ISSN 0207-2351

Научно-технический журнал

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО

                                                                                                             Издается с 1965 г.

Ноябрь 2019 г.                      11 (611)                      Выходит 12 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

 

Орлов А.Ю., Шехонин Р.С., Кунаккужин И.А., Попружук А.П., Королев А.Ю., Симон Е.В. Накопленный опыт планирования и геологического сопровождения бурения горизонтальных скважин в сеноманских отложениях Харампурского месторождения (стр. 5‑14)

 

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

 

Натчук Н.Ю., Монахова В.О., Пахомов С.И., Макаров Е.С., Балановский Д.Ю., Филатов В.С., Ромашкин С.В. Методология и практика анализа неопределенности геологических моделей ачимовских отложений на примере Уренгойского месторождения (стр. 15‑25)

 

Щетинина Н.В., Мамяшев В.Г. Изучение анизотропии геолого-геофизических параметров горных пород Восточной Сибири по данным керна и каротажа (стр. 26‑31)

 

Шакиров Р.Р., Васильев В.В., Зенкова Ю.Г., Пономарева Д.В. Влияние палеорусловых отложений газовых залежей на динамику обводнения скважин (стр. 32‑35)

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Волков В.А., Широков А.С., Грандов Д.В., Утусиков Я.В., Кинсфатор А.Р. Оценка эффективности применения и опыт внедрения многозабойных горизонтальных скважин на месторождении Ванкорского кластера (стр. 36‑43)

 

Поляков Д.А., Павлов В.А., Павлюков Н.А., Поленов С.В., Донцов Э.Н., Черных Д.Г., Голубков Д.Е., Самойлов М.И. Интегрированный подход к планированию бурения, многостадийного гидроразрыва пласта и эксплуатации скважин на основе цифровой геомеханической модели залежи с учетом влияния разработки (стр. 44‑50)

 

Павлов В.А., Субботин М.Д. Оценка соотношения напряжений различными методами для планирования разработки газовых объектов на примере одного из месторождений Западной Сибири (стр. 51‑56)

 

Плиткин И.Б., Гнилицкий Р.А., Ядрышникова О.А., Воропаев Е.Н. К вопросу о модернизации процесса восполнения ресурсной базы добывающих компаний за счет неорганического роста (стр. 57‑61)

 

Захаренко В.А., Кобяшев А.В., Федоров К.М., Дадакин Н.М., Ломпик В.А., Долгов И.А. Прогноз минимального давления смесимости на основе уравнений корреляций и определение оптимального компонентного состава для достижения смешивающегося вытеснения в геологических условиях месторождений Западной и Восточной Сибири (стр. 62‑68)

 

Федоров К.М., Поспелова Т.А., Шевелев А.П., Кряжев Я.А., Кряжев В.А. К вопросу устойчивости фронтов вытеснения нефти из терригенных и карбонатных коллекторов (стр. 69‑72)

 

Соколов С.В. Оценка гидро- и пьезопроводности пласта путем интерпретации динамики показателей работы скважин на неустановившемся режиме (стр. 73‑75)

 

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

 

Емельянов Э.В., Земцов Ю.В., Дубровин А.В. Опыт применения потокоотклоняющих технологий в условиях резкой неоднородности продуктивных горизонтов Усть-Тегусского месторождения (стр. 76‑82)

 

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

 

Поспелова Т.А., Харитонов А.Н., Юшков А.Ю., Стрекалов А.В., Ельсов П.В., Лопатин Р.Р., Трушников Д.Н., Хабибуллин А.Ф. Интеллектуальный промысел и цифровое месторождение будущего (стр. 83‑91)

 

Иванцов Н.Н., Павлов В.А. Обоснование оптимальных режимов эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированных коллекторах (стр. 92‑95)

 

Урванцев Р.В., Горланов А.А., Архипов Ю.А., Жданов Р.М. Перспективы применения технологии распределенного компримирования на отдельных кустах маломощных газовых залежей (стр. 96‑101)

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 622.24          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-5-14

 

НАКОПЛЕННЫЙ ОПЫТ ПЛАНИРОВАНИЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СОПРОВОЖДЕНИЯ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В СЕНОМАНСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ХАРАМПУРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 5)

 

