ISSN 0207-2351

Научно-технический журнал

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО

                                                                                                             Издается с 1965 г.

Июль 2020 г.                      7 (619)                      Выходит 12 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Поспелова Т.А., Зеленин Д.В., Жуков М.С., Бекман А.Д., Ручкин А.А. Оптимизация системы заводнения на основе модели CRM (стр. 5‑10)

 

Кордик К.Е., Забродин О.Ю., Абдулин Т.К., Грицай И.А., Зыков М.А., Зипир В.Г., Хайруллин Р.З. О верификации значения газового фактора нефти по фонду скважин Пякяхинского месторождения с применением интегрированной модели (стр. 11‑17)

 

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

 

Галкин В.И., Колтырин А.Н. Разработка методики прогнозирования технологических показателей работы скважины после применения геолого-технических мероприятий (стр. 18‑28)

 

Стариков А.Н., Шилов И.А., Чабина Т.В., Хижняк Г.П. Подбор реагентов для обработки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин (стр. 29‑33)

 

Мусаева П.У., Лабазанов М.М., Халадов А.Ш., Газабиева З.Х., Исламов Д.А., Масаров И.Р., Халадов М.С. Повышение коэффициента извлечения нефти при использовании термальных вод (стр. 34‑37)

 

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

 

Быков Д.В., Михайлов Н.Н. Оптимизация параметров устройств контроля притока на скважинах морского нефтегазового месторождения (стр. 38‑42)

 

Исаев А.А., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Расчет погрешностей при измерении газового фактора продукции скважин (стр. 43‑47)

 

Янтурин А.Ш., Ахметзянов И.И., Янтурин Р.А., Зайнуллин А.Ф. О необходимости и методах учета профиля ствола при расчетах колонн штанг и анализе аварий с ними в наклонных скважинах (стр. 48‑59)

 

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА, СОЛЕЙ И ГИДРАТОВ

 

Денисламов И.З. Функции датчиков давления для скважин с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (стр. 60‑65)

 

СБОР, ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

 

Адыгезалова М.Б. Прогнозирование количества осаждаемого балласта при смешивании нефти (стр. 66‑70)

 

КОРРОЗИЯ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

 

Ладыгин А.Н. Лабораторные исследования ингибиторов коррозии глубинно-насосного оборудования скважин нефтяных месторождений Пермского края (стр. 71‑76)

 

ПАМЯТНЫЕ ДАТЫ

 

Памяти Игоря Тихоновича Мищенко (стр. 76‑76)

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 622.276.432          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-7(619)-5-10

 

ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ НА ОСНОВЕ МОДЕЛИ CRM (с. 5)

 

Татьяна Анатольевна Поспелова, канд. техн. наук,

Дмитрий Валерьевич Зеленин,

Михаил Сергеевич Жуков,

Александр Дмитриевич Бекман, канд. физ.-мат. наук,

Александр Альфредович Ручкин, канд. техн. наук

 

ООО "Тюменский нефтяной научный центр"

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

e-mail: tnnc@rosneft.ru

 

Оптимизация режимов работы нагнетательного фонда является первостепенной задачей при проектировании разработки нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Для подбора оптимальных приёмистостей предлагается использование решения оптимизационной задачи на основе аналитической модели CRM. В качестве целевой функции могут выступать как накопленная добыча нефти за прогнозный период, так и отклонение от заданной компенсации по добывающим скважинам. С использованием синтетической гидродинамической модели был поставлен численный эксперимент, в результате которого на основе модели CRM были получены оптимальные приёмистости, эффективность которых была подтверждена на гидродинамической модели. В статье представлен результат апробации методики расчета оптимальных режимов работы нагнетательных скважин на двух лицензионных участках Красноленинского месторождения.

 

Ключевые слова: система заводнения; поддержание пластового давления; CRM; взаимовлияние скважин; оптимизация системы заводнения.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.346.2          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-7(619)-11-17

 

О ВЕРИФИКАЦИИ ЗНАЧЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ ПО ФОНДУ СКВАЖИН ПЯКЯХИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ИНТЕГРИРОВАННОЙ МОДЕЛИ (с. 11)

 

Кирилл Евгеньевич Кордик, канд. техн. наук,

Олег Юрьевич Забродин,

Тимур Камилевич Абдулин

 

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

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

e-mail: KordikKE@tmn.lukoil.com; ZabrodinOY@tmn.lukoil.com; AbdulinTK@tmn.lukoil.com

 

Иван Александрович Грицай

 

ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг"

614015, Россия, г. Пермь, ул. Пермская, 3а,

e-mail: Ivan.Gritsaj@lukoil.com

 

Максим Александрович Зыков,

Владислав Геннадьевич Зипир,

Ренат Зульфатович Хайруллин

 

