11. Пат. 2721955 РФ. Устройство волнового воздействия для подготовки нефтяного сырья / Н.С. Мусина, Ю.Н. Романова, Т.А. Марютина, Д.А. Трофимов; заявитель и патентообладатель ООО «Центр изучения и исследования нефти». – № 2019143999; заявл. 26.12.2019; опубл. 25.05.2020.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-70-73

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.276.8
К.С. Фот (ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»), О.В. Исупова (ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»), А.С. Аввакумова (ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»), С.П. Чиркова (ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»), Н.А. Барышев (ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»), П.Н. Михайлов (ОАО «Удмуртнефть»)

Влияние гидроксохлористого алюминия, используемого при очистке и осветлении природных вод, на процессы обессоливания и обезвоживания нефти

Ключевые слова: гидроксохлористый алюминий (ГХА), обессоливание и обезвоживание нефти, промежуточный слой, деэмульсация, осветление и очистка природных вод, ухудшение качества подготовки нефти, алюминийасфальтеновые комплексы

В статье рассмотрен принципиальный процесс подготовки пресной воды, полученной с водозабора в паводковый период, с использованием в качестве коагулянта гидроксохлористого алюминия (ГХА). Показано негативное влияние реагента коагулирующего действия на процессы обезвоживания и обессоливания при первичной подготовке нефти. Лабораторно подтверждено, что повышенное содержание взвешенных частиц в подаваемой на обессоливание пресной воде, закономерно ухудшает остаточное содержание воды в нефти. Отмечено, что в присутствии ГХА при этом уменьшается содержание хлористых солей. Сделано предположение, что определению хлористых солей при помощи титриметрического метода согласно ГОСТ 21534-76 (метод А) препятствует присутствие ионов алюминия. Затронут вопрос образования «тяжелых» алюминийасфальтеновых комплексов с точки зрения химических структурных взаимодействий. Включенные в состав асфальтеновых соединений ионы алюминия способны  производить «захват» молекул воды и концентрироваться на границе раздела нефть – вода, впоследствии образуя промежуточные слои в технологических аппаратах, что ухудшает качество подготовки нефти. В ходе лабораторных и промысловых испытаний установлено, что в весенний паводковый период для достижения таких нормативных показателей, как остаточные содержания воды и хлористых солей в нефти, необходимо менять технологию водоподготовки. Использование пресной воды после ее дополнительного статического отстоя в железобетонных резервуарах в течение 8 ч (увеличение времени отстоя за счет имеющихся производственных мощностей), а также строгое соблюдение дозировки коагулянта в диапазоне 50-60 г/т позволяют достичь нормативных показателей нефти по 1 группе качества согласно ГОСТ Р 51858-2002.

Список литературы

1. Тужилин А.С., Лайнер Ю.А., Сурова Л.М. Физико-химические свойства гидроксохлоридов алюминия различной основности // Известия вузов. Цветная металлургия. – 2007. – № 2. – С. 18–23.

2. Разработка нефтяных месторождений / С.В. Муравленко, В.Н. Артемьев, Н.И. Хисамутдинов [и др.]: в 4 т. Т. 3 / под ред. Н.И. Хисамутдинова и Г.З. Ибрагимова. – М:  ВНИИОЭНГ, 1994. – 49 c.

3. Impact of Water Cut on Asphaltene Deposition Tendency / J. Wang, T. Fan, J.S. Buckley, J.L. Creek / Offshore Technology Conference. – 2014.

4. Grijalva-Monteverde H., Arellano-Tanori O.V., Valdez M.A. Zeta Potential and Langmuir Films of Asphaltene Polar Fractions // Energy & Fuels. – 2005. –  No. 19. – Р. 2416–2422.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-74-77

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Трубопроводный транспорт нефти

622.692.4.01:539.4
А.А. Игнатик (Ухтинский гос. технический университет), к.т.н.

