Территория Нефтегаз № 11-12 2020

01.11-12.2020 10:00 TIG6: инновационный сервис Total для оптимизации технического обслуживания на предприятиях

01.11-12.2020 10:00 Об одном из направлений цифровизации добычи нефти

Согласно оценкам экспертов, применение цифровых технологий способствует оптимизации стоимости строительства и эксплуатации скважин, повышению эффективности добычи нефти и газа, эффективному управлению добычей и быстрой экономической отдаче от инвестиций, что дает возможность снизить стоимость освоения скважин на 3–5 % и сократить эксплуатационные затраты не менее чем на 20 %. При этом предиктивные технологии, основанные на использовании цифровых двойников, позволяют обеспечить переход с мониторинга на прогнозирование поведения нефтегазовых объектов в целях принятия оптимальных решений, направленных на организацию безаварийной производственной деятельности. В статье рассмотрена методика применения цифровых технологий, позволяющая путем сравнения характеристик изношенного оборудования, полученных в ходе стендовых испытаний с заданными начальными и граничными условиями, с его паспортными характеристиками дать оценку уровню деградации данных характеристик. При этом сопоставление основных геометрических размеров изношенных и новых рабочих органов дает возможность определить, изменение каких именно геометрических размеров оказало наибольшее влияние на изменение характеристик. Представлена также информация об изменении напора ступени лопастного электроприводного насоса в ходе стендовых ресурсных испытаний в зависимости от изнашивания основных элементов рабочего колеса. Приведены сведения о закономерностях изменения коэффициентов деградации напора, подачи, мощности и полезного действия для лопастных центробежных насосов, полученные специалистами кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности Российского государственного университета нефти и газа (Национального исследовательского университета) имени И.М. Губкина. Отмечено, что выявленные закономерности изменения основных рабочих характеристик электроприводных лопастных насосов позволяют говорить о возможности создания цифровых двойников этого вида нефтедобывающего оборудования, использование которых позволит выйти на новый уровень цифровизации добычи нефти.

Ключевые слова: цифровые технологии, цифровой двойник, мониторинг работы оборудования, деградация характеристик оборудования, предиктивные технологии.

Авторы:

УДК 004.94:[622.276+621.671]
В.Н. Ивановский, e-mail: ivanovskiyvn@yandex.ru; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
А.А. Сабиров, e-mail: albert_sabirov@yandex.ru; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
А.В. Деговцов, e-mail: degovtsov.aleksey@yandex.ru; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Т.Р. Долов, e-mail: dolovtemir@yandex.ru , Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).

Литература:

Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А., Столяров В.Е. Цифровые скважины и месторождения // Тезисы докладов III Международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем» (SPRS-2020). М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2020. С. 7–8.

Ивановский В.Н., Пекин С.С. Использование цифровых технологий при подготовке студентов и создании инновационных видов оборудования кафедрой машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 3–4. С. 38–43.

Герасимов И.Н., Деговцов А.В., Долов Т.Р. и др. К вопросу о деградации рабочих характеристик электроприводных лопастных насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2020. № 3 (117). С. 14–20.

Ссылка для цитирования: Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В., Долов Т.Р. Об одном из направлений цифровизации добычи нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 11–12. С. 16–20.

01.11-12.2020 10:00 «Балтийская строительная компания – Взрывпром» – 20 лет уверенного роста

01.11-12.2020 10:00 Исследование коллекторских свойств и классификация битуминозных песков района Y (Западный участок бассейна Цайдам, КНР)