ТПП "Ямалнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь"

629008, Россия, Тюменская обл., Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Салехард, ул. Матросова, 24,

e-mail: Maksim.Zykov@lukoil.com; Vladislav.Zipir@lukoil.com; Renat.Khajrullin@lukoil.com

 

В статье описаны результаты разработки и применения алгоритма верификации исходных промысловых данных о величине газового фактора нефти с использованием инструмента математического моделирования – интегрированной модели Пякяхинского месторождения. Благодаря уточнению значения газового фактора по фонду скважин удалось повысить прогнозную способность интегрированной модели по параметру "Добыча попутного нефтяного газа", что, в свою очередь, позволило корректно планировать оптимизационные мероприятия с учетом ограничений объектов подготовки скважинной продукции Пякяхинского месторождения в части пропускной способности по газу сепарации.

 

Ключевые слова: газовый фактор; верификация промысловых данных; интегрированная модель; модель скважины; корреляции падения давления по стволу скважины; модель штуцера.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.66.013+622.276.63          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-7(619)-18-28

 

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ ПОСЛЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ (с. 18)

 

Владислав Игнатьевич Галкин, д-р геол.-минерал. наук

 

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

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

 

Артур Николаевич Колтырин

 

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

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

e-mail: Artur.Koltyrin@pnn.lukoil.com

 

В статье исследовано влияние различных показателей на эффективность технологий пропантного ГРП, радиального бурения и кислотных обработок на карбонатном объекте В3В4. Рассмотрен метод обоснования оптимальной прогнозной величины прироста дебита нефти. Установлено, что эффективность мероприятий контролируется рядом геолого-технологических параметров. С учетом данных параметров построены вероятностные модели для прогнозирования эффективности технологий. Представление данных в вероятностном виде позволяет провести анализ параметров, приводя их к общей размерности, что упрощает их сопоставительный анализ. Для представленных технологий уточнены критерии применения на объекте В3В4. По технологиям выполнено построение карт распределения вероятностей. Установлено, что эффективность применения ГТМ имеет зональное распространение на площади. Рассчитанные вероятности для скважин объекта В3В4 и их сопоставление для разных ГТМ позволили оценить разные технологии и выбрать наиболее эффективную. Наибольшие значения вероятностей на объекте В3В4 имеет технология ГРП. Данная технология рекомендуется к тиражированию на объекте.

 

Ключевые слова: пропантный ГРП; радиальное бурение; кислотная обработка; прирост дебита нефти; вероятностные модели; эффективность; прогноз.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.63          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-7(619)-29-33

 

ПОДБОР РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН (с. 19)

 

Андрей Николаевич Стариков1,2,

Игорь Анатольевич Шилов1,

Татьяна Владимировна Чабина1,

Григорий Петрович Хижняк2, д-р техн. наук

 

1Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми

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

e-mail: andrej.starikov@pnn.lukoil.com

 

2Пермский национальный исследовательский политехнический университет

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

 

Лачьельский участок недр служит подземным полигоном утилизации шахтных подтоварных вод Ярегского нефтяного месторождения. Работа нагнетательных скважин участка характеризуется постепенным существенным снижением приёмистости. С целью определения причин снижения приёмистости выполнены лабораторные тесты по оценке влияния закачиваемой воды на фильтрационные свойства коллектора. С целью подбора составов для восстановления проницаемости пласта выполнено лабораторное тестирование в "свободном объеме" реагентов для обработки призабойной зоны пласта: органического растворителя, кислотных композиций на основе соляной кислоты и смеси соляной и плавиковой кислот. Для оценки восстановления проницаемости коллектора с использованием подобранных реагентов выполнены фильтрационные исследования на керне.

 

Ключевые слова: кислотная обработка терригенного коллектора; восстановление приёмистости; снижение приёмистости; закачка неподготовленной подтоварной воды; миграция частиц; подбор кислотного состава; глинокислотная обработка.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.6          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-7(619)-34-37

 

ПОВЫШЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ
ТЕРМАЛЬНЫХ ВОД (с. 34)

 

Петимат Уматовна Мусаева,

Магомед Махмудович Лабазанов, канд. геол.-минерал. наук,

Абдулла Ширваниевич Халадов, канд. техн. наук,

Зарема Хизаровна Газабиева,

Денал Алиханович Исламов,

Ислам Рашитович Масаров,

Магомед Сайпудиевич Халадов

 

Грозненский государственный нефтяной технический университет имени академика М.Д. Миллионщикова

364051, Россия, Чеченская Республика, г. Грозный, просп. им. Х.А. Исаева, 100,

e-mail: haladov_a_sh@mail.ru

 

Топливно-энергетический потенциал нашей планеты складывается из различных источников энергии, в первую очередь, из содержащегося в недрах топливно-энергетического сырья органического происхождения (газ, нефть, уголь, горючие сланцы, торф). В группу возобновляемых источников энергии включаются гидроэнергия, излучение солнца, геотермальная теплота, энергия ветра, биомассы и другие, которые являются практически неисчерпаемыми, в значительной степени возобновляемыми и экологически более благоприятными.

