Содержание номера

Июль 2020

English version Купить номер целиком

Читайте в номере:
* НГДУ «ЛЕНИНОГОРСКНЕФТЬ» – 75 ЛЕТ
* ПАО «ТАТНЕФТЬ» – 70 ЛЕТ

0 7 '2020 (выпуск 11 61 )

Поздравления

Министр энергетики Российской Федерации А.В.Новак

Читать статью

Президент Республики Татарстан, председатель Совета директоров ПАО «Татнефть» Р. Н. Минниханов

Читать статью

Генеральный директор компании "Татнефть" Н.У.Маганов

Читать статью

Президент Союза нефтегазопромышленников России Г.И. Шмаль

Читать статью

НГДУ "Лениногорскнефть" - 75 лет

Юлия Могила

НГДУ особой закалки

Читать статью

Геология и геолого-разведочные работы

553.98.061.4:552.54
И.Ф. Галимов (НГДУ «Лениногорскнефть»), Р.Л. Ибрагимов (Казанский (Приволжский) федеральный университет), д.г.-м.н., Г.И. Петрова (ТатНИПИнефть), к.г.-м.н.

Условия формирования поглощающих комплексов верхнедевонских и нижнекаменноугольных отложений в пределах Куакбашской площади Ромашкинского месторождения

Ключевые слова: поглощающие горизонты или комплексы, зоны поглощения, тектоническая и нетектоническая трещиноватость, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС)

В статье на примере Куакбашской площади Ромашкинского месторождения проанализирован материал о поглощениях промывочной жидкости в процессе бурения скважин, которые характерны для высокопроницаемых карбонатных коллекторов верхнефранско-нижнефаменского и окско-серпуховского отложений. С работами по ликвидации поглощений бурового раствора связаны не только значительные материальные потери, но и не поддающиеся учету значительные потери добычи нефти из-за ухудшения коллекторских свойств продуктивности пластов, невысокого качества цементирования эксплуатационных колонн в осложненных скважинах и несвоевременного ввода скважин в эксплуатацию. В связи с этим актуальными являются совершенствование технологических способов ликвидации поглощений, применение новых технологий и материалов, дающих максимальный экономический результат. Изучение условий формирования и распространения зон поглощения позволяет повысить эффективность бурения и добычи углеводородов.
Рассмотрены различные условия возникновения зон поглощения. На севере-северо-востоке площади наличие зон поглощения в верхнефранско-нижнефаменских и окско-серпуховских отложениях связывается с неравномерной тектонической раздробленностью пород, совпадающей в плане с системами разломов кристаллического фундамента и сопряженных с ними прогибов в осадочном чехле. Косвенным свидетельством является присутствие в водоносных горизонтах окско-серпуховских отложений рассолов хлоркальциевого состава, что характерно для нижних водоносных горизонтов. Раскрытость структур в этом районе подтверждается также преобладанием азота в составе растворенного в воде газа. Другие условия формирования трещиноватости пород характерны для центральных и южных частей площади. Здесь отмечается преобладание нетектонической трещиноватости пород, связанное с процессами литогенеза и неотектонической активностью территории.
Список литературы
1. Проблема трещинных коллекторов нефти и газа и методы их изучения / под общ. ред. Е.М. Смехова. – Л.: Недра, 1968. – 179 с.
2. Уточнение геологического строения Куакбашского вала на основе комплекса исследований / М.Н. Мингазов, Р.Л. Ибрагимов, М.Ж. Каримов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 1. – С. 25–29.
3. Сулин В.А. Гидрогеология нефтяных месторождений. – Л.: Гостоптехиздат, 1948. – 339 с.
4. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин с учетом выделения зон разуплотнений / П.А. Шалин, М.Н. Мингазов, Т.Н. Хворонова, Н.З. Ахметов // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 2. – С. 44–46.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-12-15
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

553.98.061.4:552.54
Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), д.г.-м.н., Н.А. Назимов (ПАО «Татнефть»), к.т.н., В.В. Емельянов (ПАО «Татнефть»), к.т.н., В.Г. Базаревская (ТатНИПИнефть), к.г.-м.н., О.Г. Гибадуллина (ТатНИПИнефть)

Особенности выработки запасов углеводородного сырья из отложений саргаевского горизонта на примере скважин ПАО «Татнефть»

Ключевые слова: саргаевский горизонт, доманиковые отложения, нефтематеринские породы, приток нефти, трудноизвлекаемые запасы

В настоящее время ПАО «Татнефть особое внимание уделяет изучению нетрадиционных источников углеводородов, содержащих трудноизвлекаемые запасы. На территории Республики Татарстан таковыми являются доманиковые продуктивные отложения франско-фаменского карбонатного комплекса, характеризующиеся низкими фильтрационно-емкостными свойствами. В литологическом отношении доманиковые отложения представлены кремнисто-глинисто-карбонатными породами, обогащенными органическим веществом. Нефтеносность доманиковой толщи установлена в отложениях саргаевского, семилукско-мендымского, елецкого, данково-лебедянского горизонтов и заволжского надгоризонта. Нефтеперспективность саргаевских отложений доказана в пределах отдельных участков юго-востока Татарстана. Основные перспективы поиска нефтесодержащих объектов в отложениях саргаевского горизонта связаны с территориями Сарайлинского, Бондюжского, Первомайского, Бастрыкского и Зычебашского месторождений. Статья продолжает цикл публикаций об исследованиях нефтеперспективности доманиковых отложений на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Рассмотрены вопросы выявления потенциально нефтеперспективных объектов саргаевского горизонта франско-фаменского карбонатного комплекса; проблемы выбора скважин и интервалов испытания; технологии интенсификации притока методами гидроразрыва и массированных кислотных обработок. Предприняты попытки изучения генезиса нефти саргаевского горизонта на территории деятельности ПАО «Татнефть». Результаты лабораторных исследований керна (в том числе геохимическими методами), отобранного из отложений саргаевского горизонта, свидетельствуют, что породы являются низкопроницаемыми и содержание органического вещества составляет более 1 %. Это соответствует критериям, установленным во «Временных методических рекомендациях по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях» и используемым при ранжировании объектов с целью включения их в разряд трудноизвлекаемых. Опытно-промышленные работы, выполненные в пределах Бондюжского месторождения, доказали присутствие нефти в породах саргаевского возраста. Однако, несмотря на это, процесс ее извлечения является весьма трудоемким и требует применения нестандартных подходов и дополнительных исследований, что, в свою очередь, влияет на рентабельность процесса нефтедобычи. Показано, что необходимо дальнейшее детальное изучение саргаевских отложений с использованием принципиально новых, специально разработанных методик выявления и освоения перспективных объектов.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-16-20
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.1/.4.001.57
Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), д.г.-м.н., Б.Г. Ганиев (ПАО «Татнефть»), к.т.н., И.Ф. Галимов (НГДУ «Лениногорскнефть»), А.В. Насыбуллин (Альметьеский гос. нефтяной институт), д.т.н., Рам.З. Саттаров (ТатНИПИнефть), к.т.н., М.А. Шарифуллина (ТатНИПИнефть)

О методике автоматизированной генерации сценариев разработки длительно эксплуатируемого нефтяного месторождения

Ключевые слова: геолого-технические мероприятия (ГТМ), сценарий разработки, проектная сетка скважин, прокси-модель «ЛАЗУРИТ»

В статье представлена методика автоматизированного формирования множества сценариев разработки нефтяных месторождений. Генерация и вычисление технико-экономических показателей сценариев выполнены на прокси-моделях АРМ геолога «ЛАЗУРИТ». В качестве геолого-технических мероприятий (ГТМ) рассмотрены бурение вертикальных и горизонтальных скважин, зарезка боковых стволов, перевод скважин на другой горизонт, использование технологии одновременно-раздельной добычи. Алгоритм формирования множества сценариев разработки по месторождениям состоит из следующих шагов. Сначала строится единая модель месторождения на основе прокси-моделей «ЛАЗУРИТ» объектов разработки. Затем формируется набор планируемых ГТМ на основе методики поэтапного планирования проведения мероприятий с учетом геологических и технико-экономических ограничений. Далее выполняются ранжирование планируемых ГТМ по восьми вариантам критерия и распределение ГТМ по годам прогнозного периода. Технико-экономических показателей рассчитываются в целом по месторождению для каждого сценария. Результаты передаются в хранилище для последующего анализа и выбора оптимальных решений при долгосрочном планировании инвестиций. Алгоритм завершается, когда сгенерированы сценарии разработки всех месторождений. Методика опробована на примере единой прокси-модели «ЛАЗУРИТ» Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, включающей восемь эксплуатационных объектов НГДУ «Лениногорскнефть». В качестве примера в статье рассмотрены три варианта генерации сценариев: равномерное распределение ГТМ (бурение вертикальных скважин, зарезка боковых стволов и перевод скважин на другой горизонт) по годам, распределение методом нисходящей лестницы и наилучший вариант по прогнозной накопленной добыче из 500 вариантов при распределении количества ГТМ по годам случайным образом. Созданный инструмент автоматизированной генерации сценариев разработки зрелого нефтяного месторождения помогает найти подходы к решению задачи эффективной выработки остаточных запасов нефти.
Список литературы
1. Создание информационно-программного инструмента долгосрочного планирования инвестиций для эффективной разработки нефтяных месторождений / А.В. Насыбуллин, Рам.З. Саттаров, Ф.М. Латифуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 128–131.
2. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ 2009616218 Российская Федерация. Автоматизированное рабочее место геолога «ЛАЗУРИТ» (АРМ геолога «ЛАЗУРИТ») / Р.Р. Ахметзянов, Р.Р. Ибатуллин, Ф.М. Латифуллин, А.В. Насыбуллин, С.В. Смирнов; заявитель и правообладатель ОАО «Татнефть». – № 2009612612; заявл. 29.05.09; зарег. 11.11.09.
3. Поэтапная оптимизация расстановки проектных скважин по неравномерной сетке с использованием программного модуля технико-экономической оценки запасов нефтяных месторождений / Е.Ю. Звездин, М.И. Маннапов, А.В. Насыбуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 28–31.
4. Создание и промышленное внедрение методов управления разработкой месторождений на основе автоматизированного проектирования / А.В. Насыбуллин, Ф.М. Латифуллин, Д.А. Разживин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 88–92.
5. Латифуллин Ф.М., Саттаров Рам.З., Шарифуллина М.А. Использование пакета программ АРМ геолога «ЛАЗУРИТ» для геолого-технологического моделирования и планирования геолого-технических мероприятий на объектах разработки ПАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 40–43.
6. Шарифуллина М.А., Бутусов Е.В. Разработка программного комплекса иерархического моделирования пластовых систем, сопровождения разработки и подбора ГТМ // Нефтяная провинция. – 2017. – № 4 (12). – C. 116–124.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-22-25
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.1/.4:622.243.24
И.А. Гуськова (Альметьевский гос. нефтяной институт), д.т.н., Л.И. Гарипова (Альметьевский гос. нефтяной институт), к.т.н., Д.Р. Хаярова (Альметьевский гос. нефтяной институт), к.т.н., И.Ф. Галимов (НГДУ «Лениногорскнефть»), А.С. Ахметшина (НГДУ «Лениногорскнефть»)

Исследование эффективности технологии нестационарного дренирования залежей при эксплуатации горизонтальных скважин

Ключевые слова: коэффициент извлечения нефти, нестационарное дренирование, трудноизвлекаемые запасы, оптические методы, хроматография

Бурение горизонтальных скважин широко используется на месторождениях с высокой степенью истощения запасов нефти. Для активной разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, необходимо иметь более подробное представление о качестве запасов c целью обоснования наиболее эффективных режимов дренирования залежи. В условиях Республики Татарстан объектами, рекомендованными для бурения горизонтальных скважин, являются нефтяные месторождения сложной геологической структуры с повышенной вязкостью нефти, что может привести к низкой продуктивности условно вертикальных скважин. Рассмотренный опыт исследований позволяет обосновать эффективный режим эксплуатации горизонтальных скважин, повысить коэффициент извлечения нефти при одновременном повышении экономических показателей разработки. На экспериментальном участке залежи для горизонтальной и вертикальной скважин был реализован нестационарный режим дренирования. Сравнительный анализ изменения состава и свойств нефти в результате перехода на нестационарный режим дренирования для вертикальной и горизонтальной скважин выполнен на основе результатов спектрофотометрических и хроматографических исследований. Полученные данные позволили оценить изменение оптических свойств и степень преобразованности добываемой нефти при применении нестационарного режима дренирования. Показано, что изменение режима дренирования привело к уменьшению коэффициента светопоглощения нефти для условий горизонтальной скважины в большей степени, чем для условий вертикальной. Сделан вывод о вовлечении в разработку непреобразованной нефти из ранее не вовлеченной в разработку зоны, а следовательно, увеличении коэффициента охвата пласта воздействием. Отмечено, что изменение режима дренирования не привело к качественному изменению асфальтенов нефти залежи ни для горизонтальной, ни для вертикальной скважины.
Список литературы:
1. Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти. – Казань: ФЭН, 2013. – 310 с.
2. Шайдуллин Р.Г., Гуськов Д.В. Модель трещинообразования в карбонатном массиве 302, 303 залежи нефти Ромашкинского месторождения // Георесурсы. – 2006. – Вып. 21. – № 4. – С. 14–17.
3. Пат. 2695183 РФ, МПК Е21В 43/20, 9/08. Способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа / И.А. Гуськова, Р.З. Нургалиев, Л.И. Гарипова, Д.Р. Хаярова; заявитель и патентообладатель Альметьевский гос. нефтяной институт. – № 2018138547; заявл. 22.07.19; опубл. 31.10.18.
4. Физико-химические процессы в продуктивных нефтяных пластах / Т.Н. Юсупова, Ю.М. Ганеева, Г.В. Романов, Е.Е. Барская. – М.: Наука, 2015. – 412 с.
5. Органическая геохимия осадочной толщи и фундамента территории Татарстана / Г.П. Каюкова, Г.В. Романов, Р.Г. Лукьянова, Н.С. Шарипова. – М.: ГЕОС, 2009. – 487 с.
6. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Возможности оптических методов исследований в системах контроля разработки нефтяных месторождений: монография. – М.: изд-во «Нефть и газ», 2007. – 228 с.
7. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика / Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. – 292 с.
8. Петрова Л.М. Формирование состава остаточных нефтей. – Казань: ФЭН, 2008. – 204 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-26-29
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.1/.4.001 + 552.578.2
В.М. Хусаинов (ТатНИПИнефть), д.т.н., О.С. Сотников (ТатНИПИнефть), к.т.н., А.Х. Кабирова (ТатНИПИнефть), И.Ф. Галимов (НГДУ «Лениногорскнефть»), М.Т. Ханнанов (НГДУ «Ямашнефть»), к.г.-м.н., М.А. Сайфутдинов (НГДУ «Нурлатнефть»)