В статье представлены результаты исследований продуктивного пласта битуминозных песков района Y (западный участок бассейна Цайдам, Китайская Народная Республика) по основным петрофизическим характеристикам и их параметрам. В ходе изучения основных свойств битуминозных песков выделены наиболее значимые петрофизические характеристики и их параметры, построены модели пористости и нефтесодержания. Обоснованы принципы интерпретации геологической информации в целях выделения критериев для классификации, выделены классификационные признаки битуминозных песков. В рамках исследования были применены методы множественной линейной регрессии и количественной интерпретации по данным акустического каротажа. Установлено, что построение моделей для расчета пористости и нефтесодержания позволяет актуализировать результаты расчетов по отношению к экспериментальным данным исследований керна. Предложена классификация битуминозных песков, включающая три типа: пласты-коллекторы типа I (с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами), типа II (с удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами) и типа III (бесприточный пласт), что соответствует анализу показателей фактической добычи. Исследовано распределение пластов – коллекторов битуминозных песков, выделенных по результатам детальной интерпретации данных указанного комплекса геофизических исследований, по всем скважинам района Y. Установлено, что для изучаемой территории характерно преобладание пластов типа III, составляющих 58 % общего числа пластов-коллекторов, при этом доля пластов типа II составляет 23 %, а пластов типа I – 19 %.

Ключевые слова: Ключевые слова: основные петрофизические характеристики и параметры выделения битуминозных песков, нефтесодержание, модель пористости, модель нефтесодержания, принцип интерпретации и критерии, агрегатный индекс нефтесодержания, классификация битуминозных песков.

Авторы:

УДК 550.8.056
Ли Цзин, e-mail: licookie516@gmail.com; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
А.В. Лобусев, e-mail: Lobusev@gmail.com; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Ю.А. Антипова, e-mail: nauka_rgu@mail.ru; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
М.А. Афанасьева, e-mail: anticline@mail.ru, Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).

Литература:

Chen G.,Yang Y. Method of determining clay mineral content by using conventional logging data // Lithologic Reservoirs. 2011. No. 23 (2). P. 109–113.

Du Bo, Yu Zhengjun, Han Jianjun. Application of Multiple Linear Regression in Quantitative Prediction of Sand-Conglomerate Reservoir Porosity in the DX North Zone // Natural Gas Exploration & Development. 2012. No. 35 (4). P. 36–40.

Jia Chengzao. Method for Assessing the Status and Reserves of Oil Sand Resources. Beijing: Petroleum Industry Press, 2007.

Лобусев А.В., Лобусев М.А., Бочкарев А.В. Восполняемые и невосполняемые запасы углеводородов как отражение процессов формирования месторождений // Актуальные проблемы нефти и газа. 2018. № 4 (23) [Электронный источник]. Режим доступа: http://oilgasjournal.ru/issue_23/lobusev.pdf (09.12.2020).

Лобусев А.В., Лобусев М.А., Бочкарев А.В. Восполняемые и невосполняемые запасы углеводородов как отражение процессов формирования, переформирования и разрушения скоплений нефти и газа в недрах // Материалы Международной научно-практической конференции «Углеводородный и минерально-сырьевой потенциал кристаллического фундамента». 2019. С. 73–76.

Лобусев А.В. Геолого-геофизические и геоэкологические аспекты повышения эффективности нефтегазового недропользования // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2018. № 2. С. 5–7.

Лобусев А.В., Сонг Зежанг, Ланг Чжэньсюэ. Количественная оценка пористости в пласте сланцевого газа с низкой зрелостью на примере региона С в бассейне Ордос // Тезисы докладов VII Международного научно-практического конгресса «Нефтегазовые горизонты». 2015.

Лобусев А.В., Лобусев М.А., Бочкарев В.А., Бочкарев А.В. Геоэкологические предпосылки увеличения добычи нефти и газа на месторождении Тенгиз // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2019. № 3 (288). С. 5–10.

Ссылка для цитирования: Ли Цзин, Лобусев А.В., Антипова Ю.А., Афанасьева М.А. Исследование коллекторских свойств и классификация битуминозных песков района Y (Западный участок бассейна Цайдам, КНР) // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 11–12. С. 56–64.

