Нефтепромысловое дело

Современное моделирование наряду с воспроизведением потенциала пласта концентрирует внимание на процессе контроля системы пласт – подземное заканчивание – скважина – наземная инфраструктура. Наиболее существенное и актуальное применение инструментов интегрированного моделирования на шельфовых нефтяных и газовых месторождениях достигается при значительном приросте ресурсной базы. Данному фактору сопутствует высокий уровень технологичности и автоматизации, а также аккумуляции ситуационного и комплексного интегрированного анализа.

Для решения подобного рода задач на месторожденях им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского созданы и уже используются интегрированные модели, включающие в себя совокупность связанных между собой математических и инженерных моделей скважин, пластов, наземной системы сбора, подготовки и транспортировки нефти с учетом передового в этой области зарубежного опыта.

С помощью данного набора моделей в рабочем порядке решаются задачи оперативного контроля выполнения уровней добычи, подготовки детальных обоснованных технологических режимов скважин, оценки достаточности потенциала системы сбора, мониторинга и оценки рисков добычи нефти и газа, моделирования процессов добычи интеллектуальных скважин.

Ключевые слова: нефтяные и газовые месторождения; комплексное моделирование; интегрированный анализ; оперативный контроль.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.1/.4+622.276.43

МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
С ПРИМЕНЕНИЕМ РАЗНОСТНОЙ СХЕМЫ "КЛАССИКИ" С УЧЕТОМ
КАПИЛЛЯРНЫХ И ГРАВИТАЦИОННЫХ СИЛ (с. 15)

Иван Владимирович Афанаскин,

Александр Васильевич Королев,

Петр Владимирович Ялов,

Дмитрий Владимирович Солопов,

Андрей Юрьевич Сорокин

Федеральное государственное учреждение "Федеральный научный центр Научно-исследовательский институт системных исследований Российской академии наук"

117218, Россия, г. Москва, Нахимовский просп., 36, корп. 1,

e-mail: ivan@afanaskin.ru

Предлагается новый подход к численному решению системы уравнений двухфазной фильтрации нефти и воды с учетом капиллярных и гравитационных сил. Подход состоит в применении для аппроксимации дифференциального уравнения для давления неявной разностной схемы "классики". Такая схема применяется 2 раза – для течения в горизонтальной плоскости и для перетоков между слоями. Это позволяет в расчетах обойтись без решения системы линейных алгебраических уравнений. Сравнительное тестирование показало достаточную для практических целей точность такого подхода.

Ключевые слова: двухфазная фильтрация; моделирование заводнения; разностная схема "классики"; учет капиллярных и гравитационных сил.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.66.001.57+622.276.2.001.57

ДИНАМИКА ПРИТОКА ЖИДКОСТИ К ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ
С МНОГОЗОННЫМ ГИДРОРАЗРЫВОМ ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ
УПРУГОГО РЕЖИМА (с. 23)

С.В. Елкин, А.А. Алероев, Н.А. Веремко, М.В. Чертенков

ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг"

109028, Россия, г. Москва, Покровский бульвар, 3, стр. 1,

e-mail: Sergey.Elkin@lukoil.com, Aslanbek.Aleroev@lukoil.com, Nikolaj.Veremko@lukoil.com, Mikhail.Chertenkov@lukoil.com

В настоящей статье представлены формулы для расчета зависимости дебита горизонтальной скважины от времени в условиях упругого режима дренирования. Приближённое аналитическое решение удалось получить, разделив процесс на три этапа, сделав предположение о распределении давления между трещинами в виде линейной функции, медленно меняющейся со временем. Построенные графики накопленного дебита находятся в хорошем согласии с кривыми добычи реальных скважин.

Ключевые слова: многозонный гидравлический разрыв пласта; плоскопараллельное течение; граница зоны дренирования; взаимовлияние трещин; промежуточное давление; динамика притока; межтрещинное пространство; накопленный дебит нефти.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 550.832.4

О ДОСТОВЕРНОСТИ ПРОГНОЗА
ЭФФЕКТИВНОЙ ТОЛЩИНЫ ТОНКИХ ПЛАСТОВ ПО СЕЙCМОРАЗВЕДКЕ 3D
в 2000-х гг. (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ХМАО − ЮГРЫ) (с. 32)

А.Н. Янин

ООО "Проектное Бюро "ТЭРМ"