Александр Юрьевич Орлов,

Роман Сергеевич Шехонин,

Ильдар Абдулхаевич Кунаккужин

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: tnnc@tnnc.rosneft.ru

 

Алексей Павлович Попружук,

Александр Юрьевич Королев

 

ООО "Харампурнефтегаз"

629830, Россия, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Губкинский, территория Панель 1, 3, производственная база № 0028, этаж 2, каб. 9

 

Евгений Владимирович Симон

 

ПАО "НК "Роснефть"

115035, Россия, г. Москва, Софийская набережная, 26/1

 

В данной статье описаны основные подходы к планированию скважин на газовый пласт ПК1 Харампурского месторождения. Раскрываются пути геологических решений при решении задач оптимального заложения скважин на этапе планирования кустов, оперативной корректировки расположения скважин куста при неподтверждении структуры, отображен опыт эффективной проводки скважины, включая точную посадку транспортной секции на кровлю ПК1, обеспечение высокой эффективности проходки при геонавигации в пласте не только по целевому интервалу, но и по зонам наилучших фильтрационно-емкостных средств для обеспечения высоких запускных дебитов при освоении. Главным фактором выбытия газовых скважин из эксплуатации на пласт ПК1 является раннее обводнение. В работе используются методики контроля газоводяного контакта в процессе эксплуатации пробуренных кустов, пути оперативной адаптации гидродинамической модели, что позволяет недропользователю вводить своевременные корректировки технологических режимов работы скважин эксплуатационного фонда.

 

Ключевые слова: планирование скважин; эффективность проходки; контроль уровня газоводяного контакта; геонавигация при посадке на кровлю и в пласте ПК1; контроль технологических режимов.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 550.8.072          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-15-25

 

МЕТОДОЛОГИЯ И ПРАКТИКА АНАЛИЗА НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 15)

 

Никита Юрьевич Натчук,

Валерия Олеговна Монахова,

Сергей Игоревич Пахомов,

Евгений Сергеевич Макаров,

Дмитрий Юрьевич Балановский,

Виктор Сергеевич Филатов

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: tnnc@tnnc.rosneft.ru

 

Сергей Вячеславович Ромашкин

 

АО "РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ"

629300, Россия, Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО), г. Новый Уренгой, ул. Геологоразведчиков, 16в

 

Процесс изучения месторождений нефти и газа сопровождается большим количеством неопределенностей, связанных с ограничениями получаемых геолого-промысловых данных и погрешностью их определения. В связи с этим целесообразно говорить не о точных численных оценках параметров, используемых при моделировании природных резервуаров нефти и газа, а о некотором вариативном диапазоне значений, который может принимать параметр с определенной вероятностью.

Анализ, направленный на оценку неопределенностей, предполагает построение набора реализаций модели, в которых исходные данные варьируются в некотором установленном диапазоне. Результаты многовариантных расчетов позволяют определить диапазон изменения и вероятность значений целевых параметров (запасы УВ, накопленная добыча газа и газоконденсата и др.).

Выполнение анализа неопределенности наиболее актуально для объектов, характеризующихся сложным геологическим строением, таких как ачимовские отложения. К особенностям ачимовских отложений относятся изменчивость фильтрационно-емкостных свойств пород по площади и разрезу, линзовидное строение пластов, которое формирует гидродинамически изолированные резервуары с различным насыщением, наличие аномально высокого пластового давления и неоднородность свойств пластовых флюидов.

Применение методики анализа неопределенности позволяет оценить достоверность запасов и профиля добычи нефти, газа и газоконденсата, сформировать программу исследований, направленную на минимизацию рисков неподтверждения геологического строения пластов, оптимизировать процесс выбора точек заложения и траектории проводки проектных скважин и в результате повысить качество проектных решений и снизить затраты на сопровождение и управление разработкой.