Инклинометрические измерения в лабораторных условиях на трубопроводе для оценки его напряженно-деформированного состояния

Ключевые слова: bending, inclinometric technology, laboratory bench, stress-strain state, pipeline

Для обеспечения работоспособного состояния эксплуатируемого магистрального трубопровода следует проводить оценку прочности трубопроводной конструкции, испытывающей комплекс нагрузок и воздействий. Мониторинг напряженно-деформированного состояния трубопровода способствует решению данной задачи, так как полученные в процессе мониторинга значения напряжений (деформаций) являются исходными данными для выполнения прочностных расчетов труб. Непрерывная оценка и мониторинг напряженно-деформированного состояния особенно необходимы для магистральных трубопроводов, проложенных в сложных геолого-инженерных условиях. Известны различные методы оценки напряженно-деформированного состояния труб, заключающиеся или в определении пространственного положения магистрального трубопровода и дальнейшем расчете компонентов напряженно-деформированного состояния, или в непосредственном измерении напряжений или деформаций каким-либо физическим методом. Важно, чтобы метод обеспечивал непрерывный контроль технического состояния трубопровода.

В статье предложена инклинометрическая технология для определения пространственного положения и кривизны магистрального трубопровода. Апробация технологии выполнена в лабораторных условиях на установке, представляющей собой трубу, размещенную на двух опорах. Установка позволяет нагружать трубу изгибающей силой в вертикальной плоскости. В экспериментах использовался портативный цифровой инклинометр, с помощью которого осуществлялось измерение углов наклона образующих трубы в условиях изгиба. Построены эпюры тангенса угла наклона, перемещения и кривизны верхней, боковой и нижней образующих трубы. Данные инклинометрических измерений позволяют рассчитать компоненты напряженно-деформированного состояния трубопровода по известным формулам. Предложены рекомендации по реализации инклинометрии на практике для организации мониторинга напряженно-деформированного состояния магистральных трубопроводов, в том числе указаны места установки инклинометрических датчиков на трубопроводе. Инклинометрические датчики обеспечивают непрерывный контроль положения магистрального трубопровода и оценку его напряженно-деформированного состояния.

Список литературы

1. Исламов Р.Р., Агиней Р.В., Исупова Е.В. Анализ средств и методов мониторинга напряженного состояния подземных магистральных нефтегазопроводов, работающих в сложных инженерно-геологических условиях // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2017. – № 6. – С. 31–40.

2. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов. – М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2004. – 592 с.

3. Шарафутдинов З.З., Урманчеев С.Ф., Капаев Р.А. Оценка готовности скважины к протаскиванию трубопровода при строительстве подводного перехода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 5. – С. 470–478.

4. Игнатик А.А. Характеристика напряженно-деформированного состояния стенки трубопровода под воздействием внутреннего давления, изгиба и кручения // Газовая промышленность. – 2020. – № 4. – С. 102–107.

5. Разработка математической модели определения оптимального шага измерений при проведении съемки глубины заложения подземного трубопровода с поверхности грунта / Р.В. Агиней [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 4. – С. 364–371.

6. Кузьбожев А.С., Бирилло И.Н., Бердник М.М. Исследование влияния шага измерений профиля газопровода на точность расчета радиусов изгиба его оси // SOCAR Proceedings. – 2018. – № 4. – С. 43–49.

7. Исламов Р.Р. Совершенствование системы мониторинга технического состояния протяженных участков магистральных нефтегазопроводов применением волоконно-оптических сенсоров деформации: дис. … канд. техн. наук. – Ухта, 2018. – 168 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-78-82

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.692.4.004.55
В.В. Лыков (Грозненский гос. нефтяной технический университет имени академика М.Д. Миллионщикова), к.ф.-м.н.