Из всех этих видов энергии определенным преимуществом обладает геотермальная, отличающаяся повсеместностью распространения, возможностью высокой концентрации тепла в зонах современного вулканизма и гидротермальной деятельности, а главное, независимостью от сезонных и суточных колебаний по сравнению с солнечной и ветровой энергией. В статье приведена оценка использования термальных вод с целью увеличения технико-экономической эффективности разработки нефтяных месторождений.

 

Ключевые слова: нефть; залежь; давление; коллектор; бурение; дебит; скважина; толщина; нефтегазоносность; геотермальный пласт; обводненность.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-7(619)-38-42

 

ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ УСТРОЙСТВ КОНТРОЛЯ ПРИТОКА НА СКВАЖИНАХ МОРСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 38)

 

Даниил Владимирович Быков,

Николай Нилович Михайлов, д-р техн. наук, профессор

 

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

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

e-mail: folko200@mail.ru

 

В статье рассмотрены подходы к оптимизации конструкций нижнего заканчивания скважин нефтегазового месторождения на основе детальной геолого-технологической модели с целью повышения накопленной добычи нефти. Сделаны выводы, что применение управляемых клапанов целесообразно только для снижения рисков ошибок проектирования конструкций нижнего заканчивания скважин. Невысокий прирост накопленной добычи нефти обусловлен отсутствием выраженных литологических границ в разрезе скважин, служащих препятствием для потоков газа при управлении клапанами притока.

 

Ключевые слова: гидродинамическое моделирование; геолого-технологическая модель; устройства контроля притока; нижнее заканчивание сважины; морские нефтегазовые месторождения.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.346.2          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-7(619)-43-47

 

РАСЧЕТ ПОГРЕШНОСТЕЙ ПРИ ИЗМЕРЕНИИ ГАЗОВОГО ФАКТОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН (с. 43)

 

Анатолий Андреевич Исаев, канд. техн. наук,

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

 

Для периодических измерений дебита жидкости и полного газового фактора продукции скважин, включая остаточное количество растворенного газа, разработана передвижная установка. Представлены формулы по вычислению газового фактора, относительных и абсолютных погрешностей определяемых величин, благодаря чему повышается точность измерений (вычислений). Погрешности являются показателем качества эксперимента. Показаны связи между абсолютной, относительной и приведенной погрешностями измерений.

 

Ключевые слова: дебит; газовый фактор; измерительная установка; эксперимент; методика измерения; погрешность измерений.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-7(619)-48-59

 

О НЕОБХОДИМОСТИ И МЕТОДАХ УЧЕТА ПРОФИЛЯ СТВОЛА ПРИ РАСЧЕТАХ КОЛОНН
ШТАНГ И АНАЛИЗЕ АВАРИЙ С НИМИ В НАКЛОННЫХ СКВАЖИНАХ (с. 48)

 

Альфред Шамсунович Янтурин1, д-р техн. наук, профессор,

Ильвир Ильшатович Ахметзянов1,2,

Руслан Альфредович Янтурин3, канд. техн. наук,

Альберт Фаритович Зайнуллин4

 

1Уфимский государственный нефтяной технический университет

450064, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

е-mail: Yanturin2@yandex.ru

 

2ПАО "Сургутнефтегаз", НГДУ "Фёдоровскнефть"

628400, Россия, Тюменская обл., Ханты-Мансийский автономный округ, г. Сургут, ул. Нефтяников, 29,

е-mail: ahmet_ii@mail.ru

 

3ООО "Солтуби" (ЗАО "Ростнефтехим")

450059, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Братьев Кадомцевых, 5,

е-mail: Yanturin1@yandex.ru

 

4ООО "РН–БашНИПИнефть"

450103, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Ленина, 86, корп. 1,

е-mail: zaynullinaf@mail.ru

 

Представлены результаты анализа распределения потерь осевых нагрузок на трение по длине колонны штанг, учитывающего различную интенсивность их изменения по отдельным интервалам профиля ствола наклонной скважины. Показано, что влияние локального искривления ствола на интенсивность потерь осевых нагрузок по длине колонны штанг, определяемое на основе инклинометрических замеров, на интервалах вертикальном и стабилизации зенитного угла наклонной скважины существенно меньше, чем на интервалах набора и естественного спада зенитного угла. Приводятся результаты исследований, подтверждающие необходимость проведения расчетов распределения осевых нагрузок по длине колонны штанг, дифференцированно, по отдельным интервалам профиля ствола наклонной скважины, совпадающие с замерами осевых нагрузок, одновременно на плунжер насоса (с помощью глубинной аппаратуры Микон-101) и на полированный шток.

