Бурение толщи неустойчивых аргиллитов, слабосцементированных песков, раздробленных доломитов сопровождается осложнениями: осыпями, обвалами стенок скважины. Для их устранения используется, как правило, метод повторного бурения – это многократные проработки интервала осложнений путем увеличения скорости вращения бурильной колонны, подачи бурового раствора, прокачки высоковязких и утяжеленных пачек бурового раствора. Длительность проработок в осложненной скважине составляет от 7 до 14 сут, что приводит к увеличению сметной стоимости строительства скважины до 2 раз. Назначение проработки заключается в обеспечении беспрепятственного обсаживания скважины. Метод бурения с использованием обсадной колонны позволяет уменьшить издержки за счет исключения проработок в интервалах осложнений, так как эти интервалы можно изолировать сразу после их вскрытия. Интерес в отрасли к обсадному бурению в последние 10 лет возрастает, но предложений для удовлетворения спроса недостаточно, и, как правило, предложения поступают от зарубежных сервисных компаний. ТатНИПИнефтью совместно с ООО «Перекрыватель» создано долото PDC разбуриваемого типа, которое прошло стендовые и промысловые испытания. Это долото на стенде ТатНИПИнефти испытали на разбуриваемость долотом PDC диаметром 142,9 мм. В скв. 11378 Черноозерского месторождения состоялись испытания опытного долота разбуриваемого типа, оснащенного специальным портом для цементирования, и обсадных труб диаметром 168 мм с резьбовым соединением TMK UP CWB. После цементирования колонны продолжительность разбуривания долота составила 4,5 мин. Разбуриваемое долото диаметром 220,7 мм испытано при бурении на профильном перекрывателе ОЛКСБ-220,7. Разбуривание долота перекрывателя осуществили долотом PDC SSP 142,9 DHD 513. Время разбуривания долота составило 7 мин. Успешное опытное бурение с использованием обсадной колонны и долота разбуриваемого типа открывает перспективы для развития этого способа.

Список литературы

1. Малюков В.П., Траоре М.А. Применение технологии бурения на обсадных трубах для вскрытия продуктивных горизонтов углеводородных месторождений // Вестник РУДН. Сер. Инженерные исследования. – 2017. – Т. 18. – № 4. – С. 472–479.

На территории Республики Татарстан имеются значительные запасы высоковязкой (ВВН) и сверхвязкой (СВН) нефти. Запасы СВН сосредоточены на сравнительно небольшой глубине (в основном до 200 м), вязкость в пластовых условиях достигает 100 Па·с и более. Месторождения ВВН разрабатываются традиционным способом на естественном режиме с использованием энергии пласта или применением заводнения, что не позволяет достичь высоких показателей коэффициента извлечения нефти, месторождения СВН разрабатываются с применением тепловых методов воздействия. В ПАО «Татнефть» наибольшее распространение при добыче СВН получил метод парогравитационного воздействия. Несмотря на доказанную высокую технологическую эффективность метода, существует целый ряд факторов, осложняющих добычу СВН, такие как сложное геологическое строение месторождений (малые толщины, неоднородное строение с включением низкопроницаемых глинистых прослоев, изменчивость нефтенасыщенности и проницаемости коллектора как по глубине, так и по простиранию, изменчивость положения поверхности водонефтяного контакта); изменчивость вязкости нефти по разрезу продуктивного пласта; значительные затраты на выработку и закачку пара, а также подготовку продукции скважин. Эти факторы снижают рентабельность проектов по разработке месторождений СВН и зачастую без мер налогового стимулирования становятся убыточными. Увеличению рентабельности разработки месторождений ВВН и СВН нефти может способствовать применение химического (термохимического) воздействия, когда не требуется значительных затрат на выработку тепла и пара. В статье оценена возможность применения химических реагентов и композиций на их основе с целью увеличения эффективности разработки месторождений ВВН в компании «Татнефть».

Список литературы

1. Pelican Lake: First Successful Application of Polymer Flooding in a Heavy-Oil Reservoir // Journal of Petroleum Technology. – 2014. – December, 31. – https://jpt.spe.org/pelican-lake-first-successful-application-polymer-flooding-heavy-oil-reservoir.

2. Проблемы разработки залежи сверхвязкой нефти с переходными (водопроявляющими) зонами пласта / Ф.М Ахметзянов, Ант. Н. Береговой, Н.А. Князева [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». –2021. – Вып. 89. – С. 139–144.

3. Фильтрационные исследования влияния композиций неионогенных поверхностно-активных веществ и растворителей на эффективность вытеснения высоковязкой нефти / Ш.Г. Рахимова, М.И. Амерханов, О.М. Андриянова, Р.Р. Латыпов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – 2012. – Вып. 80. – С. 162–166.

4. Massarweh O., Abushaikha A.S. The use of surfactants in enhanced oil recovery: A review of recent advances // Energy Reports. – 2020. – V. 6. – P. 3150–3178. – https://doi.org/10.1016/j.egyr.2020.11.009

Метод трассерных исследований для контроля разработки месторождений и мониторинга системы поддержания пластового давления широко используется с 70-х годов ХХ века. Задача отслеживания фильтрационных потоков решалась с использованием радиоактивных веществ, закачиваемых в скважину. С развитием технологий и общего уровня нефтедобычи принцип трассерных исследований был внедрен в различные области разработки месторождений, став полноценным инструментом диагностики и альтернативой ряду классических методов исследований (гидродинамических и промысловых геофизических). Общий принцип рассматриваемых исследований заключается в отслеживании меток (трассировании). Однако различия в используемых веществах, методах количественной идентификации, направлениях нефтедобычи, методологии интерпретации и использовании результатов не позволяют полноценно объединить различные методы маркеров в один кластер и решать все задачи с использованием либо только одного типа трассеров, либо только одного метода регистрации, либо одного метода интерпретации данных и др. Также в настоящее время отсутствуют принятая (общая) классификация методов и терминология, позволяющие при планировании работ четко обозначить используемый метод маркерных исследований и принять обоснованное решение по использованию того или иного сценария реализации работ. Таким образом, классификация методов маркерной диагностики, их описание, определение ключевых отличительных параметров, структурирование, а также ввод соответствующей терминологии являются актуальной задачей для правильного выбора исследований и упрощения выбора пути решения существующих геолого-промысловых задач недропользователя.

В статье cформированы основные кластеры метода маркерной диагностики для выбора направления исследований в зависимости от решаемой задачи, построены границы возможностей используемых методов, дана детализация решаемых задач в пределах этих границ. Предложены вариант терминологии для обозначения направления исследований и решаемых методом маркеров задач, а также классификация задач при разработке месторождений, решаемых с помощью технологий маркерной диагностики.

Список литературы

1. Опыт внедрения индикаторов притока на Приразломном месторождении для исследования горизонтальных добывающих скважин / О.Н. Морозов, М.А. Андриянов, А.В. Колода [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 7. – С. 24–29.

2. Гурьянов А., Каташов А., Овчинников К. Диагностика и мониторинг притоков скважин с помощью трассеров на квантовых точках // Время колтюбинга. Время ГРП. – 2017. – № 2 (июнь). – С. 42.

3. Овчинников К.Н., Бузин П.В., Сапрыкина К.М. Новый подход к исследованию скважин: маркерная диагностика профилей притоков в горизонтальных скважинах // Инженерная практика. – 2017. – № 12. – С. 70–76.

4. Моделирование распространения маркированного пропанта в трещине гидравлического разрыва пласта / К.Н. Овчинников, Е.А. Малявко, А.В. Буянов, Д.В. Кашапов // Бурение и нефть. – 2010. – № 10. – С. 20–26.

На практике для оценки вовлеченных в разработку извлекаемых запасов нефти часто используются характеристики вытеснения. Преимуществами этого метода прогноза являются минимальный объем необходимой исходной геолого-физической информации; обработка фактического материала эксплуатации залежей; интегральный учет геолого-физических характеристик и некоторых технологических особенностей разработки; простота применения. Разные характеристики вытеснения создавались путем статистической оценки кривых разработки определенной группы месторождений и поэтому подходят далеко не для всех отложений. В работе изучены отложения терригенных и карбонатных коллекторов каменноугольного и девонского возраста по всем месторождениям компании «Татнефть». Для различных типов коллекторов и условий разработки путем расчетов наиболее подходящими для условий ПАО «Татнефть» признаны методики ТатНИПИнефти, А.М. Пирвердяна, И.Г. Пермякова, А.В. Копытова, С.Н. Назарова, Г.С. Камбарова. В рамках углубленного изучения состояния разработки карбонатных коллекторов рассмотрены дополнительные методики, позволяющие учесть характер обводнения залежей, стадии разработки и степень выработанности. Рассмотрены 99 карбонатных залежей месторождений Татарстана, по каждой из них с применением восьми методик определены вовлеченные в разработку запасы. Установлен диапазон, определяющий достоверность рассчитанных данных. На основе заданных критериев оценена корректность результатов расчетов, отобраны подходящие методики. Результаты расчетов показали, что для ряда методик для адекватного прогноза требуется выполнение условия стабильного роста обводненности продукции анализируемого объекта разработки в предпрогнозный период. Кроме того, отмечено, что корректность результатов по ряду методик зависит от стадии разработки и степени выработанности запасов. По результатам работ выявлено, что аналитические методы имеют определенные границы применимости в зависимости от геологических условий, текущего состояния разработки, характера и динамики обводнения нефтяных залежей. Определены наиболее подходящие методы для анализа разработки карбонатных коллекторов Татарстана, критерии и условия их применимости. Использование данных методов способствует более точному и оперативному анализу и контролю процесса разработки, что позволяет наметить корректирующие мероприятия для повышения эффективности разработки карбонатных залежей

Список литературы

1. Юшков И.Р., Хижняк Г.П., Илюшин П.Ю. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. – Пермь: Изд-во Пермского национального исследовательского политехнического университета, 2013. – 177 с.

2. Казаков А.А. Прогнозирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой // Нефтепромысловое дело. – 1976. – № 8. – С. 5–7.

3. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. – Уфа: Гилем, 1999. – 462 с.

4. Пьянков В.Н. Алгоритмы идентификации параметров модели Баклея – Леверетта в задачах прогноза добычи нефти // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 10. – С. 62–65.

5. Bondar V.V., Blasingame T.A. Analysis and interpretation of water-oil ratio performance // SPE-77569-MS. – 2022.

6. Chan K.S. Water control diagnostic plots // SPE–30775-MS. – 1995. - https://doi.org/10.2118/30775-MS

7. Hall H.N. How to analyze waterflood injection well performance // World oil. – 1963. – October. – P. 128–130.

В статье приведены результаты исследования вопросов влияния геомеханических факторов на процесс разработки объекта, коллектор которого сложен слабосцементированными песчаниками тульского горизонта. В числе задач – оценка риска необратимых изменений коллектора в межскважинном пространстве вследствие деформаций, превышающих предел упругости, при изменении пластового давления, определение оптимальных забойных давлений для нагнетательных скважин с целью обеспечения их максимальной приемистости, оценка критических депрессий, при которых происходит вынос твердой фазы в ствол добывающей скважины. Результаты получены на основе 1D и 3D/4D геомеханического моделирования. Для построения геомеханической модели использованы данные, полученные при лабораторных исследованиях керна и геофизических исследованиях скважин. Оценены упругие и прочностные свойства, определены их зависимости от других параметров пласта и результатов геофизических исследований скважин для каждого объекта. Представлены результаты комплекса геомеханических исследований керна. В качестве исходных данных также использованы результаты анализа процессов гидроразрыва пласта, сведения о ремонтах внутрискважинного оборудования, динамика пластовых давлений, интерпретация материалов геофизических исследований скважин. По результатам лабораторных керновых исследований получены зависимости от параметров радиоактивных методов (нормированные гамма-каротаж, нейтронный гамма-каротаж) для расчета геомеханических свойств. Определены зависимости изменения минимального горизонтального напряжения при изменении пластового давления. Даны рекомендации по диапазону репрессий на забоях нагнетательных скважин. Приведены результаты анализа причин выноса твердой фазы и расчеты критических депрессий для добывающих скважин. Выполнена оценка вероятности необратимых изменений коллектора в межскважинном пространстве для слабосцементированных пород. Геомеханическое моделирование осуществлялось в корпоративном программном комплексе «GMS» ПАО «Татнефть».

Список литературы

1. Создание отечественного программного обеспечения для геомеханического моделирования / А.А. Лутфуллин, И.И. Гирфанов, И.Т. Усманов, О.С. Сотников // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 7. – С. 49-52. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-7-49-52.

2. Гирфанов И.И., Усманов И.Т. О зависимостях для определения геомеханических свойств для условий Ромашкинского нефтяного месторождения // Нефтяная провинция. – 2021. – № 3. – С. 57-66. – https://doi.org/10.25689/NP.2021.3.57-66.

