ISSN 0207-2351

Научно-технический журнал

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО

                                                                                                             Издается с 1965 г.

Ноябрь 2018 г.                                   11                           Выходит 12 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Вольпин С.Г., Ломакина О.В., Афанаскин И.В., Штейнберг Ю.М. Комплексирование численного моделирования и различных видов исследований при изучении геологического строения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти на примере  баженовской свиты (стр. 5‑13)

 

Тупысев М.К. Оптимизация разработки месторождений углеводородов с учетом техногенных деформационных процессов (стр. 14‑17)

 

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

 

Григулецкий В.Г. Направленный многостадийный гидравлический разрыв пласта. Течение вязкой технологической жидкости через перфорационные отверстия и каналы некруговой формы. Часть 2. Новое приближенное решение задачи (стр. 18‑26)

 

ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН

 

Колонских А.В., Мартынова Ю.В., Михайлов С.П., Муртазин Р.Р. Метод восстановления коэффициента остаточной водонасыщенности горных пород путем настройки математической модели капиллярной кривой (стр. 27‑30)

 

Иктисанов В.А. Расчет псевдоскин-эффекта для скважин  с горизонтальным окончанием при помощи сферического  потока (стр. 31‑35)

 

Морозов П.Е. Определение параметров пласта по данным мгновенного изменения давления в горизонтальной скважине (стр. 36‑42)

 

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

 

Никонов Е.И., Горидько К.А., Вербицкий В.С., Деньгаев А.В. Опыт внедрения погружных сепараторов механических примесей на месторождениях Российской Федерации (стр. 43‑48)

 

Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Эффективная система добычи нефти (стр. 49‑54)

 

Гасумов Р.А., Минченко Ю.С. Совершенствование технологии  цементирования скважин, повышающей надежность изоляции  затрубного пространства и сохраняющей проницаемость пласта-коллектора (стр. 55‑59)

 

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА, СОЛЕЙ И ГИДРАТОВ

 

Волошин А.И., Гусаков В.Н., Фахреева А.В., Докичев В.А. Ингибиторы для предотвращения солеотложения в нефтедобыче (стр. 60‑72)

 

Борисов Г.К., Ишмияров Э.Р., Политов М.Е., Мингалишев Ф.К., Барбаев И.Г., Никифоров А.А., Иванов Е.Н., Волошин А.И., Смолянец Е.Ф. Физическое моделирование процессов кольматации призабойной зоны скважин Среднеботуобинского месторождения. Часть 1. Моделирование отложений кальцита и гипса в пористой среде и способы их удаления (стр. 73‑80)

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 622.276.1/.4.001.57:622.276.031:532.11          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-11-5-13

 

КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ И РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ
ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ ИЗУЧЕНИИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ
НЕФТИ НА ПРИМЕРЕ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ (с. 5)

 

Сергей Григорьевич Вольпин, канд. техн. наук,

Ольга Владимировна Ломакина,

Иван Владимирович Афанаскин, канд. техн. наук,

Юрий Михайлович Штейнберг

 

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

 

Проанализированы результаты гидродинамических, промыслово-геофизических и геохимических исследований, проведённых на нефтяной залежи в баженовской свите Салымского месторождения. Проведён вычислительный эксперимент, заключающийся в создании гидродинамической модели по данным результатов исследований и выполнении расчётов динамики давлений. Проведено сопоставление результатов расчёта с фактическими данными по контролю энергетического состояния залежи.

 

Ключевые слова: баженовская свита; гидродинамическая модель; исследования скважин; энергетическое состояние залежи; пласт с двойной проницаемостью.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-11-14-17

 

ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ С УЧЕТОМ
ТЕХНОГЕННЫХ ДЕФОРМАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ (с. 14)

 

М.К. Тупысев

 

Институт проблем нефти и газа РАН

119991, Россия, г. Москва, ул. Губкина, 3,

e-mail: m.tupysev@mail.ru

 

Рассмотрены вопросы динамики техногенных деформационных процессов при разработке месторождений нефти и газа. Показана целесообразность оценки этих процессов при проектировании разработки месторождений и их обустройства. Приведены методы контроля за деформационными процессами на основе создания геодинамических полигонов на месторождениях, а также учет этих явлений при сооружении скважин.

 

Ключевые слова: разработка месторождений нефти и газа; техногенные процессы; геодинамический полигон; деформация горных пород.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.66          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-11-18-26

 

НАПРАВЛЕННЫЙ МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА. ТЕЧЕНИЕ
ВЯЗКОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ ЧЕРЕЗ ПЕРФОРАЦИОННЫЕ
ОТВЕРСТИЯ И КАНАЛЫ НЕКРУГОВОЙ ФОРМЫ. ЧАСТЬ 2.
НОВОЕ ПРИБЛИЖЕННОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ (с. 18)

 

В.Г. Григулецкий, д-р техн. наук, проф.