01.11-12.2020 10:00 Генетические причины доминирующей газоносности юрско-меловых отложений арктического сектора Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции

К важнейшим генетическим предпосылкам формирования Арктической газоносной провинции относятся присутствие субугленосной толщи нижне-среднеюрских отложений с органическими веществами гумусового типа, совместное влияние теплового и геодинамического факторов преобразования веществ, ускоривших появление главных и второстепенных фаз газообразования, в которых органические вещества любого типа генерируют газ, превалирование газовой компоненты в суммарных углеводородах по всему разрезу отложений в результате миграционных процессов, смещение вверх зон накопления углеводородных скоплений по всему разрезу отложений по отношению к зонам их накопления в очагах генерации, а также непрерывный газовый поток, достигающий поверхности земли после прохождения через все осадочные образования. Газоносность осадочного чехла Арктического региона обусловлена двухэтапными процессами генерации, миграции и аккумуляции углеводородов. На первом этапе формировались преимущественно нефтяные и нефтегазовые залежи. На втором этапе за счет влияния геодинамических процессов установились более жесткие условия преобразования органических веществ для большей части отложений, что привело к масштабным процессам газогенерации, переформированию нефтяных залежей и повсеместной газоаккумуляции. В зонах относительного тектонического покоя (региональный катагенез) сохранились условия для нефтеобразования в главной и переходной зонах, однако в разрезе отложений доминирует газ за счет генерационных и миграционных процессов. На втором (газоконденсатном) этапе нефтяные залежи, оказавшиеся в стороне от современных путей миграции углеводородных газов, подверглись деградации и разрушению. Экстремальное геодинамическое воздействие (область, прилегающая к Таймырской складчатой системе) отразилось на форсированном преобразовании органических веществ, интенсивной тектонической раздробленности высокоамплитудных складок и формировании мелких по запасам залежей метанового газа в юрских отложениях северной половины и восточной части Енисей-Хатангского мегапрогиба.

Ключевые слова: месторождение, залежь, тепловое и геодинамическое воздействие, районирование, провинция, Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция, юрские и меловые отложения, акватория, Карское море, катагенез, материнский комплекс отложений, складка, амплитуда, нефть, газ.

Авторы:

УДК 553.98
М.А. Лобусев, e-mail: MLobusev@gmail.com; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
А.В. Лобусев, e-mail: Lobusev@gmail.com; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
А.В. Бочкарев, e-mail: anatolybochkarev@gmail.com; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Ю.А. Антипова, e-mail: vert225@gmail.com, Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).

Литература:

Лобусев М.А., Лобусев А.В., Бочкарев А.В., Антипова Ю.А. Состояние и геолого-ресурсные предпосылки укрепления сырьевой базы Арктической газоносной провинции Западной Сибири // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 5–6. С. 42–51.

Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. О соотношении газа и нефти в юрских и меловых отложениях на севере Западной Сибири // Сборник научных трудов Института геологии и разработки горючих ископаемых.
М., 192. С. 1–29.

Скоробогатов В.А. Генетические причины уникальной газоносности и нефтеносности меловых и юрских отложений Западно-Сибирской провинции // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. № . С. –14.

Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных отложениях. М.: Недра, 194. 205 с.

Конторович А.Э., Трушков П.А., Фомичев А.С. Условия формирования залежей нефти
и газа. Условия накопления и преобразования органического вещества в осадочных толщах // Закономерности размещения
и условия формирования залежей нефти
и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. Труды СНИИГГиМС. Вып. 131. М.: Недра, 1972. С. 20–22.

Юзвицкий А.З., Фомичев А.С., Бостриков О. И. Западно-Сибирский угленосный бассейн // Отечественная геология. 2000. № 2. С. 25–33.

Юзвицкий А.З., Фомичев А.С., Бостриков О.И., Данилов В.И. Западно-Сибирский угольный бассейн // Угольная база России. Т. II.
М.: ООО «Геоинформцентр», 2003. С. 515–519.

Скоробогатов В.А. Изучение и освоение углеводородного потенциала недр Западно-Сибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2014. № 3 (19). С. –26.

Волков В.Н. Феномен образования угольных пластов большой мощности // Литология и полезные ископаемые. 2003. № 3.
С. 267–27.

