Нефтепромысловое дело

ФОРМИРОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ОБЪЕКТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ВЕРОЯТНОСТНОГО ПОДХОДА
НА ПРИМЕРЕ ОБЪЕКТА БВ₇ ЮЖНО-ВЫИНТОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 5)

Наталья Сергеевна Полякова,

Алексей Юрьевич Сенцов,

Игорь Вячеславович Рябов

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625026, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Республики, 143а,

e-mail: PolyakovaNS@tmn.lukoil.com; SentcovAY@tmn.lukoil.com; RyabovIV@tmn.lukoil.com

В статье рассмотрен подход к вводу в разработку краевых зон частично разбуренных нефтяных залежей, предусматривающий создание вероятностных геолого-гидродинамических моделей по выбранным участкам, формирование сценариев ввода участков в разработку и выбор оптимального варианта разработки по результатам технико-экономического обоснования.

Ключевые слова: вероятностная модель; геологическая модель; неопределенность; сценарии разработки; оптимальный вариант разработки.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 550.832+550.8.072 DOI: 10.30713/0207-2351-2020-2(614)-12-18

ПРОГНОЗ ЗОН НАЛИЧИЯ КАПИЛЛЯРНО-ЗАЩЕМЛЕННОЙ НЕФТИ ДЛЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ ОБОСНОВАНИИ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ
РАЗЛИЧНЫМИ СПОСОБАМИ (с.12)

Наталья Вячеславовна Гильманова, канд. геол.-минерал. наук,

Елизавета Сергеевна Тарачева,

Анастасия Владимировна Сивкова

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625026, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Республики, 143а,

e-mail: GilmanovaNV@tmn.lukoil.com; TarachevaES@tmn.lukoil.com; SivkovaAV@tmn.lukoil.com

В статье рассматриваются различные способы обоснования коэффициента остаточной нефтенасыщенности. Установлено, что применение разномасштабных методов исследований позволяет обосновать значения остаточной нефтенасыщенности для низкопроницаемых коллекторов существенно выше, чем получаемые при проведении экспериментов по вытеснению на цилиндрах стандартного размера. Построены карты прочносвязанной и капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности, которые позволяют отобразить зоны с неизвлекаемыми запасами и выделить первоочередные участки для бурения.

Ключевые слова: остаточная нефтенасыщенность; масштабные эффекты; вытеснение нефти водой; полноразмерный керн; микрозондирование; способ Сургучева; гидродинамическое моделирование.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.1/.4+622.276.432 DOI: 10.30713/0207-2351-2020-2(614)-19-24

ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОЛИМЕРНЫХ СОСТАВОВ В ТЕХНОЛОГИЯХ ВЫРАВНИВАНИЯ
ПРОФИЛЯ ПРИЁМИСТОСТИ (с. 19)

Сергей Фанилович Мамбетов,

Николай Анатольевич Хытин

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

628483, Россия, Тюменская обл., Ханты-Мансийский автономный округ − Югра, г. Когалым, ул. Центральная, 19,

e-mail: MambetovSF@tmn.lukoil.com; HytinNA@tmn.lukoil.com

Алексей Андреевич Ишков

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625026, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Республики, 143а, Gazoil-Plaza,

e-mail: IshkovAA@tmn.lukoil.com

В статье приведены результаты сравнительного анализа эффективности применения и возможные сценарии процесса дальнейшей разработки участка пласта после обработки полимерным составом PetroPAM P-104T (выравнивание профиля приёмистости (ВПП) нагнетательных скважин на участке, перераспределение фильтрационных потоков) с использованием гидродинамического моделирования. Попытка моделирования технологии ВПП реализована с использованием симулятора Tempest MORE. Выполнены расчеты прогнозных вариантов по определению оптимальных объемов закачки и концентраций рабочего агента на примере участка пласта БС102-3 Тевлинско-Русскинского месторождения. Проведена оценка технологической и экономической эффективности предлагаемых вариантов обработки скважин.