Технология удаления солевых и парафиновых отложений в открытых трубопроводах сложной конфигурации

Ключевые слова: импульсный плазменный электрогидравлический разряд, ударная волна, очистка нефтепровода, очистка трубопровода, твердые солевые отложения (ТСО), асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), солепровод, растворопровод

Среди физических методов удаления и предотвращения образования твердых солевых (ТСО) и асфальтосмолопарафиновых (АСПО) отложений особое место занимает воздействие электрогидравлическим ударом, который возникает при электрическом разряде в жидкости и инициирует мощные акустические ударные волны – электрогидравлический эффект. Несмотря на очевидные энергетические преимущества, этот метод не нашел широкого применения из-за ряда недостатков. В статье рассмотрена технология разрушения ТСО и АСПО в открытом трубопроводе любых конфигурации и длины с помощью электрогидравлического разряда, лишенная таких недостатков. При применении данной технологии разрушение солевых и парафиновых отложений внутри трубы происходит в результате воздействия ударной волной на ее внешнюю стенку. Ударная волна создается электрогидравлическим разрядом снаружи трубы в специальной оснастке с водой, которую размещают на любом участке трубопровода и продвигают по мере его очистки. Технология может применяться для ликвидации любых отложений (ТСО, АСПО, гидраты, лед, цементный камень, мягкие отложения). Показано, что технология позволяет удалить ТСО/АСПО в любых открытых трубопроводах диаметром 40–600 мм с неограниченным числом поворотов, вертикального или горизонтального положения, наличием муфт, вентилей, задвижек и других фасонных элементов трубопровода; обеспечить сохранность внутренней и внешней поверхностей труб, в том числе специальных покрытий; удалить ТСО в полимерных трубах, не повреждая их; очистить трубы с любой (даже 100%-ной) степенью перекрытия отложениями проходного сечения трубопровода и др. Приведены примеры применения технологии для очистки различных типов труб.

Список литератураы

1. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – М.: Недра. 2000. – 656 с.

2. Современная практика предупреждения и удаления солеотложений / Г.Р. Пучина, В.В. Рагулин, А.Г. Телин [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. – № 2. – С. 72–80.

3. Электромеханическая очистка растворопроводов на Братском алюминиевом заводе / А.Н. Баранов, М.В. Кутовенко, С.А. Янюшкин, К.В. Коренюгин // Современные технологии и автоматизации в машиностроении. – 2017. – № 16. – С. 61–63.

4. Разрушение прочных отложений в процессе очистки труб электрическими разрядами / Ж.Н. Ищенко, В.П. Завода, В.Я. Тодышев, Ю.Н. Дегтев // Электронная обработка материалов. – 2005. – № 2. – С. 81–89.

5. Юткин Л.А. Электрогидравлический эффект и его применение в промышленности. – Ленинград: Машиностроение, 1986. – 254 с.

6. Компания ЗЕВС-Трубопровод. – http://www.zevs-irp.ru

7. Соколов В.Ю., Саитбатталов Р.Р. Автоматизированный энергетический комплекс по очистке трубопровода с использованием электрогидравлического эффект // Университетский комплекс как региональный центр образования, науки и культуры: материалы Всероссийской научно-методической конференции. – Оренбург: Оренбургский гос. университет, 2017. – 4250 с. - https://www.elibrary.ru/item.asp?id=28976938&ysclid=l1phita9bo

8. Заявка на изобретение № 2021127727; дата подачи 21.09.2021.

9. https://www.youtube.com/watch?v=tvPe4hdVArs

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-83-85

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.692.4.05
И.В. Буянов (ООО «НИИ Транснефть»), к.т.н., О.В. Аралов (ООО «НИИ Транснефть»), д.т.н., А.М. Короленок (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.т.н., Е.И. Иорданский (ООО «НИИ Транснефть»), Н.В. Бережанский (ООО «НИИ Транснефть»)