Выявление залежей нефти c возможными фазовыми переходами ее компонентов для предупреждения осложнений в процессе разработки

Ключевые слова: вязкость нефти, разработка нефтяных месторождений, структурный фазовый переход в нефти

Ключевыми направлениями восполнения запасов нефти на современном этапе разработки месторождений Татарстана является ввод в разработку запасов месторождений и залежей с высоким содержанием тяжелых углеводородов, характеризующихся многокомпонентным составом. В статье рассмотрены вопросы выявления залежей нефти в каменноугольных отложениях Республики Татарстан, разработка которых может быть осложнена вследствие наличия условий для структурного фазового перехода нефти. Фазовый переход возможен при изменении состава нефти и термобарических условий в процессе разработки месторождений. Природные условия (глубина залегания, пластовая температура) месторождений нефти, приуроченных к каменноугольным отложениям, и физико-химические свойства углеводородов (состав, вязкость, температура фазового перехода) создают возможность фазового перехода, особенно при разработке с использованием холодной воды для поддержания пластового давления. Изучение фазового поведения нефтяных компонентов является важной задачей. Объектами анализа стали 162 месторождения недропользователей Республики Татарстан, которые объединяют 766 залежей нефти по всему осадочному чехлу, 76,5 % из них приурочены к каменноугольным отложениям. Количество залежей в каменноугольных отложениях почти поровну распределяется между ПАО «Татнефть» и другими нефтяными компаниями республики. Основная доля залежей (71 %), принадлежащих ПАО «Татнефть», сосредоточена на территории деятельности НГДУ «Лениногорскнефть», «Ямашнефть», «Нурлатнефть». Результаты анализа показал наличие залежей с возможными осложнениями по причине фазового перехода в нефти у каждого недропользователя Татарстана. Выделены недропользователи, на территории деятельности которых все объекты разработки находятся в зоне риска.
Список литературы:
1. Mansoori G.Ali. Phase Behavior in Petroleum Fluids (A Detailed Descriptive and Illustrative Account) // Encyclopedia of Life Support Systems. – 2009. – 33 p.
2. Кабирова А.Х., Хусаинов В.М. Структурный фазовый переход и необходимость его учета при проектировании разработки залежей нефти // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 7. – С. 32–34.
3. Хусаинов В.М. Структура остаточных запасов Татарстана. Проблемы и перспективы разработки // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы: материалы Междунар. науч.-практ. конф., Казань, 3–4 сентября 2014 г. – Казань: ФЭН, 2014. – С. 86–89.
4. Хамидуллин Ф.Ф., Амерханов И.И., Шаймарданов Р.А. Физико-химические свойства и составы пластовых нефтей при дифференциальном разгазировании на месторождениях Республики Татарстан: справочник. – Казань: Мастер Лайн, 2000. – 344 с.
5. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений: в 2 томах / под ред. проф. Р.Х. Муслимова. – Казань: ФЭН, 2007. – Т. 1. – 315 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-30-32
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Техника и технология добычи нефти

622.276.5.001.5
В.А. Иктисанов (ТатНИПИнефть), д.т.н., Н.Х. Мусабирова (ТатНИПИнефть), А.В. Байгушев (ТатНИПИнефть), М.Х. Билалов (ТатНИПИнефть), к.т.н., Ф.Ф. Ахмадишин (ТатНИПИнефть), к.т.н.

Оценка качества первичного, вторичного вскрытия пластов и освоения скважины по результатам гидродинамических исследований

Ключевые слова: первичное, вторичное вскрытие, гидродинамические исследования (ГДИ), оценка качества, скин-фактор, призабойная зона

Практически каждая крупная нефтегазовая компании периодически сталкивается с проблемой низкого качества вскрытия продуктивных пластов и, как следствие, более низких, чем ожидавшиеся, дебитов скважин после бурения. В связи с этим большое внимание уделяется различным технологиям, рецептурам буровых растворов и техническим средствам первичного и вторичного вскрытия пластов, включая бурение на депрессии. В статье рассмотрено решение задачи оценки качества первичного, вторичного вскрытия пластов и освоения скважины. Задача решалась для основных типов коллекторов, скважин, буровых растворов и технологий вскрытия ПАО «Татнефть». Использованы результаты гидродинамических исследований (ГДИ) скважин и пластов. В качестве основного параметра сравнения выбран механический скин-фактор, отражающий изменение свойств призабойной зоны или трещины. Результаты исследований, выполненных в 396 скважинах, показали, что в среднем механический скин-фактор составляет 0,1-0,5. Это эквивалентно снижению продуктивности скважин в среднем на 1-5 %, хотя, безусловно, встречались скважины и с улучшенными, и с ухудшенными свойствами призабойной зоны. Полученные результаты свидетельствует, что проблема качества вскрытия пластов не является первостепенной для ПАО «Татнефть». Суммарный скин-фактор, который дополнительно учитывает геометрию скважин, составил около -4,0, что обусловлено массовым бурением горизонтальных скважин, проведением обработок призабойных зон и гидроразрыва пласта. Поэтому даже небольшое негативное влияние после первичного и вторичного вскрытия полностью перекрывается эффектом от отмеченных мероприятий. Вместе с тем, проведение нескольких операций (первичное, вторичное вскрытие, закачивание, освоение скважины) до ГДИ не позволило дифференцировать различные способы вскрытия пластов для выбора наиболее эффективных технологий с учетом особенностей коллектора.
Список литературы:
1. Оценка технологической эффективности вскрытия пластов в условиях депрессии / Н.Г. Ибрагимов, В.А. Иктисанов, Р.Р. Ибатуллин, Ф.Ф. Ахмадишин // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 4. – С. 108–111.
2. Хузин Р.Р., Мусин К.М., Львова И.В. Лабораторное моделирование на кернах с целью оценки влияния на фильтрационные свойства пласта, применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов. В сб. Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения // Тр. ин-та / НИИнефтеотдача АН РБ. – 2003. – Вып. 4. – С. 153–159.
3. Ибатуллин Р.Х., Хабибуллин Р.А., Рылов Н.И. Технология заканчивания скважин в терригенных отложениях // Нефтяное хозяйство. – 1987. – № 2. – С. 21–24.
4. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. – М.: Недра, 1970. – 310 с.
5. О механогенных изменениях продуктивности вертикальных, горизонтальных и наклонно-направленных скважин / Р.Х. Муслимов, А.Н. Мохель, Ю.В. Кулинич, Ю.А. Волков. В сб. Природные резервуары углеводородов и их деформации в процессе разработки нефтяных месторождений // Всеросийская научная конференция 19–23 июня 2000 г., Казань. – Казань: Изд-во Казанского унивкпситета, 2000. – 30 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-33-35
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.7:622.245.67
И.Ф. Галимов (НГДУ «Лениногорскнефть»), А.С. Ахметшина (НГДУ «Лениногорскнефть»), А.Т. Зарипов (ТатНИПИнефть), д.т.н., А.Н. Береговой (ТатНИПИнефть), к.т.н., Н.А. Князева (ТатНИПИнефть), к.х.н., О.И. Афанасьева (ТатНИПИнефть)

Применение гелеобразующих составов для ограничения притока воды в добывающие скважины на месторождениях НГДУ «Лениногорскнефть»

Ключевые слова: ограничение притока воды, обводненность, водоизоляционные работы (ВИР), гелеобразующие составы, технологическая эффективность, статистическая оценка

В ПАО «Татнефть» большое внимание уделяется поиску и внедрению новых технологических решений, способных продлить рентабельную разработку месторождений путем регулирования выработки запасов неоднородных нефтеносных коллекторов (сложнопостроенных объектов) за счет частичного или полного отключения обводненных высокопроницаемых пластов или блокирования водопроводящих трещин. Одним из способов достижения этой цели является проведение работ по ограничению водопритока в добывающие скважины с целью уменьшения добычи попутной воды – снижения (стабилизации) обводненности добываемой продукции. Обводнение добывающих скважин может происходить по целому ряду причин. Это и разница в подвижности нефти и вытесняющего агента – воды, закачиваемой с целью поддержания пластового давления; геологическая неоднородность пласта, наличие в разрезе нефтяного коллектора высокопроницаемых интервалов, по которым происходит первоочередное продвижение фронта контурных или закачиваемых вод. Также причинами обводнения добываемой продукции скважин может быть образование конуса подошвенной воды, наличие межпластовых перетоков между вскрытым продуктивным коллектором и смежными обводненными или водонасыщенными пластами из-за отсутствия выдержанной по площади непроницаемой перемычки, наличия развитой системы вертикальных трещин или разломов. Уменьшить негативное влияние этих факторов на показатели разработки месторождений, снизить (стабилизировать) обводненность добываемой продукции и интенсифицировать добычу нефти позволяют широко применяемые в нефтяной отрасли технологии физико-химического воздействия на пласты. Воздействие может осуществляться как со стороны нагнетательных, так и со стороны добывающих скважин. В компании такой подход применяется при разработке терригенных коллекторов. Однако в отложениях карбона далеко не всегда удается создать эффективную систему поддержания пластового давления (отсутствие гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами или «мгновенный» прорыв закачиваемой воды по развитой системе трещин), на таких объектах зачастую единственным способом борьбы с обводнением скважин является проведение водоизоляционных работ.
Список литературы:
1. Кадыров Р.Р. Методы ограничения водопритока при строительстве и эксплуатации скважин : автореф. дис. ... д-ра техн. наук. – Бугульма, 2009. – 50 с.
2. Пат. 2382185 РФ, МПК E 21 B 43/22, C 09 K 8/90. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) / Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Ант.Н. Береговой, В.С. Золотухина, Р.Р. Латыпов, Ш.Г. Рахимова, Р.С. Хисамов; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2009107789/03; заявл. 04.03.09; опубл. 20.02.10.
3. Разработка и опыт применения новых высокопрочных полимерных систем для ограничения водопритока в добывающие скважины / М.И. Амерханов, Ант.Н. Береговой, Ш.Г. Рахимова [и др.] // Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа / Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной 60-летию ОАО «Татнефть», г. Казань, 8-10 сент. 2010 г. – Казань: ФЭН, 2010. – С. 19–22.
4. Результаты применения технологии ограничения водопритока в добывающие скважины с использованием высокопрочных полимерных систем / М.И. Амерханов, Ант.Н. Береговой, Ш.Г. Рахимова [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». – 2012. – Вып. 80. – С. 134–138.
5. Результаты применения комплекса технологий ВПСД для ограничения водопритока в добывающие скважины / Ант. Н. Береговой, Ш.Г. Рахимова, Э.П. Васильев [и др.] // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». – 2017. – Вып. 85. – С. 264–272.
6. Исследование влияния состава воды, используемой для приготовления полимерных композиций в промысловых условиях на процесс гелеобразования и стабильность геля / Ш.Г. Рахимова, Ант.Н. Береговой, Н.А. Князева, О.М. Андриянова // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 7. – С. 28–31.
7. Закс Л. Статистическое оценивание / пер. с нем. В.Н. Варыгина. – М.: Статистика, 1976. – 598 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-36-39
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.63
Л.Ф. Давлетшина (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.т.н., И.А. Гуськова (Альметьевский гос. нефтяной институт), д.т.н., Л.И. Гарипова (Альметьевский гос. нефтяной институт), к.т.н., А.С. Ахметшина (НГДУ «Лениногорскнефть»)

Комплексный подход к созданию технологии обработки призабойной зоны нагнетательных скважин и оценка ее эффективности

Ключевые слова: призабойная зона пласта, кислотные обработки, колтюбинг, нагнетательная скважина, ПАВ, сухокислота