3. Стефанов Ю.П. Режимы дилатансии и уплотнения развития деформации в зонах локализованного сдвига // Физическая мезомеханика. – 2010. – Т. 13 (Спец. вып.). – С. 44–52.

4. Perkins T.K., Weingarten J.S. Stability and failure of spherical cavities in unconsolidated sand and weakly consolidated rock // SPE-18244-MS. - 1988. – https://doi.org/10.2118/18244-MS.

5. Predicting the critical drawdown pressure of sanding onset for perforated wells in ultra-deep reservoirs with high temperature and high pressure / Yu Lu, Chengwen Xue, Tao Liu [et al.] // Energy Science & Engineering. – 2021. – V. 9, Issue 9. – P. 1517-1529. – https://doi.org/10.1002/ese3.922.

В статье представлен обзор геолого-физических условий, технологических параметров и результатов реализации наиболее крупных зарубежных и российских проектов полимерного заводнения и его модификаций (ПАВ-полимерного и щелочь-ПАВ-полимерного заводнения). Кроме того, показано, что расширение параметров возможных геолого-физических условий эффективного применения полимерного заводнения связано с разработкой новых типов полимеров, в том числе стойких к термоокислительной и химической деструкции. Представлена зависимость массовой доли полимера в оторочке от вязкости нефти в пластовых условиях. Показано, что большинство полимерных проектов реализовано для пластов с вязкостью нефти от 10 до 100 мПа^.с, канадские проекты эффективно проведены при вязкости нефти до 1800 мПа^.с. Приведенные формулы для определения вязкости полимерного раствора в зависимости от вязкости нефти в пластовых условиях могут быть использованы при проектировании полимерного заводнения в различных геолого-физических условиях. На основе обзора полимерных проектов установлено, что применение полимерного заводнения и его модификаций позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти месторождений на 15–30 % при обоснованном выборе полимера, ПАВ и щелочи, оптимальных значениях массовой доли компонентов и размера оторочки. Отмечено, что при наличии трещин и аномально высокопроницаемых слоев перед применением полимерного заводнения необходима закачка блокирующих гелевых или капсулированных составов на основе полимерных растворов со сшивателями. Для широкомасштабного внедрения полимерных проектов по увеличению темпов разработки и коэффициента извлечения нефти месторождений России необходимо организовать на территории РФ производство современного оборудования для закачки полимерных композиций, эффективных полимеров и ПАВ для различных геолого-физических условий, а также ввести меры государственной поддержки крупных проектов полимерного заводнения.

Список литературы

1. Тома А. Основы технологии полимерного заводнения. – СПб.: Профессия, 2020. – 240 с.

2. Галеев Р.Г. Опыт применения полимерного заводнения и его разновидностей на нефтяных месторождениях. – Альметьевск, 1998. – 34 с.

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

4. Бондаренко А.В. Экспериментальное сопровождение опытно-промышленных работ по обоснованию технологии полимерного заводнения в условиях высокой минерализации пластовых и закачиваемых вод : автореф. дис. ... канд. техн. наук. – М., 2017. – 25 с.

5. Исследование механизма заводнения неоднородных пластов / М.М. Мусин, Р.Х. Муслимов, З.Г. Сайфуллин, А.Х. Фаткуллин. – Казань: Отечество, 2001. – 252 с.

6. Эффективность полимерного воздействия на Орлянском месторождении / И.А. Швецов, В.В. Кукин, А.Н. Горбатова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1986. – № 3. – С. 38-40.

7. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. – Самара: Самарское книжное изд-во, 1998. – 368 с.

8. Итоги опытно-промышленных работ по полимерному заводнению на Москудьинском месторождении / А.В. Бондаренко, А.В. Севрюгина, А.И. Ковалевский, Д.А. Кириллов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 6. – С. 61-65. – https://doi.org/10.30713/2413-5011-2019-6(330)-61-65

9. Деламаид Э. Химические методы увеличения нефтеотдачи с использованием горизонтальных скважин: промысловые исследования // Георесурсы. – 2017. – № 3. – С. 166-175. – https://doi.org/10.18599/grs.19.3.3

10. Sheng J. Enhanced Oil Recovery Field Case Studies. – Waltham, MA : Gulf Professional Publishing, 2013. – 720 р.

11. Thomas S. Chemical EOR: The past - Does it have a future? // Paper SPE 108828 based on a speech presented as an SPE Distinguished Lecture during the 2005–2006 season Chemical EOR – the past, Does IT have a future? / SPE Distinguished Lecturer Series. – https://www.spe.org/media/filer_public/47/4b/474b460c-4621-4fdb-aaca-72fd1b10f619/spe-108828-dl.pdf

12. Carcoana A. Applied enhanced oil recovery. – New Jersey: Prentice-Hall, 1992. – 152 р.

13. Taber J.J., Martin F.D., Seright R.S. EOR Screening Criteria Revisited – Part 1: Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects // SPE–35385-PA. – 1997. – https://doi.org/10.2118/35385-PA.

14. Saboorian-Jooybari H., Dejam M., Chen Z. Half-Century of Heavy Oil Polymer Flooding from Laboratory Core Floods to Pilot Tests and Field Applications // SPE-174402-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/174402-MS

15. Combining Small Well Spacing With Polymer Flooding To Improve Oil Recovery of Marginal Reservoirs / J. Cheng, D. Wang, X. Sui [et al.] // SPE-96946-MS. – https://doi.org/10.2118/96946-MS.

16. Seright R.S. How Much Polymer Should Be Injected During a Polymer Flood? // SPE-179543-PA. – 2016. - 2006. – https://doi.org/10.2118/179543-MS.

17. Chemical EOR for Heavy Oil: the Canadian Experience / E. Delamaide, B. Bazin, D. Rousseau, G. Degre // SPE-169715-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/169715-MS.

18. Wang J., Dong M. Optimum effective viscosity of polymer solution for improving heavy oil recovery // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2009. – № 67. – P. 155-158. - https://doi.org/10.1016/j.petrol.2009.05.007

19. Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти / А. Тома, Б. Саюк, Ж. Абиров, Е. Мазбаев // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2017. – № 7–8. – С. 58–68.

20. Guo H., Ma R., Kong D. Success and Lessons Learned from ASP Flooding Field Tests in China // SPE-186931-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/186931-MS.

21. Recent Advances of Surfactant-Polymer (SP) Flooding Enhanced Oil Recovery Field Tests in China / C. Sun, H. Guo, Y. Li, K. Song // Geofluids. – 2020. – Article ID 8286706. – https://doi.org/10.1155/2020/8286706.

22. Results of alkaline-surfactant-polymer flooding pilot at West Salym field / Y. Volokitin, M. Shuster, V. Karpan [et al.] // SPE-190382-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/190382-MS

23. Алварадо В., Манрик Э. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения. – М.: Премиум Инжиниринг, 2011. – 244 с.

24. Химченко П.В. Обоснование выбора полимера и композиции на основе полиакриламида для полимерного заводнения на месторождениях с высокой температурой и минерализацией : автореф. дис. канд. техн. наук. – М., 2018. – 148 с.

В статье приведены результаты оптимизации разработки участка бобриковского горизонта Бурейкинского нефтяного месторождения с использованием гидродинамического моделирования. Коллектор рассматриваемого объекта представлен высокопроницаемым песчаником порового типа. Нефть месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к тяжелой, сернистой, парафинистой, высоковязкой. Дана характеристика геологического строения Бурейкинского нефтяного месторождения, приведены средние геолого-физические характеристики участка, проведен анализ технологических показателей текущего состояния его разработки. Построена гидродинамическая модель и выполнена автоматическая адаптация к истории разработки в программном комплексе FlowER. Показано хорошее качество адаптированной модели. Дано описание вычислительного эксперимента по оптимизации системы заводнения. Выполнена оптимизация системы заводнения на прогнозный период 10 лет путем подбора режимов работы добывающих и нагнетательных скважин с использованием модуля автоматизированного синтеза оптимального управления. Проведена оптимизация ПАВ-полимерного заводнения, где в качестве целевой функции задана максимизация накопленной добычи нефти по участку в целом при минимальных расходе химического реагента и объеме закачки воды. При этом рассмотрены варианты со «слабой» и «сильной» экономией химических продуктов, а также два варианта характеристик работы поверхностно-активных веществ для двух вариантов набора нагнетательных скважин. В процессе синтеза подобраны наилучший набор нагнетательных скважин, оптимальное время закачки химических реагентов, оптимальные объемы закачки на основе проведенной технико-экономической оценки прогнозных вариантов. Даны рекомендации по проведению лабораторных исследований и дальнейшему использованию их результатов при моделировании.

Список литературы

1. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений. В 2 т. Т. 2 / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Б. Хисамов, Л.М. Миронова. – Казань: 2007. – 524 с.

2. Золотухин А.Б. Моделирование процессов извлечения нефти из пластов с использованием методов увеличения нефтеотдачи. – М.: Московский институт нефти и газа, 1990. – 267 с.

3. Никифоров А.И. Низаев Р.Х., Хисамов Р.С. Моделирование потокоотклоняющих технологий в нефтедобыче / КазНЦ РАН, ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». – Казань: Фэн, 2011. – 223 с.

4. Optimization of high-viscosity oil field development using thermo-hydrodynamic modeling / L. Garipova, M. Persova, Y. Soloveichik [et al.] // 19th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM, 30 June - 6 July 2019. – Sofia, 2019. – V. 19. – P. 473-480. – https://doi.org/10.5593/sgem2019/1.3/S03.060

5. Numerical 3D simulation of enhanced oil recovery methods for high-viscosity oil field / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, A.S. Ovchinnikova [et al.] // 14th International Forum on Strategic Technology (IFOST 2019), 14th-17th October 2019. – Tomsk: IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. – 2021. – V. 1019. – Art. 012050. https://iopscience.iop.org/article/10.1088/1757-899X/1019/1/012050/meta/.

6. A method of FE modeling multiphase compressible flow in hydrocarbon reservoirs / Yu.G. Soloveichik, M.G. Persova, A.M. Grif [et al.] // Computer Methods in Applied Mechanics and Engineering. – 2022. – V. 390. – Art. 114468 (49 p.). – DOI: 10.1016/j.cma.2021.114468.

7. The design of high-viscosity oil reservoir model based on the inverse problem solution / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, D.V. Vagin [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – Vol. 199. Art. 108245. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108245

8. Моделирование ПАВ-полимерного заводнения с использованием нового программного продукта FlowER / А.В. Насыбуллин, М.Г. Персова, Е.В. Орехов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 7. – С. 40–43. – DOI 10.24887/0028-2448-2021-7-40-43.

9. Oil production optimization based on the finite-element simulation of the multi-phase flow in porous media and inverse problem solution / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, D.V. Vagin [et al.] // GeoBaikal 2020. – Irkutsk: EAGE, 2020. – С. 21. – https://www.earthdoc.org/content/papers/10.3997/2214-4609.202052021. 10.3997/2214-4609.202052021.

В статье представлены результаты комплекса работ по лабораторным исследованиям технологических жидкостей, физическому моделированию процесса обработки призабойной зоны пласта, обобщению искомых зависимостей для создания единого подхода к проектированию дизайнов проведения кислотных обработок. Для моделирования процесса кислотной обработки керна карбонатной породы проведены фильтрационные исследования с целью определения параметров кинетики растворения карбонатной породы и образования червоточины при фильтрации исследуемых кислотных составов при различных скоростях закачки. Эти параметры использованы для наполнения данными «симулятора кислотной обработки». По результатам экспериментов в зависимости от необходимого объема кислотного состава до «прорыва» при соответствующей скорости закачки кислотных составов решалась оптимизационная задача подбора оптимальных параметров закачки. Изучение процесса образования червоточин проводилось в ходе 72 экспериментов по кислотному воздействию на натуральных образцах карбонатной породы объектов разработки Урало-Поволжской нефтегазоносной провинции. Исследования проводились для трех кислотных составов, имеющих различную исходную концентрацию соляной кислоты, с различными добавками, регулирующими скорость реакции. В процессе интерпретации лабораторных исследований получены необходимые данные для адаптации математических моделей: скорости нагнетания исследуемых кислотных составов в керновые образцы породы и характеристики скорости образования червоточины в карбонатном керне – отношение количества закачанного кислотного состава ко времени прорыва. Для каждого объекта получены минимальные объемы закачки кислотного состава до прорыва, которые характеризуют максимальную скорость образования червоточин. По данным проведенных фильтрационных исследований выполнялась калибровка математических моделей кислотного воздействия. По результатам проведенных лабораторных исследований физико-химических свойств определены наиболее приоритетные кислотные составы для различных месторождений и объектов разработки. Количественные и качественные данные, полученные при проведении физико-химических и фильтрационных исследований кислотных составов будут интерпретироваться для дальнейшего физического и математического моделирования процессов обработки призабойной зоны и кислотного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах.

