Содержание номера

Новости нефтегазовых компаний

Читать статью

В.Ю. Керимов, Г.Я. Шилов, Р.Н. Мустаев, С.С. Дмитриевский (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Термобарические условия формирования скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых коллекторах хадумской свиты Предкавказья, C. 8-11

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

И.А. Мельник, С.В. Зимина, О.Д. Елисеева, К.Ю. Смирнова (Томский филиал АО «СНИИГГиМС»), Н.А. Шенбергер (АО «СНИИГГиМС»)

Литофациальные и геохимические критерии присутствия углеводородов в покурской свите на территории Томской области (часть 1), C. 12-16

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Р.Х. Мусин, З.Г. Файзрахманова (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Формирование состава подземных вод в верхней части гидролитосферы Восточно-Закамского региона Татарстана, C. 18-22

Ключевые слова: подземные воды, градиенты концентраций, нисходящая фильтрация, нефтяные месторождения
Зона активного водообмена Восточно-Закамского региона Татарстана характеризуется толщинами до 350 м и является областью распространения подземных вод разнообразных состава и минерализации (0,2–10 г/л). Для количественной оценки вклада разнообразных факторов в современную структуру гидрогеохимического поля изучены водораздельные пространства, которые представляют собой области преимущественной нисходящей фильтрации. В таких областях состав подземных вод формируется исключительно за счет взаимодействия атмосферных осадков и их дериватов с почвами и породами разреза. Определены концентрационные градиенты основных компонентов и интегральных показателей состава воды, проявляющиеся при нисходящей фильтрации. Выявлено, что основными факторами, определяющими состав подземных вод, являются литологические особенности водоносных горизонтов (соотношение сульфатных, карбонатных и глинистых пород, глубина их залегания) и процессы нефтедобычи. Полученные значения концентрационных градиентов и характер их изменения позволяют прогнозировать гидрогеохимические условия в областях преобладающей нисходящей фильтрации зоны активного водообмена.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

В.Е. Косарев, В.А. Горгун, О.Н. Шерстюков (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Сравнение методов оценки интервальных времен по данным многоэлементного волнового акустического каротажа, C. 24-27

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.А. Третьяк, Ю.М. Рыбальченко, С.И. Лубянова, Ю.Ю. Турунтаев, К.А. Борисов (Южно-Российский гос. политехнический университет имени М.И. Платова)

Буровой раствор для строительства скважин в сложных условиях, C. 28-31

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Д.В. Орешкин, В.С. Семенов, Т.А. Розовская (НИУ Московский гос. строительный университет)

Свойства облегченных тампонажных растворов, сформированных при температуре –5 °С, C. 32-35

Ключевые слова: облегченный тампонажный раствор, полые стеклянные микросферы, арктические тампонажные цементы, противоморозные добавки, крепление скважин в интервале многолетнемерзлых пород
Рассмотрена проблема крепления добывающих скважин в сложных горно-геологических условиях – при наличии в разрезе скважины многолетнемерзлых пород (ММП) и пластов с низкой несущей способностью (аномально низкое пластовое давление). При цементировании таких скважин целесообразно использовать облегченные тампонажные растворы с противоморозными добавками (ПМД). В качестве облегчающего наполнителя предложены полые стеклянные микросферы (ПСМС). Определены физико-механические характеристики облегченного тампонажного камня с 15 % ПСМС с суперпластификатором и различными ПМД, твердевшего при температуре -5°С. Методами микроструктурного, химического и рентгенофазового анализа исследованы состав и структура тампонажного камня контрольного состава, а также состава с поташом и замедлителем схватывания. Доказано, что облегченные тампонажные растворы с ПСМС и ПМД имеют плотную однородную структуру с равномерно распределенными микросферами. Установлено, что тампонажный раствор с поташом и замедлителем схватывания является оптимальным решением при цементировании скважин в условиях ММП. При этом требуется обязательный контроль времени его загустевания (начала схватывания) для исключения аварийных ситуаций.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Л.Р. Юрыч, В.М. Ивасив, Р.В. Рачкевич, А.Р. Юрыч (Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа), А.А. Козлов (ООО «Трайдент-Ист»)

Использование упругих элементов для управления траекторией скважины, C. 36-37

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.А. Александров, О.Д. Габдраупов, С.Г. Девяткова, В.П. Сонич (ТО «СургутНИПИнефть»)