Основные результаты исследования пробозаборных устройств

Ключевые слова: нефть, пробозаборное устройство (ПЗУ), представительность проб

Транспортируемая по магистральным трубопроводам нефть имеет неоднородный состав, содержит воду, хлористые соли и механические примеси. Для достоверного учета массы нефти отечественными нефтяными компаниями применяются системы измерений количества и показателей качества нефти, частью которях являются пробозаборные устройства (ПЗУ). В статье рассмотрены актуальные вопросы исследования конструкций ПЗУ, а также определения фактической представительности проб, отбираемых из трубопровода с помощью ПЗУ. Подобные исследования стали возможны благодаря развитию в последние 10 лет в Российской Федерации специальных эталонов, которые позволяют выполнять экспериментальные исследования в области массового расхода газожидкостных смесей. В рамках проведения испытаний были изготовлены четыре ПЗУ с номинальным диаметром DN100 с одним и пятью отверстиями с разной площадью входа. Подробно проанализирован порядок подготовки потока и отбора проб, который реализуется после стабилизации потока как при полностью, так и частично открытой задвижке, при этом последовательно отбираются четыре пробы жидкости. В качестве рабочих жидкостей использовались вода и имитатор нефти EXXSOL D100. Результаты экспериментальных исследований показали, что наиболее предпочтительными являются варианты ПЗУ с пятью отверстиями с расчетной площадью входа 98 и 129,035 мм2, относительно значений, установленных на Государственном первичном специальном эталоне единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ-195-2011. Полученные результаты эксперимента будут использованы при создании цифровых двойников как основного оборудования, так и системы измерения количества и показателей качества нефти в целом. Данный проект в настоящее время реализуется ООО «НИИ Транснефть».

Список литературы

1. Современное состояние ведения учетных операций с нефтью и нефтепродуктами с применением измерительных систем в России / О.В. Аралов, И.В. Буянов, Ю.В. Лисин [и др.]. – М.: Недра, 2019. – 246 с.

2. Проблемы метрологического обеспечения нефтяного комплекса России / С.М. Горюнова, Л.М. Мухаметханова, Л.В. Петухова, Н.Г. Николаева // Вестник Казанского технологического университета. – 2011. – № 11. – С. 263–266.

3. Ягудин И.Р., Петров В.Н., Дресвянников А.Ф. Перспективное направление разработки мобильных поверочных установок по измерению сырой нефти // Вестник Казанского технологического университета. – 2013. – № 4. – С. 203–208.

4. Математическое моделирование пробозаборных устройств для отбора проб нефти из трубопроводов / О.В. Аралов, А.М. Короленок, И.В. Буянов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 12. – С. 128–130. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-12-128-130

5. Разработка и создание Государственного первичного специального эталона единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195–2011 / В.Г. Соловьев, В.Л. Варсегов, С.Л. Малышев, В.Н. Петров // Вестник КГТУ им. А.Н. Туполева. – Казань. – 2013. – № 3. – С. 32–38.

6. Петров В.Н., Малышев С.Л., Мухаметшина Г.Ф. К вопросу об управлении процессом циркуляционного перемешивания // Вестник Казанского технологического университета. – 2016. – № 13. – С. 81–83.

7. Аттестация эталонов единиц массового и объемного расходов жидкости / А.Р. Тухватуллин, Р.А. Корнеев, А.В. Колодников [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – № 18. – С. 245–247.

8. Контроль чистоты нефтепродуктов при транспортировке по магистральным нефтепродуктопроводам / Р.Р. Купкенов, А.С. Аберкова, Е.С. Дубовой [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 3. – С. 342–352. – DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-342-352.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-86-89

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


622.692.4-192
М.А. Выбойщик (Тольяттинский гос. Университет), д.ф.-м.н., А.В. Иоффе (ООО «ИТ-Сервис»), д.т.н., С.А. Князькин (ООО «ИТ-Сервис»), к.т.н., Т.В. Тетюева (ООО «ИТ-Сервис»), к.т.н., А.В. Федотова (ООО «ИТ-Сервис»)

Исследование разрушения соединительных деталей нефтепромысловых трубопроводов в процессе эксплуатации

Ключевые слова: трубопровод, соединительные детали, нефтепромысловая среда, углекислотная коррозия, бактериальная зараженность, продукты коррозии, коррозионная стойкость

