Нефтепромысловое дело

При проектировании разработки газоконденсатных месторождений часто сталкиваются с отсутствием результатов полного комплекса исследований, что затрудняет прогнозирование уровней добычи конденсата и коэффициента конденсатоотдачи. В статье предложен метод расчета фазового равновесия газоконденсатной системы при ограниченном наборе исходных данных на основе уравнения фазовых концентраций и уравнения состояния Пенга − Робинсона. Показано влияние критических параметров псевдокомпонента на расчет фазового равновесия. На примере объекта Д₄ Зайкинско-Зоринского нефтегазоконденсатного месторождения предложена концепция настройки модели пластового флюида на лабораторные данные с помощью изменения критических параметров псевдокомпонента.

Ключевые слова: газоконденсатные месторождения; расчет фазового равновесия; низкая степень изученности; псевдокомпонент; критические параметры.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.1/.4

ПРИМЕНЕНИЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ МЕТОДОВ

ДЛЯ АНАЛИЗА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ПАО "БЕЛКАМНЕФТЬ" (с. 10)

А.Л. Натаров, Н.Н. Попова

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 имени М.С. Гуцериева

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

e-mail: SYBorhovich@yandex.ru

Разработана программа для анализа технологических показателей разработки месторождений. Программа проводит расчеты технологических показателей и автоматизированное построение графиков, на основе которых осуществляется оценка энергетического состояния залежей, динамики изменения обводненности добываемой продукции, характера и степени выработки запасов нефти, эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. Апробация программы проводилась на месторождениях ПАО "Белкамнефть". Предложен методологический подход по подбору мероприятий для интенсификации добычи нефти.

Ключевые слова: интенсификация добычи нефти; геолого-промысловые методы; программа; энергетическое состояние залежей; скважина.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276

ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ И СЕЛЕКТИВНЫХ СВОЙСТВ

ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СОСТАВОВ НА ОСНОВЕ ЖИДКОГО СТЕКЛА

(с. 16)

Р.С. Неклеса, А.В. Кочетов, Ю.В Земцов, Т.А. Лыткина

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

625048, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42

В статье приведены результаты фильтрационных исследований водоизолирующей способности и селективных свойств гелеобразующих составов на основе жидкого стекла и соляной кислоты (ГОС-ЖС). Установлено, что составы, содержащие 4...6 % жидкого стекла товарной формы и 4…7 % соляной кислоты, снижают проницаемость водонасыщенных естественных кернов от 60 до 200 раз и более. Наряду с этим проницаемость нефтенасыщенных кернов для нефти снижается только в 1,02…11,3 раза. Последующая обработка модели пласта щёлочью, растворителем, а затем кислотным составом приводит к удалению геля жидкого стекла из нефтенасыщенной породы и увеличению ее фазовой проницаемости для нефти. Апробированный в лабораторных условиях метод селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах рекомендован к промысловому применению.

Ключевые слова: фильтрационные исследования; гелеобразующие составы; керн; селективная изоляция водопритоков.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.43"5"

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

ДЛЯ ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ

ПОДВИЖНОСТЯХ НЕФТИ (с. 20)

Д.Н. Гусева, Г.Я. Курбанова, В.В. Васильев

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

625048, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42

Одним из эффективных методов вовлечения застойных зон в процесс разработки является использование нестационарного заводнения. Основными достоинствами технологий нестационарного заводнения являются то, что не требуется привлечение существенных дополнительных затрат, а также возможность применения на различных стадиях разработки. В статье приводится сравнительный анализ эффективности оптимизации системы ППД на основе нестационарного заводнения при различной подвижности нефти. Результаты расчетов могут быть использованы для формирования рекомендаций по оптимизации системы ППД для залежей со сходными геолого-физическими условиями.

Ключевые слова: циклическое заводнение; эффективность; подвижность нефти.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.031.011.43

АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА

ПО ДАННЫМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (с. 23)

Ольга Вадимовна Савенок,

Евгений Олегович Петрушин,

Ашот Страевич Арутюнян

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ")

350072, Россия, г. Краснодар, ул. Московская, 2,

тел./факс: (861) 233-18-45,

e-mail: olgasavenok@mail.ru, eopetrushin@yahoo.com, mereniya@mail.ru

Рассмотрение современных технологий бурения позволяет судить о том, что большинство методов в настоящее время основано на получении первичных характеристик о типе пласта и окружающих породах, которые затем используются для математического и визуального прогностического моделирования, позволяющего достаточно точно описать свойства пласта. Это в дальнейшем позволяет разработать наиболее оптимальный подход к добыче сырья. Одним из самых интересных способов ведения подобных работ является забуривание горизонтальной скважины, которое позволяет собрать гораздо более разнообразную информацию за счёт большего пространственного охвата, а следовательно, получить более достоверное описание пласта. В целом, дальнейшая обработка информации происходит по методам, чья апробация уже доказала качество и достоверность получаемых данных.