 

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

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

e-mail: gvg-tnc@mail.ru

 

На основе известных общих положений теории аналогии (подобия) между задачей кручения Б. Сен-Венана и гидродинамической задачей течения вязкой жидкости по трубе определенной формы поперечного сечения получены новые приближенные аналитические решения двух задач: течение вязкой жидкости по трубе прямоугольного и эллиптического поперечного сечения.

Особо рассмотрены вопросы точности полученных решений.

В частных случаях из полученных формул следуют известные результаты для трубы квадратного поперечного сечения.

 

Ключевые слова: течение вязкой жидкости; прямоугольник; эллипс; интеграл энергии; распределение скоростей; объем жидкости.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.031.011.431.3:532.631          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-11-27-30

 

МЕТОД ВОССТАНОВЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ГОРНЫХ
ПОРОД ПУТЕМ НАСТРОЙКИ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ КАПИЛЛЯРНОЙ КРИВОЙ (с. 27)

 

А.В. Колонских, канд. техн. наук,

Ю.В. Мартынова, канд. физ.-мат. наук,

С.П. Михайлов,

Р.Р. Муртазин, канд. физ.-мат. наук

 

ООО "РН−УфаНИПИнефть"

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

e-mail: KolonskikhAV@ufanipi.ru; MartynovaYV@ufanipi.ru; MikhaylovSP@ufanipi.ru; MurtazinRR@ufanipi.ru

 

Рассмотрена проблема совместного использования разновременных исследований керна методом полупроницаемой мембраны. Предложена модель восстановления остаточной водонасыщенности горных пород путем подбора аппроксимирующей функции к экспериментальным данным. Эксперименты проводились на лабораторных установках с различным давлением прорыва мембраны, не превышающим 0,6 МПа.

 

Ключевые слова: капиллярное давление; остаточная водонасыщенность; математическая функция; методика исследования; низкопроницаемые коллекторы.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.031:53          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-11-31-35

 

РАСЧЕТ ПСЕВДОСКИН-ЭФФЕКТА ДЛЯ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ
ПРИ ПОМОЩИ СФЕРИЧЕСКОГО ПОТОКА (с. 31)

 

В.А. Иктисанов, д-р техн. наук, проф.

 

Институт "ТатНИПИнефть" ПАО "Татнефть"

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

e-mail: iktissanov@tatnipi.ru

 

Отличие потока к трещине от потока к горизонтальной скважине (ГС) заключается в появлении дополнительного фильтрационного сопротивления из-за сходимости линий тока к скважине. Это фильтрационное сопротивление относят к псведоскин-эффекту для ГС. Определение данного параметра возможно путем сравнения дебитов к ГС и трещине. Для этого предложено моделировать поток к стволу ГС набором сфер, близкорасположенных друг к другу. Апробация предлагаемого способа выполнена сопоставлением расчетных кривых восстановления давления (КВД) с модельными КВД для ГС по программе Saphir. Данный подход позволяет описывать установившееся и неустановившееся движение жидкости к ГС с самыми различными конфигурациями ствола (стволов) и вариантами частичного вскрытия, заменяет ряд моделей в программе Saphir.

 

Ключевые слова: псевдоскин-эффект для ГС; сферический поток; радиальный поток; трещина; скважина с горизонтальным окончанием; неустановившаяся фильтрация; частичное вскрытие.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.031:532.11          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-11-36-42

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО ДАННЫМ МГНОВЕННОГО ИЗМЕНЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ
В ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ (с. 36)

 

Петр Евгеньевич Морозов, канд. техн. наук

 

Институт механики и машиностроения − обособленное структурное подразделение ФГБУН "Федеральный исследовательский центр "Казанский научный центр Российской академии наук" (ИММ − обособленное структурное подразделение ФИЦ КазНЦ РАН))

420111, Россия, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Лобачевского, 2/31,

e-mail: morozov@imm.knc.ru

 

В статье приведены полученные приближенное аналитическое и полуаналитическое решения задачи нестационарного притока жидкости к горизонтальной скважине (ГС) после создания мгновенной депрессии на пласт, учитывающие влияние ствола скважины и скин-эффект. Для позднего радиального режима течения жидкости к горизонтальной скважине получено асимптотическое решение задачи. Показано, что в результате перераспределения давления в пласте, начиная с некоторого момента времени, через ствол горизонтальной скважины происходит "переток" жидкости. На основе алгоритма ЛевенбергаМарквардта разработан метод определения фильтрационных параметров пласта по кривой притока после мгновенного изменения давления в горизонтальной скважине. Приводится пример интерпретации результатов исследования ГС пластоиспытателем на трубах.