Соединительные детали трубопроводов (отводы, переходы, тройники и др.) подвержены более интенсивному коррозионно-механическому разрушению по сравнению с прямолинейными участками. Для повышения работоспособности нефтепромысловых трубопроводных систем проведен ряд исследований и испытаний. Для проведения исследований изготовлена опытная партия соединительных деталей трубопроводов из стали 13ХФА, которая используется для производства нефтегазопроводных труб с высокими механическими свойствами и повышенной коррозионной стойкостью в агрессивных нефтепромысловых средах. Проведены промысловые (байпасные) испытания опытной партии соединительных деталей трубопроводов (отводы, переходы, тройники) на действующем нефтесборном коллекторе месторождения Западной Сибири с высоким содержанием растворимых газов H2S, CO2 и наличием бактериальной заражённости. Продолжительность промысловых испытаний составляла 19, 23 и 42 мес. Исследовано изменение структурных, механических свойств и коррозионной стойкости до и после испытаний. Выполнена оценка скорости общей, локальной и бактериальной коррозии в процессе испытаний. Определены строение, химический и фазовый состав продуктов коррозии и их изменение от времени при проведении испытаний. Показаны особенности коррозионно-механического разрушения и изменения скорости общей и язвенной коррозий от времени эксплуатации каждого вида соединительных деталей. Отмечено, что интенсивность бактериальной коррозии в соединительных деталях выше, чем на прямолинейных участках трубопроводов. Предложены режимы термообработки, при которых формируется структурное состояние стали 13ХФА, обеспечивающее соединительным деталям стабильность свойств и коррозионную стойкость при длительной эксплуатации в агрессивных нефтепромысловых средах.

Список литературы

1. Завьялов В.В. Проблемы эксплуатационной надежности трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 2005. – 322 с.

2. Выбойщик М.А., Иоффе А.В. Разработка стали, стойкой к углекислотной коррозии в нефтедобываемых средах. В кн. Перспективные материалы. Т. 7 / под ред. Д.Л. Мерсона. – Тольятти: Изд-во ТГУ, 2017. – С. 115–166.

3. Коррозионно-механическое разрушение трубных сталей в процессе эксплуатации / А.В. Иоффе, Т.В. Тетюева, В.А. Ревякин [и др.] // Металловедение и термическая обработка металлов. – 2012. – № 10. – С. 22–28.

4. Коррозионная повреждаемость нефтепроводных труб из хром-молибденсодержащих сталей в условиях высокой агрессивности добываемой среды / М.А. Выбойщик, А.В. Иоффе, Е.А. Борисенкова [и др.] // Металловедение и термическая обработка металлов. – 2012. – № 10. – С. 29–33.

5. Углекислотная коррозия нефтепромысловых труб в средах, насыщенных H2S и Cl / М.А. Выбойщик, А.О. Зырянов, И.В. Грузков, А.В. Федотова // Вектор науки Тольяттинского гос. университета. – 2019. – №2(48). – С. 6–17.

6. Bosch C., Jansen J-P., Poepperling R.K. Influence of chromium contents of 0,5 to 1,0 % on the corrosion behavior of low alloy steels for large – diameter pipes in CO2 containing aqueous media // Corrosion. – 2003. – Paper № 03118. – P. 1–19.

7. Effect of Chromium on Corrosion Behavior of P110 Steels in CO2–H2S Environment with High Pressure and High Temperature / J. Sun, C. Sun, X. Lin [et al.] // Materials. – 2016. – V. 9. – № 3. – 200 p.

8. In situ synchrotron X-ray diffraction study of the effect of chromium additions to the steel and solution on CO2 corrosion of pipeline steels / M. Ko, B. Ingham, N. Laycock, D.E. Williams // Corrosion Science. – 2014. – V. 80. – P. 237–246.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-90-94

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Экологическая и промышленная безопасность

502.6: 622.276.5
А.М. Соромотин (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»), к.г.н., А.Ю. Солодовников (Тюменское отделение «СургутНИПИнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»), д.г.н.