 

Ключевые слова: наклонная скважина; колонны штанг и насосно-компрессорных труб; интервалы ствола скважины (вертикальный, набора, спада и стабилизации зенитного угла).

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.72          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-7(619)-60-65

 

ФУНКЦИИ ДАТЧИКОВ ДАВЛЕНИЯ ДЛЯ СКВАЖИН С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ (с. 60)

 

Ильдар 3афирович Денисламов, канд. техн. наук

 

Уфимский государственный нефтяной технический университет

450064, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: denislamoviz@mail.ru

 

Эффективное использование дорогостоящих органических растворителей для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с глубинно-насосного оборудования осложненных скважин требует дополнительного информационного обеспечения организуемого процесса. Диагностика объема отложений и слежение за продвижением растворителя по колонне лифтовых труб в сторону насоса могут быть совмещены в одну информационную задачу и решаться одновременно благодаря установке двух датчиков давления над насосом.

В статье предложено рассматривать дифференциальную характеристику состава жидкости в колонне насосно-компрессорных труб не только при добыче пластовой продукции, но и при закачке растворителя в скважину. Для идентификации органического растворителя в зоне насоса предложено предварительно подавать в колонну труб реперную жидкость повышенной плотности.

 

Ключевые слова: скважина; давление; датчик; плотность; асфальтосмолопарафиновые отложения; диагностика; реперная жидкость; растворитель.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.8          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-7(619)-66-70

              

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ КОЛИЧЕСТВА ОСАЖДАЕМОГО БАЛЛАСТА
ПРИ СМЕШИВАНИИ НЕФТИ (с. 66)

 

Мехпара Бабаверди кызы Адыгезалова, канд. хим. наук

 

Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности

AZ1010, Азербайджан, г. Баку, просп. Азадлыг, 20,

e-mail: mehpareadigozelova@yahoo.com

 

В статье исследован процесс осаждения балластов на примере смешивания двух различных образцов нефти Азербайджана в различных соотношениях. При смешивании образцов нефти в различных пропорциях происходят изменения содержания ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов. Исследованы закономерность изменения их содержания, а также изменение макроскопических показателей, таких как плотность, вязкость и температура замерзания в зависимости от химического состава различных видов нефти и их смесей.

Для исключения или своевременного предотвращения потерь, происходящих при транспорте и хранении смешиваемой нефти, учет времени осаждения балластов и их массовой доли приобретает важное значение. Для предотвращения образования закупорок в трубопроводах вследствие осаждения балластов с целью их прогнозирования предложены различные математические модели.

 

Ключевые слова: смешиваемая нефть; транспорт; осаждение; балласт; физико-химические особенности; модель; асфальтен; смола; парафин.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 620.193          DOI: 10.30713/0207-2351-2020-7(619)-71-75

 

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ ГЛУБИННО-НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПЕРМСКОГО КРАЯ (с. 71)

 

Александр Николаевич Ладыгин

 

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

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

e-mail: ladygin@pstu.ru

 

Коррозия глубинно-насосного оборудования (ГНО) снижает экономическую эффективность добычи нефти, а также приводит к экологическим потерям. Защита ГНО от коррозии является актуальной задачей, особенно в условиях падения добычи нефти и роста обводненности добываемой продукции скважин. На скорость коррозии также оказывает влияние химический состав пластовых вод, который характеризуется наличием растворимых в них солей. Для минимизации негативного влияния коррозии наибольшее распространение получили химические способы защиты – дозирование ингибиторов коррозии. Эффективность применяемых ингибиторов зависит от обводненности скважинной продукции, температуры и в наибольшей степени от состава пластовой воды. В результате лабораторных исследований установлено влияние содержания в пластовых водах анионов Cl, SO42–, HCO3 на эффективность ингибиторной защиты ГНО от коррозии. Установлено, что совместное содержание в пластовой воде хлорид-ионов и сероводорода приводит к угнетению сероводородной коррозии. Общая минерализация пластовых вод способствует повышению эффективности применения ингибиторов коррозии благодаря образованию прочных пассивирующих пленок на поверхности стального оборудования.

 

Ключевые слова: питтинговая коррозия; сероводород; хлориды; сульфаты; бикарбонаты; диоксид углерода; двойной электрический слой; пассивация; вольтамперометрия; ингибитор коррозии.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

 

 

 

ПАМЯТИ ИГОРЯ ТИХОНОВИЧА МИЩЕНКО

 

 

 

 

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

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

Главная страница журнала