ISSN 0207-2351

Научно-технический журнал

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО

                                                                                                             Издается с 1965 г.

Сентябрь 2018 г.                                     9                           Выходит 12 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Афанаскин И.В., Королев А.В., Ялов П.В. Математическая модель для анализа разработки нефтяных месторождений методом ячеек заводнения (стр. 5‑11)

 

Иктисанов В.А., Байгушев А.В. Расчет опорной сети скважин для определения пластового давления (стр. 12‑16)

 

Соловьев И.Б., Арутюнов Т.В., Чуйкин Е.П. Нейросетевое моделирование при выборе интервала перфорации верхнемеловых отложений на примере месторождений Восточного Ставрополья (стр. 17‑22)

 

Морошкин А.Н., Медведева Е.П., Даньшина Н.В. Ливенские органогенные постройки Мирошниковско-Нижне-Добринского участка (стр. 23‑28)

 

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

 

Кожевников И.А., Дмитриев К.В. Оценка избирательной фильтрации селективных составов с применением двухслойных керновых моделей для условий добывающих скважин (стр. 29‑32)

 

Барковский Н.Н., Кондратьев С.А., Амиров А.М., Чабина Т.В., Шмаков М.В. Комплексный подход к лабораторному тестированию жидкости разрыва (стр. 33‑40)

 

ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН

 

Манасян А.Э., Журавлев Д.В., Козлов А.Н. Опыт применения трассерных исследований пласта ДIII Западно-Коммунарского месторождения (стр. 41‑47)

 

Беляцкий Д.М., Коваленко А.П., Новопашин О.В., Рауданен Е.В. Анализ рисков неопределенности геологических параметров в условиях низкой изученности месторождения (стр. 48‑52)

 

Никонов А.И., Тупысев М.К. Учет геодинамических факторов при ликвидации нефтегазовых скважин (стр. 53‑56)

 

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА, СОЛЕЙ И ГИДРАТОВ

 

Мартынов В.А., Ким С.К., Даниленко Д.Г. Опыт применения технологий предотвращения образования карбонатных отложений на глубинно-насосном оборудовании добывающих скважин на месторождениях территориального производственного предприятия "ЛУКОЙЛУсинскнефтегаз" (стр. 57‑61)

 

СБОР, ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

 

Андреев К.В., Сюр Т.А. Результаты опытно-промысловых испытаний технологии водоподготовки с применением титанового коагулянта (стр. 62‑66)

 

Плотников В.М., Половникова А.И. Особенности сооружения морских трубопроводов в условиях Арктики (стр. 67‑73)

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 622.276.1/.4.001.57          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-9-5-11

 

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ДЛЯ АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
МЕТОДОМ ЯЧЕЕК ЗАВОДНЕНИЯ (с. 5)

 

Иван Владимирович Афанаскин, канд. техн. наук,

Александр Васильевич Королев, канд. техн. наук,

Петр Владимирович Ялов

 

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

 

Разработана математическая модель для анализа разработки нефтяных месторождений методом ячеек заводнения. Эта модель позволяет прогнозировать работу существующих обводненных скважин не только при базовом варианте, но и с учетом изменения режимов работы скважин. Предполагается, что забойное и пластовое давления выше давления насыщения нефти газом.

 

Ключевые слова: ячейки заводнения; анализ разработки; двухфазная фильтрация.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.031:532.11          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-9-12-16

 

РАСЧЕТ ОПОРНОЙ СЕТИ СКВАЖИН ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (с. 12)

 

В.А. Иктисанов, д-р техн. наук, проф.,

А.В. Байгушев

 

Институт "ТатНИПИнефть" ПАО "Татнефть"

423233, Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32,

e-mail: iktissanov@tatnipi.ru

 

В настоящее время нефтяные компании стали гораздо меньше внимания уделять гидродинамическим исследованиям скважин. Во многих компаниях проводятся исследования не всего эксплуатационного фонда скважин, а только его части, который именуется опорным фондом. Безусловно, уменьшение количества исследований приводит к увеличению неопределенности информации, необходимой при принятии технологических решений по управлению процессами разработки месторождения. В связи с этим в данной статье рассмотрены вопросы расчета опорного фонда скважин для определения пластового давления по месторождению или его участку с учетом заданной погрешности расчета. В основе метода используются распределение пластового давления и стандартная погрешность его определения в зависимости от доли опорного фонда. Предлагаемый метод позволяет строго обосновать число измерений пластового давления в скважинах при сохранении заданной точности определения средней величины.