Список литературы

1. Ибрагимов Н.Г., Мусабиров М.Х., Яртиев А.Ф. Опыт промышленной реализации импортозамещающих технологий стимуляции добычи нефти в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 86-89.

2. Optimization of Surfactant-based Fluids for Acid Diversion / H.A. Nasr-El-Din, M.S. Van Domelen, L. Sierra, T.D. Welton // SPE-107687-MS. – 2007. – https://doi.org/10.2118/107687-MS.

3. Gomari K.A.R, Karoussi O., Hamouda A.A., Mechanistic study of interaction between water and carbonate rocks for enhancing oil recovery // SPE-99628-MS. – https://doi.org/10.2118/99628-MS

4. Enhancement of horizontal well oil recovery by means of chemical stimulation / A.F. Yartiev, A.M. Tufetulov, M.H. Musabirov, L.L. Grigoryeva // Asian Social Science. – 2015. – Vol. 11. – No. 11. – P. 346-356. – DOI:10.5539/ass.v11n11p346.

5. Хисамов Р.С., Мусабиров М.Х., Яртиев А.Ф. Увеличение продуктивности карбонатных коллекторов нефтяных месторождений. – Казань : Ихлас, 2015. – 192 с.

6. Подходы к оценке эффективности химреагентов на керновом материале доманиковых отложений / И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова, М.Х. Мусабиров, Д.И. Ганиев // Нефтяная провинция : сетевое науч. изд. – 2019. – № 3. – С. 141-155. – https://doi.org/10.25689/NP.2019.3.141-155

7. Мусабиров М.Х., Дмитриева А.Ю. Подбор кислотных композиций для обработки призабойной зоны пластов месторождений НГДУ «Бавлынефть» // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – Набережные Челны: Экспозиция Нефть Газ, 2017. – Вып. 85. – С. 217-228.

8. Цифровое ранжирование физико-химических параметров кислотных составов с целью выбора оптимальных жидкостей для адресных обработок карбонатных коллекторов / А.Ю. Дмитриева, М.Х. Мусабиров, Н.И. Батурин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 7. – С. 36-39. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-7-36-39

При решении проблем управления разработкой нефтяных месторождений появляется задача формирования сценариев разработки и оптимального портфеля геолого-технических мероприятий (ГТМ) нефтяной компании в условиях ограничений на добычу продукции и капитальные затраты. Для подбора технологий ГТМ значительное распространение получили системы поддержки принятия решений, основанные на экспертных системах и методах теории нечетких множеств. В статье рассмотрен один из подходов стратегического долгосрочного планирования, основанный на приближенной оценке эффективности реализации большого числа сценариев разработки по всем месторождениям компании с использованием статистических прокси-моделей, который позволяет оценить затраты компании, экономические показатели эффективности на долгосрочную перспективу. В ПАО «Татнефть» данный метод реализован в программном комплексе Epsilon. В основе Epsilon лежит применение иерархических прокси-моделей АРМ «Лазурит». Модели полностью воспроизводят историю разработки месторождений и воссоздают карты текущих запасов нефти, содержащие участки невыработанных запасов нефти, перспективные для уплотняющего бурения скважин. В автоматическом режиме выполняется поэтапная расстановка проектных точек с последовательным увеличением шага сетки скважин. При этом на каждом этапе оцениваются геологические риски и рентабельность каждой скважины, исключаются скважины, не удовлетворяющие заданным условиям. На каждом временном шаге происходит перераспределение остаточных запасов нефти с учетом их выработанности. В результате выполнения алгоритма в автоматическом режиме создается неравномерная сетка планируемых ГТМ, удовлетворяющая геологическим, технологическим и экономическим ограничениям и имеющая максимально возможную плотность. В автоматическом режиме выполняется ранжирование скважин-кандидатов на проведение ГТМ. Представлена методика решения оптимизационной задачи для различных целевых функций и ограничений. Расчеты технико-экономических показателей разработки объектов ПАО «Татнефть» и оптимизация инвестиционного портфеля для заданного количества вариантов сценариев по каждому объекту выполнены для двух систем налогообложения. Результаты расчетов и выбор на их основе оптимального сценария разработки по месторождениям ПАО «Татнефть» позволили определить, при какой налоговой системе эффективнее разрабатывать то или иное месторождение.

Список литературы

1. Gharbi R. Application of an expert system to optimize reservoir performance // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2005. – V. 49. – Issues 3-4. – P. 261–273.

2. Application of Using Fuzzy Logic as an Artificial Intelligence Technique in the Screening Criteria of the EOR Technologies / M. Nageh, M. Abu, E. Sayed, H. Sayyouh // SPE-175883-MS. - 2015.

3. Bing Han, Xiaoqiang Bian. A hybrid PSO-SVM-based model for determination of oil recovery factor in the low-permeability reservoir // Petroleum. – 2018. – V. 4, Issue 1. – P. 43–49.

4. Development of machine learning methodology for polymer gels screening for injection wells / M. Aldhaheri, M. Wei, B. Bai, M. Alsaba // Journal of petroleum science & engineering. – 2017. – V. 151. – P. 77-93.

5. Tarrahi M., Afra S., Surovets I. A novel automated and probabilistic EOR screening method to integrate theoretical screening criteria and real field EOR practices using machine learning algorithms // SPE-176725-MS. - 2015.

6. Khazalia N., Sharifia M., Ahmadi M.A. Application of fuzzy decision tree in EOR screening assessment // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 177. – P. 167–180.

7. Ramos G.A.R., Akanji L. Application of artificial intelligence for technical screening of enhanced oil recovery methods // Journal of Oil, Gas and Petrochemical Sciences. – 2017. – V. 0. – P. 6–16.

8. Determination of oil well production performance using artificial neural network (ANN) linked to the particle swarm optimization (PSO) tool / M.A. Ahmadi, R. Soleimani, M. Lee [et al.] // Petroleum. – 2015. – V. 1. – Issue 2. – P. 118–132.

9. Application of artificial intelligence to forecast hydrocarbon production from shales / P. Panja, R. Velasco, M. Pathak, M. Deo // Petroleum. – 2018. – V. 4. – Issue 1. – P. 75–89.

10. Wang Sh., Chen Z., Chen Sh. Applicability of deep neural networks on production forecasting in Bakken shale reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 179. – P. 112–125.

11. Combined artificial intelligence modeling for production forecast in an oil field / M. Ruiz, G. Alzate-Espinosa, A. Obando, H. Alvares // CT&F - Ciencia, Tecnologia y Futuro. – 2019. – V. 9. - No. 1. – P. 27–35.

12. Krasnov F., Glavnov N., Sitnikov A. A Machine Learning Approach to Enhanced Oil Recovery Prediction // Analysis of Images, Social Networks and Texts : 6th International Conference, AIST 2017, Moscow, Russia, 2017 July 27–29. – Cham: Springer, 2018. – P. 164–171.

13. Selection methodology for screening evaluation of EOR methods / B.A. Suleimanov, F.S. Ismayilov, O.A. Dyshin, E.F. Veliyev // Petroleum Science and Technology. – 2016. – V. 34. - Issue 10. – P. 961-970.

14. О методике автоматизированной генерации сценариев разработки длительно эксплуатируемого нефтяного месторождения / Р.С. Хисамов, Б.Г. Ганиев, И.Ф. Галимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 22–25. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-22-25

15. 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. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-128-131

16. Поэтапная оптимизация расстановки проектных скважин по неравномерной сетке с использованием программного модуля технико-экономической оценки запасов месторождений / Е.Ю. Звездин, М.И. Маннапов, А.В. Насыбуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 28–31. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-128-131

17. Применение методов машинного обучения при планировании бурения скважин на объектах разработки нефтяного месторождения / Б.Г. Ганиев, А.В. Насыбуллин, Рам.З. Саттаров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 7. – С. 23–27. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-7-28-31

В качестве основного конструкционного материала для изготовления нефтепромыслового и емкостного оборудования используются стали, не обладающие коррозионной стойкостью к агрессивным средам. Для защиты металлических сооружений, находящихся в агрессивной среде, применяются в основном два метода: изоляционные покрытия и электрохимическая защита. Электрохимическая защита (протекторная или катодная) осуществляется наложением постоянного тока отрицательной полярности. Надежность установок катодной защиты во многом определяют материалы анодов и их конструкция. В системах катодной защиты в настоящее время в качестве материалов для анодных заземлителей используются электроды из малорастворимых материалов, в основном применяют высококремнистый чугун – ферросилид. Область применения ферросилида ограниченна средними условиями эксплуатации. Для жестких условий, таких как защита морских сооружений, трубопроводов, проложенных в засолоненных грунтах, внутренней поверхности нефтепромыслового емкостного оборудования, необходимы более стойкие к хлоридсодержащим средам анодные материалы. Производителями оборудования систем электрохимической защиты от коррозии ведутся разработки технологий производства материалов для анодных заземлителей с коррозионно-стойким и одновременно электропроводным покрытием на основе смешанных оксидов металлов.

В статье проанализированы преимущества и недостатки применения различных материалов анодных заземлителей, рассмотрены существующие виды анодных заземлителей, используемых для катодной защиты от коррозии как зарубежного, так и отечественного производства. Приведены результаты лабораторных и стендовых испытаний образцов титанового электрода с коррозионностойким покрытием из диоксида марганца, а также результаты, полученные в ходе промысловых испытаний титановых электродов в качестве анода при катодной защите от коррозии внутренней поверхности вертикальных стальных резервуаров.

Список литературы

1. Методические рекомендации по применению железокремнистых анодов для катодной защиты подземных металлических сооружений // Сборник нормативных документов для работников строительных и эксплуатационных организаций газового хозяйства РСФСР. Защита подземных трубопроводов от коррозии. – Л.: Недра, Ленингр. отд-ние, 1991. – С. 181-186.

2. Разработка новых перспективных материалов для анодов электрохимической защиты от коррозии / А.В. Ермаков, М.С. Игумнов, Е.С. Студенок, [ и др.] // Коррозия «Территории Нефтегаз». – 2012. – № 3 (23). – С. 62-65.

Одним из показателей, регламентирующих качество подготовленной нефти, является содержание органических хлоридов во фракции, выкипающей в диапазоне от температуры начала кипения до 204 °С. Основной источник загрязнения нефти хлорорганическими соединениями – химические реагенты, применяемые на том или ином этапе нефтедобычи. Многочисленными исследованиями подтверждено, что существуют отдельные химические реагенты, которые не содержат хлорорганических соединений, но могут стать источником их образования, в частности, соляная кислота и четвертичные аммонийные соли, входящие в состав некоторых марок ингибиторов коррозии, бактерицидов, ингибиторов парафинообразования. Технологический процесс добычи нефти сложен и предполагает использование не только реагентов в чистом виде, но и композиционных составов на их основе. Во многих случаях одним из компонентов таких составов является соляная кислота. В композиционном составе каждый из реагентов смеси потенциально способен вступать во взаимодействие с соляной кислотой. Для оценки риска образования хлорорганических соединений при использовании подобных составов проведены исследования взаимовлияния применяемых реагентов. Содержание органического хлора определяли методом рентгено-флуоресцентного анализа и хромато-масс-спектрометрии. Установлено, что образование хлорорганических соединений возможно за счет взаимодействия соляной кислоты и реагентов, входящих в композиционные составы, применяемые в процессах нефтедобычи. Потенциальным риском образования хлорорганических соединений характеризуются реагенты с высоким содержанием непредельных соединений. Подобные растворители из-за высокого риска образования хлорорганических соединений не рекомендуются к применению в технологиях, предполагающих их контакт с соляной кислотой.

Список литературы

1. Оценка влияния соляной кислоты на процесс образования хлорорганических соединений нефти / О.С. Татьянина, Л.М. Абдрахманова, С.Н. Судыкин, Е.В. Жилина // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2017. – Вып. 85. – С. 363–369.

2. Исследование влияния химических реагентов, применяемых в системе нефтедобычи, на образование хлорорганических соединений в нефти / О.С. Татьянина, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2020. – Вып. 88. – С. 266–268.

