Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений

e-mail: KolpakovVV@nipi.ws.lukoil.com, SpiridonovDA@nipi.ws.lukoil.com, ShayhutdinovaGH@nipi.ws.lukoil.com, litolog@nipi.ws.lukoil.com, KoynovaNA@nipi.ws.lukoil.com, Galiev@nipi.ws.lukoil.com

В нефтяной промышленности России существует устойчивая тенденция вовлечения в разработку сложно построенных и трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Важную роль играют снижение традиционных запасов месторождений и высокая обводнённость добываемой продукции, а главное – снижение ставки НДПИ. В России самые высокие перспективы связываются с кремневыми глинисто-карбонатными породами баженовской свиты.

Ранее территория деятельности ПАО "ЛУКОЙЛ" в Среднем Приобье считалась неперспективной на получение притоков нефти из баженовской свиты. Однако многочисленные прямые признаки нефтенасыщения в керне баженовской свиты и результаты испытаний позволяют утверждать обратное. Основные перспективы получения притоков нефти из баженовской свиты связываются с развитием карбонатных пород. На территории Когалымского региона авторами был выделен прослой карбонатных пород в нижней части разреза свиты, имеющий площадное распространение практически на всей исследованной территории. Впервые построена карта распространения потенциального коллектора на основании кернового материала и каротажных диаграмм ГИС 3300 поисково-разведочных и добывающих скважин. Данные прослои являются потенциальными коллекторами и, возможно, играют роль фильтрационных каналов для углеводородов баженовской свиты.

Ключевые слова: баженовская свита; аномальный разрез баженовской свиты; нефть; силициты; карбонатные породы; потенциальный коллектор.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 553.98(571.1)

АНАЛИЗ ТЕКСТУРНОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ

АЧИМОВСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ИМИЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ПРИ ОЦЕНКЕ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ (с. 18)

Касаткин Виктор Егорович, начальник управления,

Гильманова Наталья Вячеславовна, главный специалист,

Москаленко Наталья Юрьевна, начальник отдела,

Смоляков Геннадий Анатольевич, заместитель начальника отдела,

Черноскулова Валерия Антоновна, инженер,

Баженова Елизавета Сергеевна, инженер,

Лёвкина Мария Павловна, инженер 2-й категории

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 41,

тел.: (3452) 54-53-49, 54-50-46, 54-53-24, 54-52-71, 54-50-68,

e-mail: KasatkinVE@tmn.lukoil.com, GilmanovaNV@tmn.lukoil.com, MoskalenkoNY@tmn.lukoil.com, SmolyakovGA@tmn.lukoil.com, ChernoskulovaVA@tmn.lukoil.com, BazhenovaES@tmn.lukoil.com, LyovkinaMP@tmn.lukoil.com

В статье рассмотрены особенности внутреннего строения ачимовских продуктивных резервуаров. Приведены результаты анализа минералогического состава, литологической идентификации пород, получены количественные и качественные характеристики вещественного состава, особенностей структуры и порового пространства. Для выделения эксплуатационных объектов решен вопрос о кондиционных пределах параметров пород-коллекторов. При этом учтено влияние текстурной неоднородности на флюидонасыщение коллекторов по разрезу на основе анализа интенсивности свечения керна в ультрафиолетовом свете, фильтрационных свойств и результатов испытаний пластов. Ориентировочное граничное значение проницаемости для условия нефтенасыщения коллекторов для продуктивных пластов ачимовской толщи составляет около 1,3 мД, с учетом зоны неоднозначности – 0,25…3 мД. Отмечено, что со снижением высоты прослоя над ВНК граничное значение проницаемости для нефтенасыщения прослоев увеличивается (например, при высотах 1…2 м K_пр.гр. для нефтенасыщенных пропластков может составить около 3 мД, при высоте более 20 м – 0,6 мД).

