|
ISSN 0207-2351 Научно-технический журнал Издается с 1965 г. Сентябрь 2021 г. № 9 (633) Выходит 12 раз в год
СОДЕРЖАНИЕ |
|
|
|
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ |
|
|
|
|
|
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ |
|
|
|
|
|
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН |
|
|
|
|
|
Максимов В.М. , Семигласов Д.Ю. Обобщенная модель двухфазных течений в пористых средах (стр. 30‑36) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
КОРРОЗИЯ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ |
|
|
|
|
|
СБОР, ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ |
|
|
|
|
|
ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ |
|
|
|
УДК 622.279.3 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-9(633)-5-17
АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ГАЗА И КОНДЕНСАТА ЗАПАДНО-ЯРОЯХИНСКОГО
Станислав Иванович Шиян, канд. техн. наук, Хабтор Нассер Нассер, Полина Александровна Суховерова
ФГБОУ ВО "Кубанский государственный технологический университет" Россия, г. Краснодар, e-mail: akngs@mail.ru, nasser.habtor@icloud.com, polina.suxoverova.00@bk.ru,
Илья Игоревич Шаблий
ООО "РН–Морской терминал Туапсе" Россия, Краснодарский край, г. Туапсе. e-mail: ilyashabliy0209@gmail.com
В статье проведен анализ выработки запасов газа и конденсата Западно-Ярояхинского лицензионного участка, расположенного на территории Восточно-Уренгойского и Северо-Есетинского месторождений. Сравнивая величины дренируемых запасов, полученных методом падения давления и определенных через коэффициенты работающих толщин, видно, что разница между полученными значениями составляет 1,1 млрд м3, относительная погрешность – 4,2 %. Проведенный анализ показал, что существующей сеткой скважин проблематично вовлечь в разработку все геологические запасы, отнесенные к категории С1. Для улучшения состояния разработки необходимы бурение и ввод в эксплуатацию проектных скважин, а также проведение мероприятий по интенсификации профилей притока в действующих добывающих скважинах.
Ключевые слова: анализ выработки запасов газа и конденсата; дренируемые запасы; метод падения давления; коэффициенты работающих толщин; карта текущего состояния разработки; карта накопленных отборов; профиль пластового давления по пласту.
|
|
|
|
УДК 622.276.654 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-9(633)-18-25
ВЫБОР КРИТЕРИЕВ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ
Кирилл Игоревич Максаков, Наталья Валерьевна Лесина, Геннадий Александрович Усачев
ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" Россия, г. Москва, e-mail: kirill.maksakov63@gmail.com, Natalya.Metelkina@lukoil.com, Gennadiy.Usachev@lukoil.com
В статье проведен анализ мирового опыта применения внутрипластового горения (ВПГ) и результатов лабораторных исследований для месторождений высоковязкой нефти. По результатам данного анализа разработаны геолого-физические критерии применения внутрипластового горения для залежей высоковязкой нефти. Численный диапазон критериев достаточно широкий, зависимость коэффициента извлечения нефти (КИН) от различных значений характеристик не выявлена, что подтверждает универсальность данного метода увеличения нефтеотдачи. Основные ограничения для реализации метода ВПГ связаны с образованием вала ("пробки") мобилизованной нефти, выявленного в ходе лабораторных исследований, сложностью подбора оборудования и способа инициации горения, для определения которых необходимо проведение широкого комплекса лабораторных и промысловых исследований. В данной статье приведен краткий список необходимых лабораторных исследований и промысловых испытаний перед реализацией внутрипластового горения.
Ключевые слова: внутрипластовое горение; высоковязкая нефть; методы увеличения нефтеотдачи; критерии применения; тепловое воздействие; труба горения; вал мобилизованной нефти; компрессорное оборудование.
|
|
|
|
УДК 622.276.63 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-9(633)-26-29
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОНИКНОВЕНИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ СОСТАВОВ В НЕОДНОРОДНОМ КОЛЛЕКТОРЕ НА ТРЕХМЕРНОЙ МОДЕЛИ ПЛАСТА (с. 26)
Михаил Борисович Дорфман, канд. техн. наук, Максим Михайлович Харитонов, Андрей Алексеевич Сентемов
Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова Россия, г. Архангельск, e-mail: sentemov.a.a@yandex.ru
В статье описывается метод моделирования проведения водоизоляционных работ в скважине на гидродинамической секторной модели, основанной на прогнозировании проникновения состава в призабойную зону. Моделирование создания водоизоляционного экрана проводилось на основе инвазивной перколяции в программном продукте Matlab. В качестве базы гидродинамического моделирования использовалась численная модель, построенная в программе tNavigator. Результаты расчетов показывают возможность использования данного подхода для моделирования эффективности проведения водоизоляционных работ.