В качестве одного из новых направлений интенсификации десорбции сероводорода из нефти рассматривается возможность осуществления ультразвукового воздействия на горячей ступени сепарации. Ультразвук в промышленности используется уже относительно давно. Установлено, что ультразвук интенсифицирует процесс десорбции растворенных газов из воды, однако данных о его эффективности для удаления газов, в частности, сероводорода из нефти, в технической литературе крайне мало. Эффективность ультразвукового воздействия на процесс десорбции сероводорода из нефти зависит от многих параметров, таких как физико-химические свойства среды, термобарические условия, время обработки, удельная акустическая мощность, интенсивность и частота ультразвука. На основании проведенных исследований установлено, что при вязкости нефти более 400 мПа·с увеличение удельной акустической мощности незначительно влияет на процесс, тогда как при вязкости менее 150 мПа·с повышение мощности от 100 до 200 Вт/дм³ позволяет интенсифицировать выделение сероводорода примерно в 2 раза. Аналогичная тенденция характерна и для зависимости эффективности удаления сероводорода от частоты ультразвукового воздействия. Увеличение акустической мощности и времени воздействия ультразвука способствуют повышению эффективности удаления сероводорода, причем с уменьшением вязкости нефти положительный эффект возрастает. Несмотря на существенное снижение содержания сероводорода в составе нефти, обработка ее ультразвуком большой акустической мощности не всегда является оправданной. Предложена зависимость оптимального времени воздействия ультразвука от вязкости нефти в интервале от 40 до 415 мПа·с. Эффективной областью применения рассматриваемого метода представляются объекты подготовки нефти, оснащенные узлами химической очистки от сероводорода, на которых реализация ультразвукового воздействия позволяет снизить расход реагентов-нейтрализаторов.

Список литературы

1. Повышение эффективности безреагентных методов очистки нефти от сероводорода / Н.Г. Ибрагимов, А.Н. Шаталов, Р.З. Сахабутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 58–61. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-6-58-61

2. Совершенствование физических методов удаления сероводорода из нефти / Р.З. Сахабутдинов, А.А. Ануфриев, А.Н. Шаталов, Д.Д. Шипилов // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 3. – С. 39–41.

3. Выбор оптимальной схемы очистки нефти от сероводорода на УПВСН «Кутема» НГДУ «Нурлатнефть» / А.Н. Шаталов, А.А. Ануфриев, Р.М. Гарифуллин [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – 2011. – Вып. 79. – С. 310–314.

4. Кузнецов О.Л., Ефимова С.А. Применение ультразвука в нефтяной промышлености. – М.: Недра, 1983. – 192 с.

В статье рассмотрен подход к организации работы насосных станций для снижения потребляемой мощности в часы максимальной нагрузки на энергосистему. В эти часы поставщиками электроэнергии выделяются интервалы контроля генераторной и сетевой мощности, в которые установлены повышенные тарифы. С целью снижения платы за мощность предусматриваются организационно-технические мероприятия по регулированию энергопотребления, в ходе которых работа насосных станций и, следовательно, энергопотребление перераспределяются на часы минимальных тарифов (ночные часы рабочих дней, выходные и праздничные дни), а остановки – в контрольные интервалы. Это требует внесения изменений в режимы насосных станций, в связи с чем учитываются факторы, ограничивающие наибольшую продолжительность остановки отдельно взятого объекта: запас производительности насосов, объемы емкостей, режимы работы скважин. При необходимости проводятся корректирующие мероприятия по увеличению продолжительности остановки. Продолжительность остановки каждой насосной станции распределяют по часам контрольных интервалов. При этом остановка может предусматриваться только в одном интервале либо разделена на несколько коротких остановок по разным контрольным интервалам. На основе информации о каждой насосной станции составляется общий график остановок в разрезе товарного парка, очистных сооружений, нефтегазодобывающего управления, месторождения, компании. При составлении графика наибольшее снижение мощности предусматривается в интервалах контроля генераторной мощности, поскольку тариф за генераторную мощность выше, чем за сетевую. Так как количество насосных станций может достигать нескольких десятков, процесс составления графика требует больших затрат времени и имеет множество решений. Задача усложняется тем, что интервалы контроля генераторной мощности могут различаться по вероятности наступления (высокая, средняя, низкая). В этом случае снижение мощности распределяется по интервалам с учетом их приоритетов. Анализ процесса распределения работы объектов показал, что данная задача может быть алгоритмизирована с целью разработки компьютерной программы для автоматического составления графика. Для реализации предложены два алгоритма, различающиеся принципом формирования оптимального графика работы объектов. На примере одного из алгоритмов подготовлена компьютерная программа. В процессе формирования графика программа для каждой насосной станции вычисляет возможные варианты распределения остановок по контрольным интервалам, выполняет последовательный перебор всех вариантов распределения. Для каждого полученного решения рассчитывается экономический эффект. Результатом является график работы объектов и таблица с указанием суммарных потребляемых мощностей по каждому часу суток.

Список литературы

1. Алгоритм участия предприятия в регулировочных мероприятиях с целью снижения платы за электрическую энергию / А.А. Арсентьев, С.А. Соболев, Р.Б. Фаттахов [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2020. – Вып. 88. – С. 250-256.

2. Регулирование потребления электрической энергии и мощности в системе поддержания пластового давления / Р.Б. Фаттахов, Рав.З. Саттаров, М.Н. Ханипов [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2016. – Вып. 84. – С. 202-208.

Большинство известных в настоящее время месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции характеризуется сложным геологическим строением и наличием трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Освоение этих сложнопостроенных объектов позволит поддерживать сокращающуюся добычу из открытых и введенных в эксплуатацию месторождений Западной Сибири. Эффективная разработка отложений баженовской свиты и ачимовской толщи возможна только при наличии объективных представлений о геологическом строении данных отложений. Представляется немаловажной увязка особенностей формирования этих объектов на стыке юрского и мелового периодов.

На основе выполненной детальной корреляции всего фонда скважин по Нонг-Еганскому месторождению в статье показано, какие процессы происходили при формировании баженовско-ачимовского комплекса пород и каковы их результаты. Установлено, что наблюдаемые в настоящее время резкие «скачки» собственно баженовской свиты на схемах корреляции и сейсмических разрезах, являются следствием клавишных блоковых погружений по конседиментационным разломам. Анализ структурных карт и карт толщин аномального разреза баженовской свиты, собственно баженовской свиты и ачимовской компенсационной пачки показал практически одинаковые очертания конфигураций положительных или отрицательных структур трех исследуемых объектов, что свидетельствует о тектонической природе их формирования. Применение таких методов исследования, как последовательное палеопрофилирование и приведение изменяющихся толщин отдельных пачек пород к одной толщине, дало возможность обосновать формирование баженовско-ачимовского сложнопостроенного комплекса пород тектоническими движениями, имеющими блоковый характер разноскоростных погружений смежных блоков и пликативный внутри блоков при разноскоростном прогибании морского дна в один и тот же временной интервал

Список литературы

1. Гутман И.С. Корреляция разрезов скважин сложнопостроенных нефтегазоносных объектов и геологическая интерпретация ее результатов – М.: ЕСОЭН, 2022 – 336 с.

2. Гутман И.С. Комплексное обоснование тектонической природы аномальных разрезов верхнеюрской баженовской свиты и нижнемеловой ачимовской толщи Западной Сибири. Часть 1. Аномальные разрезы верхнеюрской баженовской свиты и нижнемеловой ачимовской толщи // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2019. –Вып. 3(26). - https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2019-26.art5

3. Гутман И.С. Арефьев С.В., Митина А.И. Обоснование блокового строения аномальных разрезов баженовской свиты и смежных с ними разрезов ачимовской толщи на примере Северо-Конитлорского месторождения // Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2020. – № 2. – С.4–12. - https://doi.org/10.30713/2413-5011-2020-2(338)-4-12.

4. Гутман И.С., Арефьев С.В., Митина А.И. Методические приемы детальной корреляции разрезов скважин при изучении геологического строения верхнеюрских и нижнемеловых комплексов пород (на примере Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения Сургутского свода). Часть 1 // Нефтяное хозяйство. - 2020. - № 8. - С. 18-21. – https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2019-26.art5

5. Гутман И.С., Арефьев С.В., Митина А.И. Методические приемы детальной корреляции разрезов скважин при изучении геологического строения верхнеюрских и нижнемеловых комплексов пород (на примере Тевлинско-Русскинского нефтяного месторождения Сургутского свода). Часть 2 // Нефтяное хозяйство. - 2020. - № 10. - С. 25-29. – https://doi.org/10.30713/2413-5011-2020-2(338)-4-12

В статье рассмотрены некоторые результаты секвенс-стратиграфического анализа, выполненного на Минховском месторождении в связи с обнаружением газовых залежей в нижнемеловом клиноформном комплексе (ахская свита). Минховское газоконденсатное месторождение расположено в Западной Сибири на северном берегу Тазовской губы в пределах Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. В соответствии с принятым нефтегазогеологическим районированием оно относится к Мессовскому нефтегазоносному району Гыданской нефтегазоносной области. Уменьшение размеров и усложнение строения новых объектов неокома Западной Сибири совместно с ростом разрешающей способности современной 3D сейсморазведки требуют дальнейшего развития клиноформной концепции. Основой для такого развития является современная модельно независимая методология секвенс-стратиграфии. Использование для этой цели генетического секвенса, во-первых, позволяет полностью реализовать огромный опыт, наработанный в ходе клиноформного моделирования, во-вторых, лучше соответствует практике разбиения разреза на региональные резервуары и покрышки. В результате бурения скважины N в ахской свите неокома Минховского месторождения выявлены два газонасыщенных объекта, отображающиеся на временных разрезах в виде двух кулисообразно расположенных интенсивных отрицательных аномалий. В ходе секвенс-стратиграфического анализа установлено, что оба объекта входят в состав пимского 2 генетического секвенса. Нижний из них является телом прибрежно-морских песчаников в составе системного тракта HST, верхний - телом прибрежно-морских песчаников в составе нижнего парасеквенса системного тракта FSST. Судя по формам динамических аномалий, песчаные тела в обоих случаях были сформированы в результате проградации побережья лопастного (дельтового) типа. Факт доказанной газоносности указанных стратиграфических элементов обусловливает необходимость их дальнейшего картирования за пределами Минховского сейсмического куба. Небольшая площадь сейсмического куба пока не позволяет прояснить перспективы газоносности подводных конусов выноса и шельфовых песчаных тел в верхних парасеквенсах FSST, а также перспективы газоносности шельфового пласта в составе LST. Для этого требуется проведение более обширных площадных исследований.

Список литературы

1. Трушкова Л.Я., Игошкин В.П., Хафизов Ф.З. Клиноформы неокома – уникальный тип нефтегазоносных резервуаров Западной Сибири. – СПб.: ВНИГРИ, 2011. – 125 с.

2. Проблемы и методы стратификации (на примере юрско-меловых отложений северо-востока Западной Сибири) / В.А. Балдин, В.П. Игошкин, Н.З. Мунасыпов, И.Н. Низамутдинова // Геофизика. – 2020. – № 3. – С. 17-30.

3. Ершов С.В. Сиквенс-стратиграфия берриас-нижнеаптских отложений Западной Сибири // Геология и геофизика. – 2018. – Т. 59. – № 7. – С. 1106–1123. – DOI: https://doi.org/ 10.15372/GiG20180711

4. Жемчугова В.А., Рыбальченко В.В., Шарданова Т.А. Секвенс-стратиграфическая модель нижнего мела Западной Сибири // Георесурсы. – 2021. – Т. 23. – № 2. – С. 179–191. – DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2021.2.18

5. Сподобаев А.А., Нежданов А.А., Меркулов А.В. Результаты секвенс-стратиграфического анализа отложений ачимовской толщи на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении // Экспозиция. Нефть Газ. – 2018. – № 2 (62). – С. 22–27.

6. Catuneanu O. Model-independent sequence stratigraphy // Earth-Science Reviews. – 2019. – N. 188. – Р. 312–388. – DOI: https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2018.09.017

7. Catuneanu O. Principles of sequence stratigraphy. – Amsterdam: Elsevier, 2006. – 375 p.

8. Sequence stratigraphy: methodology and nomenclature / O. Catuneanu, W.E. Galloway, C.G.St.C. Kendall [et al.] // Newsletters on Stratigraphy. – 2011. – V. 44. – P. 173–245. – DOI: https://doi.org/10.1127/0078-0421/2011/0011

9. Потапова Е.А. Реализация сиквенс-стратиграфического подхода для выявления перспективных зон открытия новых залежей углеводородов в пределах южной части Антипаютинской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2020. – № 7(343). – С. 23–28.