Ключевые слова: текстура горных пород; структура порового пространства; свечение керна в ультрафиолетовом свете; пористость; проницаемость; толщина; нефтенасыщенность; граничные значения.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.24.001.57(571.1)

ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН

НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ООО "ЛУКОЙЛ–ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ"

(НА ПРИМЕРЕ ВАТЬЕГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ) (с. 23)

Малютин Дмитрий Владимирович, заместитель начальника отдела техники и технологии строительства скважин,

Бакиров Данияр Лябипович, заместитель директора филиала по научной работе в области строительства скважин,

Бабушкин Эдуард Валерьевич, начальник отдела промывочных жидкостей,

Святухов Денис Сергеевич, ведущий инженер отдела авторского надзора

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 41,

тел.: (3452) 54-51-69,

e-mail: MalyutinDV@tmn.lukoil.com, BakirovDL@tmn.lukoil.com, BabushkinEV@tmn.lukoil.com, SvyatuhovDS@tmn.lukoil.com

Значительное снижение пластового давления на ряде объектов многопластовых месторождений, введенных в разработку в прошлом веке, требует поиска новых инструментов для проектирования и осуществления безопасного бурения. В работе рассмотрены влияние геомеханического фактора на возможные осложнения при бурении боковых стволов в пределах Ватьеганского месторождения, а также роль геомеханического моделирования при планировании скважин с большими зенитными углами (более 80°) в сложных горно-геологических условиях (неустойчивые глинистые отложения и пласты-коллекторы с АНПД).

Ключевые слова: геомеханическое 1D моделирование; устойчивость ствола скважины; аномально низкое пластовое давление (АНПД).

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.1/.4(571.1):550.832.5

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ,

В ТОМ ЧИСЛЕ НИЗКООМНЫХ, НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ООО "ЛУКОЙЛ–ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ" (с. 26)

Кузьмичев Олег Борисович, начальник управления

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

628481, Россия, Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, г. Когалым, ул. Дружбы Народов, 15,

тел.: (34667) 6-52-20,

e-mail: kob@nipi.ws.lukoil.com

Разработана методика оценки коэффициента нефтегазонасыщенности сложно построенных, в том числе низкоомных, коллекторов по данным стандартного каротажа методом самопроизвольной поляризации (ПС) в комплексе с электрометодами геофизических исследований, где статический потенциал E_ПС рассчитывается по программе IntREst^© и строится функциональная зависимость "керн–ГИС" статического потенциала E_ПС от объемной влажности W. Приведен пример интерпретации низкоомных нефтенасыщенных коллекторов юрских отложений Малоключевого месторождения ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь".

Для более точного измерения потенциала ПС в Филиале ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени разработан метод биградиентного (дивергентного) каротажа самопроизвольной поляризации. Метод биградиентного каротажа ПС отличается от существующего метода измерения потенциала ПС более высокой чувствительностью к сопротивлению неизмененной проникновением бурового раствора части пласта и более высокой разрешающей способностью по оси скважины (расчленение разреза на прослои). Использование потенциала ПС, измеренного по методу биградиентного (дивергентного) каротажа самопроизвольной поляризации в расчетах по вышеуказанной методике позволит получать более точные значения коэффициента нефтегазонасыщенности сложно построенных, в том числе низкоомных, коллекторов.

Ключевые слова: низкоомные коллекторы; потенциал самопроизвольной поляризации (ПС); статический потенциал; объемная влажность; коэффициент нефтегазонасыщенности.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.245.42:541.183

ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ,

ПРОБУРЕННЫХ С ПРИМЕНЕНИЕМ РАСТВОРОВ

НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ (с. 33)

Шкандратов Виктор Владимирович, заместитель генерального директора ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" – директор Филиала ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени,

Бурдыга Виталий Александрович, начальник Управления технологии строительства скважин,

Бабушкин Эдуард Валерьевич, начальник отдела промывочных жидкостей,

Воронкова Наталья Васильевна, заведующая Лабораторией НИР и анализа промывочных жидкостей,

Грицай Григорий Николаевич, заведующий Лабораторией внедрения новых технологий крепления скважин

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 41,

тел.: (3452) 54-51-69,

e-mail: PopkovaNV@tmn.lukoil.com, BakirovDL@tmn.lukoil.com, BurdigaVA@tmn.lukoil.com, BabushkinEV@tmn.lukoil.com, VoronkovaNV@tmn.lukoil.com, GritsayGN@nipi.ws.lukoil.com

Разработана рецептура буферной жидкости для цементирования скважин, пробуренных с применением растворов на углеводородной основе, позволяющая повысить показатель сцепления цементного камня с обсадной колонной и породой.