Кислотные обработки являются одним из самых распространенных методов интенсификации добычи нефти. Известно, что эффективность кислотных обработок зависит от многих факторов. Рассмотренный в статье комплексный подход к созданию технологии обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) включает анализ причин ухудшения показателей эксплуатации скважины и тестирование технологических составов с учетом особенностей месторождения. Работы проводились для условий месторождений ПАО «Татнефть». На первом этапе проанализированы пробы, отобранные из нагнетательных скважин. Установлено наличие в ПЗП кольматантов, состоящих из соединений железа, как в виде окалины, так и в виде осадка Fe(ОН)3, а также твердых взвешенных частиц (песка, глины и углеводородов). На основе анализа подобраны три состава технологических жидкостей, которые отвечали всем требованиям к составам для обработки призабойной зоны скважин. Предложенная технология предполагала промывку забоя скважины водным раствором многофункционального ПАВ; обработку забоя и зоны перфорации ингибированной соляной кислотой и затем закачку сульфаминовой кислоты. Выбор сульфаминовой кислоты обусловлен ее совместимостью с условиями низких температур рассматриваемого месторождения. Для реализации технологии предложено использовать колтюбинговую установку. Опытно-промысловые испытания технологии проведены в НГДУ «Лениногорскнефть». Анализ проб, отобранных после обработки, подтвердил, что ионы железа являются одной из основных причин кольматации ПЗП нагнетательных скважин. В целом технология показала высокую эффективность, успешность работ, проведенных на 200 скважинах, составила 85 %, индекс доходности затрат – 1,2.
Список литературы:
1. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М.: Наука, 2000. – 414 с.
2. Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов / М.А. Силин, Л.А. Магадова, В.А. Цыганков [и др.]. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. – 120 с.
3. Гуськова И.А. Анализ факторов эффективности очистки призабойной зоны нагнетательных скважин методом динамического излива. В сб. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов // Материалы Международной научно-практической конференции. – Казань: ФЭН, 2007. – С. 195–197.
4. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия. Кислотная обработка скважин. – М.: Интерконтакт Наука, 2010. – Т.4. – 703 с.
5. Совершенствование кислотных обработок скважин путем добавки НЕФТЕНОЛа К / Р.С. Магадов, М.А. Силин, Е.Г. Паевой [и др.] // Нефть, газ и бизнес. – 2007. – № 1–2. – С. 93–97.
6. Проведение исследований глубинных проб из нагнетательных скважин с целью разработки составов и технологий для обработки призабойной зоны пласта / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Л.Ф. Давлетшина, О.Ю. Ефанова // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 7. – С 36–40.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-40-42
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.5:53.08
В.С. Воронков (НГДУ «Лениногорскнефть»), А.А. Галимов (НГДУ «Лениногорскнефть»), Д.Ю. Самойлов (ООО НТЦ «Автоматизация, измерения, инжиниринг»), А.В. Мигачев (ООО НТЦ «Автоматизация, измерения, инжиниринг»)

Повышение эффективности определения обводненности добывающих скважин

Ключевые слова: отбор проб, пробоотборник автоматический, поточный влагомер нефти, измерение обводненности добывающих скважин, динамика изменения обводненности

Определение обводненности продукции, добывающих скважин является неотъемлемой частью процесса разработки месторождений. Применяемое при отборе проб техническое устройство представляет собой штатно установленный пробоотборник (пробоотборный кран), с помощью которого устьевые пробы скважинной жидкости периодически отбираются в тару с последующим определением содержания нефти и воды в лабораторных условиях. Большое отклонение результатов анализа проб, отобранных в ручном режиме, в скважинах с высокой обводненностью обусловлено недостатками, присущими данному методу: отбор потока жидкости только в одной точке сечения трубопровода; низкая дискретность отбора пробы; влияние на процесс отбора человеческого фактора. По этим причинам периодический отбор проб в ручном режиме не позволяет получить достоверную информацию о реальной обводненности продукции скважины (особенно в высокообведненной) и принять своевременные меры по оптимизации режима эксплуатации. Поэтому вопрос внедрения новых методов определения обводненности продукции добывающих скважин является в настоящее время крайне актуальным. В статье рассмотрены методы определения обводненности продукции добывающих скважин с помощью мобильного поточного влагомера НОТА-ВП на объектах НГДУ «Лениногорскнефть» ПАО «Татнефть». В качестве примера приведены результаты исследования обводненности с помощью влагомера НОТА-ВП и автоматического пробоотборника на добывающей скважине, по которой наблюдается большой разброс в результатах анализа проб обводненности, отобранных в ручном режиме. Показано, что показания влагомера НОТА-ВП имеют удовлетворительную сходимость с результатами анализа объединенных проб, отобранных автоматическим пробоотборником, в химико-аналитической лаборатории. Рассмотрены пути повышения эффективности и снижения затрат при определении обводненности добывающих скважин.
Список литературы:
1. Воспроизводство минерально-сырьевой базы, включающее поиски и разведку новых месторождений нефтяных и газовых ископаемых для нужд народного хозяйства // Рекомендации «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике от 12 марта 2015 г.
2. Пат. 2453689 РФ, МПК E21B 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / Р.С. Хисамов, М.М. Хамидуллин, Р.Г. Шайдуллин, И.Ф. Галимов, И.С. Ванюрихин, Ф.А. Галиев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2011136778/03; заявл. 06.09.11; опубл. 20.06.12.
3. О достоверности определения обводненности продукции, добытой из нефтяной скважины, по пробе / В.И. Чудин, П.В. Ушков, В.А. Шаталов, О.В. Жиляев // Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений, расхода и количества жидкостей и газов / Материалы III международной метрологической конференции. – Казань: Мир без границ, 2015. – С. 42–45.
4. О результатах исследований отклонения представительности пробы, отобранной пробоотборниками ПОРТ / К.А. Левин, М.И. Тонконог, В.И. Чудин [и др.] // Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений, расхода и количества жидкостей и газов / Материалы III международной метрологической конференции. – Казань: Мир без границ, 2015. – С. 46–47.
5. Чудин В.И. Обводненность – решение ее определения по пробе // Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений, расхода и количества жидкостей и газов / Материалы II международной метрологической конференции. – Казань: Мир без границ, 2014. – С. 40–41. 6. Обзор пробоотборников сырой нефти, разработанных в ООО «НПО «НТЭС» / В.И. Чудин, П.В. Ушков, Р.Р. Нурмухаметов, В.В. Белоклоков // Актуальные вопросы метрологического обеспечения измерений, расхода и количества жидкостей и газов / Материалы III международной метрологической конференции. – Казань: Мир без границ, 2013. – С. 20–23.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-43-45
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.5.05
В.А. Климов (ТатНИПИнефть), к.т.н., Д.В. Пищаев (НГДУ «Лениногорскнефть»), А.Б. Петроченков (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), д.т.н., С.В. Бочкарев3, д.т.н.

Об обеспечении рациональной эксплуатации технических средств добычи нефти

Ключевые слова: рациональная эксплуатация, надежность, качество, безопасность, энергетическая эффективность

В статье рассмотрены вопросы рационального использования технических средств добычи нефти, определяющих экономичность эксплуатации скважин. Наиболее полно экономичность эксплуатации характеризуется описанием жизненного цикла оборудования и оценкой его стоимости за период полезного использования с учетом долговечности и наработки. Показано, что важнейшей проблемой совершенствования технических средств добычи нефти становится «человеческий фактор», негативное влияние которого на эффективность эксплуатации обусловлено искусственно определенной структурой вертикально-интегрированной системы. Отмечено, что будущим специалистам, обладающим широкими и глубокими знаниями в разделах математики и информатики, необходимы углубленные знания в областях, относящихся к естественно-научным (физика, механика, химия, биология и др.) и гуманитарным (обсуждающих объективные диалектические связи свойств объектов и явлений материального мира) дисциплинам. В противном случае при применении системы технической эксплуатации (СТЭ) диалектически возникают межфункциональные барьеры, снижающие ее пропускную способность и увеличивающие затраты на ее содержание. Эволюция эксплуатации средств добычи нефти сопровождается снижением эффективности производственных процессов. Отдача от них все больше приближается к своему пределу. Со временем каждое последующее поколение основных средств, каждая последующая модель производственного процесса начинает приносить все меньший прирост производительности, а затраты на их внедрение если не возрастают, то и не уменьшаются. На завершающей стадии эксплуатации совершенствование отдельных технических решений может стать экономически неэффективным или даже невозможным, т.е. наступает предел роста результативности технических систем, использующих определенный принцип действия. Возникает объективная необходимость создания принципиально новых систем. Таким образом, современное предприятие нефтегазовой отрасли, эксплуатирующее разнообразные технические средства для добычи нефти, следует рассматривать как эмерджентную систему, которая имеет многоуровневую структуру большой размерности со сложными энергетическими, технологическими, информационными и геоинформационными связями. Представленная работа является результатом аналитических исследований, основанных на общих закономерностях развития технических систем. Проведенный аналитический анализ в полной мере подтверждается результатами мониторинга производственных процессов ПАО «Татнефть».
Список литературы:
1. Spath J. Transforming the upsteam service industry to increase operator margins // SPE-0516-0054-JPT-2016.
2. Яртиев А.Ф., Хисамов Р.С., Ахметгареев В.В. Инновационно-инвестиционное развитие нефтедобывающей промышленности на основе реализации операционно-производственных стратегий в Республике Татарстан. – Казань: Ихлас, 2020. – 239 с.
3. Антониади Д.Г. О консолидации компаний, ученых и специалистов нефтегазовой отрасли для создания Российского Национального института нефти и газа // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 46–47.
4. Яртиев А.Ф., Фаттахов Р.Б. Учет энергетических затрат на добычу нефти. – М.: ВНИИОЭНГ, 2007. – 149 с.
5. Орлов П.И. Основы конструирования: справочно-методическое пособие. В 2 кн. / под ред. П.Н. Учаева. – М.: Машиностроение, 1988. – 560 с.
6. Климов В.А., Валовский К.В., Валовский В.М. Изучение возможности повышения надежности глубиннонасосного оборудования (на примере насосных штанг) // в сб. Техника и технология разработки нефтяных месторождений: доклады научно-технической конференции, посвященной 60-летию разработки Ромашкинского нефтяного месторождения, г. Лениногорск, 15 авг. 2008 г. – М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2008. – С. 200–206.
7. Антониади Д.Г., Савенок О.В., Арутюнян А.С. Анализ возможностей совершенствования буровой техники и условий ее эксплуатации при решении задач повышения эффективности нефтедобычи с осложненными условиями // Научный журнал КубГАУ. – 2013. – № 87 (03). – С. 240–259.
8. О физике отказов, методах расчета надежности и эффективности эксплуатации штанговой колонны в скважине / В.А. Климов, К.В. Валовский, В.М. Валовский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 66–69.
9. Климов В.А., Валовский В.М. Об эффективности эксплуатации насосных штанг // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 1. – С. 94–97.
10. Введение в математическое моделирование / В.Н. Ашихмин [и др.] / под ред. П.В. Трусова. – М.: Логос, 2005. – 440 с.
11. Манохина Н.В. Метасистема как объект институционального анализа // Вестник Международного института экономики и права. – 2014. – № 1 (14). – С. 7–16.
12. Анализ состояния исследований проблем управления жизненным циклом искусственно созданных объектов / Р.М. Юсупов, Б.В. Соколов, А.И. Птушкин [и др.] // Труды ин-та / СПИИРАН. – 2011. – Вып. 1 (16). – С. 37–109.
13. Эталонная архитектура интеллектуальных энергосетей. – http://d2_rus.cigre.ru/doc/SERA_v2_ru_v2.1.pdf
14. Petrochenkov A.B. Regarding Life-Cycle Management of Electrotechnical Complexes in Oil Production // Russian Electrical Engineering. – 2012. – V. 83. – № 11. – P. 621–627. – DOI: 10.3103/S1068371212110090
15. Petrochenkov A.B. Management of effective maintenance of the electrotechnical complexes of mineral resource industry’s enterprises based on energy-information model // IEEE Conference Publications: Proceedings of XVIII International Conference on Soft Computing and Measurements SCM`2015. – 2015. – P. 122–124. – DOI: 10.1109/SCM.2015.7190430.
16. Structural synthesis of complex electrotechnical equipment on the basis of the constraint satisfaction method / S.V. Bochkarev, M.V. Ovsyanniko, A.B. Petrochenkov, S.A. Bukhanov // Russian Electrical Engineering – 2015. – V. 86. – № 6. – P. 362–366. – DOI: 10.3103/S1068371215060024.
17. Судов Е.В., Левин А.И. Концепция развития CALS-технологий в промышленности России / НИЦ CALS-технологий «Прикладная логистика». – М., 2002. – 28 с. – http://old.cals.ru/policy/material/concept_ipi.pdf

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-46-49
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.243.24 + 622.248.67
И.Х. Махмутов (ТатНИПИнефть), Р.З. Зиятдинов (ТатНИПИнефть), Р.И. Насрыев (ТатНИПИнефть), Р.Н. Садыков (НГДУ «Лениногорскнефть»)

Технология «Тамыр» для дренирования и обработки участков пласта созданием каналов малого диаметра с использованием клина-отклонителя

Ключевые слова: бурение боковых ответвлений, горизонтальная скважина, клин-отклонитель, открытый ствол, дренирование, кислотная обработка, продуктивный пласт