Мясникова Г.П., Савельев А.В., Кубышкин В.И. Угленосность нижнесреднеюрского нефтегазоносного комплекса Западной Сибири // Дистанционные методы в геологии нефти и газа. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1990.
С. 97–110.

Алексеев В.П., Русский В.И., Федоров Ю.Н. и др. Угленасыщенность, петрографический состав и метаморфизм углей тюменской свиты Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь). Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2006. 15 с.

Ступакова А.В., Суслова А.А., Большакова М.А. и др. Бассейновый анализ для поиска крупных и уникальных месторождений
в Арктике // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 1. С. 19–35.

Гурари Ф.Г. Горючесланцевые формации Сибири // Геология угленосных и горючесланцевых формаций Сибири. Новосибирск: СНИИГГИМС, 197. С. 45–50.

Скоробогатов В.А., Строганов Л.В., Копеев В.Д. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. 352 с.

Бочкарев А.В., Бочкарев В.А. Катагенез и прогноз нефтегазоносности недр. М.: ВНИИОЭНГ, 2006. 324 с.

Метаморфизм углей и эпигенез вмещающих пород. М.: Недра, 1975. 256 с.

Скоробогатов В.А. Катагенез и газонефтеносность глубокопогруженных юрских отложений на севере Западно-Сибирской плиты // Условия нефтегазообразования на больших глубинах / Под ред. С.Н. Симакова. М.: Наука, 19. С. –93.

Фомин А.Н., Конторович А.Э., Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика. 2001. Т. 42. № 11–12. С. 175–17.

Конторович А.Э. Генетические принципы раздельного прогноза нефтеносности и газоносности // Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. М.: Наука, 197. С. 19–204.

Лобусев М.А., Лобусев А.В., Бочкарев А.В., Антипова Ю.А. Реализация генерационного потенциала верхнеюрских материнских отложений Арктического региона Западно-Сибирской НГП // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 201. № 6. С. 49–57.

Гогоненков Г.Н., Тимурзиев А.И. Проявление новейших сдвиговых деформаций земной коры и их связь с нефтегазоносностью севера Западной Сибири // ТЭК России – основа процветания страны: сб. докл. конфер. к 75-летию ВНИГРИ. СПб.: ВНИГРИ, 2004. С. 196–20.

Скоробогатов В.А., Соловьев Н.Н., Фомичев В.А. Роль разломов в формировании, эволюции и разрушении скоплений газа и нефти в осадочном чехле северных районов Западной Сибири // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. М.: ВНИИГАЗ, 2000. С. 112–131.

Ссылка для цитирования: Лобусев М.А., Лобусев А.В., Бочкарев А.В., Антипова Ю.А. Генетические предпосылки (причины) к доминирующей газоносности юрско-меловых отложений арктического сектора Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 11–12. С. 44–55.

01.11-12.2020 10:00 Интерпретация кривой восстановления давления в горизонтальных скважинах при прорыве нецелевого флюида

Определение интервала поступления нецелевого флюида в скважину является первым шагом к восстановлению добычного потенциала горизонтальных скважин. Учитывая рост вовлечения в разработку контактных запасов нефти, данная задача на сегодняшний день имеет высокую актуальность. В статье рассмотрен подход к решению поставленного вопроса, заключающийся в комплексировании и анализе доступных методов определения причины и зон притока воды или газа к нефтяной горизонтальной скважине, расположенной в контактной зоне. По результатам анализа гидродинамических исследований высокообводненных горизонтальных скважин нефтегазоконденсатных месторождений Красноярского края выявлен ряд особенностей, позволяющих установить корреляцию между видом производной кривой восстановления давления и зоной поступления воды в скважину. Так, приток нецелевого флюида в зону носка скважины обусловливает возникновение линейного режима притока на диагностическом графике производной кривой восстановления давления, тогда как при прорыве в пяточную зону на графике фиксируются режимы сферического и полусферического течения. При наличии процесса притока двух несмешивающихся флюидов с различной пьезопроводностью на различных участках горизонтального ствола замеренное давление на кривой восстановления давления будет являться суммарной результирующей характеристикой двух режимов, в зависимости от преобладания одного из которых будет наблюдаться превалирование одного диагностического признака над другим. Отмечена возможность использования исследований кривой восстановления давления как дополнительного метода диагностики зоны притока нецелевого флюида к стволу горизонтальной скважины.