10. Galloway W.E. Genetic stratigraphic sequences in basin analysis, I. Architecture and genesis of flooding-surface bounded depositional units // AAPG Bull. – 1989. – N. 73. – Р. 125–142. – DOI: https://doi.org/10.1306/703C9AF5-1707-11D7-8645000102C1865D

11. Маргулис Л.С. Секвентная стратиграфия в изучении строения осадочных бассейнов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2008. – № 3. – http://www.ngtp.ru/rub/2/37_2008.pdf

В настоящее время запасы углеводородов, приуроченные к карбонатным отложениям, представляют все больший интерес и являются «драйверами» роста и поддержания уровня добычи нефти. Вовлечение в разработку карбонатных отложений с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и сложным геологическим строением сопряжено с высокими геологическими и технологическими рисками. Для принятия оперативных решений о бурении скважин, подборе технологий, оценке и минимизации рисков специалистам в области планирования и сопровождения бурения требуются определенные экспресс-инструменты, учитывающие геологические особенности объекта разработки. В качестве такого инструмента впервые рассмотрено построение карты целесообразности и оценки рисков бурения новых скважин для условий объекта каширо-подольских отложений карбонатной толщи среднего карбона уникального по запасам Арланского нефтяного месторождения. Особенностями объекта являются высокая неоднородность по площади и разрезу, изменчивость морфологии пустотного пространства. Построение карты целесообразности бурения осуществлялось на основе методов нечеткой логики, которые позволяют определять скрытые зависимости между успешностью бурения скважин и факторами, влияющими на эффективность ввода новых скважин. По результатам построения карты целесообразности бурения проектный фонд скважин объекта каширо-подольских отложений Арланского месторождения разделен на четыре категории по значениям целесообразности бурения и проведения геолого-технических мероприятий: высокая, умеренная, низкая и критическая. Использование комплексной карты целесообразности бурения позволило скорректировать цели бурения скважин, оценить и минимизировать риски путем своевременного проведения соответствующих мероприятий по снижению степени неопределенности.

Список литературы

1. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. – Уфа: БашНИПИнефть, 2012 – 704 с.

2. 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. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-18-21

3. Критерии выделения петрофизических типов пород методами ГИС в разрезе отложений среднего карбона нефтяных месторождений северо-западной части Башкортостана / Г.Р. Аминева, Т.В. Бурикова, Е.Н. Савельева, [и др.] // Вестник академии наук РБ. – 2020. – Т. 35. – № 2. –С. 26–35. - https://doi.org/10.24411/1728-5283-2020-10203

4. Комплексная интерпретация материалов ГИС с применением нейронных сетей для каширо-подольских отложений / О.Р. Привалова, Д.Д. Гаделева, Г.И. Минигалиева, [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19. – № 1. – С. 69–76. - http://dx.doi.org/10.17122/ngdelo-2021-1-69-76

5. Особенности строения и выделения коллекторов в сложнопостроенных каширо-подольских отложениях среднего карбона на примере одного из месторождений Башкортостана / А.Д. Комова, Т.Ф. Дьяконова, Т.Г. Исакова, [и др.] // Геофизика. – 2016. – № 49. – С. 18–21.

6. Комплексные подходы к совершенствованию системы разработки уникального Арланского нефтяного месторождения / А.Т. Гареев, С.Р. Нуров, А.М. Вагизов, Т.В. Сибаев // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – С. 112–116. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-12-112-116

7. Алгоритм определения целесообразности проведения геолого-технических мероприятий с использованием методов Data Mining / М.Н. Харисов, Э.А. Юнусова, А.М. Вагизов, [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2018. – Т. 16. – № 5. – С. 59–64. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2018-5-59-64

Показатель фильтрации бурового раствора зависит от ряда факторов, таких как состав технической воды для приготовления, применяемые химические реагенты и материалы, состав и концентрация выбуренной и искусственно введенной твердой фазы. Кроме того, на этот показатель влияют такие технологических и горно-геологических условий, как комплектация системы очистки, состав и свойства слагающих разрез пород и пластовых вод. В статье представлены результаты лабораторного исследования зависимости показателя фильтрации от концентрации твердой фазы модельного минерализованного биополимерного бурового раствора на водной основе, применяемого на месторождениях Восточной Сибири для бурения в интервале солевых и подсолевых, в том числе продуктивных, отложений. Исследование проводилось поэтапно с пробами бурового раствора, в которые вводились различные модели твердой фазы, соответствующие ее теоретическому и практическому составу, как с вводом карбонатного кольматанта, так и без него. Модельный состав выбуренной мелкодисперсной твердой фазы представлял собой комбинацию горных пород геологического разреза и был определен на основании ранее выполненных исследований. В работе использовались стандартные методики и распространенные лабораторные приборы для контроля параметров. Результаты исследований показали, что рост концентрации выбуренной твердой фазы негативно влияет на показатель фильтрации бурового раствора, а введение карбонатного кольматанта приводит к снижению как абсолютных значений показателя фильтрации, так и темпов его роста. Предложены математические модели, описывающие зависимость показателя фильтрации от концентрации твердой фазы в буровом растворе с применением кольматанта и без него. Выявлен оптимальный в рассматриваемых условиях состав твердой фазы.

Список литературы

1. Предеин А.П., Крысин Н.И. К вопросу очистки буровых промывочных растворов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2006. – № 7. – С. 24–28.

2. Ахметзянов Р.Р., Костеневич К.А., Жернаков В.Н., Захаров А.Д. Исследование выбуренной твердой фазы минерализованного бурового раствора для строительства скважин в Восточной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 62–66. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-2-62-66

3. Эталонные материалы ВНИИМ. Стандартные образцы. Каталог. - С-Пб.: ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», 2019. – С. 13–14.

Лабораторное моделирование и изучение процесса внедрения нефти в газовую шапку с последующим вытеснением водой или газом актуально для большинства нефтегазовых и газонефтяных месторождений, в том числе и для месторождений ПАО «НК «Роснефть», содержащих почти 10 % текущих запасов нефти. Одним из возможных способов повышения эффективности разработки и снижения технологических и экономических рисков является опережающая (либо одновременная) разработка газовой шапки и нефтяной оторочки. Однако, по мнению многих ученых, снижение давления в газовой шапке вследствие отбора газа вызывает внедрение нефти в газонасыщенные интервалы и, как результат, необратимые потери этой нефти, а также снижение общей нефтеотдачи. Такой подход к разработке нефтяных объектов, контактирующих с газовой шапкой, сформировался вследствие отсутствия целенаправленного лабораторного изучения процесса формирования остаточной нефтенасыщенности в газовой шапке после внедрения в нее нефти. Остаточная нефтенасыщенность в газовой шапке принималась на основании результатов традиционных экспериментов по вытеснению нефти водой (или газом) для предельно нефтенасыщенных образцов керна. В Тюменском нефтяном научном центре разработана и аттестована методика измерения остаточной нефтенасыщенности в газонасыщенном коллекторе после внедрения в него нефти с последующим вытеснением ее водой или газом. Технология физического моделирования и определения величины остаточной нефтенасыщенности в газовых шапках базируется на многолетнем опыте проведения фильтрационных экспериментов с применением специализированного стенда, отличительной особенностью которого является использованием двух источников гамма-излучения от радиоактивного изотопа ²⁴¹Am. Серия тестовых экспериментов на образцах керна слабо консолидированного коллектора покурской свиты, проведенных на стенде, подтвердила, что остаточная нефтенасыщенность после внедрения нефти в газовую шапку существенно ниже, чем для аналогичных по свойствам предельно нефтенасыщенных образцов керна. В статье рассмотрены особенности технологии физического моделирования остаточной нефтенасыщенности в газовой шапке после внедрения в нее нефти. Приведены результаты эксперимента на образцах керна пласта БТ одного из месторождений ПАО «НК «Роснефть» в Восточной Сибири.

Список литературы

1. Медведев Н.Я., Юрьев А.Н., Батурин Ю.Е. Методы и результаты проектирования и разработки нефтегазовых залежей месторождений Сургутского района с обширными подгазовыми зонами // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы, пути решения. Материалы совещания г. Альметьевск, сентябрь 1995 г. – М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

2. Мартынцев О.Ф. О нефтеотдаче при вторжении нефтяной оторочки в газонасыщенную часть пласта // Нефтяная и газовая промышленность. – 1973. – № 3. – С. 23–24.

3. Residual Hydrocarbon Saturation in the Transition Zone and the Gas Cap / N.A. Cheremisin, R.S. Shulga, A.A. Zagorovskiy [et al.] // SPE-206585-MS. - 2021. - https://doi.org/10.2118/206585-MS

4. Физические основы повышения эффективности разработки гранулярных коллекторов // Н.А. Черемисин, В.П. Сонич, Ю.Е. Батурин, Н.Я. Медведев // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 8. – С. 38–42.

5. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. – М.: Недра, 1979. – 333 с.

6. Дворак С.В., Сонич В.П., Николаева Е.В. Закономерности изменения нефтенасыщенности в газовых шапках Западной Сибири. В сб. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. – Тюмень, 1988.

7. Михайлов Н.Н., Ермилов О.М., Сечина Л.С. Физико-химические особенности адсорбционно-связанной нефти в образцах керна газоконденсатных месторождений // ДАН. – 2016. – Т. 466. – № 3. – С. 319–323.

8. Совершенствование полномасштабной гидродинамической модели пластов АВ1-5 Самотлорского месторождения / Н.А. Черемисин, И.А. Рзаев, Е.В. Боровков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 10. – С. 49–53.

9. Anderson W.G. Wettability Literature Survey part 5: The Effects of Wettability on Relative Permeability // J Pet Technol. - 1987. - V. 39(11). - P. 1453–1468. - https://doi.org/10.2118/16323-PA

10. Effect of Time and Temperature on Crude Oil Aging to do a Right Surfactant Flooding with a New Approach / M.A. Heidari, A. Habibi, S. Ayatollahi [et al.] // SPE-24801-MS. - 2014. - https://doi.org/10.4043/24801-MS

11. Jia D., Buckley J.S., Morrow N.R. Control of Core Wettability With Crude Oil // SPE-21041-MS. - 1991. - https://doi.org/10.2118/21041-MS

12. Zhou Xi., Morrow N.R., Shouxiang Ma Interrelationship of Wettability, Initial Water Saturation, Aging Time, and Oil Recovery by Spontaneous Imbibition and Waterflooding // SPE-62507-PA. - 2000. - https://doi.org/10.2118/62507-PA

13. Wang F. Effect of wettability alteration on water-oil relative permeability, dispersion and flowable saturation in porous media // SPE-15019-PA. - 1986. – https://doi.org/10.2118/15019-PA

14. Jerauld G.R. General Three-Phase Relative Permeability Model for Prudhoe Bay // SPE-36178-PA. - 1997. – https://doi.org/10.2118/36178-PA

15. Jerauld G.R., Rathmell J.J. Wettability and Relative Permeability of Prudhoe Bay: A Case Study in Mixed-Wet Reservoirs // SPE-28576-PA. – 1997. – https://doi.org/10.2118/28576-PA

16. DiCarlo D.A., Sahni A., Blunt M.J. Three-phase relative permeability of water-wet, oil-wet, and mixed-wet sandpacks // SPE-60767-PA. – 2000. - https://doi.org/10.2118/60767-PA

17. Hui M.-H., Blunt M.J. Effects of wettability on three-phase flow in porous media // J. Phys. Chem. B. – 2000. – № 104 (16). – Р. 3833–3845.

18. Displacement of Gas from Porous Media by Water / Legatski Max W., L. Donald Katz [et al.] // SPE – 899-MS. - 1964. - https://doi.org/10.2118/899-MS

19. Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. Смачиваемость нефтегазовых пластовых ситем: Учебное пособие. – М.: РГУ нфти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2019. – 360 с.

20. Михайлов Н.Н., Сечина Л.С., Гурбатова И.П. Показатели смачиваемости в пористой среде и зависимость между ними // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. – 2011. – Вып. 1(3). - http://oilgasjournal.ru/vol_3/mikhailov-sechina.html

21. Pore-Scale Modeling of Three-Phase WAG Injection: Prediction of Relative Permeabilities and Trapping for Different Displacement Cycles / V.S. Suicmez, M. Piri, M.J. Blunt // SPE-95594-MS. - 2006. - https://doi.org/10.2118/95594-MS

22. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е. Методика обоснования остаточной нефтенасыщенности при водонапорном режиме эксплуатации продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 9. – С. 58–61.

В последние несколько лет активно разрабатываются месторождения, запасы которых относятся к категории трудноизвлекаемых. Одним из основных методов интенсификации добычи нефти в условиях низкой проницаемости пластов является гидравлический разрыв пласта (ГРП). В настоящее время преимущественно используют технологические жидкости ГРП на водной основе – сшитые гуаровые гели. К преимуществам данных систем относят высокую эффективную вязкость, за счет чего композиции хорошо удерживают в объеме расклинивающий материал (проппант). Другим преимуществом является возможность регулирования времени образования сшитого геля и его деструкции, которое можно варьировать в широком диапазоне, изменяя концентрации реагентов в композициях. Однако такие жидкости имеют ряд недостатков, из которых в качестве главного можно выделить кольматацию порового пространства притрещенной зоны и проппантной пачки остатками неразрушенного полимера. Кольматация и, как следствие, уменьшение эффективности операций ГРП также могут быть также обусловлены набухаением и последующей миграцией частиц глинистых минералов. Новые типы жидкостей ГРП, способные минимизировать недостатки сшитых гуаровых систем, остаются недооцененными из-за устоявшихся подходов к тестированию жидкостей-песконосителей. Такого рода жидкостями являются композиции на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ (ВУПАВ) и синтетических полимеров.