 

Ключевые слова: горизонтальная скважина; мгновенная депрессия; экспресс-метод; пластоиспытатель; кривая притока; аналитическое решение; анизотропия проницаемости; скин-эффект.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.54.5          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-11-43-48

 

ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ ПОГРУЖНЫХ СЕПАРАТОРОВ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ
НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ (с. 43)

 

Евгений Игоревич Никонов,

Кирилл Александрович Горидько,

Владимир Сергеевич Вербицкий, канд. техн. наук,

Алексей Викторович Деньгаев, канд. техн. наук

 

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

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65, корп. 1,

e-mail: nikonov_ei@mail.ru; goridko.ka@gubkin.ru; verbitsky_vs@gubkin.ru; dengaev.a@gubkin.ru

 

В настоящее время эксплуатация механизированного фонда нефтяных скважин осложнена такими факторами, как сложная инклинометрия скважин, низкий приток продукции из пласта, высокое газосодержание на приеме погружного оборудования, выпадение солей и парафиновых отложений в элементах погружных насосных установок, высокая концентрация взвешенных частиц в добываемой продукции. Высокое содержание механических примесей в скважинной продукции приводит к износу и засорению рабочих органов погружного оборудования, следовательно, к ухудшению напорно-расходной и энергетической характеристик.

Одним из критериев эффективности работы скважины является наработка на отказ (ННО). Увеличение ННО погружного оборудования в условиях интенсивного выноса механических примесей является одним из приоритетных направлений при эксплуатации скважин в осложненных условиях. Для достижения высоких показателей ННО на практике используют защитные устройства, которые можно разделить на две большие группы – фильтры и сепараторы различного типа действия. В данной статье представлен опыт работы центробежного погружного сепаратора механических примесей (ПСМ).

Опытно-промышленные испытания ПСМ были проведены на Мало-Балыкском, Усть-Балыкском, Омбинском, Приобском, Талинском, Первомайском, Вахском, Монги, Хохряковском, Аганском, Покамасовском, Ново-Покурском и Ватинском месторождениях, их результаты позволяют рекомендовать технологию центробежной сепарации механических примесей к промысловому внедрению в осложненных геолого-промысловых условиях эксплуатации скважин.

 

Ключевые слова: осложненные условия; механические примеси; погружной сепаратор; механизированная добыча.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-11-49-54

 

ЭФФЕКТИВНАЯ СИСТЕМА ДОБЫЧИ НЕФТИ (с. 49)

 

Анатолий Андреевич Исаев, канд. техн. наук,

Рустем Шафагатович Тахаутдинов,

Владимир Иванович Малыхин,

Алмаз Амирзянович Шарифуллин, канд. техн. наук

 

ООО УК "Шешмаойл"

423458, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ОПС № 8, а/я 192,

e-mail: isaeff-oil@yandex.ru

 

В статье представлена информация по ключевым показателям разработки месторождений по АО "Шешмаойл", АО "Иделойл" и АО "Геотех", на которых внедрена разработанная система добычи нефти, позволяющая откачивать газ из затрубного пространства скважины в буферный манифольд. В затрубном пространстве скважины в процессе вакуумирования давление газа может снизиться ниже атмосферного до 0,085 МПа и ниже. Определена эффективность новой системы добычи, заключающаяся в дополнительно добытых нефти и газе, а также исключении выбросов газа в атмосферу. Предложено объяснение увеличения дебитов по нефти и газу. Представлена динамика изменения объемов добычи газа по компаниям. Показано, к каким осложнениям может привести остановка системы добычи нефти и пути для решения этого вопроса.

 

Ключевые слова: комплекс оборудования по вакуумированию скважин; установка штангового винтового насоса; откачка газа; экологическая безопасность; затрубное пространство скважины.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.245.422          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-11-55-59

 

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН, ПОВЫШАЮЩЕЙ НАДЕЖНОСТЬ ИЗОЛЯЦИИ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА И СОХРАНЯЮЩЕЙ
ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА (с. 55)

 

Рамиз Алиевич Гасумов, д-р техн. наук, проф.,

Юлия Сергеевна Минченко, канд. техн. наук

 

АО "СевКавНИПИгаз"

355035, Россия, г. Ставрополь, ул. Ленина, 419,

e-mail: Priemnaya@scnipigaz.ru; MinchenkoYS@scnipigaz.ru

 