В статье рассмотрена технология «Тамыр». Технология может применяться для бурения боковых ответвлений малого диаметра из открытого ствола вновь пробуренной или находящейся в эксплуатации добывающей горизонтальной скважины. При реализации данной технологии из открытого ствола горизонтальной скважины может быть пробурено несколько боковых ответвлений диаметром 68 мм и длиной до 100 м. Для ориентации боковых ответвлений используется клин-отклонитель, рабочая поверхность которого упрочнена азотированием до твердости по Виккерсу HV 600-650, что исключает износ рабочей поверхности. Бурение боковых ответвлений в открытых горизонтальных стволах скважин выполняют с использованием винтового забойного двигателя с фрезер-долотом, спускаемого по гибкой колонне НКТ. После выполнения каждого бокового ответвления проводят кислотную обработку спуском гидромониторной насадки на НКТ до забоя с последующим перемещением колонны НКТ от забоя до интервала зарезки с одновременной закачкой раствора соляной кислоты в колонну НКТ. Технология «Тамыр» применяется для расчлененных нефтяных пластов при наличии газо- или водонефтяного контакта, не позволяющего проводить гидроразрыв пласта, при низких фильтрационно-емкостных свойствах коллектора. В этих случаях бурение боковых ответвлений из открытого горизонтального ствола дает возможность вовлечь в разработку дополнительные зоны пласта и увеличить дебиты скважины. При этом объем буровых работ сокращается по сравнению со строительством отдельной горизонтальной скважины. Рассматриваемая конструкция позволяет направить каждое ответвление на отдельные нефтенасыщенные участки, не задевая соседние пласты с газом или водой. Технология экологична: при ее применении расход технологической жидкости значительно меньше, чем при традиционном бурении. Как следствие, снижаются потребность в проведении мероприятий по утилизации технологических жидкостей и риски их попадания в грунтовые воды, а также сокращается объем бурового шлама, который необходимо утилизировать. Таким образом, применение технологии позволяет эффективно вовлекать в разработку запасы, выработка которых ранее считалась нерентабельной. Поэтому при таком подходе требуется значительно меньшее число скважин, что при относительно небольшом объеме буровых работ позволяет значительно увеличить охват нефтенасыщенных участков пласта.
Список литературы:
1. https://www.norwegianamerican.com/fishbones-sucks-the-marrow-from-wells/
2. Пат. 2684557 РФ, МПК Е21В 7/04. Способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов / Ф.З. Исмагилов, Р.А. Табашников, Р.М. Ахметшин, Р.З. Зиятдинов; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2018114205; заявл. 17.04.18; опубл. 09.04.19.
3. Пат. 2696696 РФ, МПК Е21В 7/08. Отклоняющее устройство для бурения ответвлений из горизонтального ствола скважины / Р.З. Зиятдинов; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2018142958; заявл. 04.12.18 ; опубл. 05.08.19.
4. Пат. 2709262 РФ, МПК Е21В 7/04, 43/27. Способ бурения и освоения бокового ствола из горизонтальной скважины (варианты) / И.Х. Махмутов, Р.З. Зиятдинов; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2019127309; заявл. 30.08.19; опубл. 17.12.19.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-50-52
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Энергообеспечение

622.276.012:621.311
М.Ф. Садыков (Казанский гос. энергетический университет), Д.А. Ярославский (Казанский гос. энергетический университет), Д.А. Иванов (Казанский гос. энергетический университет), М.П. Горячев (Казанский гос. энергетический университет), О.Г. Савельев (ПАО «Татнефть»), Ю.С. Чугунов (ПАО «Татнефть»), Ю.В. Торопчин (ПАО «Татнефть»)

Внедрение системы автоматизированного мониторинга гололедообразования в распределительных сетях ПАО «Татнефть»

Ключевые слова: распределительные сети, гололедно-изморозевые отложения, мониторинг, диагностика, надежность

В настоящее время актуальной является проблема своевременного выявления гололедообразования на проводах воздушных линий электропередачи (ВЛ). Для решения данной проблемы разработана система автоматизированного мониторинга гололедообразования в распределительных сетях ПАО «Татнефть», которая позволяет оперативно и дистанционно обнаруживать раннее появление гололедных отложений на проводах линий электропередачи и отслеживать динамику их нарастания. Устройства контроля устанавливаются на проводе на заданном расстоянии от точки его подвеса (места крепления провода к изолятору или гирлянде изоляторов). Это дает возможность определять силу тяжения провода для различных пролетов с минимальными поправками в алгоритмах ее определения. Питание устройств контроля осуществляется путем отбора мощности с магнитной составляющей электромагнитного поля провода. Данные с устройств контроля собираются на пункте сбора данных, а затем передаются на облачный сервер, откуда они поступают на компьютер, где обрабатываются согласно разработанной методике в специализированном программном обеспечении. При опасности превышения нормативных значений для диспетчера будет вырабатываться сигнал о приоритете реакции на линию с максимальными нагрузками тяжения вследствие гололедообразования. Система мониторинга гололедообразования (СМГ) разработана в рамках выполнения научно-исследовательской и опытно-конструкторской работы «Разработка системы контроля гололедообразования на высоковольтных линиях 110, 35, 6(10) кВ», выполненной ФГБОУ ВО «КГЭУ» по договору №0002/11/29 от 19.01.2015 г. В настоящее время ведется опытная эксплуатация СМГ в НГДУ «Лениногорскнефть» на ВЛ-6кВ Ф115-05 подстанции ПС-115 и ВЛ-35кВ № 115-301. Результаты опытной эксплуатации свидетельствуют о положительном опыте использования СМГ. Система мониторинга и количественного контроля гололедообразования на воздушных линиях электропередачи, построенная на базе беспроводных устройств контроля, имеет также дополнительные функциональные возможности, такие как оперативное определение места обрыва или короткого замыкания высоковольтных линий электропередачи в каждом пролете и на каждой фазе проводов А, В и С благодаря измерению величины силы тока в проводе, на котором установлено данное устройство.
Список литературы:
1. Иванов Д.А., Савельев О.Г., Садыков М.Ф. Датчик системы мониторинга гололедно-ветровой нагрузки. В сб. Интеллектуальные энергосистемы // IV Международный молодежный форум, Томск, 10–14 октября 2016 г. В 3 т.: Т. 1. – Томск: Томский политехнический университет, 2016. – С. 138–140.
2. Методика мониторинга гололедных отложений на проводах ВЛ с учетом разрегулировки линейной арматуры / Д.А. Ярославский, М.Ф. Садыков, А.Б. Конов [и др.] // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. – 2017. – Т. 19. – № 5–6. – С. 89–97.
3. Иванов Д.А., Савельев О.Г., Мисбахов Р.Ш. Система мониторинга и количественного контроля гололедообразования на проводах воздушных линий электропередачи. В сб. Энергетика, электромеханика и энергоэффективные технологии глазами молодежи // IV российская молодежная научная школа-конференция, Томск, 1–3 ноября 2016 г. В 2 т.: Т. 2. – Томск: Томский политехнический университет, 2016. – С. 334–336.
4. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ 2017661562 Российская Федерация. Программа отображения данных о состоянии линии электропередачи для системы мониторинга гололедообразования / Д.А. Иванов, М.Ф. Садыков, М.П. Горячев, Д.А. Ярославский, Ю.С. Чугунов, О.Г. Савельев; заявитель и правообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2017618453; заявл. 21.08.17; опубл. 16.10.17.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-53-55
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Нефтепромысловое оборудование

622.276.43
Р.А. Габдрахманов (НГДУ «Лениногорскнефть»), Э.Л. Митрофанов (НГДУ «Лениногорскнефть»), В.А. Коннов (ТатНИПИнефть), к.т.н., О.М. Краснов (ПАО «Татнефть»)

Проблемы и перспективы применения динамических и объемных насосов в системе поддержания пластового давления

Ключевые слова: энергоэффективность, энергосбережение, удельные затраты электроэнергии, насосные агрегаты динамического и объемного действия, частотно-регулируемый привод (ЧРП)

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений большое значение приобретает энергетическая оптимальность процессов добычи нефти с применением методов поддержания пластового давления (ППД), основным из которых (более 90 %) является вытеснение нефти из пласта водой, закачиваемой в нагнетательные скважины. Современное заводнение – это сложная взаимосвязанная система технологий, методов и оборудования. Повышение энергоэффективности системы ППД позволяет увеличить рентабельность и сроки разработки нефтяных месторождений. При этом снижение энергопотребления – это нетривиальная задача, включающая комплексные мероприятия в области технологических схем, методов, процессов и оборудования, в большей степени насосного. Более половины непроизводительных затрат электроэнергии в системе ППД связаны с низким коэффициентом полезного действия насосных агрегатов динамического действия и вынужденным дросселированием давления для адресного обеспечения необходимого технологического режима закачки по скважинам. При этом технологическое развитие динамического насосного оборудования вплотную приблизилось к ограничениям, связанным с физическими особенностями центробежных насосов, которые остаются основным оборудованием для закачки. Ведется поиск новых технологических решений, инновационного оборудования, все более широкую область применения находят насосные агрегаты объемного действия плунжерного типа, которые имеют свои особенности. В статье рассмотрены практические вопросы эксплуатации насосных агрегатов, как динамического, так и объемного действия, в системе ППД НГДУ «Лениногорскнефть». Приведены показатели энергосбережения на горизонте 10 лет. Отмечены основные недостатки применения динамических насосов на современном этапе разработки нефтяных месторождений. Приведены результаты сравнения удельных затрат электроэнергии для насосов динамического действия различных типоразмеров и агрегата плунжерного типа в зависимости от давления. Представлены результаты исследования возможности применения частотно-регулируемого привода (ЧРП) для высоконапорных динамических насосов. По результатам исследований применение ЧРП имеет существенные ограничения с точки зрения как общей энергоэффективности, так и возможности регулирования закачки, когда вместе со снижением подачи ограничивается и максимально достижимый напор, что не всегда допустимо по условиям заводнения. Также приведены практические результаты внедрения плунжерного насоса по сравнению с малорасходным динамическим агрегатом на кустовой насосной станции. Представлены технологические решения, позволяющие повысить надежность эксплуатации плунжерных насосов.
Список литературы:
1. Оганесян С.А. Энергетическая стратегия России до 2020 г., ее реализация и перспективы развития ТЭК // Энергонадзор и энергобезопасность. – 2006. – № 2. – С. 30–38.
2. Коннов В.А. Разработка энергоэффективных методов и технологических схем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Бугульма, 2012. – 26 с.
3. Фаттахов Р.Б., Коннов В.А. Энергоэффективная эксплуатация насосного оборудования системы ППД – путь к сокращению себестоимости нефти // Нефтесервис. – 2012. – № 4. – С. 33–35.
4. Сложные вопросы «простого» ЧРП / Р.Б. Фаттахов, В.А. Коннов, М.А. Абрамов, Р.А. Гилязов // Иженерная практика. – 2013. – № 6 – С. 54–56.
5. Коннов В.А., Фаттахов Р.Б., Абрамов М.А. Применение насосов объемного действия плунжерного типа в системе поддержания пластового давления // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 1. – С. 62–65.
6. Применение объемных насосов при решении вопросов энергоэффективной эксплуатации системы поддержания пластового давления / Р.Б. Фаттахов, В.А. Коннов, Н.Г. Ибрагимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 54–57.
7. Коннов В.А., Фаттахов Р.Б. Анализ результатов опытной эксплуатации объемных насосов для закачки воды в пласт/ // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2014. – № 5. – С. 12–15.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-56-59
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Техника и технология добычи нефти

622.276.53.054.23:621.67-83
К.М. Гарифов (ТатНИПИнефть), д.т.н., А.Х. Кадыров (ТатНИПИнефть), к.т.н., А.В. Глуходед (ТатНИПИнефть), И.Н. Рахманов (ТатНИПИнефть), к.т.н., П.С. Арчибасов (ТатНИПИнефть), И.Ф. Галимов (НГДУ «Лениногорскнефть»), Ф.З. Исмагилов (ПАО «Татнефть»), С.В. Любецкий (ПАО «Татнефть»)

Эксплуатация скважины установкой электроцентробежного насоса без использования НКТ

Ключевые слова: беструбная эксплуатация скважины, геофизический подъемник, подъемный кран, канат, исключение затрат, снижение обводненности

Эксплуатация скважины с помощью электроцентробежного насоса (ЭЦН) без использования насосно-компрессорных труб (НКТ) осуществляется при помощи установки, которая позволяет поднимать пластовую жидкость непосредственно по эксплуатационной колонне, упростить, ускорить освоение скважин, снизить стоимость освоения, проводить ремонты без использования подъемного агрегата и привлечения бригад текущего и капитального ремонта скажин. Специалистами ТатНИПИнефти ПАО «Татнефть» разработан способ эксплуатации скважины с подъемом продукции из скважины без использования НКТ, снижающий затраты на добычу за счет применения комплекса нового оборудования. Разработанный способ заключается в следующем. На устье скважины устанавливают геофизический подъемник, используемый непосредственно для спуска и подъема ЭЦН, и автонаматыватель – для намотки силового кабеля УЭЦН. Монтаж ниппеля и ЭЦН проводится при помощи подъемного крана. Насосный агрегат в сборе с силовым кабелем спускают в скважину на канате и сажают на пакер. Даны схема и описание установки.Приведены результаты реализации технология реализована в скв. 38031г, расположенной на 303 залежи Ромашкинского месторождения, эксплуатируемой НГДУ «Лениногорскнефть» (ПАО «Татнефть»). Установлено снижение обводненности продукции скважины. К преимуществам данной эксплуатации относятся снижение стоимости работ по текущему ремонту скважин при смене насоса, исключение затрат, связанных с заменой и ремонтом НКТ, снижение вероятности повреждения силового кабеля при спуско-подъемных операциях. Увеличение дебита нефти достигается за счет снижения обводненности. Экономический эффект обеспечивается вследствие отказа от использования НКТ и ремонтных бригад.
Список литературы:
1. Махмудов С.А., Абузерли М.С. Монтаж, обслуживание и ремонт скважинных электронасосов: справочник. – М.: Недра, 1995. – 223 с.
2. Пат. 2614426 РФ, МПК F04D 13/10. Насосная установка для подъема продукции по эксплуатационной колонне / К.М. Гарифов, Ф.З. Исмагилов, А.В. Артюхов, И.Н. Бабичев, С.В. Любецкий, А.Х. Кадыров, А.В. Глуходед; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2015157449; заявл. 31.12.15; опубл. 28.03.17.
3. Справочная книга по добыче нефти / под ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1974. – 703 с. 4. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. – М.: Недра, 1983. – 510 с. 5. Установки погружных центробежных насосов УЭЦНМ и УЭЦНМК. Руководство по эксплуатации УЭЦНМРЭ. – М.: Миннефтепром ОКБ БН, 1987.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-60-63
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Транспорт и подготовка нефти

622.276.8:665.622
Ю.Г. Волков (НГДУ «Лениногорскнефть»), Д.Д. Шипилов (ТатНИПИнефть), к.т.н.