В статье предложен комплексный подход, который включает оценку основных характеристик жидкостей-песконосителей на водной основе: анализ структурно-механических свойств, сравнительный анализ методик исследования влияния жидкостей на породу коллектора. Подход основан на сочетании ротационной и осцилляционной реологии. Применение данного подхода для оценки технологических свойств жидкостей на водной основе для ГРП показывает высокий потенциал применимости новых, нетрадиционных жидкостей ГРП, таких как жидкости на основе ВУПАВ и ПАА.

Список литературы

1. Optimization of a Viscoelastic Surfactant (VES) fracturing fluid for application in high-permeability formations / P.F. Sullivan [et al.] // Proc. - SPE Int. Symp. Form. Damage Control. – 2006. – V. 2006. – P. 753–760. - https://doi.org/10.2118/98338-MS

2. Internal viscoelastic surfactant breakers from in-situ oligomerization / C. Daeffler [et al.] // Proc. - SPE Int. Symp. Oilf. Chem. – 2019. – V. 2019. – April. – P. 8–9. - https://doi.org/10.2118/193563-MS

3. СТО Газпром 2-3.2-020-2005. Буровые растворы. Методика выполнения измерений коэффициента набухания глин и глинопорошков. – Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2005.

4. Мордвинов А.А. Освоение эксплуатационных скважин. – Ухта: УГТУ, 2004. – 108 p.

5. Viscosity Peak due to Shape Transition from Wormlike to Disklike Micelles: Effect of Dodecanoic Acid / S.E. Anachkov [et al.]// Langmuir. – 2018. – V. 34. – № 16. – P. 4897–4907. - https://doi.org/10.1021/acs.langmuir.8b00421

6. Temperature effect on the viscoelastic properties of solutions of cylindrical mixed micelles of zwitterionic and anionic surfactants / D.A. Kuryashov [et al.] // Colloid J. – 2010. – V. 72. – № 2. – P. 230–235. - https://doi.org/10.1134/S1061933X10020134

7. Wormlike Micelles of a Cationic Surfactant in Polar Organic Solvents: Extending Surfactant Self-Assembly to New Systems and Subzero Temperatures / N.R. Agrawal [et al.] // Langmuir. – 2019. – V. 35. – № 39. – P. 12782–12791. - DOI: https://doi.org/10.1021/acs.langmuir.9b02125

8. Wormlike micelles of a C22-tailed zwitterionic betaine surfactant: From viscoelastic solutions to elastic gels / R. Kumars [et al.] // Langmuir. – 2007. – V. 23. – № 26. – P. 12849–12856. - https://doi.org/10.1021/la7028559

9. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. – М.: Недра, 1984. – 229 с.

10. Engineered LCM Design Yields Novel Activating Material for Potential Application in Severe Lost Circulation Scenarios / S. Savari [et al.] // SPE. – 2013. – V. 2. – P. 1226–1235. - https://doi.org/10.2118/164748-MS

11. Howard P.R., Hinkel J.J., Moniaga N.C. Assessing Formation Damage from Migratory Clays in Moderate Permeability Formations // All Days. SPE. – 2012. – V. 2. – P. 898–908. - https://doi.org/10.2118/151818-MS

12. Maley D., Farion G., O’Neil B. Non-Polymeric Permanent Clay Stabilizer for Shale Completions // All Days. SPE. – 2013. – V. 2. – P. 840–857. - https://doi.org/10.2118/165168-MS

13. Rawat A., Tripathi A., Gupta C. Case evaluating acid stimulated multilayered well performance in offshore carbonate reservoir: Bombay high // Proc. Annu. Offshore Technol. Conf. – 2014. – V. 4. – P. 2841–2848. -   https://doi.org/10.4043/25018-MS

Зарубежные проекты для ПАО «НК «Роснефть» являются одним из ключевых направлений развития ресурсной базы углеводородов. В настоящее время ПАО «НК «Роснефть» реализует ряд проектов в таких странах, как Мьянма, Египет, Ирак, Куба, а также на шельфе Мозамбика. Одним из особенных зарубежных объектов является месторождение Варадеро на территории Республики Куба. Нефтеносность на месторождении установлена в карбонатных отложениях верхней юры и нижнего мела. Нефть объекта по своим физико-химическим свойствам является типичным представителем нафтеновых нефтей Северо-Кубинского нефтяного бассейна и характеризуется высокими вязкостью и плотностью, значительным содержанием смолисто-асфальтеновых соединений и серы. Одним из неотъемлемых направлений деятельности в области химизации добычи нефти на месторождении Варадеро является борьба с осложнениями и работы по увеличению продуктивности скважин. Применительно к рассматриваемому объекту можно выделить борьбу с образованием высоковязких водонефтяных эмульсий, отложением асфальтосмолопарафиновых веществ и коррозией нефтепромыслового оборудования. Для восстановления продуктивности скважин, поддержания базовой добычи нефти и ее интенсификации на месторождении Варадеро рекомендовано применять комплексные технологии кислотного воздействия с органическими растворителями.

В статье приведен алгоритм проектирования комплексных кислотных обработок для условий месторождения Варадеро. Проектирование выполненона основе данных, полученных в ходе проведения комплекса лабораторных исследований по подбору кислотных составов и растворителей для очистки призабойной зоны пласта от асфальтеновых отложений. Представлены результаты проведения кислотных обработок призабойной зоны скважин и выполнен анализ их эффективности.

Список литературы

1. Geology and Petroleum Potential of the Gulf of Mexico, Cuba / V.V. Ananev, V.E. Verzhbitskiy, A.N. Obukhov, [et al.] // SPE-171212-MS-2014. – https://doi.org/10.2118/171212-MS

2. Smith G.E., Hurlburt G., Li V.P. Heavy Oil Carbonate: Primary Production in Cuba // SPE-73002-MS-2002. doi: https://doi.org/10.2118/79002-MS

3. Pathways of Oil Spills from Potential Cuban Offshore Exploration: Influence of Ocean Circulation / Y. Androulidakis, V. Kourafalou, L.R. Hole, [et al.] // J. Mar. Sci. Eng. – 2020. – V. 8. – P. 535. - https://doi.org/10.3390/jmse8070535

4. Schenk C.J. Jurassic-Cretaceous Composite Total Petroleum System and geologic models for oil and gas assessment of the North Cuba Basin, Cuba // U.S. Geological Survey North Cuba Basin Assessment Team, Jurassic-Cretaceous Composite Total Petroleum System and geologic assessment of oil and gas resources of the North Cuba Basin, Cuba. - U.S. Geological Survey Digital Data Series DDS–69–M. – chap. 2. – 94 p. URL: https://www.arlis.org/docs/vol1/A/289003955/289003955b.pdf

5. Орельяна Гонсалес П.Э., Рамирес А.Б. Компоновки бурильных колонн для строительства горизонтальных участков большой протяженности (на примере Кубы) // Нефтегазовое дело. – 2019. – Т. 17. – № 5. – С. 15-22. – DOI: http://dx.doi.org/10.17122/ngdelo-2019-5-15-22

6. Планирование обработки призабойных зон добывающих скважин на месторождении Варадеро (Куба) / В.Н. Гусаков, Л.Е. Каштанова, С.В. Назарова, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – №12. – С. 126–130. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-12-126-130

7. Effect of oxyethylated isononylphenol (neonol) on viscosity characteristics of water–oil emulsions / S.G. Yakubova, D.A. Manaure, R.A. Machado, [et al.] // Petroleum Science and Technology. – 2018. – Т. 36. – № 17. – С. 1389–1395.

8. Состав и физико-химические свойства высоковязкой нефти месторождения Варадеро (Куба) / А.И. Волошин, В.А. Докичев, А.В. Фахреева, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – №9. – С. 34-37. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-9-34-37

9. Состав нефти месторождения Варадеро (Куба) по данным ИК- и ЯМР-спектроскопии / Д.А. Манауре, А.В. Фахреева, А.И Волошин, [и др.] // Башкирский химический журнал. – 2019. – Т. 26. – № 2. – С. 55-60

10. Methods for Determining Asphaltene Stability in Crude Oils / R. Guzmán, J. Ancheyta, F. Trejo, S. Rodríguez // Fuel. – 2017. – V. 188. – P. 530–543. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.10.012

11. API 42. Recommended Practices For Laboratory Evaluation Of Surface Active Agents For Well Stimulation. – Washington D.S.: American Petroleum Institute. 2nd Edition, 1990. – 22 p.

12. Features of Killing Wells Operating Fractured Formations with Abnormally Low Formation Pressures and High Gas Factor / V.A. Shaydullin, S.A. Vakhrushev, N.R. Magzumov, [et al.] //SPE-202071-MS. – DOI: 10.2118/202071-MS.

13. Оптимизация проектирования большеобъёмных селективных кислотных обработок карбонатных коллекторов / Г.Т. Булгакова, Р.Я. Харисов, А.Р. Шарифуллин, А.В. Пестриков // Территория Нефтегаз. – 2010. – №11. – С. 39-43.

14. Розовский А.Я. Кинетика топохимических реакций. – М.: Химия, 1974. – 224 с.

15. Исследования кислотного воздействия с применением потокоотклонителей на карбонатные коллекторы месторождения им. Р. Требса / С.А. Вахрушев, А.Е. Фоломеев, Ю.А. Котенев, Р.М. Набиуллин // Нефтяное хозяйство. – 2016. – №4. – С. 112–117.

16. Gelled Acid vs. Self-Diverting Systems for Carbonate Matrix Stimulation: an Experimental and Field Study / A.E. Folomeev, I.A. Taipov, A.R. Khatmullin, [et al.] //SPE-206647-MS– 2021. – https://doi.org/10.2118/206647-MS.

Впервые в отечественной практике апробирован новый способ интенсификации притока нефти в скважины, эксплуатирующие карбонатные коллекторы, которые характеризуются наличием газовой шапки или близлежащих водоносных прослоев. Данный способ основан на комбинировании механического (радиального бурения с использованием технической системы) и химического (кислотной обработки каналов) методов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП). Техническая система предусматривает применение технологии радиального механического бурения с использованием специального малогабаритного винтового забойного двигателя. Основным преимуществом данной технологии по сравнению со стандартными методами вторичного вскрытия ПЗП является возможность избирательного воздействия на пласт благодаря прогнозируемой траектории канала и многократной доставке в канал реагентов и инструментальных компоновок. Избирательное направленное воздействие на пласт дает возможность эффективно преодолеть зону кольматации в ПЗП и восстановить продуктивность скважины после инфильтрации бурового раствора. Прогнозирование траектории каналов при бурении позволяет избежать контакта с водонасыщенными прослоями. Данная технология впервые испытана при проведении работ по переходу на вышележащий горизонт и вскрытию карбонатных коллекторов каширско-подольских отложений Арланского месторождения и башкирского яруса и Югомашевского месторождения. Месторождения эксплуатируются ООО «Башнефть-Добыча». Объекты характеризуются высокой неоднородностью и относительно близким расположением водоносных прослоев. Для проведения испытаний подобраны три скважины-кандидата. В скважинах пробурено по два канала: в двух – длиной 7 м каждый, в третьей – длиной 14 м каждый. После бурения каналов проведена солянокислотная обработка через специальную гидромониторную насадку. В каждый из пробуренных каналов закачано более 10 м³ кислотного состава на основе соляной кислоты. Начальный дебит нефти первой скважины составил 1,5 т/сут, второй – 3,9 т/сут, третьей – 40,5 т/сут. Опыт сочетания радиального бурения каналов и солянокислотной обработки показал ряд преимуществ: возможность приобщения зон пласта, отделенных низкопроницаемыми вертикальными барьерами; снижение рисков прорыва в водоносные прослои.

Список литературы

1. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. – М.: Недра, 1966. – 219 с.

2. Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин. – М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. – 613 с.

3. Подбор технологии ограничения водопритока в терригенных пластах с монолитным строением / В.А. Шайдуллин, Р.М. Камалетдинова, Р.Ф. Якупов, [и др.] // Нефть.Газ.Новации. – 2021. – №7. – С.34–38.