Ключевые слова: выравнивание профиля приёмистости; Tempest MORE; гидродинамическое моделирование; концентрация; объем закачки; довытеснение нефти; фильтрация; дополнительная добыча нефти; неоднородность по проницаемости.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.5:658.018.2 DOI: 10.30713/0207-2351-2020-2(614)-25-31

РАЗРАБОТКА АНАЛИТИЧЕСКИХ АЛГОРИТМОВ ДЛЯ ОЦЕНКИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ
И ОПТИМИЗАЦИИ ПРОГРАММЫ БУРЕНИЯ С УЧЕТОМ ЦЕЛЕВЫХ УРОВНЕЙ ДОБЫЧИ
И ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ (с. 25)

Анатолий Викторович Степанов, канд. физ.-мат. наук,

Татьяна Анатольевна Поспелова, канд. техн. наук,

Петр Валерьевич Зимин, канд. техн. наук

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: avstepanov5@tnnc.rosneft.ru; tapospelova@tnnc.rosneft.ru; PVZimin@tnnc.rosneft.ru

Создание эффективных инструментов анализа разработки нефтегазовых месторождений продиктовано необходимостью анализа разработки объектов, которые находятся на разных стадиях разработки, включая задачу прогнозирования потенциала новых объектов. Рассматриваемый подход, основанный на аналитических методах, позволяет создать унифицированную и относительно простую математическую модель месторождения, подходящую для большинства объектов, и органично реализуется в концепции цифровизации процессов разработки, поскольку обеспечивает высокую скорость вычислений и позволяет эффективно решать обратные оптимизационные задачи.

Ключевые слова: нефтегазовые месторождения; математическая модель; цифровизация процесса разработки.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.43:678 DOI: 10.30713/0207-2351-2020-2(614)-32-37

ТЕСТИРОВАНИЕ ПОЛИМЕРНО-ГЕЛЕВЫХ СИСТЕМ "ТЕМПОСКРИН-ПЛЮС ВПП"
И "ТЕМПОСКРИН-ЛЮКС" В УСЛОВИЯХ ПРИМЕНЕНИЯ ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННЫХ
АГЕНТОВ ЗАКАЧКИ ПРИ ВЫСОКИХ ТЕМПЕРАТУРАХ ПЛАСТА (с. 32)

Давид Аронович Каушанский^1,2, канд. техн. наук,

Владимир Борисович Демьяновский^1,2, канд. хим. наук,

Нияз Радилович Бакиров^1,2,

В.Б. Еременко²

¹ООО НТФ "Атомбиотех"

119333, Россия, г. Москва, ул. Губкина, 3, офис 513,

e-mail: dak@ipng.ru; demian20@yandex.ru; niyazzayin1994@gmail.com

²Институт проблем нефти и газа РАН

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

Большинство нефтяных месторождений мира, в том числе России, Республики Казахстан, стран Персидского залива, США, разрабатываются путем поддержания пластового давления с применением агента закачки – воды с различной степенью минерализации (от пресной до высокоминерализованной (300 г/л)). Исходя из этого, представляет интерес изучить возможность использования реагентов "Темпоскрин-Люкс" и "Темпоскрин-Плюс ВПП". Статья посвящена вопросам адаптации указанных реагентов к агентам закачки, используемым на месторождениях Кувейта. В качестве агентов закачки были применены: морская вода – минерализация 30…50 г/л; вода Wara – минерализация 183 г/л; вода Burgan – минерализация 194 г/л. Приведены данные по основным физико-химическим и реологическим свойствам полученных полимерно-гелевых систем "Темпоскрин-Плюс ВПП" и "Темпоскрин-Люкс", в том числе кинетика набухания. Исследовано одновременное влияние степени минерализации агента закачки и высокой температуры, оценена возможность применения реагентов для повышения нефтеотдачи в указанных условиях.

Ключевые слова: полимерно-гелевая система; "Темпоскрин-Плюс"; "Темпоскрин-Люкс"; высокая минерализация; высокая пластовая температура; водонабухающая система; термостабильность; солестойкость.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.42/.43 DOI: 10.30713/0207-2351-2020-2(614)-38-40

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЯ ВОДОГАЗОВЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ ПУТЕМ ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА И ОБЪЕМА ГАЗА В ОТОРОЧКАХ (с. 38)

Ришат Миншагитович Инсафов,

Андрей Федорович Егоров, канд. техн. наук,

Андрей Геннадиевич Миннуллин

ЗАО "Алойл"

423930, Россия, Республика Татарстан, г. Бавлы, ул. Энгельса, 63,

e-mail: aloil116@mail.ru

Айнур Ахатович Рахматуллин

ООО НПО "Нефтегазтехнология"

450078, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Революционная, 96/2,

e-mail: npongt@gmail.com

В статье приведены результаты численного расчета эффективности вытеснения нефти изменением состава газа для приготовления водогазовой смеси путем ввода в узел смешивания с водой условно сухого и жирного газов. За условный сухой газ принимается газ после первой ступени сепарации, а за жирный – газ со второй ступени сепарации. Оценка эффективности проведена по результатам изменения дебита скважин. Отмечено, что закачка газа со второй ступени сепарации увеличивает коэффициент вытеснения на 4 % по сравнению с закачкой сухого газа. Эффект достигается за счет увеличения объема жирного газа, что приводит к отмыву остаточной нефти из зоны повышенной вязкости в поровом пространстве.