Ключевые слова: гидродинамическое исследование скважины, кривая восстановления давления, прорыв воды, прорыв газа, горизонтальная скважина, нефтяная оторочка.

Авторы:

УДК 519.688:622.276.5.001.42
К.А. Галстян, e-mail: kagalstyan@tnnc.rosneft.ru; ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (Тюмень, Россия).
К.М. Федоров; ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (Тюмень, Россия)., Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский государственный университет» (Тюмень, Россия).
С.В. Туленков; ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (Тюмень, Россия).
А.С. Широков; ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (Тюмень, Россия).
Д.В. Грандов; ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (Тюмень, Россия).
Ю.А. Плиткина, ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (Тюмень, Россия).

Литература:

Обзор нефтесервисного рынка России – 2019 [Электронный источник]. Режим доступа: www2.deloitte.com/ru/ru/pages/energy-and-resources/articles/2019/oil-gas-survey-russia-2019.html (дата обращения: 11.12.2020).

Федоров К.М., Печерин Т.Н. Сравнительная эффективность методов диагностики причин обводнения продукции // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2009. № 4. C. 49–57.

Степанов С.В., Соколов С.В., Ручкин А.А. и др. Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2018. Т. 4. № 3. С. 146–164.

Al Hasani M.A., Al Khayari S.R., Al Maamari R., Al-Wadhahi M.A. Diagnosis of Excessive Water Production in Horizontal Wells Using WOR Plots // Proceedings of the International Petroleum Technology Conference. 2008. doi:10.2523/IPTC-11958-MS.

Метт Д.А., Петрова Е.В. Определение источников обводнения добывающих скважин на основе диагностических графиков Чена. Границы применимости подхода // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2019. № 7. С. 65–70.

Геофизические исследования и работы в скважинах: в 7 т. Т. 3. Исследования действующих скважин / Сост. Р.А. Валиуллин, Р.К. Яруллин. Уфа: Информ реклама, 2010. 184 с.

Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Пустовских А.А. и др. Разработка и внедрение дистанционной системы интеллектуального глубинного гидродинамикогеофизического мониторинга эксплуатационного фонда скважин // PROнефть. Профессионально о нефти. 2019. № 4 (14). С. 38–46.

Карнаухов М.Л., Шустов Д.И., Абрамов Т.А., Исламов Д.Э. Применение гидродинамических исследований для определения зон фильтрации в пласте к горизонтальному стволу скважины // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2014. № 3. С. 39–43.

Ссылка для цитирования: Галстян К.А., Федоров К.М., Туленков С.В., Широков А.С., Грандов Д.В., Плиткина Ю.А. Интерпретация кривой восстановления давления в горизонтальных скважинах при прорыве нецелевого флюида // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 11–12. С. 36–43.

01.11-12.2020 10:00 Литолого-петрофизическая характеристика терригенных коллекторов парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения

Объектом исследования, результаты которого представлены в данной статье, являются песчаники парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения (Иркутская обл.). По материалам геофизических исследований скважин было выполнено деление коллекторов парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения на литотипы. Правомерность деления на литотипы была подтверждена результатами лабораторных исследований керна. Кроме того, был проведен анализ фильтрационно-емкостных свойств (коэффициентов пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности) и минералогического состава (породообразующих и цементирующих минералов) литотипов песчаников по керновым данным. Совокупные результаты изучения шлифов, рентгеноструктурного анализа и фильтрационно-емкостных свойств позволили установить наличие в отложениях парфеновского горизонта минимум трех различающихся по свойствам и составу литотипов песчаников. В первом приближении сформирована петрофизическая модель терригенных коллекторов парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения. Сделаны выводы о наличии в парфеновском горизонте коллекторов с улучшенными и ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Наличие различных по свойствам и составу коллекторов в отложениях горизонта выявило необходимость в пересмотре петрофизической модели и методического обеспечения комплексной интерпретации материалов геофизических исследований скважин, представленных при пересчете запасов углеводородов Ковыктинского месторождения в 2013 г.