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Дзержинского, 15,

тел.: (345) 263-15-64,

факс: (345) 263-15-48,

e-mail: term@term-pb.ru

В статье рассмотрены фактические результаты применения сейсморазведки 3D на одном из месторождений ХМАО – Югры с целью определения нефтенасыщенной толщины тонкого неглубоко залегающего пласта АС₁₁. Приемлемая "поскважинная" точность (±20 %) прогноза предполагаемой эффективной толщины по сейсмике 3D достигнута лишь по пяти новым скважинам из 18 пробуренных. По остальным скважинам точность прогноза толщин оказалась неудовлетворительной. Существенная погрешность оценки (до 55 %) h_эф. по сейсмике 3D отмечается даже в интервале повышенных (более 6,5 м) прогнозных толщин. Максимальная погрешность в прогнозе эффективной толщины пласта АС₁₁¹ по сейсмике 3D доходит до 140…180 %. Она характерна для участков с минимальными (2,5…3,0 м) прогнозными толщинами. Достигнутая в рассмотренный исторический период достоверность прогноза эффективной толщины тонкого пласта по сейсмике 3D оказалась недостаточной для обоснования места заложения забоев конкретных проектных добывающих скважин.

Ключевые слова: сейсморазведка 3D; ХМАО – Югра; нефтенасыщенная толщина; погрешность определения; тонкий пласт; фактические результаты.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.1/.4.04

ОСОБЕННОСТИ УПРАВЛЕНИЯ РИСКАМИ ПРИ СТРАТЕГИЧЕСКОМ РАЗВИТИИ
МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ АКТИВОВ СЕВЕРНОГО КАСПИЯ (с. 38)

Алексей Викторович Шевченко

ООО "ЛУКОЙЛ−Нижневолжскнефть"

414000, Россия, г. Астрахань, ул. Адмиралтейская, 1, корп. 2

Александр Николаевич Лесной,

Данис Равильевич Маганов,

Дмитрий Иванович Полукеев

ПАО "ЛУКОЙЛ"

e-mail: Aleksandr.Lesnoy@lukoil.com

Денис Владимирович Корнеев,

Артем Владимирович Некрасов,

Мария Игоревна Пименова

ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг"

109028, Россия, г. Москва, ул. Покровский бульвар, 3, стр. 1,

тел.: (495) 983-24-11,

факс: (495) 983-21-41,

e-mail: LUKOIL-Engin@lukoil.com

Оценка рисков является необходимой составляющей научно-технического сопровождения проектов. Основными задачами, которые направлены на решение управления рисками, являются идентификация, оценка существующих рисков и разработка управляющих действий, направленных на их минимизацию. На основе проведенной работы сформирован реестр рисков для проведения дальнейшего анализа.

Ключевые слова: концепция; риски; приоритизация процессов; предпроектное обследование; целевая архитектура.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.652

ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ РАБОЧЕГО АГЕНТА
НА КОЭФФИЦИЕНТ ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ (с. 43)

М.К. Мустафаев

АО "КазНИПИмунайгаз"

130000, Республика Казахстан, Мангистауская обл., г. Актау, 6-й микрорайон, 2,

е-mail: Turkpenbaeva_B@kaznipi.kz

Е.К. Кайыржан

АО "Каражанбасмунай"

130000, Республика Казахстан, г. Актау, 15-й микрорайон, 8

В статье описаны лабораторно-экспериментальные исследования влияния температуры рабочего агента на коэффициент вытеснения высоковязкой нефти в условиях месторождения Каражанбас.

По результатам исследований, проведенных лабораторным центром АО "КазНИПИМунайгаз", следует, что повышение температуры рабочего агента способствует увеличению вытеснения нефти, прирост коэффициента вытеснения нефти отмечается для всех литотипов пород.

Коэффициент вытеснения резко увеличивается при повышении температуры закачиваемой воды от 50 °C и более. Достигается это благодаря резкому снижению вязкости нефти (в 3 раза) и повышению ее подвижности, что подтверждается результатами PVT-исследований глубинных проб нефти, выполненных по 4 скважинам.

Оценка влияния минерализации на глинистые породы показала, что ее снижение негативно влияет на коллекторские свойства. Значительное снижение проницаемости при снижении минерализации закачиваемой воды до полного опреснения связано с составом глин (иллитами и смектитами), которые сильно подвержены набуханию.

На основе лабораторно-экспериментальных исследований для эффективного вытеснения нефти рекомендуется использовать горячую воду с температурой 50…90 °C и проведение опытно-промышленных испытаний.

