ISSN 0207-2351

Научно-технический журнал

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО

                                                                                                                     Издается с 1965 г.

Февраль 2016 г.                                       2                              Выходит 12 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Соколов В.С., Дерябин Е.М. Изменение фильтрационных характеристик продуктивного пласта при его заводнении (стр. 5-10)

 

Васильев В.А., Гунькина Т.А., Шестерень А.О. Анализ методов прогнозирования многофазных потоков (стр. 11-15)

 

Мингулов Ш.Г., Якупов Р.Ф., Дудников И.Ю. Совершенствование технологии закачки воды в нагнетательные скважины (стр. 15-18)

 

Георгиевский Б.В., Бочкарев В.А. Концепция master-report по геолого-разведочным объектам для принятия управленческих решений (стр. 18-24)

 

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

 

Хусаинов Р.Ф., Назимов Н.А., Гумаров Н.Ф., Рахманов А.Р., Ганиев Б.Г., Швыденко М.В. Проведение повторных гидроразрывов пласта как перспективное направление интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения (стр. 24-29)

 

Шибанов И.О., Борхович С.Ю., Натаров А.Л. Применение гидравлического разрыва пласта на разных стадиях разработки для рационального использования запасов нефти на месторождениях ПАО "Белкамнефть" (стр. 30-33)

 

Гаджиев Г.К. Повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта микроэмульсиями (стр. 33-35)

 

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

 

Мамедов Э.А., Ахметзянов А.В., Сальников А.М., Закиров Э.С. Новый подход к моделированию залежей нефти и газа с наклонными флюидальными контактами (стр. 35-44)

 

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА, СОЛЕЙ И ГИДРАТОВ

 

Бриков А.В., Суховерхов С.В., Маркин А.Н. К вопросу об образовании гелей в системах регенерации гликолей (стр. 44-50)

 

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

 

Храмцова А.Л., Русакова Ю.О., Вашурина М.В. Условия формирования особенностей гидрохимического облика пресных подземных вод на автономном участке Самотлорского месторождения ХМАО – Югры (стр. 50-56)

 

Информационные сведения о статьях (стр. 57-62)

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 622.276.1/.4:622.276.43

 

ИЗМЕНЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПРИ ЕГО ЗАВОДНЕНИИ (с. 5)

 

В.С. Соколов

 

ФБГОУ ВПО "Тюменский государственный нефтегазовый университет"

625000, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Володарского, 38,

е-mail: sokolov.76@bk.ru

 

Е.М. Дерябин

 

ООО "ТюменьНИИпроект"

625046, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Монтажников, 11, стр. 1, офис 303,

е-mail: deryabinem@tniip.ru

 

На первоначальном этапе разработки продуктивного пласта дебит скважин по жидкости, а следовательно, и нефти во многом зависит от реализуемой системы заводнения. Несмотря на осуществление закачки воды в продуктивный пласт иногда наблюдается снижение дебитов скважин. Это может быть вызвано тем, что вода не совершает полезной работы по вытеснению нефти. Неверно подобранный закачиваемый агент может вызвать снижение фильтрационных характеристик продуктивного пласта, что неизбежно приведет и к падению продуктивности добывающих скважин. На примере терригенного пласта Дк3 Донецко-Сыртовского месторождения показано, что причина снижения дебитов связана с использованием для закачки пресной воды, а точнее – с ее химическим составом и свойствами. Исследования по влиянию закачки пресной воды на водопроницаемость пород-коллекторов пласта Дкт3 показывают, что проницаемость пород при закачке пресной воды, используемой в системе ППД, снижается в среднем на 82 %. При этом чем меньше размер частиц, слагающих коллектор, тем сильнее уменьшается проницаемость. Темпы снижения дебитов жидкости также зависят от расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами. При расстоянии более 600 м темп падения превышает 50 %, при меньших расстояниях он составляет менее 30 %. Исследованиями установлено, что для обеспечения необходимой компенсации отборов с пласта Дкт3 рекомендуется использование минерализованной воды из иренского горизонта со схожими характеристиками, это позволит существенно увеличить эффективность заводнения и тем самым увеличить объем добываемой нефти. Эффективность реализации данного варианта разработки доказана гидродинамическими расчетами.