Петрофизическая основа и оценка влияния глинистых пород, пластов и экранов на показатели разработки залежей, C. 38-43

Ключевые слова: мелко-среднезернистые песчаники, мелкозернистые глинистые песчаники, мелкозернистые сильно глинистые песчаники, глинистые алевролиты - clayey siltstone

глины алевритистые, глины тонкоотмученные, пористость, проницаемость, сжимаемость, глубина залегания, эффективное давление, упругая деформация, пластическая деформации, критическая водонасыщенность, геологическая модель, гидродинамическая модель
Сложное строение залежей тюменской свиты обусловлено частым чередованием линзообразных песчано-алевритовых и глинистых (более 50 % всего объема) прослоев. Для залежей такого строения характерными являются низкие значения фильтрационно-емкостные свойства, изначально повышенная обводненность продукции и высокий темп падения дебита нефти скважин. Повышенная обводненность продукции не может быть объяснена только наличием заколонных перетоков или выходом трещины ГРП в водоносные горизонты, необходимо учитывать влияние воды из глинистой составляющей пласта и ее перетока через экраны при снижении пластового давления в зоне депрессии в процессе эксплуатации скважин. Рассмотрен механизм поступления в пласт воды из глинистых пород. На основании комплекса исследований (более 20 тыс. образцов керна) получены зависимости пористости, проницаемости и сжимаемости от глубины залегания и эффективного давления для пяти литологических групп пород. На примере секторной стахостической геологической модели объекта Ю оценены влияние упруго-пластической деформации глинистых пород пласта и перетоков воды через экраны на показатели разработки участка; динамика притока воды извне в пласт; объем оттока нагнетаемой воды. Гидродинамические расчеты однозначно указывают на влияние глинистой составляющей пласта и проницаемости глинистых пород экранов на показатели разработки. Сделаны выводы о необходимости повышения пластового давления (закачки воды при высоком давлении).

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Б.К. Габсия, И.Н. Никитина (ОАО «ВНИИнефть»)

Особенности моделирования углеводородной фазы в фильтрационных экспериментах, C. 44-46

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.В. Радаев, Р.Л. Рахимов, И.Д. Закиев, А.А. Давлетшин, Р.Р. Галимзянов, А.А. Мухамадиев, А.Н. Сабирзянов (Казанский национальный технологический университет)

Модель нестационарной двухфазной двухкомпонентной фильтрации системы нефть –вода и нефть – сверхкритический флюид в однородной пористой среде, C. 48-50

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

М.В. Наугольнов, Н.Ф. Тепляков, М.Н. Пислегин, А.А. Бородкин (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Создание вероятностной модели технико-экономической оценки разработки нефтяного месторождения на режиме истощения, C. 52-54

Ключевые слова: вероятностная модель, статистическая модель, оценка актива, оценка разработки, оценка инфраструктурных затрат, экономическая оценка, выбор оптимального решения
Рассмотрен программный модуль, позволяющий в полуавтоматическом режиме проводить полный непрерывный цикл вероятностной оценки разработки месторождения на режиме истощения. Отдельное внимание уделено процессу нахождения оптимального решения в условиях высоких геологических неопределенностей. Описаны недостатки распространенных детерминистического и сценарного подходов к оценке актива, а также преимущества полного цикла вероятностной оценки. В основе программного модуля лежит метод Монте-Карло, использующий дискретные и непрерывные распределения параметров, модель материального баланса и модель типовой кривой падения дебита, модель оценки инфраструктурных затрат, а также простейшая экономическая модель для оценки чистого дисконтированного дохода проекта. Новизна работы заключается в создании и автоматизации полного цикла вероятностной оценки, а также в подходе к определению оптимального решения в условиях геологических неопределенностей. Разработанный программный модуль позволяет снизить риски возникновения ошибок при принятии инвестиционных решений, а также значительно уменьшить трудозатраты в процессе оценки актива.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

С.З. Фатихов, В.Н. Федоров (ООО «БашНИПИнефть»), А.Г. Малов (ООО «Башнефть-Добыча»)

Использование систем постоянного мониторинга скважин на нефтяных месторождениях, C. 56-59

Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин (ГДИС), телеметрическая система (ТМС), система непрерывного мониторинга, кривая восстановления давления (КВД), слоисто-неоднородный пласт.
Представлены результаты опытно-промысловых работ (ОПР) с использованием системы непрерывного мониторинга скважин АПК «СПРУТ» в скважине Манчаровского месторождения ПАО АНК «Башнефть». Целью ОПР была оценка возможностей системы постоянного мониторинга скважин, исследование каждого из пластов многопластового объекта при разработке единым фильтром. В процессе эксплуатации скважины, оснащенной АПК «СПРУТ», в течение более 1,5 лет проведены гидродинамические исследования скважин (ГДИС) на стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Проанализировано влияние изменения режима эксплуатации соседних скважин на исследуемую. По этим данным определены фильтрационно-емкостные свойства пласта (ГДИС методом гидропрослушивания без остановки реагирующей скважины). Исследования на установившихся режимах показали возможность контроля пластового давления без дополнительных затрат, которые неизбежно возникают при ГДИС с остановкой скважины, на неустановившихся режимах - возможность определения ФЕС с использованием системы непрерывного мониторинга. Отмечено, что исследование методом гидропрослушивание позволяет контролируемо управлять разработкой месторождения.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.М. Петраков, Ю.А. Егоров, И.А. Лебедев, Т.Л. Ненартович, В.А. Старковский (ОАО «ВНИИнефть»)

Методические особенности проведения экспериментальных исследований по вытеснению нефти газовым и водогазовым воздействием, C. 60-64

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

В.И. Астафьев, В.А. Ольховская, С.И. Губанов (Самарский гос. технический университет)

Прогрев пласта в скважине с дуальной системой стволов и интенсификация добычи высоковязкой нефти, C. 66-69

Ключевые слова: высоковязкая нефть, тепловое воздействие, реологическая характеристика, дуальная система стволов, дебит скважины
Для добычи тяжелой высоковязкой нефти наиболее предпочтительны тепловые методы, которые можно реализовать без применения наземных парогенераторов с размещением источника тепла непосредственно в пласте или в призабойной зоне скважин. Большинство известных технологий сопровождается перегревом приствольных и удаленных от скважин зон пласта до температур, приводящих к снижению проницаемости в результате спекания пород и коксования тяжелых углеводородов. Техническое решение, предусматривающее вскрытие пласта скважиной с дуальной системой стволов, ставит задачей периодический прогрев пласта с помощью высокотемпературного твердотопливного или жидкостного источника, размещенного на забое вертикального ствола, и отбор пластовой жидкости через дополнительный боковой ствол, расположенный в радиусе прогрева за пределами зоны ожидаемого повреждения породы. В ходе расчетов, выполненных для пласта Б₂ Волгановского месторождения, установлено, что проектный дебит, который фактически достигнут при депрессии 7,6 МПа, может поддерживаться при депрессии 4 МПа, если температура в точке отбора будет доведена до 40 ⁰С. С увеличением температуры до 80 ⁰С относительный прирост дебита скважины составит 29 %. Поскольку большинство высоковязких нефтей является неньютоновскими системами, фильтрационная модель включала такие параметры, как граничные градиенты давления и предельное динамическое напряжение сдвига нефти. Величина эффекта обусловлена снижением вязкости нефти и улучшением реологической характеристики пластовой системы. Теоретически доказано, что прогрев пласта в скважине с дуальной системой стволов позволит осуществлять добычу при меньших депрессиях с минимальным выносом песка в скважины, а при условии роста депрессий - интенсифицировать отбор нефти с потенциально большими дебитами.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.В. Бондаренко, П.А. Фархутдинова, Д.А. Кудряшова (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми)

Методы определения эффективности опытно-промышленных работ по полимерному заводнению на Шагиртско-Гожанском месторождении, C. 70-72

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Т.А. Зарипов, Б.И. Гизатуллин, А.Р. Лозовой (Казанский (Приволжский) федеральный университет), Т.Р. Абдуллин (ООО «НТЦ Татнефть»), К.М. Мусин (ТатНИПИнефть)

Исследование корреляции реологических свойств нефти с характеристиками ядерной магнитной релаксации и самодиффузии, C. 74-77

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.С. Ушакова, С.С. Уразов (АО «Зарубежнефть»)

Закономерности окисления нефтяных парафинов и нефти в присутствии породы, C. 78-81