Ключевые слова: температура рабочего агента; вытеснение нефти; PVT-исследования глубинных проб нефти.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.66.001.57:622.276.346

ОЦЕНКА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
С МНОГОСТАДИЙНЫМ ГИДРАВЛИЧЕСКИМ РАЗРЫВОМ ПЛАСТА И
АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ПАРАМЕТРОВ "СУПЕРСКВАЖИНЫ"
НА ЕЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ (с. 48)

Чжоу Цяофэн,

Анатолий Борисович Золотухин

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

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

e-mail: gubkin.cup@yandex.ru, anatoly.zolotukhin@gmail.com

В статье авторами введено новое понятие "суперскважины", характеризующее сформировавшуюся после многостадийного гидроразрыва пласта зону заканчивания горизонтальной скважины, охватывающую как саму горизонтальную скважину с системой трещин, так и пористую среду с измененными свойствами. Представленная концепция позволяет по-новому взглянуть на течение флюидов в зоне заканчивания "суперскважины" и получить простую математическую модель притока к горизонтальной скважине с многостадийным гидроразрывом. Модель позволяет получить простое аналитическое решение для условий установившегося притока жидкости к "суперскважине" и оценить влияние параметров трещин на ее производительность. Предложенная модель "суперскважины" рассматривается как эквивалентная модель описания притока к горизонтальной скважине с равномерно изменёнными свойствами в зоне проведения гидроразрыва. Следует отметить, что данный подход позволяет получить аналитическую зависимость средневзвешенной проницаемости зоны от длины и числа трещин после проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта, формируемой в естественно-трещиноватых коллекторах "суперскважины". С помощью предложенной модели представляется возможным смоделировать пространственную сеть трещин и использовать ее для оптимизации проектирования гидроразрыва пласта.

Ключевые слова: "суперскважина"; оценка производительности; многоступенчатый гидроразрыв пласта; анализ влияния параметров на производительность.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.031.011.433:550.822.3+622.276.7

ПОДБОР НАИБОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
ДЛЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПЕРМСКОГО КРАЯ И
ОЦЕНКА ИХ ВЛИЯНИЯ ПРИ ЛАБОРАТОРНОМ МОДЕЛИРОВАНИИ
НА КЕРНЕ (с. 53)

Игорь Анатольевич Шилов,

Антон Игоревич Неволин

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми

614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29,

тел.: (342) 717-01-54,

e-mail: Igor.Shilov@pnn.lukoil.com, Anton.Nevolin@pnn.lukoil.com

В данной статье описаны основные осложнения, возникающие при неправильном подборе жидкостей глушения скважин на месторождениях Пермского края. Разработана методика по оценке влияния жидкостей глушения на фильтрационные параметры составных керновых моделей. Проведены исследования жидкостей глушения различных рецептур и производителей на керновом материале и в "свободном объёме" с целью обоснования эффективности их применения на различных объектах разработки.

Ключевые слова: жидкость глушения; методика исследований на керне.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.53.054

РАСЧЁТНАЯ МЕТОДИКА ПОЛУЧЕНИЯ РАБОЧИХ ХАРАКТЕРИСТИК
РОТОРНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО ГАЗОСЕПАРАТОРА (с. 57)

М.Г. Волков

ООО "РН−УфаНИПИнефть"

450103, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Бехтерева, 3/1,

e-mail: m_volkov@ufanipi.ru

Численное моделирование гидродинамической структуры течения добываемой скважинной жидкости внутри межлопаточного канала центрифуги показало, что существенное влияние на структуру потока оказывает его поперечная закрутка внутри межлопаточного канала газосепаратора, возникающая вследствие инерционных свойств жидкости. В поперечном сечении межлопаточного канала газосепаратора градиент давления направлен от линии, проходящей через центр масс к периферии и корневой части лопатки. Мелкие пузырьки газа, попадая в центробежное поле, отжимаются как к поверхности ступицы лопаточного барабана, так и к его периферии. Крупные пузырьки газа отжимаются лишь к поверхности ступицы. Такое распределение пузырьков газа в межлопаточном канале лопаточной центрифуги объясняет высокий коэффициент сепарации при работе газовых сепараторов, в частности ГСА5-1, на грубодисперсной смеси вода−воздух и низкий при его эксплуатации на мелкодисперсной смеси вода−ПАВ−воздух.

Разработанная аналитическая методика позволила провести численный анализ влияния входного газосодержания β_вх. на коэффициент сепарации K_c и диаметра пузырьков газа d_p в газожидкостной смеси на величину остаточного газосодержания β_ост.. Установлено, что коэффициент сепарации центробежного газового сепаратора с ростом диаметра пузырьков газа возрастает. Расчёты показали, что для газового сепаратора ГСА5-1 при возрастании диаметра пузырьков газа в газожидкостной смеси от 10 до 120 мкм коэффициент сепарации газового сепаратора увеличивается от 0,459 до 1,0.