 

Ключевые слова: заводнение; продуктивный пласт; закачка; дебит; смачиваемость; минерализация; набухаемость глин; поверхностное натяжение; проницаемость.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276

 

АНАЛИЗ МЕТОДОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ

МНОГОФАЗНЫХ ПОТОКОВ (с. 11)

 

Владимир Андреевич Васильев,

Татьяна Александровна Гунькина,

Алёна Олеговна Шестерень

 

ФГАОУ ВПО "Северо-Кавказский Федеральный Университет", Институт нефти и газа (ФГАОУ ВПО СКФУ ИНиГ)

355009, Россия, г. Ставрополь, ул. Пушкина, 1,

тел.: (865) 239-41-71,

е-mail: shesteren@inbox.ru

 

В статье проведен сравнительный анализ методов прогнозирования многофазных потоков. Данные методики расчётов направлены на оптимизацию фонтанных, газлифтных и механизированных способов эксплуатации скважин. Приведены результаты анализа наиболее популярных методик, включенных в программный продукт Aspen HYSYS. Для расчетов были использованы следующие методики: Aziz, Govier & Fogarasi; Beggs & Brill; Duns & Ros; HTFS, Liquid Slip; Orkiszewski; Tulsa99. Приведенные методики вошли в программу Pipesim. За базовый принят метод Грозненского нефтяного института (ГНИ), апробированный по большому числу экспериментальных данных лабораторных исследований ВНИИгаза и ГНИ и промысловых исследований на месторождениях Грознефти, Казахстаннефти, Туркменнефти, Нижневолжскнефти, Куйбышевнефти. В статье проводится сопоставление методов расчета по коэффициенту гидравлических сопротивлений, а также результаты расчета относительной скорости газа при тех же расходных параметрах. Расчеты выполнены при внутреннем диаметре труб 100 мм с эквивалентной гидравлической шероховатостью 4,572·10–5 мм, для двух значений объемного расходного газосодержания β = 0,495 и 0,763.

 

Ключевые слова: многофазный поток; градиент давления; коэффициент гидравлических сопротивлений; относительная скорость газа; истинная плотность газожидкостной смеси.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.43

 

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЗАКАЧКИ ВОДЫ

В НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ (с. 15)

 

Шамиль Григорьевич Мингулов,

Рустем Фазылович Якупов

 

НГДУ "Туймазанефть" ООО "Башнефть−Добыча"

452600, Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Кувыкина, 32,

тел./факс: (347) 679-38-33,

e-mail: rustem_geolog@mail.ru

 

Игорь Юрьевич Дудников

 

НГДУ "Ишимбайнефть" ООО "Башнефть−Добыча"

450077, Россия, Республика Башкортостан, г. Ишимбай,

тел./факс: (347) 946-95-61

 

Проанализированы результаты исследований влияния показателя вязкости добываемой нефти на соотношение содержания нефтепродуктов и мехпримесей в закачиваемой воде. Подготовленная подтоварная вода, закачиваемая в пласт, содержит некоторое количество взвешенных частиц, представляющих как нефтяную фазу, так и минеральное вещество. Выявлена зависимость по ряду установок предварительного сброса воды, которая характеризуется функцией Vн/Vп = f(µ) и описывается линейным уравнением с достаточно высокой достоверностью. Подробный анализ параметров работы установок внутрискважинной перекачки (УВП) показал, что на выкиде УВП отмечается рост температуры, зафиксированный датчиком телеметрической системы. При использовании УВП в закачиваемой из пласта Ссерп воде отсутствуют нефтепродукты, поэтому приводится сравнение параметров закачки с УВП и закачки из водозаборной скважины, т. е. в обоих случаях в отсутствие нефтепродуктов и из аналогичных геолого-технических условий пласта Ссерп. Отмечено, что применение УЭЦН для внутрискважинной закачки пластовой воды в нагнетательную скважину позволяет использовать выделяющееся тепло установки для нагрева воды. Стандартными средствами измерений показано, что изменение температуры закачиваемой воды на выкиде УВП составляет от 1,1 до 8,4 °С. В среднем температура повышается на 3,6 °С. За первый год эксплуатации по скважине с использованием УВП темп падения ниже, чем по скважинам, по которым ведется закачка из водозаборных скважин. По скважине с УВП снижение приёмистости составило около 20 м3/сут, в то время как по другим нагнетательным скважинам без использования УВП снижение составляет в среднем 30 м3/сут.