 

Ключевые слова: геологическое моделирование; анализ неопределенностей; ачимовские отложения; анализ чувствительности; многовариантные расчеты геологической модели.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 550.832          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-26-31

 

ИЗУЧЕНИЕ АНИЗОТРОПИИ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГОРНЫХ ПОРОД ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ ПО ДАННЫМ КЕРНА И КАРОТАЖА (с. 26)

 

Наталья Викторовна Щетинина

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр

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

e-mail: tnnc@tnnc.rosneft.ru

 

Венер Галлиулинович Мамяшев

 

ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет"

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

 

Актуальность учета эффекта анизотропии удельного электрического сопротивления (УЭС) и ряда других геофизических параметров в терригенном разрезе связана со значительным влиянием его на показания кривых геофизических исследований скважин (ГИС) и оценку фильтрационно-емкостных свойств в наклонно направленных и горизонтальных скважинах, число которых растет и результаты интерпретации широко востребованы при геолого-гидродинамическом моделировании. Цель исследования заключалась в изучении поведения анизотропии УЭС песчано-глинистых горных пород на примере стандартных цилиндрических и кубических образцов керна в зависимости от изменения их размера, коэффициента водонасыщенности и фильтрационно-емкостных свойств, а также в сравнении с результатами оценки анизотропии УЭС по данным инверсии показаний RT Scanner. В результате было обнаружено значительное влияние анизотропии глин, угла наклона скважины, а также масштабного эффекта на регистрируемые показания кажущегося удельного электрического сопротивления по сдвигу фаз высокочастотного электромагнитного каротажа с ростом доли слоистой глинистости. Полученные результаты позволили разработать комплексную методику интерпретации данных ГИС каротажа в процессе бурения и уточнить результаты оценки коэффициента водонасыщенности в условиях наклонно направленных и горизонтальных участков скважин.

 

Ключевые слова: анизотропия геолого-геофизических параметров; макроанизотропные горные породы; коэффициент вертикальной анизотропии удельного электрического сопротивления; вертикальное сопротивление; горизонтальное сопротивление; структурная и текстурная неоднородности.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 550.832.4          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-32-35

 

ВЛИЯНИЕ ПАЛЕОРУСЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
НА ДИНАМИКУ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН (с. 32)

 

Равиль Рамильевич Шакиров

 

ООО "Кынско-Часельское нефтегаз"

625048, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 14, офис 42

 

Владимир Васильевич Васильев, канд. техн. наук,

Юлия Геннадьевна Зенкова,

Дарья Валерьевна Пономарева

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр

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

e-mail: tnnc@tnnc.rosneft.ru

 

В представленной статье на основе сейсмогеологического анализа проведена оценка динамики обводнения скважин, находящихся в зонах палеорусел, вблизи палеорусел и на отдалении от них.

 

Ключевые слова: сеноманские отложения; палеорусла; сейсмогеологический анализ; система разработки; обводненность скважин.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4+550.832          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-36-43

 

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ И ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ МНОГОЗАБОЙНЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ВАНКОРСКОГО КЛАСТЕРА (с. 36)

 

Владимир Алексеевич Волков,

Андрей Сергеевич Широков,

Дмитрий Вячеславович Грандов,

Ярослав Владимирович Утусиков

 

УГРМ Ямал, ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

tnnc@tnnc.rosneft.ru

 

Андрей Романович Кинсфатор

 

ООО "РН−Ванкор"

663230, Россия, Красноярский край, Туруханский район, с. Туруханск, ул. А.Е. Шадрина, 20

 

В статье представлена оценка эффективности применения многозабойных горизонтальных скважин, что является актуальным для условий месторождений Ванкорского кластера ввиду начала активной фазы вовлечения низкопродуктивных отложений. Проведен обзор применяемой технологии бурения, опыта внедрения на пластах-аналогах, приведены этапы реализации проекта, а также дальнейшие перспективы развития. Анализ результатов промысловых исследований и данных фактической эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин относительно традиционных горизонтальных скважин, пробуренных в сопоставимых условиях, указывает на высокую эффективность рассматриваемой технологии применительно к разрабатываемым участкам.