Ключевые слова: парфеновский горизонт, Ковыктинское газоконденсатное месторождение, коллектор, песчаник, лабораторное исследование керна, геофизические исследования скважин, литотип.

Авторы:

УДК 550.82/83+552.513
П.Н. Кокарев, е-mail: p.kokarev@nedra.gazprom.ru; Филиал «Газпром недра НТЦ» ООО «Газпром недра» (Тюмень, Россия).
А.А. Нежданов, е-mail: a.nezhdanov@nedra.gazprom.ru, Филиал «Газпром недра НТЦ» ООО «Газпром недра» (Тюмень, Россия).

Литература:

Пушкарева М.М., Хабаров Е.М., Вараксина И.В. Литологическая характеристика парфеновского и ботуобинского продуктивных горизонтов венда Ангаро-Ленской ступени и Непско-Ботуобинской антеклизы // Известия Томского политехнического университета. 2013. Т. 323. № 1. С. 78–83.

Афонин И.В. Условия формирования Парфеновского горизонта Ковыктинского месторождения (Восточная Сибирь) // Геология в развивающемся мире: сборник научных трудов (по материалам IX Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых): в 2 т. Пермь, 2017. Т. 1. С. 55–56.

Скузоватов М.Ю. Критерии оценки перспектив газоносности парфеновского горизонта центральных районов Ангаро-Ленской ступени // Геология нефти и газа. 2014. № 1. С. 103–111.

Скузоватов М.Ю. Применение комплекса геолого-геофизических данных при прогнозе газоносности вендского терригенного комплекса Ангаро-Ленской зоны газонакопления // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 6. С. 26–33.

Воробьев В.С. Фильтрационная неоднородность пород-коллекторов парфеновского продуктивного горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. № 8. С. 42–47.

Ахияров А.В., Орлов В.И., Бондарев А.Н. Зависимость продуктивности терригенных коллекторов от их фациальной принадлежности на примере парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения // Геофизика. 2007. № 6. С. 60–67.

Ахияров А.В., Земченков А.С. Пространственно-временной континуум палеогеографических обстановок седиментации терригенных отложений верхнего венда юго-западной части Сибирской платформы (на примере парфеновского продуктивного горизонта Ангаро-Ленской ступени и боту-
обинского – Непско-Ботуобинской антеклизы // Современные проблемы седиментологии в нефтегазовом инжиниринге: труды III Всероссийского научно-практического седиментологического совещания. Томск: Центр подготовки и переподготовки специалистов нефтегазового дела, 2017.
С. 149–170.

Вахромеев А.Г., Ташкевич И.Д., Сверкунов С.А. и др. Качество вскрытия бурением продуктивных терригенных пластов газоконденсатных месторождений Верхнеленского поднятия – базовая задача в цикле заканчивания // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2020. № 9 (333). С. 25–36.

Кокарев П.Н., Диких И.А., Сердюкова В.А. Особенности строения пород-коллекторов Парфеновского горизонта Ковыктинской зоны газонакопления по материалам геофизического исследования скважин и результатам испытаний скважин // Известия Сибирского отделения секции наук о Земле Российской академии естественных наук. Геология. разведка и разработка месторождений полезных ископаемых. 2018. Т. 41. № 3 (64). С. 78–92.

Кокарев П.Н., Диких И.А. Разделение коллекторов парфеновского горизонта Ковыктинского месторождения на литотипы с использованием материалов геофизических исследований скважин // Науки о Земле и недропользование. 2020. Т. 43. № 2 (71). С. 220–229.