Проверка совместимости разработанного состава со скважинными жидкостями в различных концентрациях показала, что буферная жидкость полностью совместима как с буровым раствором на углеводородной основе, так и с тампонажным.

Анализ полученных результатов показал высокую эффективность новой технологии и значительное увеличение доли сплошного контакта с колонной и породой в опытных скважинах.

Ключевые слова: зарезка боковых стволов; раствор на углеводородной основе; моющая способность; буферная жидкость; качество крепления; адгезия.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.24.085.24:622.276.1/.4.001

ПЛАНИРОВАНИЕ ПРОФИЛЕЙ МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН (с. 36)

Фаттахов Марсель Масалимович, начальник отдела техники и технологии строительства скважин,

Багаев Павел Александрович, заведующий Лабораторией индивидуальных проектов,

Витязь Алексей Валерьевич, ведущий научный сотрудник отдела техники и технологии строительства скважин

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 41,

тел.: (3452) 54-51-69,

e-mail: Fattahovmm@tmn.lukoil.com, BakirovDL@tmn.lukoil.com, BagaevPA@tmn.lukoil.com, VityazAV@tmn.lukoil.com

Исмаков Рустэм Адипович, проректор по научной и инновационной работе

ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет"

В работе представлены подходы по планированию профилей многозабойных скважин. При этом необходимо учитывать возможность экспресс-ранжирования сложности профилей многозабойных скважин по предложенным критериям. Количество ответвлений и длину основного ГУ в МЗС в оперативном порядке можно определить по предложенным экспресс-формулам и графикам, с последующим выполнением инженерных расчетов по принятым технико-технологическим решениям.

С учетом изложенного, на этапе планирования МЗС как при составлении проектного документа на разработку залежи, так и на стадии планирования его разбуривания возможно оперативно оценить сложность планируемых под многозабойное бурение скважин-кандидатов, с последующими расчетами МЗС, принятых к реализации.

Ключевые слова: планирование профилей скважин; многозабойная скважина.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.245.7:622.243.24

СОВРЕМЕННЫЙ ОПЫТ ЗАКАНЧИВАНИЯ ОБЛЕГЧЕННЫХ КОНСТРУКЦИЙ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (с. 48)

Фаттахов Марсель Масалимович, начальник отдела техники и технологии строительства скважин,

Бурдыга Виталий Александрович, начальник Управления технологии строительства скважин,

Бабушкин Эдуард Валерьевич, начальник отдела промывочных жидкостей,

Волокитин Денис Николаевич, начальник отдела разработки смет и норм

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 41,

тел.: (3452) 54-51-69,

e-mail: BakirovDL@tmn.lukoil.com, Fattahovmm@tmn.lukoil.com, BurdigaVA@tmn.lukoil.com, BabushkinEV@tmn.lukoil.com, Volokitin@nipi.ws.lukoil.com

Ковалев Виталий Николаевич, заместитель генерального директора по бурению,

Шурупов Александр Матвеевич, начальник технологического управления по бурению,

Фатихов Вадим Валерьевич, начальник технологического отдела,

Галеев Наиль Равилович, начальник службы технологии бурения и БВС технологического отдела,

Юнусов Радмир Руфович, начальник геологического отдела

ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь"

628486, Россия, Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, Тюменская обл., г. Когалым, ул. Прибалтийская, 20,

тел.: (34667) 6-11-35,

e-mail: Aleksandr.Shurupov@lukoil.com, Vadim.Fatihov@lukoil.com, Nail.Galeev@lukoil.com, Radmir.Unusov@lukoil.com

Применение трехколонных конструкций с полнопроходным 146-мм диаметром колонны в горизонтальном участке делает заканчивание скважины более технологичным и позволяет проводить повторные многостадийные гидроразрывы пласта, выполнять исследования и ремонтно-изоляционные работы с использованием традиционных технологий и оборудования. Конструкция может быть реализована с использованием бурильного инструмента и обсадных колонн, применяемых в наклонно направленных скважинах, минимизируя применение нетипового оборудования и исключая ряд технологических операций.