Ключевые слова: методы определения параметров пласта; гидродинамические исследования; коэффициент проницаемости; коэффициент продуктивности; исследование горизонтальных скважин; метод прослеживания уровня; кривая восстановления давления.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 550.834.05

ЗОНА ЗАСОЛОНЕНИЯ КАК ПРИЧИНА ОБРАЗОВАНИЯ

РАЗЛИЧНЫХ ГАЗОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ (с. 28)

М.В. Осипова, М.Ю. Шаповалов, Д.А. Анурьев

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

625048, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Осипенко, 79/1

Основным объектом эксплуатации на Верхнечонском месторождении является продуктивный объект ВЧ. Он характеризуется сложным геологическим строением, высокой степенью латеральной неоднородности терригенного коллектора. Помимо этого поры коллектора засолонены галитом, что оказывает значительное влияние как на ФЕС, так и на процесс разработки пласта. В связи с этим актуальным становится вопрос методов прогноза зон развития засолонения коллектора. Распространение залежей месторождения и уровни флюидных контактов контролируются в основном тектоническим (блоковым) строением. Исключение составляет экранированная залежь пласта ВЧ₁ с газонефтяным контактом, отличающимся от уровня контактов соседних залежей. При этом изолирующих экранов обнаружено не было. В настоящей работе вопросы уточнения границ распространения засолоненного неколлектора и обоснования границы ГНК решаются при помощи стохастической инверсии. Именно результаты данного вида интерпретации сейсмических данных положены в основу геологической модели пласта ВЧ, которой посвящена работа.

Ключевые слова: сейсморазведка; акустическая инверсия; тонкий пласт; венд; коллектор; прогноз.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.5:531.7.08

СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

ДЛЯ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ (с. 33)

Ильдар Зафирович Денисламов,

Шамиль Анатольевич Гафаров,

Гульнур Ильдаровна Денисламова,

Ильфир Зуфарович Исаев

Уфимский государственный нефтяной технический университет

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

е-mail: denislamoviz@mail.ru

В качестве наиболее востребованной информации о работе системы нефтяной пласт – скважина наряду с дебитом скважины по жидкости являются обводненность нефти и динамический уровень жидкости. В статье предложено в межтрубном пространстве скважины и ниже насоса расположить определенное число датчиков давления (не менее шести), с помощью которых решаются в постоянном режиме времени эти две актуальные задачи скважинной нефтедобычи.

Динамический уровень определяется по заданной программе как пересечение двух зависимостей давления от глубины, полученных для газовой зоны межтрубного пространства и жидкостной – от динамического уровня до глубинного насоса. Пересечение двух линий имеет ярко выраженный характер ввиду значительной плотностной разности попутного газа и нефти в межтрубном пространстве.

В статье рассмотрена возможность повышения степени защищенности действующего электроцентробежного глубинного насоса от проникновения свободного газа или высокогазированной жидкости на рабочие колеса. Расчетами показана необходимость учета давления нефтяного газа в зоне динамического уровня жидкости.

Для скважин с регулируемым электрочастотным приводом УЭЦН предложено обводненность пластовой продукции определять исходя из разницы давлений между двумя датчиками, расположенными стационарно в зоне от насоса до продуктивного пласта. На время измерений обводненности давление в зоне датчиков поддерживается умной скважиной выше давления насыщения нефти газом.

В статье показаны необходимость и возможность использования датчиков давления для решения информационных задач нефтедобывающих скважин, описана возможная конструкция интеллектуальной скважины.

Ключевые слова: интеллектуальная скважина; датчик давления; динамический уровень жидкости; межтрубное пространство; электроцентробежный насос; попутный нефтяной газ; обводненность пластовой продукции; плотность флюида.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.031

НЕУСТАНОВИВШИЙСЯ ПРИТОК ЖИДКОСТИ К ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ

В ЗАКРЫТОМ КРУГОВОМ ПЛАСТЕ (с. 38)

К.А. Джафарова

НИПИ "Нефтегаз" ГНКАР

AZ1012, Азербайджан, г. Баку, ул. Г. Зардаби, 88а,

е-mail: kema85@mail.ru

В статье рассматривается решение гидродинамической задачи притока жидкости к горизонтальной скважине, эксплуатируемой в закрытом круговом пласте, имеющем форму кругового цилиндра, при нестационарной фильтрации. В начальный момент времени горизонтальная скважина пущена в эксплуатацию с объемным дебитом Q. Математически поставленная гидродинамическая задача решается для двух случаев расположения горизонтальной скважины в пласте. В первом случае решение задачи получено для случая, когда длина ствола ГС равна l и она пробурена в центре кругового пласта; во втором случае длина ствола ГС равна 2l и скважина пробурена в центре пласта в прямом и противоположном направлениях.