 

Ключевые слова: пластовое давление; опорная сеть; скважины; гидродинамические исследования; погрешность определения; стандартное отклонение.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4.001.57:550.832          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-9-17-22

 

НЕЙРОСЕТЕВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРИ ВЫБОРЕ ИНТЕРВАЛА ПЕРФОРАЦИИ ВЕРХНЕМЕЛОВЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОСТОЧНОГО СТАВРОПОЛЬЯ (с. 17)

 

Иван Борисович Соловьев,

Татос Владимирович Арутюнов,

Егор Петрович Чуйкин

 

ООО "НК "Роснефть" – НТЦ"

350000, Россия, г. Краснодар, ул. Красная, 54,

e-mail: ibsolovev@rnntc.ru; tvarutyunov@rnntc.ru; epchuikin@rnntc.ru

 

Исходя из опыта разработки верхнемеловых отложений Ставропольского края, учитывая значительную степень неопределенности, возникающую при разработке данного рода отложений, всё более востребованными становятся современные методы определения параметров пласта с помощью нейросетевого моделирования. В данной статье рассматривается возможность применения искусственной нейронной сети (ИНС) для выявления высокоперспективных интервалов перфорации верхнемеловых отложений, которые характеризуются высокой степенью неопределенности.

Наиболее выработанным объектом являются нижнемеловые отложения. Для разработки юрских и триасовых отложений требуется дорогостоящее бурение новых скважин. Палеогеновые залежи относят к трудноизвлекаемым запасам, и для их разработки необходимо провести ряд исследований. В связи с этим перспективным объектом разработки Восточного Ставрополья являются верхнемеловые отложения, степень выработки которых составляет 56 %. Разработку этих отложений возможно осуществить действующим фондом скважин, путем проведения "легких" геолого-технических мероприятий (перевод на вышележащий горизонт, расконсервация, дострел).

Таким образом, предложенная методика нейросетевого моделирования позволяет определять низкообводненные интервалы с целью экономически эффективной выработки запасов нефти.

 

Ключевые слова: нейросетевое моделирование; интервал перфорации; верхнемеловые отложения; обводненность; нейрон; профиль добычи.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 551.735+553.98.061.3          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-9-23-28

 

ЛИВЕНСКИЕ ОРГАНОГЕННЫЕ ПОСТРОЙКИ
МИРОШНИКОВСКО-НИЖНЕ-ДОБРИНСКОГО УЧАСТКА (с. 23)

 

А.Н. Морошкин, Е.П. Медведева, Н.В. Даньшина

 

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "ВолгоградНИПИморнефть" в г. Волгограде

400131, Россия, г. Волгоград, ул. Советская, 10,

e-mail: amoroshkin@lukoilvmn.ru; emedvedeva@lukoilvmn.ru; ndanshina@lukoilvmn.ru

 

Приведена литолого-палеонтологическая характеристика ливенских органогенных построек северо-западного обрамления Уметовско-Линевской депрессии Волгоградского Правобережья. Прослежен схематический ряд фациальных зон ливенского палеобассейна.

 

Ключевые слова: органогенные постройки; фациальные зоны; аллохтонные рифы; биогермы.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 553.98.061.4:622.276.031.011.433:550.822.3          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-9-29-32

 

ОЦЕНКА ИЗБИРАТЕЛЬНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ СЕЛЕКТИВНЫХ СОСТАВОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ
ДВУХСЛОЙНЫХ КЕРНОВЫХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ УСЛОВИЙ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН (с. 29)

 

И.А. Кожевников, К.В. Дмитриев

 

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

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

e-mail: Ilya.Kozhevnikov@pnn.lukoil.com; Kirill.Dmitriev@pnn.lukoil.com

 

На территории Российской Федерации увеличивается число месторождений, которые находятся или переходят в последнюю стадию разработки. Вследствие чего возникает потребность в проведении геолого-технических мероприятий с наименьшими затратами при сохранении добычного потенциала скважин. Данным условиям во многом соответствуют технологии селективной изоляции водопритока. Преимуществами применения технологий, основанных на селективной изоляции, являются возможность закачки реагентов в существующие интервалы перфорации и неоднократное повторение процедуры обработки. Оценить эффективность технологии в геолого-физических условиях изучаемого объекта возможно с помощью лабораторных исследований, в том числе на керновом материале. Однако в настоящее время нормативные документы РФ не регламентируют порядок предварительной оценки эффективности водоизоляционных составов при испытаниях в лабораторных условиях. В статье приводится опыт тестирования эмульсионного состава на двухслойных керновых моделях для условий добывающих скважин. Получаемые результаты позволяют оценить эффективность составов и при необходимости адаптировать рецептуру для условий конкретного месторождения до проведения работ на скважинах.