 

Ключевые слова: многозабойные горизонтальные скважины; эксплуатация; эффективность; технологии.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.24+622.276.5:622.276.66.004.58          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-44-50

 

ИНТЕГРИРОВАННЫЙ ПОДХОД К ПЛАНИРОВАНИЮ БУРЕНИЯ, МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ ЦИФРОВОЙ ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЗАЛЕЖИ С УЧЕТОМ ВЛИЯНИЯ РАЗРАБОТКИ (с. 44)

 

Дмитрий Александрович Поляков,

Валерий Анатольевич Павлов, канд. техн. наук,

Николай Алексеевич Павлюков

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: dapolyakov4@tnnc.rosneft.ru

 

Сергей Васильевич Поленов,

Эдуард Николаевич Донцов,

Дмитрий Георгиевич Черных

 

ПАО "Варьеганнефтегаз"

628614, Россия, Ханты-Мансийский автономный округ − Югра, г. Нижневартовск, ул. 9П, 26

 

Дмитрий Евгеньевич Голубков

 

ПАО "НК "Роснефть"

117997, Россия, г. Москва, Софийская набережная, 26/1

 

Михаил Иванович Самойлов

 

ООО "РН−ЦЭПиТР"

625000, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Первомайская, 6, офис 510

 

В статье представлены результаты четырехмерного геомеханического моделирования низкопроницаемого терригенного нефтяного коллектора в условиях активной разработки. Граф работ по построению геомеханической модели, включающий анализ специализированных геофизических исследований скважин, исследований керна (в том числе анизотропии упругих свойств), построение одномерных моделей и оценку геомеханических эффектов в трехмерном пространстве, выполнен с учетом мировых стандартов и с применением собственных наработок.

На основе геомеханической модели сотрудниками ПАО "НК "Роснефть" были получены решения для задач бурения и разработки Северо-Хохряковского месторождения, проведены оценка переориентации максимального горизонтального стресса с целью прогнозирования направления роста трещин гидроразрыва пласта (ГРП) и авто-ГРП, оценка потенциала реактивации разломов, влияния разломов на устойчивость ствола скважин при бурении, оценка условий слома перемычек при добыче нефти в процессе снижения пластового давления.

Внедрение результатов моделирования позволит оптимизировать предельные давления нагнетания скважин, учесть влияние изменения пластовых давлений при уплотняющем бурении и повторном ГРП в добывающих скважинах, проседание кровли коллектора в области активной добычи нефти и закачки воды.

Использование наработанных подходов и практических решений позволит повысить эффективность разработки месторождений не только на объекте моделирования, но и на других объектах компании. Полученные результаты показывают перспективность включения геомеханического моделирования в цикл постоянно действующей геолого-технологической модели.

 

Ключевые слова: геомеханическое моделирование; устойчивость ствола скважины; дизайн многостадийного гидроразрыва пласта; поддержание пластового давления.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.279.23/.4.001.57          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-51-56

 

ОЦЕНКА СООТНОШЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЙ РАЗЛИЧНЫМИ МЕТОДАМИ
ДЛЯ ПЛАНИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ОБЪЕКТОВ НА ПРИМЕРЕ
ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (с. 51)

 

Валерий Анатольевич Павлов, канд. техн. наук,

Михаил Дмитриевич Субботин

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: tnnc@tnnc.rosneft.ru

 

Соотношение горизонтальных напряжений является одним из ключевых факторов, определяющих устойчивость ствола скважины, устойчивость направления роста трещины гидроразрыва пласта, склонность к пескопроявлениям, реактивацию трещин и разломов.

Существующий значительный набор способов оценки максимального горизонтального напряжения не позволяет однозначно определять его величину. При этом использование различных подходов для оценки соотношения напряжений выполняется редко ввиду ограниченности входных данных и сложности их интерпретации.

Рассматриваемое месторождение является уникальным с точки зрения наличия данных, что позволяет проводить оценку соотношения напряжений различными подходами. Оценка соотношения скоростей пробега быстрой и медленной поперечных волн, тектонический анализ, ширина вывала и интерпретация давлений повторного раскрытия трещин при стресс-тесте показывают сходные результаты, величина соотношения напряжений составляет 15…20 %.

Полученная информация использована для построения одномерной, а в последующем и трехмерной геомеханических моделей применительно к вопросам оптимизации бурения и системы разработки в целом.