Ключевые слова: скважина горизонтальная; пласт; жидкость; нефть; разработка; давление; дебит; проницаемость; функция; приток; фильтрация.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276

НОВЫЙ ПОДХОД К ОЦЕНКЕ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ

ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ ВЫТЕСНЕНИЯ (с. 43)

А.А. Ручкин, Д.Н. Гусева

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

625048, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42

Применение характеристик вытеснения для расчета извлекаемых запасов несет ряд неопределенностей, связанных с выбором интервала аппроксимации, критериев точности настройки, перечня и числа характеристик, методик осреднения их результатов. Предложен подход к оценке извлекаемых запасов, суть которого заключается в использовании всех точек аппроксимации при расчете по наиболее распространённым характеристикам вытеснения. Полученные значения запасов обрабатываются методом статистического распределения вероятностей с выделением Р10, Р50, Р90. В результате, запасы Р50 представляют оптимальное значение, причем рассчитанные запасы мало зависят от обводненности и числа использованных зависимостей. Извлекаемые запасы будут иметь одинаковые значения при вычислении их разными пользователями, что позволит уйти от многих нечетко оговоренных условий при традиционном расчете извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения.

Ключевые слова: характеристики вытеснения; оценка извлекаемых запасов; распределение вероятностей.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.72

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ

ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ

(с. 48)

И.А. Стручков, П.В. Рощин

Национальный минерально-сырьевой университет "Горный"

199106, Россия, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

И.Г. Хамитов

ООО "СамараНИПИнефть"

443010, Россия, г. Самара, ул. Вилоновская, 18,

е-mail: snipioil@samnipineft.ru

А.Э. Манасян

АО "Самаранефтегаз"

443071, Россия, г. Самара, Волжский просп., 50,

e-mail: sng@samng.ru

В работе рассмотрены осложнения фонда месторождений парафинистой нефти Самарской области и поставлена проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинном оборудовании на примере Петрухновского месторождения. Формирование органических отложений в скважинном оборудовании и выкидной линии обусловливает снижение надежности функционирования чувствительной гидродинамической системы пласт–скважина–нефтесборный коллектор.

На этапе проектирования разработки месторождения осуществляются сбор промысловой информации, ее анализ, определение возможных рисков при эксплуатации и разработка методов борьбы с ними. Предложены наиболее технологичные физико-химические методы, направленные на снижение представленных рисков.

В работе выполнено тестирование ингибиторов парафиноотложений, применяемых на нефтяных месторождениях Самарской области. Выявлены наиболее эффективные химические композиции по отношению к объекту исследования. Результаты проведенных испытаний показали, что снижение температуры насыщения нефти парафином обусловлено пептизирующим и депрессорным действием реагентов. Лабораторные исследования проведены в соответствии с государственными стандартами.

Ключевые слова: парафинистая нефть; нефтяной парафин; органические отложения; ингибитор парафиноотложений; реологический метод исследования.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.72:549.08

УТОЧНЕНИЕ СОСТАВА ПОЛИМИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

МЕТОДОМ ВНУТРЕННЕГО СТАНДАРТА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

АЛЬТЕРНАТИВНЫХ КОРУНДОВЫХ ЧИСЕЛ (с. 52)

А.В. Песков, В.А. Ольховская

Самарский государственный технический университет

443100, Россия, Самарская обл., г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244,

е-mail: pesko-aleksandr@yandex.ru

Приведены сравнительные результаты определения содержания отдельных компонентов в сложных полиминеральных образцах, аналогичных по вещественному составу солевым отложениям в нефтяных скважинах. Показана целесообразность получения и выбора альтернативных корундовых чисел для подсчёта содержания сульфатных минералов, галита, пирита методом внутреннего стандарта. Методика количественного рентгенографического анализа с использованием альтернативных корундовых чисел апробирована в условиях работы аппаратуры с заданными экспрессностью и точностью.

Ключевые слова: дифрактограмма; интенсивность; метод внутреннего стандарта; эталонное вещество; корундовое число; минеральный состав.

Заказать статью в электронной библиотеке

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

Главная страница журнала