Ключевые слова: окисление нефти, нефтяные парафины, смолы, асфальтены, адсорбция, радикально-цепной механизм, ингибиторы окисления
Исследована кинетика окисления нефтяных парафинов методом дифференциальной сканирующей калориметрии (ДСК). Окисление нефтяных парафинов имеет характерный вид - наблюдается разделение первого пика тепловыделения на две области в зависимости от температуры. Показано, что на начальных стадиях (в диапазоне температур 180-280 °С) в наибольшей степени проявляется цепной механизм окисления. Рассчитан фактор роста цепи, характерный для радикально-цепных реакций с вырожденным разветвлением цепи. При температурах 280-380 °С зависимость тепловыделения от температуры соответствует уравнению Аррениуса. Рассчитаны энергия активации и константа Аррениуса для этого диапазона. Отмечено, что при окисления нефти такого разделения на локальные не наблюдается. Сделано предположение, что в нефти существуют ингибиторы начальных стадий окисления, препятствующие проявлению цепного механизма в виде отдельного пика тепловыделения. Данное предположение подтверждено экспериментами по окислению гексадекана с различным содержанием нефти. Исследование легкой нефти на карбонатной породе для определения влияния породы на кинетику окисления нефти показало, что нефть на породе окисляется на начальных стадиях идентично нефтяным парафинам: проявляется разделение первого пика на две области в зависимости от температуры. Такой эффект связан с адсорбцией ингибиторов начальных стадий окисления – тяжелых компонентов нефти (смол и асфальтенов) на зернах породы. В результате адсорбции тяжелые компоненты не участвуют в начальных стадиях окисления.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

С.М. Петров (Казанский (Приволжский) федеральный университет), Д.А. Ибрагимова, Я.И.И. Абделсалам, А.И. Лахова, Н.Ю. Башкирцева (Казанский национальный исследовательский технологический университет), Г.П. Каюкова (Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН)

Изменение характеристик сверхвязкой нефти в присутствии минеральных добавок карбонатной породы, C. 82-85

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

В.Д. Барсуков, Н.П. Минькова (НИИ прикладной математики и механики при Томском гос. университете)

Оперативный способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин, C. 86-89

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

В.Б. Садов (Южно-Уральский гос. университет)

Подход к определению дефектов установок скважинных штанговых насосов по динамограмме, C. 90-93

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

М.К. Каражанова (Каспийский гос. университет технологий и инжиниринга им. Ш. Есенова)

Комплексный анализ технико-технологических показателей эксплуатации скважин и принятие оптимальных решений, C. 94-96

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.Ф. Кемалов, Р.А. Кемалов, И.М. Абдрафикова, Д.З. Валиев (Казанский (Приволжский) федеральный университет)

Разработка реагентов для снижения гидравлического сопротивления в потоке жидкости, C. 98-101

Читать статью

К.В. Кожаева, Ф.М. Мустафин, Д.Е. Якупова (УГНТУ)

Методы расчета продольной устойчивости трубопровода и меры по ее обеспечению на участке подводного перехода, C. 102-104

Ключевые слова: трубопровод, устойчивость, подводный переход, компенсатор, стабилизаторы

Большинство подводных участков трубопроводов на переходах через водные преграды теряют устойчивость и выходят из проектного положения или в период испытаний, или в первый год эксплуатации, или после длительной эксплуатации и частых остановок перекачки. Рассмотрены четыре методики расчета устойчивости подводного трубопровода к воздействию продольных усилий. Показано, что на нефтепроводах потеря устойчивости подводных участков трубопроводов наблюдается значительно реже, чем на газопроводах. На нефтепроводах сжимающие или растягивающие продольные усилия компенсируются весом перекачиваемого продукта (нефтью), которая не учитывается при расчетах. Сделан вывод о необходимости проверки условия устойчивости подводного перехода к действию продольной силы как на газопроводах, так и на нефтепроводах (для случаев отсутствия нефти в трубопроводе). Показано, что при невыполнении данного условия требуются меры по ее обеспечению (уменьшение воздействия продольной силы на участок перехода либо увеличение сопротивляемости трубопровода продольным воздействиям).