 

Ключевые слова: ствол скважины; горизонтальные напряжения; система разработки; бурение скважин.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 553.98.04          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-57-61

 

К ВОПРОСУ О МОДЕРНИЗАЦИИ ПРОЦЕССА ВОСПОЛНЕНИЯ РЕСУРСНОЙ
БАЗЫ ДОБЫВАЮЩИХ КОМПАНИЙ ЗА СЧЕТ НЕОРГАНИЧЕСКОГО РОСТА (с. 57)

 

Иван Богданович Плиткин,

Роман Александрович Гнилицкий,

Ольга Анатольевна Ядрышникова,

Евгений Николаевич Воропаев

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: ibplitkin@tnnc.rosneft.ru; ragnilitskiy@tnnc.rosneft.ru; oayadrishnikova@tnnc.rosneft.ru; envoropaev@tnnc.rosneft.ru

 

Одной из основных задач добывающих компаний нефтегазовой отрасли является увеличение ресурсной базы за счет неорганического роста. В статье описывается опыт разработки в ООО "ТННЦ" собственной информационной системы для мониторинга нераспределенного фонда недр (НФН) с целью наращивания ресурсной базы дочерних обществ ПАО "НК "Роснефть". Рассмотрены технология создания, функциональность и преимущества созданной информационной системы. Обозначены важные шаги, необходимые для модернизации процесса по сокращению доли НФН на уровне государства.

 

Ключевые слова: наращивание ресурсной базы; анализ; добывающие компании; нераспределенный фонд недр.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.42/.43:665.612.2          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-62-68

 

ПРОГНОЗ МИНИМАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ СМЕСИМОСТИ НА ОСНОВЕ УРАВНЕНИЙ КОРРЕЛЯЦИЙ
И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА ДЛЯ ДОСТИЖЕНИЯ СМЕШИВАЮЩЕГОСЯ ВЫТЕСНЕНИЯ В ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ И ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ (с. 62)

 

Владимир Александрович Захаренко,

Александр Вячеславович Кобяшев,

Константин Михайлович Федоров, д-р физ.-мат. наук

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: tnnc@tnnc.rosneft.ru

 

Никита Михайлович Дадакин,

Василий Андреевич Ломпик

 

ООО "РН–КрасноярскНИПИнефть"

660098, Россия, г. Красноярск, ул. 9 Мая, 65д

 

Игорь Анатольевич Долгов

 

АО "Верхнечонскнефтегаз"

664025, Россия, Иркутская обл., г. Иркутск, Большой Литейный просп., 3

 

В статье представлен обзор наиболее распространенных корреляционных зависимостей по определению минимального давления смесимости (МДС) при закачке попутного нефтяного газа различного компонентного состава. Выполнен анализ их применимости в геологических условиях месторождений Западной и Восточной Сибири путем сопоставления экспериментальных и прогнозных значений МДС. Предложен безразмерный коэффициент смесимости, который позволяет оценить предполагаемый механизм вытеснения для заданного состава агента закачки. Для месторождения с наиболее благоприятными условиями применения газовых МУН выполнена серия гидродинамических расчетов по определению оптимальной степени обогащения попутного нефтяного газа для достижения смешивающегося режима вытеснения.

 

Ключевые слова: смешивающийся режим вытеснения; минимальное давление смесимости; попутный нефтяной газ.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.43.001          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-69-72

 

К ВОПРОСУ УСТОЙЧИВОСТИ ФРОНТОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ТЕРРИГЕННЫХ
И КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ (с. 69)

 

Константин Михайлович Федоров, д-р физ.-мат. наук, профессор,

Александр Павлович Шевелев, канд. физ.-мат. наук, профессор,

Ярослав Александрович Кряжев,

Всеволод Александрович Кряжев

 

Тюменский государственный университет, Физико-технический институт

625003, Россия, г. Тюмень, ул. Перекопская, 15а,

e-mail: k.m.fedorov@utmn.ru; alexandershevelev@mail.ru; morales.d.way@gmail.com; Kryazhev_seva@mail.ru

 

Татьяна Анатольевна Поспелова, канд. техн. наук

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

625002, Россия, г. Тюмень, ул. Осипенко, 79/1,

e-mail: tnnc@tnnc.rosneft.ru

 

Рассмотрена задача устойчивости процесса вытеснения нефти водой в многофазном приближении. Выведен критерий устойчивости фронта вытеснения, который зависит как от вязкостей нефти и воды, так и от относительных фазовых проницаемостей. По данному критерию фронт вытеснения нефти водой считается устойчивым в том случае, когда подвижность флюида при начальной водонасыщенности выше подвижности на фронте вытеснения.