 

Ключевые слова: скважина; вязкость нефти; мехпримеси; нефтепродукты; установка внутрискважинной перекачки; пласт; водозаборная скважина; температура закачиваемой жидкости; нагрев воды; приёмистость скважины; водоносный пласт; подготовка воды; кольматирующее вещество; призабойная зона пласта; установка электроцентробежного насоса; продуктивный горизонт; нагнетательная скважина.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 550.8.02:658.012.2

 

КОНЦЕПЦИЯ MASTER-REPORT ПО ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫМ ОБЪЕКТАМ

ДЛЯ ПРИНЯТИЯ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ (с. 18)

 

Б.В. Георгиевский, В.А. Бочкарев

 

"ЛУКОЙЛ Оверсиз Сервис БВ"

Dubai Properties Group Headquarters building, TECOM, P.O. Box 500551, Dubai, United Arab Emirates,

e-mail: Vitaliy.Bochkarev@lukoil-overseas.com

 

Формирование комплексного геологического заключения и рекомендаций по продолжению геолого-разведочных работ является ключевой задачей в процессе работ при поиске месторождений углеводородов. В данной статье описана концепция master-report – документа, нацеленного на поддержку принятия обоснованных решений по стратегии геолого-разведочных работ. Описаны специфика и основные разделы master-report, взаимосвязи многопрофильных видов исследований и результирующего геологического заключения. С учетом целевой аудитории, менеджеров, при составлении master-report формируются наглядные схемы и диаграммы, которые базируются на глубоком анализе всех доступных геологических данных и которые позволяют принимать обоснованные решения при планировании геолого-разведочных работ.

 

Ключевые слова: master-report; принятие управленческих решений; стратегия геолого-разведочных работ; комплексный анализ данных.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.66

 

ПРОВЕДЕНИЕ ПОВТОРНЫХ ГИДРОРАЗРЫВОВ ПЛАСТА

КАК ПЕРСПЕКТИВНОЕ НАПРАВЛЕНИЕ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

(с. 24)

 

Р.Ф. Хусаинов, Н.А. Назимов, Н.Ф. Гумаров, А.Р. Рахманов, Б.Г. Ганиев, М.В. Швыденко

 

НГДУ "Альметьевнефть" ПАО "Татнефть"

423450, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 35,

e-mail: HusainovRF@almet.tatneft.ru

 

В работе приведены результаты применения повторных гидравлических разрывов пласта на объектах разработки НГДУ "Альметьевнефть", находящихся на поздней стадии разработки. Освещены результаты проводимых работ, статистические выкладки и аналитические выводы применения технологии повторного гидроразрыва пласта. Полученные текущие результаты указывают на то, что в перспективе повторный гидроразрыв пласта для НГДУ "Альметьевнефть" становится одной из ключевых технологий интенсификации добычи нефти на фоне охвата основной доли фонда скважин работами по первичному ГРП.

 

Ключевые слова: повторный гидроразрыв пласта; проппант; геометрические параметры трещины; высокопроницаемые коллекторы; низкопроницаемые коллекторы.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.66

 

ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ ДЛЯ РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

ЗАПАСОВ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПАО "БЕЛКАМНЕФТЬ" (с. 30)

 

И.О. Шибанов, А.Л. Натаров

 

ПАО "Белкамнефть"

426004, Россия, Республика Удмуртия, г. Ижевск, ул. Пастухова, 100,

e-mail: natarov@belkam.com

 

С.Ю. Борхович

 

Удмуртский государственный университет, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

426034, Россия, Республика Удмуртия, г. Ижевск, ул. Университетская, 1,

e-mail: SYBorhovich@yandex.ru

 

В статье проведен обзор опыта по интенсификации добычи нефти с помощью гидравлического разрыва пласта на поздней и начальной стадиях разработки месторождений. Определены критерии подбора скважин для проведения гидравлического разрыва пласта и причины недостижения технологической эффективности.

 

Ключевые слова: интенсификация добычи нефти; гидравлический разрыва пласта; технологическая эффективность.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.6 Пр.М

 

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

МИКРОЭМУЛЬСИЯМИ (с. 33)

 

Гаджан Кули оглы Гаджиев

 

НИИ "Геотехнологические Проблемы Нефти, Газа и Химии"

AZ1010, Азербайджан, г. Баку, ул. Д. Алиева, 227,

е-mail: hасаn.hacisoy@gmail.com

 

В статье рассматриваются вопросы повышения проницаемости призабойной зоны пласта за счет увеличения устойчивости микроэмульсии, полученной на основе углеводородной жидкости, содержащей кислоту, ПАВ и полимер. Показано, что как увеличение охвата воздействием, так и стабильность и устойчивость микроэмульсии в значительной степени определяются размерами глобул компонентов, которые регулируются ультразвуковой обработкой системы. Проведенными исследованиями выявлена зависимость таких реологических параметров, как поверхностного натяжения, структурной вязкости, градиента скорости от ультразвукового воздействия. Получено, что изменение структурно-механических свойств микроэмульсии сопровождается значительным повышением их устойчивости. Также установлено, что предварительная обработка микроэмульсии приводит к увеличению проницаемости пласта.