Ключевые слова: горизонтальная скважина; повторный многостадийный гидроразрыв пласта.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.1/.4(571.1)

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИНЖЕНЕРНЫХ МЕТОДИК ДЛЯ ПРОГНОЗА

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ (с. 53)

Вахрушев Владимир Витальевич, заместитель начальника Центра проектирования и мониторинга разработки месторождений по методологии,

Мельников Виталий Николаевич, начальник отдела инвестиционных проектов,

Москвитин Сергей Александрович, ведущий специалист

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625026, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 143А,

тел.: (3452) 54-53-05, 54-52-70,

e-mail: VahrushevVV@tmn.lukoil.com, MelnikovVN@tmn.lukoil.com, MoskvitinSA@tmn.lukoil.com

Статья посвящена вопросам подготовки инженерных методик для экспресс-прогноза динамики технологических показателей разработки (без применения гидродинамических моделей), повышения объективности оценки текущего состояния разработки и повышения обоснованности прогноза динамики технологических показателей разработки участков, залежей и пластов на основе данных, полученных по результатам специальных исследований относительных фазовых проницаемостей. В статье обосновывается возможность и описывается механизм практического применения функции Баклея – Леверетта для построения теоретической характеристики вытеснения и прогноза динамики дебита жидкости.

Проведен анализ влияния подошвенной воды и разработан алгоритм построения кривых теоретической характеристики вытеснения и теоретической продуктивности с учетом наличия водонасыщенных пропластков различной толщины.

Также приводится алгоритм внесения поправок в конфигурацию теоретической характеристики вытеснения для случаев ввода скважин с проведением гидроразрыва пласта после бурения.

Ключевые слова: функция Баклея – Леверетта; теоретическая характеристика вытеснения; относительные фазовые проницаемости; теоретическая продуктивность по ОФП.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.344

АЛГОРИТМ ОБОСНОВАНИЯ СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН С ЦЕЛЬЮ

НАИБОЛЬШЕГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ

НАХОДКИНСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 58)

Аптулин Денис Васильевич, инженер 1-й категории,

Мавлетдинов Михаил Григорьевич, начальник отдела проектирования и мониторинга разработки месторождений Большехетской впадины

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625026, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 143А,

тел.: (3452) 54-51-30, 54-51-02,

e-mail: AptulinDV@tmn.lukoil.com, MavletdinovMG@tmn.lukoil.com

Для обоснования оптимальной системы размещения скважин не только с целью получения максимальных коэффициентов извлечения углеводородов, но и для достижения положительных показателей экономической эффективности использован алгоритм, предусматривающий поэтапный подход к решению задач по выявлению различных неопределенностей при оценке влияния выбора комбинаций технологических решений и ограничений. Расчеты выполнены на модели залежи пласта ПК_16-17 в районе скважины № 48 Находкинского нефтегазового месторождения.

Использованный в работе алгоритм позволил установить наиболее эффективные системы разработки и расположение стволов в продуктивном разрезе, без ввода в разработку газовой шапки в начальный период.

Выполненная технико-экономическая оценка рассмотренных сценариев свидетельствует о нерентабельности разработки нефтяной оторочки. Однако при минимизации вложений, за счет выделения первой фазы и ввода в разработку только высокопродуктивных скважин с потенциальной накопленной добычей не менее 200 млн м³, возможно получение экономической рентабельности, равной 0,13 млрд р., что позволяет рассмотреть ввод объекта после доизучения в 2017–2018 гг.

Ключевые слова: сетка скважин; поддержание давления; системы разработки; проводка горизонтального ствола; коэффициент извлечения нефти.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.346.2

ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ ЗА ВЕЛИЧИНОЙ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ

КАК ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ ТРЕБОВАНИЕ ПРИ ПОСТРОЕНИИ ЕДИНОЙ СИСТЕМЫ

УЧЁТА ДОБЫЧИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА (с. 63)

Кордик К.Е.,

Бортников А.Е.

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 41

Леонтьев С.А.

ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет"

В статье рассмотрены принципы построения единой системы учёта добычи попутного нефтяного газа по всей технологической цепочке от скважины до объекта газопотребления. При этом вопросы организации учёта попутного нефтяного газа увязаны с проведением исследовательских работ по определению газового фактора нефти. По каждому структурному уровню учёта добычи попутного нефтяного газа обозначены методы и техники определения газового фактора, установлены требования к организации исследований, обеспечивающие корректность и достоверность результатов лабораторных экспериментов и промысловых измерений. Отмечены существующие несоответствия в подходах к проведению исследований по определению газового фактора на различных стадиях разработки месторождений, а также по структурным уровням учёта добычи попутного нефтяного газа. На примере сведений об объемах поступления газа на Локосовский газоперерабатывающий завод проанализировано влияние изменения значения газового фактора нефти на показатели деятельности объекта газопотребления (конечного звена в рассматриваемой технологической цепочке учёта попутного нефтяного газа).

Ключевые слова: газовый фактор нефти; попутный нефтяной газ; единая система учёта добычи попутного нефтяного газа от скважины до объекта газопотребления.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК (622.276+622.279).001(571.121)

РАЗДЕЛЬНЫЙ УЧЁТ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ

НА СЕВЕРО-ГУБКИНСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

(с. 68)

Воробьев Иван Васильевич, ведущий инженер

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625026, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 143А,

тел.: (3452) 54-52-15,

e-mail: VorobevIV@tmn.lukoil.com

Теоретические исследования и опыт разработки тонких нефтяных оторочек показывают, что при эксплуатации залежей данного типа через нефтяные скважины технологически неизбежно добываются: нефть, конденсат, растворенный газ, газ газовых шапок, пластовая и закачиваемая вода. В условиях совместного сбора и подготовки продукции инструментальными замерами технически возможен только прямой учет жидкой (нефть и конденсат) и газообразной (растворенный газ и газ газовой шапки) углеводородных составляющих пластовой смеси. Дальнейшее разделение продукции по каждому виду углеводородного сырья можно выполнить только расчетным путем.

В работе представлена методика, позволяющая выполнять расчеты по разделению углеводородов (нефть, конденсат, газ растворенный, газ газовых шапок и свободный газ), добываемых через нефтяные скважины. Методика основана на уравнениях материального баланса, утвержденных PVT свойствах пластовых флюидов и промысловых данных. Выделение добытого конденсата из добываемых жидких углеводородов повысит точность учета добычи углеводородов по каждой скважине Северо-Губкинского месторождения, позволит строить актуальные карты остаточных подвижных запасов и как следствие локализовать зоны остаточных подвижных запасов нефти для проведения эффективных геолого-технических мероприятий.

Ключевые слова: жидкие углеводороды; газ; нефть; конденсат; пластовое давление; газосодержание; конденсатосодержание; газовый фактор.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.1/.4.001.89

АПРОБАЦИЯ "МЕТОДИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПОДГОТОВКЕ

ТЕХНИЧЕСКИХ ПРОЕКТОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ" (с. 73)

Маслак Ольга Владиславовна, начальник отдела,

Крашенинина Оксана Владимировна, экономист 2-й категории

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625026, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 143а,

тел.: (3452) 54-52-04, 54-51-05,

e-mail: MaslakOV@tmn.lukoil.com, KrashenininaOV@tmn.lukoil.com

В данной статье проводится сравнительный анализ действующих до 18.05.2016 г. "Методических рекомендаций по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья" (Приложение к приказу № 61 МПР России от 21.02.2007 г.) и временных методических рекомендаций. Кроме того, в работе проводится технико-экономическая оценка эффективности вариантов разработки по действующим и по временным методическим рекомендациям по Урьевскому месторождению в разрезе объектов и месторождения в целом.

По результатам проведенного исследования сделан вывод, что внедрение временных методических рекомендаций положительно отразится на доходах недропользователей и государства от разработки месторождений, позволит поддерживать добычу нефти на разрабатываемых месторождениях на текущем уровне, а также продолжать работы по освоению новых лицензионных участков.