 

Ключевые слова: селективные водоизоляционные составы; ограничение водопритока; лабораторные исследования; фильтрационные испытания; керн; двухслойные керновые модели.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.66.002.34          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-9-33-40

 

КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ЛАБОРАТОРНОМУ ТЕСТИРОВАНИЮ ЖИДКОСТИ РАЗРЫВА (с. 33)

 

Николай Николаевич Барковский,

Сергей Анатольевич Кондратьев,

Алексей Маратович Амиров,

Татьяна Владимировна Чабина,

Михаил Владимирович Шмаков

 

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

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

e-mail: Nikolaj.Barkovskij@pnn.lukoil.com; Sergej.Kondratiev@pnn.lukoil.com, Aleksey.Amirov@pnn.lukoil.com; Tatjana.Chabina@pnn.lukoil.com; Mikhail.Shmakov@pnn.lukoil.com

 

В настоящее время в нефтегазовой промышленности с целью интенсификации добычи углеводородов активно применяют различные методы воздействия на продуктивный пласт. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин и увеличения темпов отбора нефти является операция гидравлического разрыва пласта (ГРП), представляющая собой процесс создания высокопроводящих каналов (системы трещин) путем закачки в пласт загущенной жидкости (жидкости разрыва) под высоким давлением. Во избежание закрытия трещин после снятия давления вместе с жидкостью разрыва в пласт подается расклинивающий наполнитель (пропант, песок), который препятствует смыканию стенок трещины и способствует сохранению проницаемости трещины на достаточно высоком уровне длительное время [1]. В статье авторами рассмотрены подходы к лабораторному тестированию жидкостей разрыва в "свободном объёме" и проведены фильтрационные испытания, в том числе с использованием реальной горной породы и расклинивающих агентов (проппантов).

 

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта; лабораторное моделирование; жидкость разрыва; "свободный объем"; расклинивающий агент (пропант); пропантоудерживающая способность; фильтрационные испытания; ячейка проводимости; пластина керна; вдавливание пропанта в породу; коэффициент восстановления.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.031.011.433:532.5          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-9-41-47

 

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТА ДIII
ЗАПАДНО-КОММУНАРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 41)

 

Артур Эдвардович Манасян1, канд. техн. наук,

Денис Вячеславович Журавлев2,

Александр Николаевич Козлов2,3, канд. биолог. наук

 

1ОАО "Самаранефтегаз"

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

е-mail: sng@samng.ru

 

2ООО "СамараНИПИнефть"

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

e-mail: KirjanovaEV@samnipineft.ru

 

3ФГБОУ ВО "Самарский государственный технический университет"

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

 

По результатам трассерных исследований выявлено наличие гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами пласта ДIII Западно-Коммунарского поднятия. Определены проницаемость и производительность путей фильтрации закачиваемой воды, степень влияния отдельных путей фильтрации на обводнение продукции добывающих скважин. Выявлены особенности фильтрационных систем пласта, в том числе наличие каналов с аномально высокой проницаемостью.

 

Ключевые слова: нефтяное месторождение; трассерные исследования; гидродинамическая связь; фильтрация; проницаемость; межскважинное пространство; закачка воды.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4:55          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-9-48-52

 

АНАЛИЗ РИСКОВ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
В УСЛОВИЯХ НИЗКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 48)

 

Дмитрий Михайлович Беляцкий,

Александр Павлович Коваленко, канд. техн. наук,

Олег Владимирович Новопашин,

Евгения Валерьевна Рауданен

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: dmbelyatskiy@tnnc.rosneft.ru; APKovalenko2@tnnc.rosneft.ru; ovnovopashin@tnnc.rosneft.ru; evraudanen@tnnc.rosneft.ru

 

В статье рассмотрено применение вероятностно-статистических методов для проведения оценки неопределенности параметров, влияющих на объемные запасы нефти и газа в пласте, и на продуктивность скважин. Особое внимание уделено оптимизации проведения многовариантных расчетов технологических показателей разработки с учетом рисков неопределенности геологических параметров.

 

Ключевые слова: неопределенности; риски; зоны неопределенности; запасы; нефтяные залежи; сценарии разработки; бурение.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.245          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-9-53-56             

 

УЧЕТ ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН (с. 53)

 

Александр Иванович Никонов, канд. геол.-минер. наук,

Михаил Константинович Тупысев, канд. техн. наук

 

Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

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

e-mail: eco_lab@ipng.ru

 

В статье рассматриваются природные и техногенные факторы, оказывающие физическое воздействие на элементы конструкции скважины и герметизирующие материалы при разработке нефтегазовых месторождений. Неучет этих факторов приводит к тому, что работы по ликвидации скважин выполняются некачественно. В результате скважина на долгий срок остается опасным техногенным объектом, требующим постоянного контроля и финансовых затрат. В связи с этим предлагается на всех этапах создания проектных документов осуществлять контроль и учитывать геодинамические процессы при проектировании и разработке месторождений с целью долгосрочной ликвидации скважин.