Решение проблемы очистки нефти от сероводорода на объектах НГДУ «Лениногорскнефть»

Ключевые слова: реагент, нефть, сероводород, нейтрализатор, колонна, отдувка

В статье представлены результаты испытаний колонн отдувки сероводорода из нефти на Куакбашской и Кама-Исмагиловской установках подготовки высокосернистой нефти (УПВСН) ПАО «Татнефть». Показаны проблемы, связанные с отдувкой сероводорода, и пути их решения. На данных объектах для минимизации (исключения) выпадения конденсата из газа в дрипах напорных газопроводов реализованы технологии рециркуляции и дросселирования. Целью данной работы являлось доведение качества товарной нефти по остаточной массовой доле сероводорода до требований ГОСТ Р 51858-2002 с минимальными затратами. Использование технологии нейтрализации сероводорода в нефти, подготавливаемой на объектах НГДУ «Лениногорскнефть», реагентами ограничивается высокими затратами и проблемами, связанными с доведением качества товарной нефти до нормативных требований. Для очистки нефти на Куакбашской и Кама-Исмагиловской УПВСН наиболее эффективной является технология отдувки сероводорода углеводородным газом в десорбционной колонне. В процессе испытаний технологии отдувки выявлен ряд проблем, связанных с повышением давления в колонне и, как следствие, ухудшением качества очистки, разжижением масла на компрессорной станции, образованием большого объема конденсата из газа отдувки в дрипах напорных газопроводов. Для устранения данных проблем на Куакбашской УПВСН введена в эксплуатацию вторая ступень сепарации нефти, смонтирован аппарат воздушного охлаждения для снижения температуры газа после колонны и последующей конденсации тяжелых углеводородов до подачи на компрессорную станцию, реализованы технологии рециркуляции газа на Кама-Исмагиловской УПВСН и дросселирования на Куакбашской УПВСН, что позволило минимизировать объем (исключить) образующегося конденсата в дрипах напорных газопроводов. Реализация указанных технических решений позволила довести качество товарной нефти по остаточной массовой доле сероводорода в нефти до норм современных требований с минимальными затратами.
Список литературы:
1. Очистка нефти от сероводорода в ОАО «Татнефть» / Н.Г. Ибрагимов, Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 58–61.
2. Технологии очистки нефти от сероводорода / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, Р.М. Гарифуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 7. – С. 82–85.
3. Исследования эффективности нейтрализации сероводорода в нефти химическими реагентами / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, Р.М. Гарифуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 7. – С. 66–69.
4. Исследования реагентов-нейтрализаторов сероводорода для очистки нефти на объектах ОАО «Татнефть» / Н.Г. Ибрагимов, Д.Д. Шипилов, А.З. Мингазова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 7. – С. 52–54.
5. Технология подготовки сероводородсодержащей нефти и нефтяного газа на Куакбашском центральном сборном пункте / А.А. Ануфриев, А.Н. Шаталов, Д.Д. Шипилов, Р.М. Гарифуллин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2014. – № 6. – С. 40–43.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-64-67
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Информационные технологии

Интервью с генеральным директором ООО «РН-БашНИПИнефть» М. Рязанцевым

Марафон ИТ-соревновании от ПАО «НК «Роснефть»

Читать статью

Новости компаний

Новости нефтегазовых компаний

Читать статью

Экономика, управление, право

334.75(73):622.276
А.Ф. Андреев (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.э.н., А.А. Синельников (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.э.н., С.И. Петрушкин (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.э.н., Г.Н. Булискерия (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.э.н., О.А. Сергеева (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), к.э.н.

Нефтесервис в России: от технологических партнерств до бизнес-экосистем

Ключевые слова: нефтегазовый сервис, технологическое партнерство, инновационно-сервисный кластер, бизнес-экосистема

В статье рассмотрены проблемы развития нефтегазового сервиса в России. Среди мер для решения этих проблем Правительству РФ предлагались такие, как формирование консорциумов, кластеров и полигонов с целью создания новых технологий для добычи углеводородов. Однако предлагаемые решения до сих пор не были реализованы в полной мере. В статье предпринята попытка найти решение на основе создания предприятиями нефтегазового комплекса новых организационных форм, таких как бизнес-экосистемы. Рассмотрены основные понятия кластерной теории развития и концепции бизнес-экосистем. Отмечено, что особенностями отечественного нефтесервиса на современном этапе является развитие высокотехнологичных направлений в разведке, бурении и нефтедобыче. Это отражает тенденцию, сложившуюся в мировой практике. Показано, что на развитие нефтесервисных предприятий влияют внутренние и внешние факторы, среди которых выделены наиболее важные: снижение цен на углеводородное сырье, совершенствование техники, технологий и развитие персонала. Проведенный анализ показал, что формирование бизнес-экосистем в нефтегазовом комплексе должно пройти ряд этапов, включая создание технологических партнерств и инновационно-сервисных кластеров. Представлен опыт их создания в США, Норвегии и Великобритании. Необходимость формирования экосистем нашло свое отражение в разработанных компаниями стратегиях развития на дальнейшую перспективу. Особо отмечено, что в условиях ухудшения качества минерально-сырьевой базы, увеличения количества месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов и расположенных в шельфовой зоне морей требования к нефтесервисным компаниям возрастают. Они должны использовать новые технологии и высокотехнологичное оборудование для добычи углеводородов, обеспечивать спрос на комплексные и интегрированные сервисные услуги. Сделан вывод, что эффективное решение проблем нефтесервиса возможно в рамках новых организационных форм взаимодействия между нефтегазовыми и нефтесервисными компаниями. В ближайшей перспективе в нефтегазовом комплексе должен ускориться процесс создания технологических партнерств и инновационно-сервисных кластеров, а в среднесрочной перспективе, возможно, получат активное развитие бизнес-экосистемы компаний.
Список литературы:
1. Севостьянов Н.А., Лаптев В.В. О государственной политике России в сфере нефтегазового сервиса // Геология нефти и газа. – 2007. – № 2. – С. 25–33.
2. Тюленев И.В. Развитие нефтегазового сервиса в России в контексте мирового опыта: автореф. дис. ... канд. эконом. наук. – М., 2005. – 25 с.
3. Белошицкий А.В. Обзор мирового рынка нефтесервисных услуг // Управление экономическими системами. Электронный научный журнал. – 2018. – № 7.
4. Смородинская Н.В. Сетевые инновационные экосистемы и их роль в динамизации экономического роста // Инновации. – 2014. – № 7 (189). – С. 28–33.
5. Митрова Т., Грушевенко Е. Технологические партнерства в нефтегазовом секторе: применим ли мировой опыт кооперации в России? – М.: Центр энергетики Московской школы управления Сколково, 2018. – 39 с.
6. Портер М.Е. Конкуренция / пер. с англ. – М.: Издательский дом «Вильямс», 2005. – 608 с.
7. Наумова О.Н. Особенности формирования территориальных кластеров в современной экономике // Вектор науки ТГУ. – 2014. – № 3 (29). – С. 203–206.
8. Андросик Ю.Н. Бизнес-экосистемы как форма развития кластеров // Труды Белорусского ГТУ. – 2016. – № 7. – С. 38–43.
9. Adner R. Match your innovation strategy to your innovation ecosystem // Harvard Business Review. – 2006. – V. 84. – No. 4. – P. 98–107.
10. Adner R. Ecosystem as Structure: An Actionable Construct for Strategy // Journal of Management. – 2017. – V. 43. – No. 1. – P. 39–58.
11. Adner R., Kapoor R. Value creation in innovation ecosystems: How the structure of technological interdependence affects firm performance in new technology generations // Strategic Management Journal. – 2010. – V. 31. – No. 3. – P. 306–333.
12. Gawer A., Cusumano M.A. How Companies Become Platform Leaders // MIT Sloan Management Review. – 2008. – V. 49. – N 2. – P. 28–35.
13. Unpacking the innovation ecosystem construct: evolution, gaps and trends / L. Gomes, A. Facin, M. Salerno, R. Ikenami // Technol. Forecast. Soc. Chang. – 2018. – V. 136. – P. 30–48.
14. Синельников А.А. Формирование стратегических планов устойчивого развития нефтегазовой компании: проблемы и методы. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. – 295 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-72-78
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Геология и геолого-разведочные работы

553.98
Р.В. Мирнов (ООО «РН-БашНИПИнефть»)

Седиментационная цикличность и литологические особенности строения каширского горизонта на северо-западе Башкортостана

Ключевые слова: цикличность, фации, известняк, доломит, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), каширский горизонт

Отложения каширского горизонта московского яруса среднего карбона регионально промышленно нефтегазоносны на территории Республики Башкортостан, однако они до сих пор остаются недоизученными. Наибольшее количество залежей сосредоточено в северо-западной части республики. Дебиты нефти скважин достигают до 50 т/сут и более, но часто в близлежащих скважинах, получают притоки воды. В настоящее время не выявлены закономерности распространения коллекторов по площади, дискуссионным остается вопрос развития флюидоупоров. Существует проблема выделения нефтенасыщенных коллекторов по данным интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС). Отмечается высокая доля доломитов в разрезе каширского горизонта, однако не изучены вопросы их генезиса, связи с фильтрационно-емкостными свойствами и площадного распространения. Каширский разрез имеет циклическое строение, характерное для отложений эпиконтинентальных морей. По результатам детального изучения керна выделены элементарные «обмеляющиеся вверх» циклиты толщиной 3-8 м. Элементарные циклиты объединяются в циклиты более высокого порядка, которые можно проследить на каротажных кривых. Строение идеализированного циклита каширского горизонта выглядит следующим образом: в подошве залегают низкопористые биотурбированные шламово-детритовые известняки (вакстоуны) сублиторали, выше – органогенно-обломочные известняки (грейнстоуны) области литорали с высокими пористостью и проницаемостью. Верхний элемент циклита сложен микрокристаллическими доломитами с высокой пористостью (10-25% и более) и низкой проницаемостью. В статье рассмотрены результаты изучения цикличности разных уровней, литологических особенностей всех элементов циклита и их связи с фильтрационно-емкостными свойствами пород. В кровле циклитов отмечаются горизонты палеопочв, маркирующие поверхности перерывов в осадконакоплении. Проведенный анализ объясняет распределение различных типов коллекторов в разрезе. Притоки воды в скважинах могут быть связаны с линзовидными телами микропоровых доломитов с высокой остаточной водонасыщенностью. Для прогноза зон распространения органогенно-обломочных известняков и микропоровых доломитов необходимо проводить детальную тонкопластовую корреляцию, за основу которой следует брать скважины с отбором керна, шлама и с расширенным комплексом ГИС. Это поможет построить достоверную геологическую модель и повысить эффективность буровых работ.
Список литературы:
1. Литолого-петрофизическая типизация карбонатных пород отложений среднего карбона (на примере месторождений северо-западной части Башкортостана) / Т.В. Бурикова, Е.Н. Савельева, , А.М. Хусаинова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 18–21.
2. Microbial fossilization in carbonate sediments: a result of bacterial surface involvement in dolomite precipitation / Yvonne Van Lith, Rolf Warthmann, Grisogono Vasconcelos, Judith A. Mckenzie // Sedimentology. – 2003. – V. 50. – P. 237–245.
3. Kirkham A. Patterned dolomites: microbial origins and clues to vanished evaporates in the Arab Formation, Upper Jurassic, Arabian Gulf. – London: Geological Society, 2004. – V. 235. – P. 301–308.
4. Самылина О.С., Зайцева Л.В., Синетова М.А. Участие альго-бактериального сообщества в формировании современных строматолитов в Петуховском содовом озере (Алтайский край) // Палеонтологический журнал. – 2016. – Вып. 6. – С. 92–101.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-79-81
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