В статье приводятся мероприятия по улучшению качества цементирования эксплуатационных колонн высокопроизводительных скважин. Обосновывается актуальность предлагаемых технологических решений. Приводятся результаты экспериментальных исследований установки, моделирующей процессы, протекающие при загустевании тампонажного раствора в условиях действия гравитационных сил. Предложен алгоритм создания избыточного давления на устье при креплении эксплуатационной колонны. Описываются составы технологических жидкостей, повышающих надежность изоляции затрубного пространства и сохраняющих проницаемость пласта-коллектора, приводятся основные данные по результатам их лабораторных исследований. Для цементирования заколонного пространства эксплуатационной колонны разработан состав расширяющегося тампонажного раствора и установлен порядок его приготовления. Предлагаемый раствор обладает низким водоотделением и высокой седиментационной устойчивостью, имеет регулируемые реологические параметры. Цементный камень характеризуется низкой газопроницаемостью и высокими прочностными показателями.

 

Ключевые слова: технология цементирования; высокопроизводительные скважины; эксплуатационная колонна; качество крепи; технологические жидкости; тампонажный раствор; сохранение проницаемости пласта-коллектора.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276+547.874.7:54.4          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-11-60-72

 

ИНГИБИТОРЫ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ В НЕФТЕДОБЫЧЕ (с. 60)

 

Александр Иосифович Волошин, д-р хим. наук,

Виктор Николаевич Гусаков, канд. хим. наук,

Владимир Анатольевич Докичев, д-р хим. наук

 

ООО "РН–УфаНИПИнефть"

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

e-mail: Voloshinai3@ufanipi.ru; GusakovVN@ufanipi.ru; dokichev@anrb.ru

 

Алсу Венеровна Фахреева

 

Уфимский государственный авиационный технический университет

450008, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Карла Маркса, 12,

e-mail: alsu.allagulova@mail.ru

 

Рассмотрены соединения, используемые как действующие вещества ингибиторов солеотложения для предотвращения образования солей в технологических процессах добычи нефти. Описан широкий круг полифункциональных соединений разной природы, обладающих способностью ингибировать кристаллообразование типичных для нефтедобычи малорастворимых солей. Обсуждаются механизмы ингибирования кристаллизации, влияния добавок на морфологию кристаллов; рассмотрены различные методологические аспекты оценки эффективности ингибирующей активности. Информация, использованная при написании обзора, взята преимущественно из опубликованных работ за последние 10 лет, в том числе работ авторов данной статьи.

 

Ключевые слова: ингибиторы солеотложения; нефтедобыча; солеотложения; механизм ингибирования.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.72          DOI: 10.30713/0207-2351-2018-11-73-80

 

ФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ КОЛЬМАТАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
СКВАЖИН СРЕДНЕБОТУОБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
ЧАСТЬ 1.
МОДЕЛИРОВАНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ КАЛЬЦИТА И ГИПСА
В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ И СПОСОБЫ ИХ УДАЛЕНИЯ (с. 73)

 

Георгий Константинович Борисов, канд. техн. наук,

Эмиль Робертович Ишмияров, канд. химаук,

Михаил Евгеньевич Политов,

Фидан Канафеевич Мингалишев,

Александр Иосифович Волошин, д-р хим. наук,

Евгений Федорович Смолянец, канд. техн. наук

 

ООО "РН–УфаНИПИнефть"

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

e-mail: BorisovGK@ufanipi.ru; IshmiyarovER@ufanipi.ru; PolitovME@ufanipi.ru; MingalishevFK@ufanipi.ru; voloshinai@ufanipi.ru; Smolyanec@ufanipi.ru

 

Илья Геннадьевич Барбаев,

Артем Александрович Никифоров,

Евгений Николаевич Иванов, канд. техн. наук,

 

ООО "ТаасЮряхнефтегазодобыча"

678144, Россия, Республика Саха (Якутия), Ленский район, г. Ленск, ул. Первомайская, 32а.

 

Выполнено физическое моделирование отложений солей CaCO3 и CaSO4 в пористой среде с использованием фильтрации модельных растворов пластовых флюидов. Установлено, что снижение проницаемости порового пространства при фильтрации связано со степенью пересыщенности минерализованной воды. Предложенные способы по восстановлению проницаемости пористой среды с использованием кислотных композиций для удаления карбонатных отложений и композиций для удаления отложений гипса показали высокую эффективность с коэффициентом восстановления 0,9…1,03.

 

Ключевые слова: карбонат кальция; сульфат кальция; удалители солеотложений; кольматация; нефтедобыча.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

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

Главная страница журнала