Ключевые слова: гидродинамическая модель; водоизоляционные работы; перколяция.
|
|
|
|
УДК 622.276.031:532.5.001 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-9(633)-30-36
ОБОБЩЕННАЯ МОДЕЛЬ ДВУХФАЗНЫХ ТЕЧЕНИЙ В ПОРИСТЫХ СРЕДАХ (с. 30)
Вячеслав Михайлович Максимов, Дмитрий Юрьевич Семигласов
Институт проблем нефти и газа РАН Россия, г. Москва, e-mail: Samuell@bk.ru
В статье рассмотрена обобщенная модель двухфазных течений в пористых средах, учитывающая выделение неподвижных объемов фильтрующихся фаз в отдельные компоненты обобщенной гидродинамической модели. Статья является основой для широкого класса новых задач, имеющих важное технологическое значение. Анализируется обобщенный закон многофазной фильтрации, полученный ранее методами неравновесной термодинамики. Дается аналитическое исследование задач фронтального вытеснения методом характеристик в одномерном приближении. Модель позволяет с новых позиций рассматривать эффекты гистерезиса относительных фазовых проницаемостей, связанные с циклической сменой процессов дренажа и пропитки.
Ключевые слова: пористые среды; многофазные течения; фазовые проницаемости; бинарные коэффициенты сопротивления; фронтальное вытеснение; метод характеристик; разрывные решения; процессы дренажа и пропитки.
|
|
|
|
УДК 622.245.6 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-9(633)-37-40
ОСНОВНЫЕ ПОДХОДЫ К ПОДБОРУ СИСТЕМ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ТЕХНОЛОГИИ ИХ
Владимир Николаевич Кожин1, канд. техн. наук, Максим Евгеньевич Коваль1,2, канд. техн. наук, Денис Владимирович Евдокимов1, Ольга Владимировна Ножкина1,2, канд. техн. наук, Владимир Алексеевич Капитонов1,2, канд. техн. наук, Гани Гайсинович Гилаев3, д-р техн. наук, профессор
1ООО "СамараНИПИнефть" Россия, г. Самара, e-mail: KozhinVN@samnipi.rosneft.ru, KovalME@samnipi.rosneft.ru, EvdokimovDV@samnipi.rosneft.ru, NozhkinaOV@samnipi.rosneft.ru, KapitonovVA@samnipi.rosneft.ru
2ФГБОУ ВО "Самарский государственный технический университет" Россия, г. Самара
3ФГБОУ ВО "Кубанский государственный технологический университет", Институт нефти, газа и энергетики Россия, г. Краснодар
В статье затронут вопрос устойчивости стенок скважин при бурении отложений кошайской пачки на месторождениях Западной Сибири, в частности на Самотлорском месторождении. Рассмотрены особенности вскрытия неустойчивых пород, литолого-минералогический состав и свойства кошайских отложений, проявляемые при взаимодействии с различными жидкостями контактирования. Для предотвращения обвалообразований обоснована необходимость применения буровых растворов, обладающих консолидирующим эффектом и снижающих наработку коллоидной фазы. В статье перечислены реагенты, повышающие укрепляющие свойства бурового раствора, и показана необходимость проведения исследований по подбору составов для укрепления пород, склонных к обвалообразованию.
Ключевые слова: буровой раствор; траектория скважины; фильтрация; устойчивость стенок скважины; глинистые отложения; непроизводительное время; минералогический состав.
|
|
|
|
УДК 622.692.12 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-9(633)-41-45
ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ
ЭЛЕКТРООБОГРЕВА
Сергей Леонидович Кузнецов, Кирилл Евгеньевич Кордик, канд. техн. наук, Олег Юрьевич Забродин, Владимир Николаевич Мороз
Филиал ООО "ЛУКОЙЛ–Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени Россия, г. Тюмень, e-mail: KuznetcovSL@tmn.lukoil.com, KordikKE@tmn.lukoil.com, ZabrodinOY@tmn.lukoil.com, MorozVN@tmn.lukoil.com
Рафаиль Мазитович Юсупов Владислав Геннадьевич Зипир Ренат Зульфатович Хайруллин
ТПП "Ямалнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь" Россия, Ямало-Ненецкий АО, г. Салехард. e-mail: Rafail.Yusupov@lukoil.com, Vladislav.Zipir@lukoil.com, Renat.Khajrullin@lukoil.com
В статье приведены результаты аналитических и опытно-промысловых работ, выполненных с целью оптимизации расхода электрической энергии на обогрев нефтесборных коллекторов Пякяхинского месторождения. На основании расчетов на интегрированной модели обоснован оптимальный температурный режим работы трубопроводной сети нефтяной части Пякяхинского месторождения. Определена температура нагрева стенок нефтесборных трубопроводов – 10…15 °С, обеспечивающая минимальный расход электроэнергии при сохранении безопасных условий эксплуатации. Проведение оптимизационных мероприятий позволило снизить энергопотребление на Пякяхинском месторождении, а следовательно сократить операционные расходы предприятия-недропользователя.