Для применения полученного критерия необходимо решить задачу Баклея – Леверетта. Данная задача решалась графоаналитическим методом Велджа. После нахождения фронтовой водонасыщенности определяется параметр M, который характеризуется отношением подвижностей флюидов и отвечает за устойчивость фронта вытеснения.

Проанализирована устойчивость фронта вытеснения нефти водой при различных вязкостях нефти для типовых фазовых проницаемостей для терригенных и карбонатных коллекторов.

Показано, что критерий устойчивости для терригенных коллекторов разделяет высоковязкую и вязкую нефть по классификации М.Л. Сургучева. Расчеты показали, что для карбонатных коллекторов только для узкого диапазона вязкостей нефти фронт вытеснения является устойчивым, для средневязкой нефти заводнение является неустойчивым и непрогнозируемым, что не позволяет рекомендовать его как базовый метод разработки.

 

Ключевые слова: задача Баклея – Леверетта; условия устойчивости плоского фронта вытеснения; смачиваемость; терригенные и карбонатные коллекторы; относительные фазовые проницаемости.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.031:532.11.08          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-73-75

 

ОЦЕНКА ГИДРО- И ПЬЕЗОПРОВОДНОСТИ ПЛАСТА ПУТЕМ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДИНАМИКИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН НА НЕУСТАНОВИВШЕМСЯ РЕЖИМЕ (с. 73)

 

Сергей Викторович Соколов, канд. техн. наук

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: tnnc@tnnc.rosneft.ru

 

В настоящее время основные усилия в развитии технологий разработки коллекторов с низкой проницаемостью направлены на интенсификацию работы скважин, повышение входных дебитов нефти. В качестве обратной стороны этого процесса можно отметить большие капитальные вложения и значительные темпы падения дебита нефти в начальный период эксплуатации скважин.

В связи с этими обстоятельствами от проведения гидродинамических исследований скважин на раннем этапе разработки месторождения часто отказываются. В статье предложено использовать данные эксплуатации скважин на неустановившемся режиме для замещения результатов интерпретации кривых восстановления давления и аналогичных методов исследований.

Предложены интерпретационные модели для оценки фильтрационных характеристик пластов для наклонно направленных и горизонтальных скважин. Продемонстрирована работоспособность предложенной методики, даны рекомендации по использованию моделей в практической деятельности.

 

Ключевые слова: гидро- и пьезопроводность пласта; интерпретационные модели; скважина.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.6:622.276.432          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-76-82

 

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ В УСЛОВИЯХ
РЕЗКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ
УСТЬ-ТЕГУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 76)

 

Эдуард Валерьевич Емельянов,

Юрий Васильевич Земцов, канд. техн. наук,

Александр Владимирович Дубровин

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: tnnc@tnnc.rosneft.ru

 

Усть-Тегусское месторождение нефти в настоящее время находится на третьей стадии разработки, и, как следствие, одной из актуальных проблем на данном этапе является поддержание уровня базовой добычи. В условиях резко неоднородных участков коллектора продуктивных горизонтов для предотвращения прогрессирующего роста обводненности широко применяются методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН).

В настоящей статье приведен опыт внедрения закачек малообъемных оторочек химических реагентов (МОХ МУН) на Усть-Тегусском месторождении.

Рассмотрена методология поиска участков с неравномерной выработкой запасов и опережающими темпами обводненности, а также скважин, обводняющихся по высокопроницаемым каналам и трещинам автоГРП.

Для выбора технологии воздействия на пласт предложено использование "Матрицы применимости технологий МОХ МУН различных видов", позволяющей определить граничные и оптимальные области использования для того или иного класса технологий (механизма) увеличения нефтеотдачи.