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

В. Калинин

Пробуждение «Силы Сибири», C. 105

Читать статью

С.Г. Черный (Керченский гос. морской технологический университет)

Анализ надежности энергетических систем морских буровых платформ в акватории Черного моря, C. 106-110

Ключевые слова: буровая платформа, надежность систем, автоматические системы регулирования и управления, гармонические искажения, функциональная защита, электрооборудование, фактор надежности

Дан обзор существующих и проектных реализаций электроэнергетических систем морских буровых платформ. Выделены типовые системы, оценены их надежность и энергоэффективность в контексте адаптации систем для акватории Крыма. При всех преимуществах рассматриваемых систем исследования на буровых установках, применяющихся для добычи на шельфе черноморского бассейна, показали и общие негативные особенности их функционирования. Приведены результаты диагностических исследований платформ с системой главного привода постоянного тока, питающейся от станции переменного тока через статические преобразователи электроэнергии. Показано, что более половины потребляемой от синхронных генераторов мощности составляет неактивная мощность, а ряд высших гармоник вплоть до 41-й превышает предельно допустимые значения, причем как для токов, так и для напряжений сети.

Отмечено, что коэффициент амплитуды по току изменяется от 1,52 до 1,92, выходя за допустимые пределы искажений при уменьшении нагрузки, т.е. при снижении скорости двигателя постоянного тока увеличиваются суммарные гармонические искажения по току. Коэффициент амплитуды по напряжению в пределах номинальных режимов составляет от 1,47 до 1,54, увеличиваясь при повышении нагрузки.

На основе выполненных замеров выделены следующие недостатки исследуемого электротехнического комплекса:

- наличие гармоники тока и напряжения, существенно превышающие допустимые, которые вызывают различные негативные последствия для судового электрооборудования, вплоть до срыва работы тиристорного преобразователя;

- высокий пик-фактор тока и напряжения;

- срабатывание функциональных защит при нагрузках, не превышающих номинальные;

- загруженность генераторов неактивной мощностью.
Выполнена оценка влияния указанных негативных факторов на надежность работы основных элементов автономной электроэнергетической системы. Даны рекомендации по повышению надежности работы системы.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

И.А. Бозиева, Д.Ф. Зиннатуллин (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»)

Аспекты создания корпоративной информационной системы формирования стоимости объектов строительства и обустройства месторождений, C. 114-117

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Я.И. Вайсман, А.А. Кетов, Ю.А. Кетов, В.Н. Коротаев (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Применение гранулированных пеностеклянных сорбентов для ликвидации последствий загрязнения водных объектов жидкими нефтехимическими продуктами, C. 118-119

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

А.С. Данилов, Ю.Д. Смирнов, Д.С. Корельский (Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»)

Перспективный способ дистанционного экологического мониторинга объектов нефтегазовой отрасли России, C. 121-122

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Е.В. Кашин, Т.Н. Шабалина, И.А. Маслов, С.А. Антонов, С.В. Заглядова, М.В. Китова, В.В. Фадеев (ООО «РН-ЦИР»)

Технологические аспекты получения основ низкозастывающих смазочных материалов из остатков гидрокрекинга, C. 124-128

Ключевые слова: остатки гидрокрекинга, гидроизомеризация, низкозастывающая основа, катализаторы, цеолит
Развитие инфраструктуры и техники Арктической зоны РФ требует использования смазочных материалов, работоспособных в условиях экстремально низких температур. Рассмотрены выбор сырья, катализатора и определение технологических параметров процесса получения низкозастывающей основы c температурой застывания -60 °С и менее. Внедрение процессов гидрокрекинга вакуумного газойля дает возможность вовлечения остатков гидрокрекинга в производство низкозастывающих масел с применением гидрокаталитических процессов. Остатки гидрокрекинга и их фракции состава С₁₂-С₃₀ с низким содержанием или отсутствием ароматических углеводородов и серы являются перспективным сырьем для получения основ масел с улучшенными низкотемпературными свойствами. Показано, что при использовании в качестве сырья фракций остатков гидрокрекинга, выкипающих при температуре не более 440 °С, на платиновом цеолитсодержащем катализаторе при температуре процесса 280-300 °С и давлении 3-6 МПа можно получить основу масел с температурой застывания менее -60 °С. Установлено, что платиносодержащий катализатор на основе цеолита ZSM-23 обладает высокой селективностью в отношении реакций гидроизомеризации сырья, содержащего углеводороды C₃₀₊.

Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Авторам

Пресс релизы