 

Ключевые слова: геодинамические процессы; разработка месторождения нефти и газа; ликвидация скважин.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.72          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-9-57-61

 

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ КАРБОНАТНЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ НА ГЛУБИННО-НАСОСНОМ ОБОРУДОВАНИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ТЕРРИТОРИАЛЬНОГО ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ
"ЛУКОЙЛ−УСИНСКНЕФТЕГАЗ" (с. 57)

 

Владимир Анатольевич Мартынов

 

ТПП "ЛУКОЙЛ−Усинскнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ−Коми"

169710, Россия, Республика Коми, г. Усинск, ул. Транспортная, 4,

e-mail: Vladimir.A.Martynov@lukoil.com

 

Светлана Константиновна Ким, канд. техн. наук,

Дмитрий Геннадьевич Даниленко, канд. биол. наук

 

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

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

 

В статье представлены методы прогноза, предупреждения и борьбы с солеотложениями, осадками на нефтепромысловом оборудовании добывающих скважин на месторождениях ТПП "ЛУКОЙЛ−Усинскнефтегаз". Представлены предложения по формированию комплексной программы проведения дальнейших работ по борьбе с солеотложениями и снижению негативного влияния на процесс добычи нефти.

 

Ключевые слова: пластовые воды; фонд скважин; осложнения; карбонатные соли; насыщенность вод; минералы; пробы; химический состав; совместимость вод.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.438:628.16.065        DOI: 10.30713/0207-2351-2018-9-62-66

 

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ ТЕХНОЛОГИИ ВОДОПОДГОТОВКИ
С ПРИМЕНЕНИЕМ ТИТАНОВОГО КОАГУЛЯНТА (с. 62)

 

Константин Владимирович Андреев,

Татьяна Анатольевна Сюр

 

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

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

e-mail: permnipineft@pnn.lukoil.com

 

В статье представлены результаты опытно-промысловых испытаний технологии подготовки подтоварной воды УПСВ с применением титанового коагулянта на одном из объектов ООО "ЛУКОЙЛ−ПЕРМЬ". Технология обеспечивает более глубокую очистку закачиваемых вод от нефти и мехпримесей по сравнению с безреагентными методами очистки (гравитационный отстой); актуальна в условиях низкопроницаемых коллекторов с низкой приёмистостью нагнетательных скважин, в том числе за счет загрязнения призабойной зоны пласта из-за плохого качества закачиваемой воды. Очищенная вода по своему качеству удовлетворяет нормативным требованиям. Результаты испытаний дают возможность, на основании обобщающего опыта, рассматривать ее как одну из передовых технологий очистки воды на установках предварительного сброса воды и подготовки нефти.

 

Ключевые слова: титановый коагулянт; подготовка подтоварной воды; технология водоподготовки.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.692.4.07(083.75)          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-9-67-73

 

ОСОБЕННОСТИ СООРУЖЕНИЯ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ АРКТИКИ (с. 67)

 

В.М. Плотников, А.И. Половникова

 

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,

e-mail: vmplotnikov@mail.com

 

Данная статья посвящена сравнительному анализу зарубежных и отечественных принципов проектирования подводных трубопроводов в условиях арктических морей. На основании большой значимости освоения морских арктических нефтегазовых месторождений и перспективности разработки этих районов для нефтяной и газовой промышленности России определяется актуальность данного исследования, связанного с проблемой повышения безопасности и эффективности освоения месторождений углеводородов на этапе проектирования и строительства морского трубопроводного транспорта нефти и газа в арктических условиях. Сравнительный анализ был проведен на основе полученных результатов прочностного расчета подводного морского трубопровода в арктических условиях по отечественной и зарубежной методикам. В качестве объекта исследования были выбраны месторождения Баренцева моря как наиболее перспективного нефтегазового района в современных условиях. Предметом исследования является Штокмановское газоконденсатное месторождение, которое находится в центральной части Баренцева моря и является одним из крупнейших в мире месторождений по разведанным запасам природного газа. В результате проделанных расчетов получены различия в значениях толщины стенки, а также выявлено отсутствие методики прочностного расчета, учитывающей влияние статических и динамических воздействий килей ледниковых образований на подводный трубопровод. Проведен расчет толщины стенки подводного трубопровода на основе теории тонкостенных оболочек, учитывающий появление овальности и изгибных напряжений при воздействии стамух на трубопровод по методике, предложенной исследователем С.В. Астафьевым. Результаты расчетов толщины стенки подводного трубопровода с учетом и без учета воздействия ледовых образований разнятся. На основании этого можно сделать вывод о том, что для безопасного проектирования морских трубопроводов необходим учет нагрузок от ледовых образований при прочностном расчете подводных трубопроводов.

 

Ключевые слова: море; трубопровод; Арктика; дно; айсберг; пропахивание; опасность; проектирование; прочность; расчет.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

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

Главная страница журнала