519.868:55
П.Н. Страхов (АО «ИГиРГИ»), д.г.-м.н., Е.А. Давыдова (ПАО «НК «Роснефть»), д.т.н., К.Г. Скачек (АО «ИГиРГИ»), к.г.-м.н., Ю.Г. Еремин (АО «ИГиРГИ»)

Комплексирование информации о разномасштабных неоднородностях при геологическом моделировании залежей нефти и газа

Ключевые слова: неоднородность, залежь, нефть, газ, коллектор, продуктивные отложения, моделирование, стохастические и статистические методы

В статье представлены результаты проведенных ПАО «НК «Роснефть» исследований по изучению проблем комплексирования разномасштабной неоднородности нефтегазоносных отложений, от которой во многом зависит надежность геологических и гидродинамических трехмерных цифровых моделей залежей углеводородов.
В статье рассмотрено комплексирование результатов разномасштабных исследований при построении геологической модели залежи нефти и газа. Применены пять способов учета данных, полученных при детальном изучении более мелких объектов. Первый способ подразумевал усреднение и/или огрубление данных, полученных в результате исследований более мелких объектов. Второй способ предполагал комплексирование разномасштабных исследований на основании выявления и обобщения функциональной неоднородности (существенных нарушений или отклонений от выявленных зависимостей, трендов, распределений и др.). Его применение дало возможность в ряде случаев выявить особенности строения целевых объектов. Третий способ основыван на необходимости учета общих закономерностей развития процессов формирования продуктивных отложений при комплексирование разномасштабных исследований. При этом принимаются во внимание общие закономерности развития процессов формирования продуктивных отложений, определенных на основании детального изучения более мелких геологических тел. Четвертый способ заключался в использовании стохастических и статистических методов и позволил достаточно успешно частично восполнить недостающую информацию о детальных исследованиях более мелких тел. Пятый способ предполагал проведение вспомогательного моделирования. При изучении более крупного геологического тела использованы не данные детальных исследований более мелких объектов, а модели, приведенные к соответствующему масштабу.
Список литературы:
1. Исследование неоднородностей нефтегазоносных отложений / П.Н. Страхов, В.Н. Колосков, О.А. Богданов, А.Б. Сапожников. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. – 189 с.
2. Новый метод моделирования фильтрационно-емкостных свойств гранулярных коллекторов (на примере Повховского месторождения) / М.Р. Дулкарнаев, К.Г. Скачек, Е.О. Беляков, Г.В. Такканд // Геоинформатика& – 2011. – № 3. – С. 47–50.
3. Славкин В.С., Страхов П.Н., Френкель С.М. Возможность определения проницаемости коллекторов порового типа по данным ГИС. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 1997. – № 2. – С. 17–21.
4. Леворсен А. Геология нефти и газа. – М.: Мир, 1970. – 430 c.
5. Богданов О.А., Страхов П.Н. Оценка фильтрационных свойств терригенных отложений сеноманского яруса северной части Западной Сибири при построении геологических моделей залежей углеводородов // Наука и техника в газовой промышленности. – 2017. – № 1. – С. 3–8.
6. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. – М.: Недра, 1969. – 368 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-82-87
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Бурение скважин

622.244.442
В.А. Парфирьев (НГДУ «Талаканнефть» ПАО «Сургутнефтегаз»)

Обоснование технологии вскрытия хамакинского горизонта Восточно-Алинского месторождения

Ключевые слова: хамакинский горизонт, терригенные отложения, буровые растворы, потенциальный дебит, депрессия, равновесие

Выбор технологии бурения скважин в Восточной Сибири обусловлен комплексом слагающих разрез карбонатных, терригенных и хемогенных пород, особенностями геологического разреза, поглощением промывочной жидкости, аномально низкими пластовыми давлениями и температурой. Опыт строительства скважин показывает, что на месторождениях бурение проводилось на двух типах растворов: на водной и нефтяной основе. В силу различных обстоятельств каждый из типов растворов, применявшихся в процессе строительства скважин, имел определенные недостатки. В частности, применявшиеся растворы не позволили достаточно эффективно решить задачу вскрытия интервалов солевых отложений и обеспечить качественное первичное вскрытие продуктивных пластов. Эффективность строительства скважин оценивали с помощью методики определения потенциального дебита скважин на основе формулы Дюпюи и для несовершенной вертикальной скважины. Анализ потенциальных дебитов скважин, пробуренных на терригенный коллектор Восточно-Алинского месторождения с применением традиционных технологий (насыщенного солевого биополимерного раствора), показал, что более половины скважин не вышли на потенциальную производительность. Существующая технология заканчивания скважин в условиях постоянной репрессии на пласт, в том числе и при вторичном вскрытии продуктивного горизонта негативно влияет на фильтрационно-емкостные свойства объекта. С учетом условий рассматриваемого месторождения для эффективного вскрытия продуктивного пласта необходимо применять технологии, исключающие проникновение рабочих жидкостей и их фильтратов в продуктивный пласт. Сущность таких технологий должна основываться на создании условий, не допускающих превышения забойных давлений над пластовым давлением вскрываемого горизонта.
Список литературы:
1. Парфирьев В.А., Палеев С.А., Ваганов Ю.В. Анализ строительства нефтяных скважин в осложненных условиях на месторождениях Восточной Сибири // Изв. вузов Нефть и газ. – 2018. – № 1. – С. 48–53.
2. Результаты морфотектонического анализа Талаканского месторождения / Д.С. Апенышев, А.М. Карлов, В.А. Парфирьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 2. – С. 12–19.
3. Ангелопуло О.К., Подгорнов В.М., Аваков В.З. Буровые растворы для осложненных условий. – М.: Недра, 1988. – 13 с.
4. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Моисеев С.А. Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: тенденци, проблемы, современное состояние // Бурение и нефть. – 2015. – № 12. – С. 3–14.
5. Гладков Е.А., Ширибон А.А, Карпова Е.Г. Пути решения проблем, возникающих при бурении скважин в Восточной Сибири // Бурение и нефть. – 2015. – № 4. – С. 42–45.
6. Применение растворов на углеводородной основе при первичном вскрытии и разбуривании продуктивного горизонта на месторождении Восточной Сибири / В.А. Парфирьев, Ю.В. Ваганов, Н.Н. Закиров, С.А. Палеев // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 74–79.
7. Полисолевой биополимерный буровой раствор для строительства скважин на месторождениях с терригенным коллектором в Восточной Сибири / В.А. Парфирьев, С.А. Палеев, Н.Н Закиров, Ю.В. Ваганов // Изв. вузов Нефть и газ. – 2018. – № 1. – С. 48–53.
8. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 543 с.
9. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. – Краснодар: Сов.Кубань, 2002. – 584 с.
10. Рязанцев Е.Ф., Карнаухов М.Л., Белова А.Т. Испытание скважин в процессе бурения. – М.: Недра, 1982. – 310 c.
11. Рекомендации по методике геофизических исследований скважин и геологической интерпретации материалов для нефтегазоносных районов Восточной Сибири / А.В. Бубнов, В.Ф. Козяр, Ю.В. Николаенко [и др.]. – Калинин: ВНИГИК, 1984. – 267 c.
12. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин / А.С. Повалихин, А.Г. Калинин, С.Н. Бастриков [и др.]. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. – 645 c.
13. Тагиров К.М., Нифантов В.И. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депресии. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 160 с.
14. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: в 5 т. / под ред. В.П. Овчинникова. – Т. 3. – Тюмень: ТИУ, 2017. – 341 с.
15. New Aspects of Multilateral Well Construction / J.F. Ohmer, T.P. Rosharon, M.K. Milan [et al.] // Oilfield Review, Autumn. – 2002. – P. 52–69.
16. Булатов А.И. Демихов В.И. Макаренко П.П. Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1998. – 345 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-88-91
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.24.085.2
А.В. Щербаков (Тюменский индустриальный университет), Е.Г. Гречин (Тюменский индустриальный университет), д.т.н., В.Г. Кузнецов (Тюменский индустриальный университет), д.т.н.

Изменение профиля наклонно направленных скважин для последующего бурения бокового ствола

Ключевые слова: оптимизация профиля, многоствольные скважины, скважины сложной пространственной конфигурации, одновременно-раздельная эксплуатация, профиль бокового ствола, проектирование профиля

В настоящее время многие крупные месторождения углеводородов находятся на поздних стадиях разработки, когда обводненность продукции превышает 90 %. При этом вовлечение в разработку остаточных запасов и запасов краевых зон с помощью бурения боковых стволов с сохранением основного ствола скважины, а также эксплуатация нескольких объектов с применением компоновок для одновременно-раздельной эксплуатации требуют новых подходов к планированию траектории при строительстве скважин. В связи с этим одной из актуальных задач является проектирование траектории скважины с возможностью последующего строительства боковых стволов с минимальными значениями интенсивности искривления пространственного угла. Обычно проектирование и расчет траекторий основного и боковых стволов скважины осуществляются с применением различных сертифицированных компьютерных программ. Однако набор инструментов применимых в программах идентичен и зависит от координат целей, в некоторых более продвинутых программных продуктах имеются различные инструменты оптимизации профиля скважины, но относительно только одной цели бурения. В статье предложена методика оперативного расчета основных параметров профиля при любых вариантах расположения точки ответвления бокового ствола с учетом требований, предъявляемым к интенсивности искривления и величине зенитного угла. Применение методики изменения профиля наклонно направленной скважины с целью последующего бурения бокового ствола позволяет снизить риски осложнений за счет существенной оптимизации всех параметров профиля. Параметры профиля основного ствола скважины (зенитный угол, интенсивность искривления, длина открытого ствола), построенного по предлагаемым методикам для определения координат точки ответвления, значительно отличаются от параметров, полученных традиционными способами. Вследствие изменений профиль основного ствола усложняется, так как ниже глубины предполагаемой зарезки окна изменяется азимут. Методику расчета координат точки зарезки окна бокового ствола также можно применять при проектировании разведочных и эксплуатационных скважин для проведения дополнительных промыслово-геофизических исследований в пилотных стволах.
Список литературы:
1. Применение компоновок одновременно-раздельной добычи и закачки при технологии бурения бокового ствола без ликвидации основного (материнского) / А.В. Абдуллин, И.К. Абдуллин, Я.И. Баранников, А.Ю. Максимов // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 3. – С. 41–44.
2. Совершенствование технологии строительства боковых стволов с горизонтальным окончанием в сложных геолого-технических условиях / Д.Л. Бакиров, Г.В. Мазур, Э.В. Бабушкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 40–43.
3. Развитие технологии направленного и горизонтального бурения на базе прямых компоновок / В.С. Будянский, В.А. Власов, М.В. Крекин [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2019. – № 6. – С. 5–8.
4. Щербаков А.В. Определение места забуривания дополнительного ствола в многоствольной скважине // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2015. – № 10. – С. 18–23.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-92-96
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

622.276.43
Д.Д. Выломов (ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»), Н.А. Штин (ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»), В.П. Цепелев (ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр»), к.т.н.

Оптимизация системы поддержания пластового давления путем закачки пластовой воды вместо пресной

Ключевые слова: система поддержания пластового давления, смена агента закачки, коэффициент вытеснения, совместимость пластовых вод, коэффициент извлечения нефти (КИН)

Поддержание пластового давления (ППД) при добыче нефти, как правило, осуществляется путем закачки пресных вод, подтоварных и минерализованных вод подземных источников. Вследствие недостаточных объемов попутно добываемой воды на начальных стадиях разработки месторождений для ППД используют пресные воды наземных источников. Эти воды из-за своего состава ухудшают фильтрационно-емкостные свойства пласта, в результате снижается коэффициент извлечениянефти. Кроме того, нефтяные компании несут большие затраты на ППД в связи с необходимостью покупки и транспортировки пресной воды до нагнетательных скважин. В статье рассмотрена оптимизация разработки одного из месторождений ОАО «Удмуртнефть» путем замены агента закачки в системе ППД с пресной воды на пластовую воду. Дано подробное описание недостатков действующей системы ППД и преимуществ смены агента вытеснения. Выполнена оценка совместимости попутно добываемых вод и пластовых вод серпуховского яруса как источника для закачки. Показаны зависимости изменения коэффициента вытеснения нефти от закачиваемого агента. По результатам численного моделирования прогнозируется прирост дополнительной добычи нефти на 17,9 тыс.т. За счет этого, а также за счет экономии средств на покупку и транспортировку пресной воды, экономический эффект от внедрения предлагаемой технологии оценивается на уровне 56,7 млн руб. Представленный в статье алгоритм поэтапного перехода на закачку пластовой воды включает все этапы: от геолого-разведочных работ до демонтажа низконапорного водовода и непосредственно закачки пластовой воды в пласт. Предложенная методика обоснования эффективности смены агента вытеснения может быть тиражирована на другие месторождения, разрабатываемые с ППД. Обобщенный алгоритм описывает подход к смене агента закачки на таких месторождениях.
Список литературы:
1. Влияние типа закачиваемой в пласт воды на нефтеотдачу объектов разработки юрских отложений (Урненское и Усть-Тегусское месторождения) / А.Ю. Прохоров, А.Р. Курчиков, А.Д. Митрофанов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 9. – С. 13–18.
2. Машорин В.А., Фоминых О.В., Черевко М.А. Обоснование закачки пресных вод для поддержания пластового давления на Верхне-Шапинском месторождении // Территория Нефтегаз. – 2014. – № 5. – С. 82–86.
3. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. – 668 с.
4. Назаров В.Д., Назаров М.В. Подготовка пресных и подтоварных вод для системы поддержания пластового давления нефтяных месторождений // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2013. – № 2. – С. 40–47.
5. Машорин В.А. Обоснование применения пресных вод для поддержания пластового давления нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 10. – С. 27–31.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-97-99
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.41
М.В. Рязанцев (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Е.В. Лозин (ООО «РН-БашНИПИнефть»), д.г.-м.н.