 

Ключевые слова: кислотосодержащая микроэмульсия; мицеллярный раствор; проницаемость пласта; дебит скважины; вязкоупругие свойства; нефтенасыщенность; поверхностное натяжение; структурная вязкость; градиент скорости.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.031:532.51(1-04).001.57

 

НОВЫЙ ПОДХОД К МОДЕЛИРОВАНИЮ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

С НАКЛОННЫМИ ФЛЮИДАЛЬНЫМИ КОНТАКТАМИ (с. 35)

 

Э.А. Мамедов

 

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

е-mail: eamamedoff@gmail.com

 

А.В. Ахметзянов, А.М. Сальников

 

ИПУ РАН имени В.А. Трапезникова

117806, Россия, г. Москва, ул. Профсоюзная, 65,

тел.: (495) 334-89-10,

факс: 495) 334-93-40

 

Э.С. Закиров

 

Институт проблем нефти и газа РАН

119333, Россия, г. Москва, ул. Губкина, 3

 

В статье предлагается новый алгоритм моделирования естественного фильтрационного потока воды в продуктивном пласте применительно к подсчету запасов, построению 3D геолого-гидродинамических моделей и проведению прогнозных расчетов.

Новый подход представляет практический интерес для специалистов, занимающихся подсчетом запасов нефти и газа и созданием 3D геологических и гидродинамических моделей продуктивных пластов для проектных документов по разработке месторождений нефти и газа. Некорректный учет наличия естественного фильтрационного потока может привести к значительным погрешностям при прогнозировании показателей разработки месторождений нефти и газа.

 

Ключевые слова: моделирование залежей; гидродинамические модели; фильтрационный поток; подсчет запасов; прогнозирование показателей разработки.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.8:661.725

 

К ВОПРОСУ ОБ ОБРАЗОВАНИИ ГЕЛЕЙ

В СИСТЕМАХ РЕГЕНЕРАЦИИ ГЛИКОЛЕЙ (с. 44)

 

Александр Валериевич Бриков

 

"Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.", филиал компании в г. Южно-Сахалинске

693020, Россия, г. Южно-Сахалинск, ул. Дзержинского, 35,

e-mail: Alexander.Brikov@sakhalinenergy.ru

 

Святослав Валерьевич Суховерхов,

Андрей Николаевич Маркин

 

ИХ ДВО РАН

690022, Россия, г. Владивосток, просп. 100-летия Владивостока, 159,

е-mail: svs28@ich.dvo.ru, Andrey.N.Markine@gmail.com

 

В статье описаны проблемы, вызванные образованием гелей в системах регенерации гликолей нефтегазодобывающих предприятий. Показано, что образование геля наблюдается на различных предприятиях нефтегазодобывающей промышленности и, таким образом, носит общий характер. Приведены результаты лабораторных экспериментов по получению гелей из водных и водно-гликолевых растворов полиэтиленгликолей (ПЭГ). Показано, что гель образуется из растворов ПЭГ при взаимодействии с ионами железа и кальция при температурах 115…140 °C в течение 0,8…2,5 ч. Предложен механизм образования гелей. Первой стадией образования геля является полимеризация гликоля в системе регенерации, второй стадией – сшивание образовавшегося ПЭГ ионами металлов. Даны рекомендации по эксплуатации систем регенерации гликолей, позволяющие избежать проблем, вызванных гелеобразованием.

 

Ключевые слова: гель; полиэтиленгликоль; водно-гликолевый раствор; моноэтиленгликоль; системы регенерации гликолей.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 556.314

 

УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ОСОБЕННОСТЕЙ

ГИДРОХИМИЧЕСКОГО ОБЛИКА ПРЕСНЫХ ПОДЗЕМНЫХ ВОД

НА АВТОНОМНОМ УЧАСТКЕ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ХМАО − ЮГРЫ (с. 50)

 

А.Л. Храмцова, Ю.О. Русакова, М.В. Вашурина

 

Научно-исследовательский институт гидрогеологии и геотермии при ТюмГНГУ

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, ком. 303,

e-mail: samitova_vi@mail.ru

 

В статье освещены результаты мониторинга пресных подземных вод на участках (водозаборах), расположенных на Самотлорском нефтяном месторождении за период 2005–2015 гг. Рассмотрены условия формирования показателей качества исследуемых вод. Выделен автономный участок с особенностями химического состава подземных вод. Прогноз изменения качества подземных вод основывался на наблюдениях за гидрогеохимическим режимом продуктивного горизонта в нарушенных эксплуатацией условиях.

 

Ключевые слова: мониторинг; пресные подземные воды; продуктивный горизонт; химический состав; условия формирования; превышение норм; качество; техногенное влияние; защищенность; прогноз.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

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

Главная страница журнала