4. Pat. 6772847 US. Chemically Enhanced Drilling Methods / Ph.J.Rae, G.F. Di Lullo Arias, L.N.Portman, Lance N. assignee BJ Services Company. – Appl. No. 10/082,890; filed 26.02.2002; publ. 10.08.2004.

5. Rae Ph., Di Lullo G. Chemically-Enhanced Drilling With Coiled Tubing in Carbonate Reservoirs // SPE-67830-MS. - 2001. - https://doi.org/10.2118/67830-MS

6. Portman L., Rae Ph., Munir A. Full-Scale Tests Prove it Practical to «Drill» Holes with Coiled Tubing Using Only Acid; No Motors, No Bits // SPE-74824-MS. ‒ 2002. - https://doi.org/10.2118/74824-MS

7. Global Application of Coiled-Tubing Acid Tunneling Yields Effective Carbonate Stimulation / F.O. Stanley, L.N. Portman, J.D. Diaz, [et al.] // SPE-135604-MS. ‒ 2010. - https://doi.org/10.2118/135604-MS

8. Nature Had It Right After All! Constructing a «Plant Root»-Like Drainage System with Multiple Branches and Uninhibited Communication with Pores and Natural Fractures / P. Moss, L. Portman, Ph. Rae, G. di Lullo // SPE-103333-MS. ‒ 2006. - https://doi.org/10.2118/103333-MS

9. Successful Offshore Application of Acid Tunneling Technology: Overcoming the Difficulties of High Depths, Temperatures, and Deviations / L.A.A. Perex, J.D. Diaz, M. Navarro, [et al.] // SPE-113855-MS. ‒ 2008. - https://doi.org/10.2118/113855-MS

10. Successful Implementation of Coiled-Tubing Acid Tunneling Gives Operator a Viable Alternative to Conventional Stimulation Techniques in Carbonate Reservoirs / J.D. Diaz, V. Espina, M. Guerrero, [et al.] // SPE-107084-MS. ‒ 2007. - https://doi.org/10.2118/107084-MS

11. Akhkubekov A.E., Vasilyev V.N. Acid Tunneling Technology: Application Potential in Timan-Pechora Carbonates // SPE-135989-MS. ‒ 2010. - https://doi.org/10.2118/135989-MS

12. Strasburg J., Clark J. Acid Tunneling Stimulation in Oklahoma Limestone Using Coiled Tubing // SPE 120772. ‒ 2009. - https://doi.org/10.2118/120772-MS

13. Методология расчета технической эффективности силовых секций малогабаритных винтовых забойных двигателей для системы «Перфобур» / И.А. Лягов, Ф.Д. Балденко, А.В. Лягов, [и др.] // Записки Горного института. – 2019. – № 6. – С. 694 – 700. - https://doi.org/10.31897/pmi.2019.6.694

14. Басниев К.С, Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993. – 416 с.

15. Фоломеев А.Е., Вахрушев С.А., Михайлов А.Г. Об оптимизации кислотных составов для применения в геолого-технических условиях месторождений ОАО АНК Башнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 108–112.

Рассмотрены подходы к созданию смарт-инструмента оперативной оценки эффективности системы разработки нефтяных и газовых месторождений путем геометрического разбиения участков месторождения (блоков разработки) на ранги по подтверждению наличия запасов для формирования программы исследований, а также программы геолого-технических мероприятий (ГТМ) по регулированию выработки запасов. Отмечено, что существующие инструменты оценки эффективности систем разработки нуждаются в актуализации и улучшении применяемых теоретических и практических приемов, заложенных в них теорий и гипотез. Одним из направлений улучшения этих инструментов является внедрение приемов, повышающих их производительность. Для оптимизации трудозатрат разработан альтернативный инструмент для анализа блоков разработки, основной идеей которого является кластеризация извлекаемых запасов нефти по степени их вовлеченности в процесс разработки, и верификация параметров проектного коэффициента извлечения нефти (КИН). Предлагаемый инструмент позволяет решать следующие задачи: локализация текущих извлекаемых запасов (методика кластеризации запасов и верификации КИН); определение причин недостижения проектного КИН; формирование программы доизучения запасов; подбор адресных ГТМ и оценка их применимости.

В статье рассмотрены результаты кластеризации запасов и верификации КИН, выполненных для одного из нефтяных месторождений Западной Сибири. Определены зоны с наибольшими невырабатываемыми запасами, сформирована программа доизучения запасов. В зависимости от ранга участка разработки, а также от величины невырабатываемых запасов, оценены потери запасов из-за недостижения проектных коэффициентов вытеснения, заводнения и охвата.

Разработанная методика успешно апробирована на месторождениях дочерних обществ ПАО НК «Роснефть», эффективность подтверждена выполненной программой ГТМ.

Список литературы

1. Антонов О.Г. Совершенствование методов регулирования разработки нефтяных залежей на основе геолого-технологического моделирования третьего блока Березовской площади Ромашкинского месторождения: дисс. ... канд. техн. наук. – Бугульма, 2016.

2. Григулецкий В.Г. Обводнение месторождений – коренной вопрос современности российской нефтегазовой отрасли // Технологии топливно-энергетического комплекса. – 2007. – №2. – С. 35–40.

3. Повышение эффективности процесса мониторинга разработки месторождений на основе построения эталонных характеристик вытеснения / М.С. Антонов, Г.Р. Гумерова, Ю.И. Рафикова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 4. – С. 44–48. –  https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-4-44-48

4. Научные основы разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, М.М. Глоговский, М.Ф. Мирчинк [и др.]. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 416 с.

5. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов: Справочник / И.Д. Амелин, В.А. Бадьянов, Б.Ю. Вендельштейн [и др.] // Под ред. В.В. Стасенкова, И.С. Гутмана – М.: Недра, 1989. – 270 с.

6. Комплексный подход вовлечения ОИЗ на месторождениях поздней стадии разработки / Д.И. Хузина, К.А. Харламов, Ш.Р. Ганиев [и др.] // Третий Международный молодежный научно-практический форум «Нефтяная столица» г. Нижневартовск. – М: АНО ЦНТР, 2020.

В статье приведено описание разработанного подхода к оценке критически напряженного состояния и механической раскрытости системы трещин в околоскважинной зоне. Данный подход учитывает направление ствола скважины по отношению к выявленной системе трещин и направлению действия регионального напряжения, вклад давления в скважине в переход трещины в критически напряженное состояние с последующим увеличением раскрытости. Критически напряженное состояние трещины исследуется по двум критериям: критерию сухого трения и нелинейному критерию прочности трещины на сдвиг (Н. Бартона). Основное различие данных критериев заключается в разной интерпретации коэффициента трения. В случае критерия сухого трения основополагающими являются касательное и эффективное нормальное напряжения, действующие на трещину. В случае нелинейного критерия Н. Бартона показано, что важно исследовать шероховатость стенок трещины, из-за чего связь между касательным и эффективным нормальным напряжениями становится нелинейной. Кроме того, для разных горных пород предел прочности меняется, что учитывается через такой параметр, как предел прочности на сжатие материала стенок трещины (JCS), в связи с чем линия по критерию прочности может быть разной для типов пород. В качестве основополагающей модели раскрытия принята модель Бартона – Бандиса, которая позволяет исследовать раскрытие трещины, обусловленное шероховатостью стенок трещины (начальное раскрытие) и дилатансией за счет возникновения сдвигового перемещения вдоль бортов трещины. Результат моделирования представляется в виде некоторой синусоиды (контур трещины по поверхности скважины, полученный по результатам интерпретации данных пластового микросканера). Синусоида имеет два атрибута: раскрытость трещины в миллиметрах и индекс критически напряженного состояния. Это позволяет исследовать, как меняется критически напряженное состояние трещины в околоскважинной зоне, когда изменяется давление внутри скважины. Данный подход может быть применен для выбора оптимальной траектории ствола скважины и уменьшения рисков поглощения бурового раствора в трещинных коллекторах.

Список литературы

1. Прогноз критически-напряженной трещиноватости на основе тектонофизического и геомеханического моделирования на примере рифейского трещиноватого карбонатного резервуара Восточной Сибири / С.В. Жигульский, А.В. Ротару, С.В. Лукин, [и др.] // Нефтяное Хозяйство. – 2017.– №12. – С. 24-27. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-12-24-27

2. Жигульский С.В., Лукин С.В. Геомеханическое и микросейсмическое сопровождение гидроразрыва пласта в сланцевой формации // Геофизика. – 2018. – № 4. – С. 40-44.  

3. Barton, C.A., Zoback, M.D., Moos D. Identification of hydraulically conductive fractures from the analysis of localized stress perturbations and thermals anomalies // In proceedings of Symposium on the Application of Geophysics to Engineering an Environmental Problems, 1994. – P. 945–952. - https://doi.org/10.3997/2214-4609-pdb.208.1994_065

4. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. – М.: Недра, 1982. – 256 с.

5. Дубиня Н.В. Реконструкция профилей горизонтальных напряжений на основании скважинных исследований трещиноватости: дисс. … канд. физ.-мат. наук, – Москва, 2018.

6. Jaeger J.C., Cook N.G.W., Zimmerman R.W. Fundamentals of rock mechanics. 4th ed. – London, 2007. – 608 p.

7. Ребецкий Ю.Л., Сим Л.А., Маринин А.В. От зеркал скольжения к тектоническим напряжениям. Методы и алгоритмы. – М.: ГЕОС, 2017. – 234 с.

8. Barton N., Choubey V. The shear strength of rock joints in theory and practice // Rock Mechanics and Rock Engineering. - 1977. - V. 10(1). - P. 1-54. - https://10.1007/BF01261801

9. Barton N. Modelling Rock Joint Behavior from In Situ Block Tests: Implications for Nuclear Waste Repository Design. – ONWI-308, prepared by Terra Tek, Inc. for Office of Nuclear Waste Isolation, – Battelle Memorial Institute, Columbus, OH. 1982. – 118 p.

10. Жигульский С.В. Оценка гидравлической апертуры трещин на основе детальной геомеханической модели: миф или реальность в условиях сложных трещинных коллекторов // SPE-196896-RU – 2019. - https://doi.org/10.2118/196896-MS

11. Barton N, Bandis S., Bakhtar K. Strength, deformation and conductivity coupling of rock joints // Int J Rock Mech Min Sci& Geomech Abstr. – 1985. – V. 22. – № 3. – P. 121–140. – https://doi.org/10.1016/0148-9062(85)93227-9

12. Bandis, S. Experimental studies of scale effects on shear strength, and deformation of rock joints // Ph.D. Thesis, Univ. of Leeds, Dept. of Earth Sciences. 1980.

13. Жигульский С.В., Тихоцкий С.А. Оценка раскрытости системы трещин в условиях изменения коэффициента шероховатости трещины на основе данных о напряженно-деформированном состоянии // Бурение и нефть. – 2020. – № 7-8. – С. 30–38.

Прогнозирование параметров технологического режима актуально в любом процессе бурения. Подготовленные модели машинного обучения позволяют получить прогнозные значения режимных параметров без применения сложных расчетов, с использованием ранее накопленного опыта. Для применения новых инструментов необходимо использовать также новые подходы к анализу имеющихся данных. Важной частью анализа массива данных являются выявление обстоятельств, которые можно прогнозировать, и последующая разметка данных. Набор данных составлен из режимных параметров бурения, обобщенных с учетом интервалов бурения по стволу. Построена модель машинного обучения для оценки эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) только по проектным значениям конструкции скважины и геологическим данным. Определены области, где фактические значения ЭЦП отклонялись от плановых. Проведена переразметка данных и установлены цели прогноза. Выделенные участки можно классифицировать с помощью машинного обучения. Рассмотрены варианты интерпретации работы классификаторов.

Любые специальные условия задачи, решаемой при помощи методов машинного обучения, накладывают ограничения на используемые данные. В статье проанализированы особенности данных бурения и ограничения выбора таких данных для обучения. Рассмотрена задача прогнозирования случаев определенного типа. Выделены участки, на которых приходилось увеличивать ЭЦП из-за высоких газопоказаний путем повышения плотности раствора. В качестве предикторов использованы режимные параметры предшествующих интервалов бурения. Алгоритмы, обученные на конкретных случаях, способны в дальнейшем такие случаи прогнозировать. В частности, может быть спрогнозирована необходимость повысить плотность раствора в следующем интервале бурения. Алгоритм отличает такие состояния от тех, когда плотность раствора останется неизменной. Рассмотрены трудности при интерпретации и оценке таких прогнозов, связанные с обучением на фактических данных.

Список литературы

1. Вадецкий Ю.В. Справочник бурильщика. – М.: Издательский центр «Академия», 2008. – С. 209–249.