Предложено закачку газа в смеси с водой повышенной концентрации углеводородов подавать путем чередования оторочек сухого и жирного газов длительностью не менее 5…6 мес, причем регулировать объемы газа в оторочках и закачивать каждую не менее 1 мес.

Ключевые слова: эффективность вытеснения нефти; водогазовые технологии; сухой и жирный газы.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.63 DOI: 10.30713/0207-2351-2020-2(614)-41-47

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ПОРОДЫ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ (с. 41)

Владимир Владимирович Мазаев, канд. техн. наук

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: vvmazaev@tnnc.rosneft.ru

Наталия Николаевна Томчук, канд. хим. наук,

Екатерина Александровна Шабаловская

ФГАОУ ВО "Тюменский государственный университет"

625003, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Володарского, 6,

e-mail: n.n.tomchuk@utmn.ru; e.a.shabalovskaya@utmn.ru

Иван Сергеевич Шахматов

ООО "Корэтест сервис"

625003, Россия, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Ленина, 2а,

e-mail: shahmatov_is@coretest.ru

В статье приведены результаты исследований по адаптации кислотных составов для обработки призабойной зоны пород-коллекторов низкопроницаемых терригенных пластов Ю_2–6 месторождений юга Тюменской области. Установлено, что породы рассматриваемых объектов имеют высокую растворимость как в соляной кислоте, так и в глинокислоте (смесь соляной и плавиковой кислот), при этом во всех случаях растворимость пород в кислотных составах значительно превышает их карбонатность. Среди испытанных композиций максимальной растворяющей способностью обладает глинокислотный состав с содержанием плавиковой кислоты 3 % мас., который после нейтрализации образует наибольшее количество вторичного осадка. Для уменьшения массы такого осадка при сохранении эффективности кислотного воздействия рассмотрен двухстадийный вариант обработки кернового материала последовательно соляно-кислотным, а затем глинокислотным составами. В этой серии экспериментов лучший результат получен при использовании на второй стадии глинокислотного состава с содержанием плавиковой кислоты 1,5 %. Эффективность такой процедуры подтверждена при проведении фильтрационных экспериментов на моделях пласта. Установлено, что в результате двухстадийной кислотной обработки в сочетании с депрессионным воздействием коэффициент восстановления проницаемости модели пласта по нефти может быть увеличен в 1,5…2,0 раза по сравнению с аналогичным показателем, достигнутым после воздействия жидкостью глушения.

Ключевые слова: обработка призабойной зоны пласта; кислотная обработка скважин; растворимость породы; вторичный осадок; фазовая проницаемость по нефти; коэффициент восстановления проницаемости.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.8:665.622.43 DOI: 10.30713/0207-2351-2020-2(614)-48-49

СНИЖЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ЗАТРАТ НА ДОБЫЧУ, СБОР И ПЕРЕКАЧКУ ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ С ПЕРИФЕРИЙНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (с. 48)

Ришат Миншагитович Инсафов

ЗАО "Алойл"

423930, Россия, Республика Татарстан, г. Бавлы, ул. Энгельса, 63,

e-mail: aloil116@mail.ru

В статье обобщены результаты экспериментальных исследований технологии снижения энергетических затрат на подъем вязкой, сернистой нефти насосным способом от забоя до узла переработки обводненной нефти. Показано, что применение технологии в обводненных скважинах, оборудованных индивидуальными скважинными дозаторами с подачей в продукцию растворов химреагентов комплексного назначения, позволяет снизить энергетические затраты на участке забой–устье–подготовка продукции на 160 %.

Ключевые слова: вязкая нефть; технологии; обводненность.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.5.001.5 DOI: 10.30713/0207-2351-2020-2(614)-50-56

ДЕКОНВОЛЮЦИЯ КАК ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН (с. 50)

Иван Владимирович Афанаскин, канд. техн. наук,

Сергей Григорьевич Вольпин, канд. техн. наук,

Павел Викторович Крыганов, канд. техн. наук

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

В статье приведены основы применения деконволюции (обратной свертки) при интерпретации гидродинамических исследований скважин. Рассмотрен современный подход к деконволюции, позволяющий получать устойчивое решение задачи оптимизации. Подробно изложены особенности применения деконволюции на практике. Предложен новый упрощенный подход к деконволюции, предназначенный только для оценки границ пласта.

Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин; деконволюция; свертка.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276 DOI: 10.30713/0207-2351-2020-2(614)-57-60

КРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ В АГРЕССИВНОЙ СРЕДЕ (с. 57)

Кямиль Kямал оглы Мехтиев

SOCAR

AZ1029, Республика Азербайджан, г. Баку, просп. Гейдара Алиева, 121,

e-mail: Kamil.Mehdiyev@socar.az

В статье рассмотрена взаимосвязь водопескопроявлений и качества цементного камня, приведена основная причина ухудшения физико-механических свойств (растекаемость, время схватывания, прочность) тампонажной системы – образование агрессивной среды H₂S.

Приведены результаты лабораторных исследований в различных средах H₂S с добавлением определенного количества карбамида, рассчитанного в процентном отношении согласно дисперсной среде, построены графики зависимости. На основании полученных результатов определено, что в различных средах H₂S с добавлением карбамида от 0,0036 до 0,0144 %, можно регулировать физико-механические свойства тампонажной системы для их улушения и получить устойчивый к агрессивной среде цементный камень.

Ключевые слова: месторождение; пласт; скважина; сероводород; агрессивная среда; карбамид.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.53.054.4 DOI: 10.30713/0207-2351-2020-2(614)-61-65

РАСЧЕТ НАГРУЗОК НА ВРАЩАЮЩУЮСЯ ШТАНГОВУЮ КОЛОННУ
В ИСКРИВЛЕННЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ (с. 61)

Анатолий Андреевич Исаев,канд. техн. наук,

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

Мехрали Мирзали оглы Алиев, д-р техн. наук, профессор

Альметьевский государственный нефтяной институт

423450, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 2

Анализ эксплуатации нефтяных скважин с установкой штангового винтового насоса показывает, что основная часть ремонтов установки связана с авариями штанг. Наклонно направленный профиль скважины обусловливает у насосных штанг вибрацию. Проведение расчетов штанговой колонны с последующей выдачей рекомендаций позволит увеличить наработку штанг. В статье приведены формулы определения жесткости конструкции штанги, числа оборотов, круговой частоты вращения с применением приведенных дисков в местах наибольших искривлений ствола скважины. Основное влияние на изменение числа оборотов оказывают габаритные размеры приведенного диска.

Ключевые слова: штанговый винтовой насос; наклонно направленный профиль; колонна насосных штанг; приведенный диск; момент инерции; жесткость; число оборотов.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.242.424.2+624.014:539.343.04 DOI: 10.30713/0207-2351-2020-2(614)-66-75

УСТОЙЧИВОСТЬ ОПОРНЫХ СТОЕК БЛОКОВ МОРСКИХ ГЛУБОКОВОДНЫХ
СТАЦИОНАРНЫХ СТАЛЬНЫХ ПЛАТФОРМ ПРИ ОСВОЕНИИ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ШЕЛЬФЕ (с. 66)

Владимир Георгиевич Григулецкий, д-р техн. наук, профессор

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

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

e-mail: gvg-tnc@mail.ru

Александр Юрьевич Фурсов

ГУП РК "Черноморнефтегаз"

295000, Россия, Республика Крым, г. Симферополь, просп. Кирова, 52,

e-mail: alexandrpro3@gmail.com

Кратко описана технология установки морских стальных стационарных платформ (МСП) на место производства основных работ при освоении конкретного нефтяного или газового месторождения на шельфе.

В качестве приближенной расчетной схемы опорной стойки МСП принят вертикальный упругий тяжелый стержень, испытывающий совместное действие распределенной нагрузки qx от сил собственного веса и сосредоточенной сжимающей силы P_k, равной весу технологического оборудования, части веса палубного блока и волновой нагрузки.

С помощью энергетического метода Рэлея – Ритца в форме С.П. Тимошенко для оговоренных условий получены простые аналитические соотношения, определяющие "критические" значения длины (высоты) опорных стоек МСП.

Ключевые слова: опорные стойки; устойчивость равновесия; энергия изгиба; критическое значение нагрузки; критическая длина (высота) стойки.

Заказать статью в электронной библиотеке

ПОЗДРАВЛЯЕМ Н.И. ХИСАМУТДИНОВА С ЮБИЛЕЕМ!

Заказать статью в электронной библиотеке

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

Главная страница журнала