Экологическое состояние территории Восточно-Мытаяхинского нефтяного месторождения ПАО «Сургутнефтегаз»

Ключевые слова: Восточно-Мытаяхинское нефтяное месторождение, поверхностные воды, донные отложения, почва, экологический мониторинг

В процессе добычи углеводородов воздействию подвергаются все компоненты природных сред: атмосферный воздух, почвенно-растительный покров, поверхностные воды, включая донные отложения. В условиях Среднего Приобья с его высокой заболоченностью и заозеренностью именно болотно-озерные экосистемы оказываются наиболее уязвимыми в процессе хозяйственной деятельности человека. Это в полной мере относится и к территории Восточно-Мытаяхинского нефтяного месторождения, разрабатываемого с 2009 г. В ландшафтной структуре этого месторождения озерно-болотные комплексы занимают 77 % территории. В процессе нефтегазодобычи воздействие на окружающую среду сопровождаться изменением внешнего облика ландшафтов и исходной геохимической обстановки природных сред. На одни компоненты природы (почвенно-растительный покров) воздействие точечное и ограничивается строительными площадками, на другие (водная среда) оно несколько больше в силу особенностей природного компонента. Поэтому бережное отношение к окружающей среде является базовым принципом устойчивого развития ПАО «Сургутнефтегаз». На всех участках недр компанией проводятся исследования по определению воздействия на окружающую среду посредством экологического мониторинга природных сред. Результаты исследований включают определение как фонового, так и текущего состояния, что позволяет определить степень и последствия воздействия нефтегазодобычи на окружающую среду. Проведенный анализ текущего состояния природных сред территории Восточно-Мытаяхинского месторождения позволил установить, наличие биогенных веществ, некоторых тяжелых металлов и других химических веществ, содержание которых в отдельные периоды превышает установленные нормативы предельно допустимых концентраций. Это характерно не только для данного месторождения, но и для других месторождений в Ханты-Мансийском округе – Югре и других регионах России, где добыча углеводородов не ведется. Это связано с природными особенностями местности и процессами, протекающими в недрах земли.

Список литературы

1. Шубаев Л.П. Сургутское Полесье Западно-Сибирской низменности // Изв. ВГО СССР. – 1956. –  Т. 88. – Вып. 2. –  С. 167–169.

2. Болотные системы Западной Сибири и их природоохранное значение / О.Л. Лисс, Л.И. Абрамова, Н.А. Аветов [и др.] // Под ред. В.Б. Куваева. – Тула: Гриф и К0, 2001. – 584 с.

3. Ландшафтно-геохимические особенности / Н.С. Касимов, И.П. Гаврилова, М.И. Герасимова [и др.]. Экологический атлас России. – М: ООО «Феория», 2017. – 509 с.

4.  Постановление Правительства ХМАО-Югры № 485-П от 23.12.2011 г. О системе наблюдения за состоянием окружающей среды в границах лицензионных участков на право пользования недрами с целью добычи нефти и газа на территории ХМАО-Югры.

5. Московченко Д.В. Экогеохимия нефтегазодобывающих районов Западной Сибири. – Новосибирск: Гео, 2013. – 259 с.

6. Постановление Правительства ХМАО-Югры № 441-П от 10.11.2004 г. Предельно допустимый уровень (ПДУ) содержания нефти и нефтепродуктов в донных отложениях поверхностных водных объектов на территории ХМАО-Югры.

7. Нечаева Е.Г. Ландшафтно-геохимическое районирование Западно-Сибирской равнины // География и природные ресурсы. – 1990. – № 4. – С. 77–83.

8. Другов Ю.С., Родин А.А. Экологические анализы при разливах нефти и нефтепродуктов. Практическое руководство. – М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2007. – 270 с.