2. Application of artificial neural networks in the drilling processes: Can equivalent circulation density be estimated prior to drilling? / H.H. Alkinani, A.T.T. Al-Hameedi, S. Dunn-Norman, D. Lian // Egyptian Journal of Petroleum. – 2020. – V.29. – P. 121–126. – https://doi.org/10.1016/j.ejpe.2019.12.003

3. Rooki R. Application of general regression neural network (GRNN) for indirect measuring pressure loss of Herschel–Bulkley drilling fluids in oil drilling // Measurement. – May 2016. – V.85. – P. 184–191. – http://doi.org/10.1016/j.measurement.2016.02.037

4. Using Deep Kalman Filter to Predict Drilling Time Series / Y. Yu, Q. Liu, S. Chambon, M. Hamzah // International Petroleum Technology Conference. – March 2019. - https://doi.org/10.2523/IPTC-19207-MS

Для безопасной эксплуатации магистрального трубопровода при транспортировке нефти с неньютоновской реологией необходимо обеспечивать возможность запуска временно остановленного трубопровода. В связи с этим актуальной является задача прогнозного определения давления страгивания застывшей нефти. Неопределенность данной расчетной величины зависит от исходных параметров, заданных интервалами значений. Использование аналогии между вычислительными экспериментами и косвенными измерениями в теоретической метрологии позволило применить стандартную процедуру выражения неопределенности к величине давления страгивания. Расчеты показывают, что температура нефти, являясь исходной информацией на заключительном этапе расчета, вносит наибольший вклад в неопределенность, суммарная величина которой может достигать 70 % и более. Способ сравнительной оценки различных модификаций расчетных моделей для конкретной искомой величины путем сопоставления стандартной неопределенности является эффективным формализованным инструментом, который носит универсальный характер. Выполнена модификация известной модели страгивания с учетом неравномерности распределения параметров нефти в радиальном направлении. С учетом известных экспериментальных данных принята схема вытеснения застывшей нефти неполным сечением и предложена процедура определения радиуса этого сечения. При этом возможно (с учетом полученной формулы пересчета) применение результатов инженерных расчетов согласно подходу, использующему усредненную в поперечном сечении температуру нефти в каждой точке трубопровода. Отмечена перспективность применения математической модели течения среды на основе комбинированной реологической модели вязкоупругого тела Кельвина – Фойгта и вязкопластичной модели Бингама.

1. Жолобов В.В., Морецкий В.Ю., Талипов Р.Ф. К вопросу определения давления на начальном этапе запуска остановленного «горячего» нефтепровода //Трубопроводный транспорт углеводородов: материалы IV Всероссийской научно-практической конференции, Омск, 30 октября 2020 г. – Омск: Изд-во ОмГТУ, 2020. – С. 86–89.

2. Лурье М.В., Чупракова Н.П. Нестационарные режимы работы «горячего» нефтепровода с учетом теплового поля окружающего грунта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т. 11. – № 3. – С. 276 – 283. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-3-276-283

3. Руководство по выражению неопределенности измерения. /Перевод с английского под ред. В.А. Слаева. – СПб.: ВНИИМ, 1999.

4. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. – М., Недра, 1982. – 296 с.

5. Математическое моделирование застывающей парафиновой нефти при транспортировке по трубам / В.К. Тян, В.Н. Дегтярев, П.В. Тян, А.В. Пименов // Изв. Самарского научного центра РАН. – 2009. – Т. 11. – № 5(2). – С. 358–361.

6. Некучаев В.О., Ляпин А.Ю., Михеев М.М. Методика и результаты исследования статического напряжения сдвига парафинистых нефтей Тимано-Печорской провинции с помощью реометра с контролируемой скоростью сдвига//SOCAR Proceedings. – 2018. – № 4. – С. 18–25.

7. Лыков А.В. Теория теплопроводности. – М.: Высшая школа, 1967. – 600 с.

8. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. – М.: Гостоптехиздат, 1958. – 164 с.

9. Сулейманов В.А. Оценка времени безопасной остановки нефтепровода, по которому перекачивается высокозастывающая нефть // Вести газовой науки. – 2018. – № 2 (34). – С. 36–43.

10. Методика определения пускового давления для нефтепроводов, транспортирующих парафиновые нефти. – Самара: ОАО «Гипровостокнефть», 1988. – 30 с.– https://files.stroynf.ru/Data2/1/4293836/4293836514.pdf.

11. Овчинников М.Н. Интерпретация результатов исследований пластов методом фильтрационных волн давления. – Казань: ЗАО «Новое знание», 2003. – 84 с.

12. Абрамзон Л.С. О возможных механизмах распространения давления в трубопроводах с застывшей нефтью // Нефтяное хозяйство. – 1968. – № 9. – С. – 12–14.

13. Афиногентов А.А., Дегтярев В.Н., Пименов А.В. Математическая модель распространения давления в трубопроводе с застывающей нефтью // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 6. – С. 96–99.

При освоении новых залежей углеводородов на старых месторождениях все чаще стали возникать проблемы, связанные с обеспечением эксплуатационной надежности технологических трубопроводов, построенных с применением традиционных сталей и технологий, используемых для данной климатической зоны и ранее известных характеристик добываемых углеводородов. Установлено, что одной из причин преждевременного отказа новых транспортных сетей являются расхождения между существующими условиям эксплуатации и параметрами, заложенными в проекте, на основании которых выбирались материалы и технологии для обустройства месторождения. Эти неучтенные различия реализовались на трубопроводах из стали 09Г2С в виде синергетического эффекта, приведшего к резкому увеличению скоростей коррозионно-эрозионного разрушения самих труб, различных конструктивных элементов (соединительных деталей) трубопровода, а также их сварных соединений. В условиях высоких скоростей течения переменной по плотности газоконденсатной смеси в трубопроводной системе формируется устойчивое турбулентное движение. Это приводит к ручейковой коррозии в трубах, усиленной углекислотной коррозией. Срыв потока на участках «протечек» металла в корневой части неповоротного кольцевого монтажного шва или резкое изменение угла движения потока в тройниках и отводах на 90⁰ обусловливает усиление эффекта коррозионно-эрозионного износа. При этом интенсивность износа начинает напрямую зависеть от коррозионных и механических характеристик основного металла, металла зон сварного соединения, уровня остаточных сварочных напряжений и на отдельных участках трубопровода может достигать 3-4 мм/год. В статье показаны механизмы коррозионно-эрозионного разрушения стали 09Г2С и ее сварных соединений, а также даны рекомендации по повышению работоспособности технологических трубопроводов в данных условиях эксплуатации.

Список литературы

1. Хайдерсбах Р. Защита от коррозии и металловедение оборудования для добычи нефти и газа / Пер. с англ. под ред. Ф.М. Хуторянского. – СПб.: ЦОП «Профессия», 2014 г. – 400 с.

2. Внутренняя коррозия и защита трубопроводов на месторождениях Западной Сибири. – М.: Недра, 1997. – 379 с.

3. Зорин Е.Е., Степаненко А.И. Сопротивляемость разрушению технологических трубопроводов из стали типа 09Г2С при термоциклировании в климатическом диапазоне температур// Газовая промышленность. – 1994. – № 2. – С. 22–23.

4. Басиев К.Д., Зорин Е. Е., Стеклов О. И. Коррозионная стойкость сварных обсадных труб// Автоматическая сварка. – 1987. – № 8. – С. 48–51.

5. Неганов Д.А., Зорин Е.Е., Зорин Н.Е. Оценка влияния поверхностных трещиноподобных концентраторов напряжений на работоспособность магистральных трубопроводов// Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т. 11. – № 1. – С. 8–15. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-1-8-15

6. Зорин Е.Е., Пирожков В.Г. К вопросу прогнозирования ресурса эксплуатации тонкостенных оболочковых конструкций из пластичных сталей // В сб. Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. – 2000. – № 3. – С. 24–25.

На территории Пермского края наиболее распространенным осложнением при добыче и транспортировке флюида является образование органических отложений. Формирование и уплотнение этих отложений приводит к росту давления в системе сбора, преждевременному отказу оборудования или возникновению аварий. В настоящее время актуальным направлением является цифровизация нефтепромысла, которая включает создание «цифровых двойников» реальных месторождений. Для качественного моделирования всех технологических процессов необходимо в том числе определять возможность образования органических отложений и их пространственно-временное распределение. Существующие модели парафинообразования учитывают множество параметров, в том числе температуру потока, состав и свойства нефти, давление, скорость потока и другие. Однако в ряде моделей отсутствует учет теплопроводности парафиновых отложений. На основании модели «тепловой аналогии» в статье рассмотрен процесс парафинообразования в линейном нефтепроводе. Для одного из сечений трубопровода определены относительные термические сопротивления каждого элемента его сечения при различной толщине и теплопроводности органических отложений. Показано, что для данного нефтепровода формируемые органические отложения могут стать доминирующим термическим сопротивлением, если займут 8,7 % трубопровода. Проведено моделирование образования отложений в рассматриваемом нефтепроводе при различных величинах теплопроводности. Показано, что выбор данной величины может существенно влиять на результат моделирования. Так, при изменении теплопроводности отложений на 0,05 Вт/(м∙К) изменение прогнозируемой толщины отложений достигает 20 %. Из полученных результатов можно сделать вывод, что учет и корректная оценка теплопроводности органических отложений является важной задачей при моделировании процесса их образования.

Список литературы

1. Rheological behavior and structural interpretation of waxy crude oil gels / R.F.G. Visintin [et al.] // Langmuir. – 2005. – Т. 21. – № 14. – Р. 6240–6249. - https://doi.org/10.1021/la050705k

2. Илюшин П.Ю., Вяткин К.А., Козлов А.В. Влияние компонентного состава нефти на теплопроводность формируемых органических отложений // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 2. – С. 90–97. - https://doi.org/10.18799/24131830/2022/2/3299

3. A review of heat‐transfer mechanism for solid deposition from “waxy” or paraffinic mixtures / A.K. Mehrotra [et al.] // The Canadian Journal of Chemical Engineering. – 2020. – Т. 98. – № 12. – Р. 2463–2488.

4. Sousa A.L., Matos H.A., Guerreiro L.P. Preventing and removing wax deposition inside vertical wells: a review // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2019. – V. 9. – № 3. – P. 2091–2107. - https://doi.org/10.1007/s13202-019-0609-x

5. Effect of operating conditions on wax deposition in a laboratory flow loop characterized with DSC technique / W. Wang [et al.] // Journal of Thermal Analysis and Calorimetry. – 2015. – Т. 119. – № 1. – Р. 471–485. - https://doi.org/10.1007/s10973-014-3976-z

6. Arumugam S., Kasumu A.S., Mehrotra A.K. Modeling of solids deposition from «waxy» mixtures in «hot flow» and «cold flow» regimes in a pipeline operating under turbulent flow // Energy & fuels. – 2013. – Т. 27. – № 11. – Р. 6477–6490. - https://doi.org/10.1021/ef401315m

7. Ilushin P., Vyatkin K., Kozlov A. Development of an Approach for Determining the Effectiveness of Inhibition of Paraffin Deposition on the Wax Flow Loop Laboratory Installation // Inventions. – 2022. – Т. 7. – № 1. – Р. 3. - https://doi.org/10.3390/inventions7010003

8. Haj-Shafiei S., Mehrotra A.K. Achieving cold flow conditions for «waxy» mixtures with minimum solid deposition //Fuel. – 2019. – Т. 235. – Р. 1092–1099. -   https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.08.102

9. Usowicz B., Usowicz L. Thermal conductivity of soils – comparison of experimental results and estimation methods // Eurosoil 2004 Congress. – Freiburg, 2004. – 10 p.

10. Захаров А.В., Маховер С.Э. Влияние гранулометрического состава на теплопроводность песчаного грунта // Construction and Geotechnics. – 2020. – Т. 11. – № 2. – С. 19–27. - https://doi.org/10.15593/2224-9826/2020.2.02

11. Dittus F.W., Boelter L.M.K. Publications on engineering // University of California, Berkeley. – 1930. – Т. 2. – 443 р.

12. Дудин С.М., Некрасов В.О., Земенков Ю.Д. Физико-математическое моделирование технологических режимов транспорта и хранения углеводородных сред в трубопроводных системах // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2013. – № 3. – С. 53-61.

13. Лурье М.В., Чупракова Н.П. Нестационарные режимы работы «горячего» нефтепровода с учетом теплового поля окружающего грунта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т. 11. – № 3. – С. 276–283

14. Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и аппаратов в нефтепереработке. – М.: Химия, 1979. - 568 с.

15. Ilyushin P.Y., Vyatkin K.A., Kozlov A.V. Development of a Method for Estimating Thermal Conductivity of Organic Deposits on the Wax Flow Loop Laboratory Installation // International Journal of Engineering. – 2022. – V. 35. – No.. 6. – P. 1178-1185.