Ключевые слова: энергоэффективность; интегрированная модель; модель системы сбора скважинной продукции (нефтесборной сети); электрический обогрев нефтесборных коллекторов (скин-система); температура начала кристаллизации парафинов; массовое содержание парафина в нефти.
|
|
|
|
УДК 622.276:620.193.462.21 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-9(633)-46-53
ОСОБЕННОСТИ МЕХАНИЗМА ПРОТЕКАНИЯ ЛОКАЛЬНОЙ КОРРОЗИИ
Валерия Эдуардовна Ткачева, канд. техн. наук
ООО "РН–БашНИПИнефть" Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, e-mail: TkachevaVE@bnipi.rosneft.ru
Святослав Валерьевич Суховерхов, канд. хим. наук, Наталья Владимировна Полякова, канд. хим. наук, Андрей Владимирович Герасименко, канд. хим. наук
Дальневосточное отделение Российской академии наук Россия, г. Владивосток, e-mail: svs28@ich.dvo.ru, polyakova@ich.dvo.ru, gerasimenko@ich.dvo.ru
Андрей Николаевич Маркин, канд. техн. наук
Филиал Тюменского индустриального института в г. Нижневартовске Россия, г. Нижневартовск, e-mail: Andrey.N.Markine@gmail.com
Дмитрий Игоревич Мальцев
АО "Оренбургнефть" ПАО "НК "Роснефть" Россия, г. Москва. e-mail: dimaltsev@rosneft.ru
Осложнения, связанные с коррозивностью среды, по данным АО "Оренбургнефть" ПАО "НК "Роснефть" на 01.01.2021 г., входят в число превалирующих на объектах нефтегазодобычи и разделяют 1-е место с фактором "солеотложения" – 26 % осложненного механизированного фонда скважин. Фиксированные отказы внутрискважинного оборудования по причине коррозии составили 20 % от общего количества за 2020 г. По типу воздействия коррозивной среды на месторождениях, эксплуатируемых в АО "Оренбургнефть", преобладающими являются сероводородная и смешанная коррозия, вызываемая одновременно действием сероводорода (H2S) и углекислого газа (CO2). В статье описана физико-химическая характеристика водных растворов H2S в нефтепромысловых системах, приведены механизмы H2S-коррозии нефтепромыслового оборудования. Представлены результаты исследования отложений с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб после эксплуатации в сероводородсодержащих средах, полученные с применением рентгенодифрактометрического метода. Методами рентгеноспектрального анализа установлены элементный и минеральный составы отложений. Наряду с сульфидом (макинавит) и полисульфидом (грейгит) железа в образцах обнаружены карбонаты кальция и стронция, хлорид натрия и кварц, которые являются продуктами сопутствующего процесса солеотложения и механических примесей. Показано отличие полученных результатов от ряда теоретических представлений о стабильности существования полиморфных форм сульфидов железа, основанных на результатах лабораторных исследований, и подтверждено результатами эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Несмотря на то, что макинавит считается наиболее нестабильной формой сульфида железа, в отложениях реальных нефтепромысловых систем он может присутствовать в основном в виде этой полиморфной формы. По результатам исследований проведена качественная и количественная оценка сульфидной и полисульфидной серы, выполненная методом энергодисперсионного рентгенофлуоресцентного анализа. Приведены дифрактограммы полученных спектров, при интерпретации которых показана возможность классификации протекающих коррозионных процессов по смешанному механизму при соотношении концентраций коррозийных газов CO2/H2S = 4, что подтверждается присутствием одновременно сульфидов и карбонатов в продуктах коррозии.
Ключевые слова: коррозия; сероводородсодержащие среды; локальная коррозия; осложненный механизированный фонд скважин; внутрискважинное оборудование; сульфид железа; макинавит; грейгит; рентгеноспектральный анализ; энергодисперсионный рентгенофлуоресцентный анализ.
|
|
|
|
УДК 338.512:622.276 DOI: 10.33285/0207-2351-2021-9(633)-54-59
К ВОПРОСУ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ОПТИМИЗАЦИИ ПРИ ОБУСТРОЙСТВЕ
Владимир Николаевич Кожин, канд. техн. наук, Александр Владимирович Гришагин, Денис Вячеславович Кашаев
ООО "СамараНИПИнефть" Россия, г. Самара, e-mail: KozhinVN@samnipi.rosneft.ru, GrishaginAV@samnipi.rosneft.ru
Олег Владимирович Гладунов, Сергей Викторович Кандрушин, Дмитрий Рафаилович Измайлов
АО "Самаранефтегаз" Россия, г. Самара
В статье представлены теоретические аспекты метода для оценки результативности и эффективности мероприятий оптимизации с применением интегральных показателей и мониторинга по практическому использованию инициативных предложений эффективных проектных решений в текущем процессе наземного обустройства нефтегазовых месторождений.
Ключевые слова: эффективные проектные решения; оценка результативности и эффективности.
|
|
|
|
ФГАОУ ВО "РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА" |