СО2-воздействие: из истории мировых и отечественных исследований

Ключевые слова: смешивающееся вытеснение, СО2-воздействие, карбонизированная вода, жидкий диоксид углерода, оборудование, оторочка

Представлен обзор исследований, выполненных в 60-80-е годы ХХ века сотрудниками БашНИПИнефти, проблемы вытеснения нефти с применением диоксида углерода (СО2-воздействия). СО2-воздействие относится к числу технологий смешивающегося вытеснения нефти, способных извлекать всю содержащуюся в пористо-проницаемой среде нефть. Исторически предлагались и испытывались в промысловых условиях две технологии СО2-воздействия: 1) в виде карбонизированной воды как вытесняющего агента; 2) в виде оторочки (составных оторочек) жидкого диоксида углерода определенной концентрации и размера, продвигаемых по пласту водой. Первая технология оценена как малоэффективная. В настоящее время оптимальным вариантом является вторая технология. Изучен механизм действия указанной технологии. Во ВНИИ, БашНИПинефти, СибНИИНП созданы методы расчета технологических показателей разработки при СО2-воздействии. В БашНИПИнефти, который являлся ответственным в Миннефтепроме по проблеме СО2, периодически составлялись технико-экономические обоснования промышленной добычи нефти с применением карбонизированной воды (1975 г.), позже – жидкого диоксида углерода (1976-1977 гг.) на месторождениях СССР. Составлены технологические схемы СО2воздействия для повышения нефтеотдачи на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, Чашкинском, Ольховском, Радаевском, Козловском месторождениях и опытном участках Сергеевского месторождения. В связи с неизученностью СО2-воздействия в отечественной нефтедобывающей отрасли и соответственно отсутствием технических средств для реализации процесса, специалистами БашНИПИнефть были даны предложения по созданию отечественного оборудования на первоочередных месторождениях. На опытном полигоне испытывались образцы отечественного насосного оборудования, трубопроводов и арматуры для работы в среде СО2. Лабораторное изучение подтвердило, что регенерация СО2 из смеси с нефтяным газом является основной технологией, удовлетворяющей требованиям развития народного хозяйства. Предложено возобновить исследования и опытно-промышленное внедрение СО2-воздействия в Российской Федерации.
Список литературы:
1. Muskat Morris. Oil Recovery – 100 percent? // Industrial & Engineering Chemistry. – 1953. – V. 45. – No. 7. – P. 1401–1405.
2. Лютин А.В., Серебренников С.А. Лабораторные исследования по применению углекислоты для полного удаления нефти из призабойной зоны и для увеличения нефтеотдачи // Тр. ин-та / ВНИИ. – 1958. – Вып. 15. – С. 23–36.
3. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи / Г.А. Бабалян, А.Б. Тумасян, В.Г. Пантелеев [и др.]. – М.: Недра, 1976. – 143 с.
4. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. – Уфа: Башкнигоиздат, 1987. – 152 с.
5. РД 39-3-69-78. Руководство по проектированию и применению метода заводнения с СО2. – Уфа: Башнипинефть, 1978. – 51 с.
6. Yellig W.F., Metcalfe R.S. Determination and prediction of CO2 minimum miscibility pressures // SPE-7477-PA. – 1980.
7. Леви Б.И., Шакиров Х.Г. Методика прогнозирования процесса вытеснения нефти оторочками двуокиси углерода и воды. – Уфа. Башнипинефть, – 28 с.
8. Bennacer K. Еnhanced Oil Recovery and CO2. – Ufa: Schlumberger, 2006. – 43 p.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-100-103
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.6
Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), д.г.-м.н., И.С. Закиров (Альметьевский гос. нефтяной институт), д.т.н., Е.Ф. Захарова (Альметьевский гос. нефтяной институт), к.т.н., А.А. Лутфуллин (ПАО «Татнефть»), к.т.н., Э.М. Абусалимов (ПАО «Татнефть»), Р.Ф. Хусаинов (ПАО «Татнефть»), Д.В. Безруков (Альметьевский гос. нефтяной институт)

Результаты опытно-промысловых испытаний составов для кислотной обработки и гидроразрыва пласта в условиях доманиковых отложений Бавлинского месторождения

Ключевые слова: доманиковые отложения, дизайн, гидроразрыв пласта (ГРП), маловязкая жидкость, проппант, кислотный состав, скважина-кандидат, относительный прирост, оптимизация

В активах многих нефтедобывающих компаний помимо месторождений с большой степенью выработки традиционных запасов, имеются объекты, запасы которых сосредоточены в доманиковых отложениях. На Бавлинском месторождении продуктивные пласты низкопроницаемых доманиковых отложений представлены карбонатными разностями пород с прослоями слабопроницаемых и обогащенных органическим веществом известково-кремнистых или кремнисто-известковых пород, с незначительными прослоями трещиноватых пород в разрезе. Основными методами интенсификации добычи нефти из таких коллекторов являются гидравлический разрыв пласта (ГРП) и закачка составов на основе соляной кислоты. Применение данных методов позволяет восстановить проницаемость пласта за счет образования новых высоко проводящих каналов (трещин ГРП и доминантных «червоточин»). Экспериментальными исследованиями установлено, что структура этих каналов определяется условиями эксплуатации пласта, его фильтрационными свойствами, температурой, скоростью закачки, а также составом и свойствами применяемых технологических жидкостей. В рамках Федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2014—2020» по соглашению 14.607.21.0195 Альметьевским государственным нефтяным институтом выполнена работа по теме «Разработка научно-технологических решений по освоению нетрадиционных коллекторов (доманиковые отложения) и трудноизвлекаемых запасов нефти (битуминозные нефти) на основе экспериментальных исследований», направленная на усовершенствование процесса интенсификации добычи с применением ГРП и кислотных составов в скважинах, пробуренных в доманиковых отложениях. Полный учет факторов, существенно влияющих на эффективность воздействия (геолого-физические характеристики продуктивных пластов и техногенные параметры, связанные с особенностями разработки залежи) позволил с подобрать оптимальные составы с учетом дизайна ГРП и кислотного воздействия при проведении опытно-промысловых испытаний в условиях скважин Бавлинского месторождения. Применение численных симуляторов с программным обеспечением для моделирования процесса кислотной обработки и ГРП дало возможность решить задачи технико-экономической оптимизации процессов воздействия, моделировать различные варианты обработок с изменением объема, скорости закачки, стадий закачки и применяемых вспомогательных составов.
Список литературы:
1. Подходы к оценке эффективности химреагентов на керновом материале доманиковых отложений / И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова, М.Х. Мусабиров, Д.И. Ганиев // Нефтяная провинция. – 2019. – № 3 (19). – С. 141–155.
2. Опыт изучения и освоения доманиковых отложений на примере Бавлинского месторождения республики Татарстан / Р.С. Хисамов, И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 78–83.
3. Особенности изучения структуры пустотного пространства доманиковых отложений на основе томографических исследований / И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова, Е.В. Орехов [и др.] // Нефтяная провинция. – 2019. – № 2 (18). – С. 25–42.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-104-108
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.43
Ю.А. Келлер (ООО «Сиам Мастер»), к.ф.-м.н., А.А. Усков (ООО «Сиам Мастер»), А.Н. Кривогуз (ООО «Сиам Мастер»), Н.О. Кухленкова (ООО «Сиам Мастер»), О.Н. Зощенко (ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга»), А.С. Алещенко (ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга»)

Применение технологии SWCTT для оценки эффективности заводнения низкоминерализованной водой карбонатного пласта Харьягинского месторождения

Ключевые слова: заводнение пласта низкоминерализованной водой, оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН), технология SWCTT (Single Well

Харьягинское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Республики Коми. Объектом исследования являются продуктивные отложения пласта D3-III, которые представляют собой сложные биогермные образования. В статье рассмотрен опыт применения технологии Single Well Chemical Tracer Tests (SWCTT) для оценки остаточной нефтенасыщенности до и после заводнения карбонатного коллектора Харьягинского месторождения низкоминерализированной водой. Технология основана на инициации химических реакций в призабойной зоне пласта исследуемой скважины. В добывающую скважину закачивается нефтерастворимый разделяющийся индикатор; жидкость, несущая индикатор, продавливается на несколько метров в глубь призабойной зоны пласта дополнительным объемом жидкости. Скважина закрывается на несколько суток. В это время в результате реакции гидролиза в призабойной зоне образуется водорастворимый неразделяющийся индикатор. После ввода скважины в эксплуатацию отбираются пробы добываемой жидкости. Анализ проб выполняется методом хроматографии. По наличию и времени выноса водорастворимого неразделяющегося индикатора и непрореагировавшего нефтерастворимого индикатора определяют коэффициент остаточной нефтенасыщенности. Глубина исследования призабойной зоны скважины составила примерно 3,5 м. На основе полученных значений остаточной нефтенасыщенности до и после применения методов обработки призабойной зоны оценена эффективность технологии. Приведены также результаты лабораторных исследований образцов керна с целью определения эффективности закачки низкоминерализированной воды, коэффициентов разделения и гидролиза, необходимых при интерпретации результатов SWCTT. Представлены результаты промысловых экспериментов. В результате проведенных работ получена численная оценка эффективности закачки низкоминерализированной воды в условиях Харьягинского месторождения.
Список литературы:
1. Pat. 3623842 USA. Method of determining fluid saturations in reservoirs // H.A Deans; assignee ExxonMobil Research and Engineering Co. – filed 29.12.69; publ. 30.11.71.
2. Single-Well Tracer Method To Measure Residual Oil Saturation / J.F. Tomich, R.L. Dalton, H.A. Deans [et al.] // SPE-3792-PA. – 1973.
3. Deans H.A., Carlisle С. Single-Well Chemical Tracer Test Handbook. – Laramie, Wyoming: Chemical Tracers, Inc. – 2007.
4. Single-Well Chemical Tracer Test for Residual Oil Measurement: Field Trial and Case Study / M. Al-Abbad, S. Balasubramanian, M. Sanni [et al.] // SPE 182811-MS. – 2016.
5. Jerauld G.R., Mohammadi H., Webb K.J. Interpreting Single Well Chemical Tracer Tests // SPE 129724. – 2010.
6. Ахметгареев В.В. Исследование процессов разработки нефтяных коллекторов низкоминерализированным заводнением на основе моделирования (на примере месторождений Республики Татарстан): дис. … канд. тех. наук. – 2016. – 136 с.
7. Numerical Interpretation of Single Well Chemical Tracer Tests for ASP Injection / A.H. de Zwart [et. al.] //SPE-141557. – 2016.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-109-113
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Техника и технология добычи нефти

622.276.6
Р.Н. Фахретдинов (ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»), д.х.н., Д.Ф. Селимов (ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»), к.х.н., А.А. Фаткуллин (ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»), к.т.н., С.А. Тастемиров (ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»), Е.А. Пасанаев (ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»)

Технологии интенсификации добычи нефти путем глубокой очистки призабойной зоны скважин реагентами РБС-3 и ДГК-2

Ключевые слова: интенсификация добычи нефти, хелатообразующие соединения, реагент РБС-3, реагент ДГК-2, диспергация баритовых отложений, очистка призабойной зоны пласта (ПЗП), лабораторные исследования, опытно-промысловые испытания (ОПИ), прирост дебитов жидкости и нефти

В статье рассмотрена не имеющая аналогов технология интенсификации добычи нефти с применением реагентов РБС-3 и ДГК-2. Содержание в составе реагентов РБС-3 и ДГК-2 хелатообразующих соединений позволяет проводить очистку призабойной зоны пласта от загрязнений, не удаляемых другими реагентами. Реакционная способность реагентов сохраняется при температурах до 200 ºC. Технология на основе реагента РБС-3 предназначена для очистки призабойной зоны скважин от глинистой буровой корки, остатков бурового раствора с баритовыми наполнителями, отложений нерастворимых солей тяжелых металлов, глинистых частиц, оксидов и гидроксидов железа, нерастворимых продуктов реакции соляной кислоты с породой, гелей гидроразрыва пласта (ГРП) на основе гуара и ПАА. Реагент ДГК-2 является кислой формой реагента РБС-3 с повышенной реакционной способностью по отношению к карбонатам. Технология на основе ДГК-2 предназначена для обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных коллекторах в качестве альтернативы солянокислотным обработкам, в тех случаях, когда солянокислотные обработки не дают эффекта или дают слабый эффект при повторных операциях, а при определенных условиях – и ГРП. Реагенты РБС-3 и ДГК-2 прошли стадии лабораторного тестирования и промысловых испытаний. Так, поисково-оценочной скважине на одном из месторождений в Республике Калмыкия при опробовании поискового объекта в карбонатных отложениях нижнего траса, характеризующегося аномально сложными пластовыми условиями (глубина – 5300 м, давление – 91,5 МПа, температура – 177 °С) попытки вызова притока с применением традиционно используемых кислотных составов оказались безуспешными. Применение технологии на основе реагента РБС-3 позволило получить промышленный приток газа и конденсата и открыть новое месторождение углеводородов. Обработки добывающих скважин реагентом ДГК-2, выполненные на карбонатном объекте месторождения в Тимано-Печорском регионе, позволили увеличить дебиты жидкости в 2,9-4,0 раза, нефти – в 2,0-2,7 раза, что сопоставимо с эффективностью ГРП. Средний прирост дебита нефти составил почти 9 т/сут, объем дополнительной добычи нефти за 7 мес с начала работ – 5600 т, или 1400 т/скв. Технологии интенсификации добычи нефти с применением реагентов РБС-3 и ДГК-2 рекомендуются для широкого промышленного применения для очистки ПЗП от различного вида техногенных загрязнений в сложных пластовых условиях.
Список литературы:
1. Пат. РФ №2581859. Состав для обработки призабойной зоны пласта / Р.Н. Фахретдинов; заявитель и патентообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – № 2015107903; заявл. 10.03.15; опубл. 20.04.16.
2. Заявка о выдаче патента РФ №2019120610 от 02.07.2019. Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора. Заявитель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг».
3. Химия и химическая технология. Хеланты // Справочник химика 21 века. – https://chem21.info/info/427626/
4. Хелаты // Большая российская энциклопедия. – https://bigenc.ru/chemistry/text/4664013