Сопоставление расчётных и экспериментальных данных по расходно-напорным характеристикам шнекового нагнетателя газосепараторов фирмы Centrilift для режимов работы на воде показало достаточно хорошую сходимость результатов.

Ключевые слова: нефть; газ; насос; скважина; смесь; газосепаратор.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276

АНАЛИЗ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
АКТИВНОЙ ЦЕЛЛЮЛОЗНОЙ МУКИ НА ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОСТОЧНОГО БОРТА МЕЛЕКЕССКОЙ ВПАДИНЫ
(с. 63)

Ф.А. Губайдуллин, П.В. Исаев

Казанский (Приволжский) федеральный университет

e-mail: fargub@mail.ru

М.А. Сайфутдинов

ПАО "Татнефть"

423450, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 75,

e-mail: tnr@tatneft.ru

В статье проведен анализ технологической и экономической эффективности опытно-промышленных работ по водоизоляции в трещиноватых коллекторах с применением реагента активной целлюлозной муки (АЦМ). Работы проводились на добывающих скважинах НГДУ "Нурлатнефть" (ПАО "Татнефть") на площадях Ашальчинского, Бурейкинского, Вишнево-Полянского, Пионерского и Нурлатского месторождений.

Ключевые слова: месторождение; продуктивный горизонт; обводненность; добыча; анализ разработки; неоднородность; ремонтно-изоляционные работы; активная целлюлозная мука.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.72

КАРТИРОВАНИЕ ЗОН СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ,
ВЛИЯНИЕ РАССОЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА РАЗРАБОТКУ
ЯРАКТИНСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 66)

Александр Николаевич Черемисин

ООО "Геомеханические системы"

е-mail: acheremisinn@gmail.com

Алексей Анатольевич Горланов,

Диана Дмитриевна Романова

ООО "Сибкор"

625031, Россия, г. Тюмень, ул. Ветеранов труда, 58а,

е-mail: gorlanich@gmail.com, kusnerdd@gmail.com

Виктор Николаевич Щеткин,

Ирина Павловна Лебедева,

Игорь Валентинович Сабанчин,

Анна Владимировна Евсеенко

ООО "Иркутская нефтяная компания"

664000, Россия, г. Иркутск, Большой Литейный просп., 4,

тел.: (395) 221-13-52,

е-mail: shetkin_vn@irkutskoil.ru, lebedeva@irkutskoil.ru, isabanchin@irkutskoil.ru, evseenko_av@irkutskoil.ru

Александр Иосифович Волошин

ООО "РН−УфаНИПИнефть"

e-mail: Voloshinai3@mail.ru

В процессе подъема флюидов от забоя к устью нефтяных и газовых скважин происходит изменение термобарических условий, это нарушает сложившееся термодинамическое равновесие в пластовой системе. Так, снижение температуры и давления часто является причиной образования отложений, в частности, неорганических солей в околоскважинной зоне, на поверхности глубинно-насосного оборудования, НКТ, а также в системе сбора продукции месторождений. Непрерывно формирующиеся минеральные отложения в процессе эксплуатации месторождения приводят к снижению продуктивности скважин, постепенному уменьшению сечения колонны НКТ, выходу из строя погружного оборудования, следовательно, требуется проведение ремонтных и профилактических мероприятий. Их успешность зависит от качества прогноза солеотложения. В этой связи, важным представляется определение условий солеотложения в пластовых условиях, прогнозирование процессов растворения легко растворимых компонентов породы и изменения состава закачиваемой воды при ее движении от нагнетательных скважин к добывающим. В статье приведены общие сведения о проблеме солеотложения и условия, способствующие солеобразованию на Ярактинском нефтегазоконденсатном месторождении (ЯНГКМ). В рамках работы выполнены программное моделирование выпадения и отложения минеральных солей, прогнозирование рисков солеотложений по ЯНГКМ в пластовых условиях, в скважинах и на поверхностном оборудовании, разработка карт солеотложений. Выявлены зоны и скважины месторождений, наиболее подверженные различным типам солеотложений, определена степень влияния различных факторов на процесс образования солей в пластовых условиях.

Ключевые слова: солеотложение; гипс; кальцит; галит; рассоление породы пласта.

Заказать статью в электронной библиотеке

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

Главная страница журнала