9. Пиковский Ю.И. Устойчивость почв к загрязнению нефтью и нефтепродуктами. Экологический атлас России. – М: ООО «Феория», 2017. – 509 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-96-99

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее


614.8:622.692.4.07(211)
Ю.С. Поверенный (ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»), А.А. Киктев (ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»), А.Д. Дубров (ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»), Д.А. Зеленин (ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»), Д.Ю. Шестаков (ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»), А.А. Попов (ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»), А.А. Поверенная (Кубанский гос. Университет), Е.В. Шестакова (Кубанский гос. технологический университет), А.В. Колесников (НИУ МГСУ), А.А. Греб (ПАО «НК «Роснефть»)

Особенности применения высокопрочных сталей для надземных переходов нефтегазопроводов через водные преграды с учетом расчета на устойчивость к прогрессирующему обрушению

Ключевые слова: высокопрочные стали, устойчивость к прогрессирующему обрушению, переходы через водные преграды, статическая и динамическая постановка задачи

Надземные переходы нефтегазопроводов через водные преграды являются объектами повышенного уровня ответственности. При проектировании таких объектов требуется обеспечение их устойчивости к прогрессирующему обрушению. В статье выполнен анализ соответствия высокопрочных сталей С355, С390 и С440 по ГОСТ 27772-2021 «Прокат для строительных стальных конструкций» требованиям СП 16.13330.2017 «Стальные конструкции» по химическому составу, углеродному эквиваленту, ударной вязкости. Приведены требования к сталям для районов строительства с температурами эксплуатации от -45 ˚C до -55 ˚C. Рассмотрен вопрос свариваемости высокопрочных сталей между собой и со сталями повышенной прочности. На примере перехода нефтепровода условным диаметром 500 мм и длиной 90 м выполнен анализ целесообразности применения высокопрочных сталей. Применение стали С390 позволяет уменьшить стоимость и металлоемкость решений более чем на 25 % по сравнению со сталью С355. В перспективе при применении более просной стали С440 для фасонного профиля можно будет снижать металлоемкость аналогичных переходов более чем на 40% за счет повышения прочности стали. Проанализированы результаты расчетов на устойчивость к прогрессирующему обрушению. Представлены расчетные предпосылки для решения задач динамической постановки согласно СП 385.1325800.2018, СП 296.1325800.2017. При расчете перехода на прогрессирующее обрушение учтены расчетные ситуации с исключением опорного раскоса и исключением элемента нижнего пояса. Для повышения качества решений расчеты проводились в трех программных продуктах: MicroFe-СтаДиКон 2021, STARK ES 2021, ЛИРА 10.12. Показана достаточная сходимость результатов. Расчет в программных комплексах выполнялся в нелинейной постановке статическим методом. В ПК ЛИРА 10.12 дополнительно проведен расчет в динамической постановке задачи.

Список литературы

1. Дробот Д.Ю. Возможные технологии расчета на прогрессирующее обрушение / Учебное пособие. Издательские решения. – 2020. – 264 с.

2. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2020618505. Программа «Свая-САПР Про» / С.С. Медяник, Г.А. Кесиян, А.Д. Дубров, Е.В. Зенков, А.В. Загуменникова, Ю.С. Поверенный, В.О. Федосеенко, Н.Г. Гилев; правообладатель Общество с ограниченной ответственностью «НК «Роснефть» – Научно-Технический Центр». – № 2020617851; заявл. 27.07.2020; опубл. 30.07.2020.

3. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2021616474. Программа «ЦМЛО» / А.Д. Дубров, Ю.С. Поверенный, Н.Г. Гилев, Е.В. Зенков, А.О. Яргунина; правообладатель Общество с ограниченной ответственностью «НК «Роснефть» – Научно-Технический Центр». – № 2021615281; заявл. 15.04.2021; опубл. 22.04.2021.

DOI: 10.24887/0028-2448-2022-4-100-104

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее



Памяти выдающегося нефтяника

Кононенко Татьяна Витальевна (1957–2022)


Читать статью Читать статью




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

По вопросам приобретения обращайтесь в редакцию:

Тел: +7 (495) 247-50-90/91, mail@oil-industry.ru