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-116-119
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

622.276.5.054.3:532.57
И.С. Желтова (ООО «РН-БашНИПИнефть»), А.А. Филиппов (ООО «РН-БашНИПИнефть»), А.В. Пестриков (ПАО «НК «Роснефть»), Д.Ю. Холодов (ПАО «НК «Роснефть»), А.Г. Климентьев (ПАО «НК «Роснефть»), В.А. Кононенко (ООО «РН-ГРП»), К.Н. Байдюков (ООО «РН-ГРП»)

Разработка симулятора для моделирования технологических операций с гибкими НКТ

Ключевые слова: гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ), моделирование ГНКТ, симулятор ГНКТ, математическое моделирование, теория упругости, гидравлика, многофазная гидродинамика, транспорт твердых частиц, усталостное разрушение, численные методы, разработка программного обеспечения (ПО)

В статье рассмотрены вопросы математического моделирования технологических операций с гибкими насосно-компрессорными трубами (ГНКТ) и разработки программного обеспечения для проектирования, выполнения и контроля качества технологических операций ГНКТ. Приведены примеры применения программного обеспечения для моделирования операций с ГНКТ – симулятора ГНКТ. Дано описание основных физических явлений, которые необходимо учитывать для корректного моделирования операций с ГНКТ. Приведено общее описание математических моделей и подмоделей, составляющих симулятор ГНКТ: расчет нагрузок, виды и критерии потери устойчивости гибкой трубы, влияние гидравлики на напряженное состояние гибкой трубы, условия формирования критического напряженного состояния гибкой трубы, многофазная гидравлика, перенос твердых частиц, усталостный износ металла. Представлены базовые принципы, использованные при разработке отечественного симулятора ГНКТ: единый интерфейс для задания входных данных и отображения результатов расчета, выполнение стандартного комплекса моделирования ГНКТ за один расчет, обширная база данных гибких труб, труб, наземного и навесного оборудования, жидкостей, газов. Показаны возможности специального модуля сбора, обработки и визуализации данных станции управления флота ГНКТ/ГРП: возможность отображать любые графики и шкалы на любом количестве окон и в любой конфигурации: адаптивный подбор размеров графиков, шкал и индикаторов, гибкая настройка параметров разбора потока входных данных, которая позволяет подстроиться под любой формат текстового протокола; неограниченное количество каналов входных данных; возможность создавать расчетные каналы данных. В настоящее время корпоративный симулятор ГНКТ и модуль сбора, обработки и визуализации данных станции управления проходят апробацию на месторождениях добывающих подразделений ПАО «НК «Роснефть».
Список литературы:
1. Ho H.-S. An Improved Modeling Program for Computing the Torque and Drag in Directional and Deep Wells // SPE-18047-MS. – 1988. – doi:10.2118/18047-MS.
2. Johancsik C.A., Friesen D.B., Dawson R.. Torque and Drag in Directional Wells-Prediction and Measurement // SPE-11380-PA. – 1984. – doi:10.2118/11380-PA.
3. Sheppard M.C., Wick C., Burgess T. Designing Well Paths To Reduce Drag and Torque // SPE-15463-PA. – 1987. – doi:10.2118/15463-PA.
4. Mitchell R.F., Samuel R. How Good Is the Torque/Drag Model? // SPE-105068-PA. – 2009. – doi:10.2118/105068-PA.
5. Mirhaj S.A., Kaarstad E., Aadnoy B.S. Torque and Drag Modeling; Soft-string versus Stiff-string Models // SPE-178197-MS. – 2016. – doi:10.2118/178197-MS.
6. Newman K.R. Finite Element Analysis of Coiled Tubing Forces // SPE-89502-MS. – 2004. – doi:10.2118/89502-MS.
7. Newman K., Bhalla K., McSpadden A. Basic Tubing Forces Model (TFM) Calculation, Tech Note CTES. – Texas. – 2003. – October.
8. Wu J., Juvkam-Wold H.C. Coiled Tubing Buckling Implication in Drilling and Completing Horizontal Wells // SPE-26336-PA. – 1995. – doi:10.2118/26336-PA.
9. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов: 10-е издание, перераб. и доп. – М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 1999. – 592 с.
10. Bhalla K., Walton I.C. The Effect of Fluid Flow on Coiled Tubing Reach // SPE-36464-PA. – 1998. – doi:10.2118/36464-PA.
11. Kaya A.S. Comprehensive Mechanistic Modeling of Two-Phase Flow in Deviated Wells. – Oklahoma: The University of Tulsa, 1998. – 93 p.
12. Caetano E.F. Upward Vertical Two-Phase Flow Through an Annulus: PhD dissertation. – Oklahoma: The University of Tulsa, 1985.
13. Beggs H.D., Brill J.P. A study of two-phase flow in inclined pipes // JPT. – 1973. – May. – P. 607–617.
14. Unified Model for Gas-Liquid Pipe Flow via Slug Dynamics. Part 1: Model Development / H.–Q. Zhang, Q. Wang, С. Sarica, J.P. Bril // J. Energy Res. Technol. – 2003. – № 125. – 266 p.
15. Avakov V.A., Foster J.C., Smith E.J. Coiled tubing life prediction // Offshore Technology Conference. OTC-7325-MS. – 1993. – P. 627–634.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-120-126
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Трубопроводный транспорт нефти

622.692.4:681.12
А.С. Саванин (ООО «НИИ Транснефть»), к.т.н.

Исследование влияния реологических свойств рабочей среды на метрологические характеристики преобразователей расхода

Ключевые слова: преобразователь массового расхода, турбинный преобразователь расхода, ультразвуковой преобразователь расхода, расходомер, нефтепродукт

При измерении массы нефти и нефтепродуктов при их транспортировке по системе магистральных трубопроводов существенный вклад в погрешность измерений вносят преобразователи расхода и плотности, которые входят в состав систем измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов (СИКН). При вычислении массы нефти и нефтепродуктов также используются результаты измерений вязкости, давления и температуры. В настоящее время для измерения количества, плотности и вязкости нефти и нефтепродуктов в России и за рубежом применяют турбинные преобразователи расхода, преобразователи массового расхода, ультразвуковые преобразователи расхода, камерные преобразователи расхода, преобразователи плотности, преобразователи вязкости. Исследовано влияние реологических свойств рабочей среды на метрологические характеристики преобразователей расхода различных конструкций. Для исследований выбраны турбинный преобразователь расхода (Россия), ультразвуковой преобразователь расхода (Нидерландов), преобразователь массового расхода (Великобритания). Исследования проведены в два этапа: 1) на специализированном испытательном стенде (с такими рабочими средами, как дизельное топливо, масло индустриальное ИЛС-5, масло веретенное); 2) на СИКН (рабочая среда – нефть). В статье рассмотрен первый этап испытаний. Представлены общие принципы и закономерности, влияющие на показания преобразователей расхода, стабильность и надежность их работы. Дано описание применяемых методов исследований и обработки статистических данных, полученных при испытаниях. Рассмотрен процесс испытаний преобразователей расхода. Выполнен анализ результатов испытаний. Приведены результаты сравнения градуировочных характеристик преобразователей расхода, анализ влияния условий эксплуатации на метрологические характеристики, сравнение среднеквадратического отклонений.
Список литературы:
1. Методы обнаружения, предотвращения образования и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений на магистральных нефтепроводах / М.Н. Казанцев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 3 (23). – С. 50–56.
2. Королёнок А.М., Лурье М.В., Тимофеев Ф.В. Расширение ассортимента светлых нефтепродуктов, транспортируемых по трубопроводам методом последовательной перекачки // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. – № 4 (8). – С. 40–43.
3. Панфилов С.А., Саванин А.С. Анализ влияния надежности и стабильности метрологических характеристик средств измерений на межповерочный интервал // Ползуновский вестник. – 2013. – № 2. – С. 277–280.
4. Колбанев Н.И., Тимофеев Ф.В., Середа С.В. Совершенствование системы испытаний нефтепродуктов. XV Национальная научно-практическая конференция «Метрология 2019». – София, 2019. – C. 42–44.
5. Исследование влияния газа на точность работы турбинных расходомеров / А.К. Галямов, А.М. Шаммазов, Р.Ш. Тагиров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1983. – № 4. – C. 47–49.
6. Анализ и выбор средств измерения расходов в системах ППД и газосборных сетях / Н.Г. Ибрагимов, В.В. Самойлов, А.И. Фролов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 3. – С. 74–78.
7. Общая теория статистики / под ред. Р.А. Шмойловой. – М.: Финансы и Статистика, 2002. – 560 с.
8. Математическое моделирование геликоидного преобразователя расхода нефти и нефтепродуктов / О.В. Аралов, И.В. Буянов, А.С. Саванин, Н.А. Шимель // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 140–144.
9. Saboohi Z., Sorkhkhah S., Shakeri H. Developing a model for prediction of helical turbine flowmeter performance using CFD // Flow Measurement and Instrumentation. – 2015. – V. 42. – Р. 47–57.
10. Лисин Ю.В., Аралов О.В., Саванин А.С. Сокращение пределов допускаемой относительной погрешности косвенного метода динамических измерений массы нефти и нефтепродуктов // Законодательная и прикладная метрология. – 2016. – № 2 (141). – С. 17–20.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-128-132
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Освоение шельфа

629.123
К.Ю. Землянов (СП «Вьетсовпетро»), А.Н. Иванов (СП «Вьетсовпетро»), к.т.н., А.И. Михайлов (АО «Зарубежнефть»)

Совершенствование логистики доставки персонала на морские месторождения

Ключевые слова: логистика пассажирооборота на морских месторождениях, доставка персонала на морские объекты, безопасность доставки, оптимизация затрат на логистику

СП «Вьетсовпетро» успешно разрабатывает морские месторождения углеводородов, расположенные на шельфе Южного Вьетнама. В настоящее время СП «Вьетсовпетро» используется около 50 гидротехнических сооружений (ГТС). В перспективе предполагается строительство еще 10 блок-кондукторов (БК), на которых будут применены «безлюдные технологии». Это обусловливает необходимость расширения возможностей безопасной пересадки персонала с судов на безлюдные БК, так как в настоящее время применяется только доставка персонала вертолетом или с помощью корзины и крановой техники. Известно, что пересадка работников c судна с использованием корзины и крана, расположенного на платформе, требует значительных затрат времени, привлечения обслуживающего персонала и не столь безопасна, по сравнению применением специальных устройств для пересадки. Кроме того, процесс ожидания крановых операций судном с применением систем динамического позиционирования приводит к дополнительным затратам на топливо. В статье рассмотрены возможности оптимизации текущей логистической схемы пассажирооборота на месторождениях СП «Вьетсовпетро» путем внедрения современных и безопасных методов пересадки – систем Walk-to-Work (W2W). Дано описание этих систем и мирового опыта их применения. Система W2W позволяет персоналу, который работает на морских объектах, перебраться с борта судна на морское сооружение и обратно без использования вертикальных лестниц и трапов. Само словосочетание проводит параллель между обычной прогулкой и переходом на платформу, подчеркивая легкость и безопасность этой процедуры. В отличие от вертолета с фиксированным расписанием, корректировка которого требует времени, системы перехода с судов на платформы дают возможность использовать эти суда для пересадки по по запросу (on demand) в случае необходимости. Кроме того, использование данной системы позволяет значительно сократить затраты на дорогостоящее вертолетное обслуживание.
Список литературы:
1. DNVGL-ST-0358. Offshore gangways. Стандарт/ DNV-GL, 2017. – 88 c. – https://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNVGL/ST/2017-09/DNVGL-ST-0358.pdf
2. Наставление по технике безопасности при пересадке людей с одного судна на ошвартованное к нему другое в открытом море и на открытых рейдах. – Клайпеда: Гипрорыбфлот, 1982. – 14 с.

DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-134-136
Для заказа статей необходимо ввести свой ЛОГИН и ПАРОЛЬПодробнее

Поздравляем юбиляра

Раис Салихович Хисамов – 70 лет!

Читать статью

Наталья Николаевна Андреева

Читать статью

Памяти выдающегося нефтяника

Мищенко Игорь Тихонович (1937–2020)

Читать статью