Ключевые слова: нефть; месторождение; методические рекомендации; оценка эффективности; рентабельность; чистый дисконтированный доход; рентабельно извлекаемые запасы; экономическая эффективность.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.66.001.24(571.1)

ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ПОДХОД К ПРОЕКТИРОВАНИЮ ГРП

НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (с. 75)

Бухаров Александр Валерьевич, главный специалист,

Иванова Юлия Игоревна, заместитель начальника управления по новым методам и технологиям МУН и ИДН,

Шабелянский Владимир Александрович, начальник отдела,

Астафьев Дмитрий Анатольевич, начальник Центра

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 41,

тел.: (3452) 54-51-62, 54-51-57, 54-50-59,

e-mail: BuharovAV@tmn.lukoil.com, IvanovaYI@tmn.lukoil.com, ShabelyanskiVA@tmn.lukoil.com, AstafevDA@tmn.lukoil.com

В статье рассмотрен индивидуальный подход к проведению ГРП на скважинах месторождений ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь", включающий комплексное (полный цикл работ) сопровождение гидравлического разрыва пласта, начиная от выбора скважины-кандидата и заканчивая сопровождением работ силами фрак-инженера. Высокую актуальность и целесообразность продолжения данного подхода показали работы по проведению двухстадийных ГРП на Повховском месторождении по скважинам с обводненностью, превышающей 90 %.

Ключевые слова: гидроразрыв пласта; адаптированные технологии; прирост дебита нефти; двухстадийные ГРП.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.1/.4(571.1)

РАСШИРЕНИЕ ОБЛАСТИ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ

ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ

КОЛЛЕКТОРАХ НА ПРИМЕРЕ ПОВХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ТПП "ПОВХНЕФТЕГАЗ" (с. 81)

Махмутов Рустэм Равилович, ведущий инженер

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Когалыме

628481, Россия, г. Когалым, ул. Дружбы Народов, 15,

тел.: (34667) 6-53-72,

e-mail: mahmutovrr@nipi.ws.lukoil.com

Салимов Фарид Сагитович, начальник отдела

ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь" ТПП "Повхнефтегаз" в г. Когалыме

628481, Россия, г. Когалым, ул. Широкая, 40,

тел.: (34667) 6-40-51,

e-mail: farid.salimov@lukoil.com

Макиенко Владимир Васильевич, начальник отдела

ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь" в г. Когалыме

628481, Россия, г. Когалым, ул. Прибалтийская, 20,

тел.: (34667) 6-10-46,

e-mail: Vladimir.Makienko@lukoil.com

Астафьев Дмитрий Анатольевич, начальник Центра

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625026, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 143А,

тел.: (3452) 54-51-62,

e-mail: AstafevDA@tmn.lukoil.com

В статье рассмотрена возможность увеличения КИН на месторождениях ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь" путем расширения применения технологий ПНП в низкопроницаемых коллекторах с помощью анализа геологического строения залежи и построения карт пластовых температур.

Ключевые слова: повышение нефтеотдачи пласта; коэффициент извлечения нефти; пласт; водорастворимая осадкообразующая композиция ("СОТ-12"); пропласток; клиноформа; забойный манометр; приёмистость; температура.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.344(18):678.7

ОЦЕНКА СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

ГЕЛЕОБРАЗНЫХ СИСТЕМ (с. 84)

Черепанова Наталья Алексеевна, начальник отдела,

Кладова Анна Витальевна, инженер-химик 2-й категории

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

628483, Россия, г. Когалым, ул. Центральная, 19/17,

тел.: (34667) 6-29-62, 6-01-21,

e-mail: Cherepanova@nipi.ws.lukoil.com, KladovaAV@nipi.ws.lukoil.com

Рассмотрены методы тестирования и оценки структурно-механических свойств гель- и осадкообразующих систем для потокоотклоняющих технологий. Применение данных методов в лабораторных условиях позволяет точно и эффективно подбирать реагенты для проведения работ.

Ключевые слова: повышение нефтеотдачи; ограничение водопритока; физико-химические методы воздействия; сшитые полимерные системы; гели; реология; вибрационная вискозиметрия; осцилляционный метод; сдвиговая прочность.

Заказать статью в электронной библиотеке

ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»

Главная страница журнала