 

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи; потокоотклоняющие технологии; опережающие темпы обводненности; закачки малообъемных оторочек химических реагентов; неоднородность продуктивных горизонтов.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.279.5.05-52          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-83-91

 

ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ ПРОМЫСЕЛ И ЦИФРОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ БУДУЩЕГО (с. 83)

 

Татьяна Анатольевна Поспелова, канд. техн. наук,

Андрей Николаевич Харитонов, канд. физ.-мат. наук,

Антон Юрьевич Юшков, канд. техн. наук,

Александр Владимирович Стрекалов, д-р техн. наук,

Павел Владимирович Ельсов,

Руслан Равилевич Лопатин, канд. техн. наук,

Дмитрий Николаевич Трушников,

Азамат Фаукатович Хабибуллин

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: tnnc@tnnc.rosneft.ru

 

Статья посвящена вопросам цифровизации месторождений. Показано, что важная составляющая процесса цифровой трансформации предприятий отрасли − интеллектуализация промыслов путем создания распределенной системы управления, обеспечивающей реализацию наиболее эффективных сценариев добычи углеводородов. Данная система должна включать единую систему автоматического управления промыслом (САУП) на установке комплексной подготовки газа и системы автоматического регулирования (САР) на скважинах, работающих в режиме реального времени. Рассмотрены вопросы их создания и практической реализации.

 

Ключевые слова: цифровое месторождение; система автоматического управления промыслом (САУП); система автоматического регулирования (САР).

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-92-95

 

ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
СКВАЖИН В СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ (с. 92)

 

Николай Николаевич Иванцов,

Валерий Анатольевич Павлов

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: tnnc@tnnc.rosneft.ru

 

Рассмотрены причины и следствия выраженных геомеханических процессов в призабойной зоне скважин и межскважинном пространстве в условиях слабосцементированного коллектора. Представлены результаты адаптации динамики работы скважин с применением совмещенного геомеханико-гидродинамического моделирования. Подготовлены рекомендации по режимам эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, обеспечивающие их стабильную работу и высокую эффективность нефтеизвлечения.

 

Ключевые слова: слабосцементированный коллектор; совмещенное геомеханико-гидродинамическое моделирование; режим эксплуатации скважин; кинжальный прорыв.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.279+621.51          DOI: 10.30713/0207-2351-2019-11(611)-96-101

 

ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ РАСПРЕДЕЛЕННОГО КОМПРИМИРОВАНИЯ
НА ОТДЕЛЬНЫХ КУСТАХ МАЛОМОЩНЫХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (с. 96)

 

Роман Вадимович Урванцев,

Алексей Анатольевич Горланов

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: rvurvantsev@tnnc.rosneft.ru

 

Юрий Александрович Архипов,

Рустем Маратович Жданов

 

ПАО "НК "Роснефть"

115035, Россия, г. Москва, Софийская набережная, 26/1.

 

Большинство известных крупных газовых месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа разрабатывается с 1960−1970-х гг. и находится в стадии падающей добычи. В настоящее время актуальны проблемы получения дополнительной добычи газа и увеличения объемов рентабельно извлекаемых запасов, которые можно решить за счет активного внедрения методов увеличения газоотдачи. В статье рассматривается объект разработки – пласт ПК1, представляющий собой водоплавающую залежь массивного типа. Объект характеризуется высокой проницаемостью (в среднем 885 мД), незначительной эффективной газонасыщенной толщиной (в среднем 4,4 м). Газонасыщенность объекта − 0,7; песчанистость − 0,874. На рубеже периода падающей добычи в целях максимизации коэффициента извлечения газа (КИГ) и прироста рентабельных извлекаемых запасов может потребоваться применение методов увеличения КИГ. Существует целая группа методов, объектом применения которых является газосборная сеть. В этом случае положительный эффект достигается путем модификации и адаптации сети сбора к изменяющимся условиям добычи. Такие методы, как правило, оказывают влияние одновременно и на систему сбора, и на пласт. Одним из таких методов является распределенное (устьевое) компримирование газа с использованием мобильных компрессорных установок (МКУ) или малогабаритных дожимных компрессорных станций, обеспечивающих прирост рентабельных извлекаемых запасов для объекта в частности и ПАО "НК "Роснефть" в целом за счет снижения устьевого давления до предельно низких допустимых значений. Помимо максимизации накопленной добычи внедрение распределенного компримирования обеспечивает вынос жидкости с забоев скважин. С помощью технологии распределенного компримирования также решается задача предотвращения гидратообразования в промысловых трубопроводах за счет повышенной температуры газа на выходе из мобильного компрессора.

 

Ключевые слова: газ; обустройство; распределенное компримирование; гидродинамическое моделирование.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

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

Главная страница журнала