Ссылка для цитирования: Кокарев П.Н., Нежданов А.А. Литолого-петрофизическая характеристика терригенных коллекторов парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 11–12. С. 24–34.

01.11-12.2020 10:00 Опыт реализации мероприятий по изменению направления фильтрационных потоков флюидов в блоке «Монолит» месторождения Западной Сибири

В настоящее время актуален вопрос извлечения остаточных запасов углеводородов из разрабатываемых пластов. Одними из наиболее распространенных и эффективных методов, с помощью которых решается данный вопрос, являются гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Данные методы необходимы для повышения интенсивности воздействия на слабодренируемые запасы нефти и вовлечения их в разработку. В целях увеличения коэффициента нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может быть использован метод, основанный на изменении направления фильтрационных потоков в пласте. Сущность метода, описанного в данной статье, заключается в увеличении коэффициента охвата пласта заводнением по площади, что позволяет ускорить выработку остаточных извлекаемых запасов нефти изолированных зон и пропластков. При этом необходимо изменить общее установившееся энергетическое состояние в пласте. Этого можно достичь перераспределением закачки воды в нагнетательные скважины и отборов жидкости из добывающих скважин. На эффективность метода влияют физико-химические свойства флюидов, степень неоднородности и строение пласта, текущее пластовое давление и другие факторы. Следствием изменения направления фильтрационных потоков являются уменьшение обводненности продукции добывающих скважин, вовлечение ранее недренируемых или слабодренируемых запасов в разработку и изменение величин градиентов давлений. В рамках исследования с помощью методов, описанных в данной статье, были определены локализации зон, не охваченных заводнением. Далее с помощью гидродинамического симулятора был выбран первоочередной участок опытно-промышленных работ, на котором были выявлены защемленные запасы нефти. По итогам исследования составлена адресная программа геолого-технических мероприятий для довыработки остаточных запасов нефти и достижения конечного коэффициента извлечения нефти.

Ключевые слова: изменение направления фильтрационных потоков, поддержание пластового давления, месторождение Западной Сибири, прокси-модель, трещина автогидроразрыва пласта.

Авторы:

УДК 004.94[622.276.43+553.982.23]
М.М. Кулушев, e-mail: KulushevMM@bnipi.rosneft.ru; ООО «РН-БашНИПИнефть» (Уфа, Россия).
А.А. Гильмиянова; ООО «РН-БашНИПИнефть» (Уфа, Россия).
Н.Ю. Петухов; ООО «РН-БашНИПИнефть» (Уфа, Россия).
Д.С. Фазылов; ООО «РН-БашНИПИнефть» (Уфа, Россия).
А.А. Мироненко, ООО «РН-БашНИПИнефть» (Уфа, Россия).

Литература:

Байков В.А., Рабцевич С.А., Костригин И.В., Сергейчев А.В. Мониторинг разработки месторождений с использованием иерархии моделей в программном комплексе «РН-КИН» // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2014. № 2 (35). С. 14–17.

Рыкус М.В., Рыкус Н.Г. Седиментология терригенных резервуаров углеводородов: учебное пособие. Уфа: Изд-во «Мир печати», 2014. 324 с.

Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. С. 108–148.

Владимиров И.В. Нестационарные технологии в разработке нефтяных месторождений. дисс. … докт. техн. наук. Уфа, 2005. 327 с.

Федоров А.И., Давлетова А.Р., Колонских А.В., Торопов К.В. Обоснование необходимости учета изменения напряженного состояния пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2013. № 2 (31). С. 25–29.

Спирина Е.А., Рабцевич С.А., Мулюков Д.Р., Колонских А.В. Экспресс-метод определения параметров системы разработки с учетом геологической неоднородности пласта // «Нефтяное хозяйство». 2020. № 3. С. 54–57.

Ссылка для цитирования: Кулушев М.М., Гильмиянова А.А., Петухов Н.Ю., Фазылов Д.С., Мироненко А.А. Опыт реализации мероприятий по изменению направления фильтрационных потоков флюидов в блоке «Монолит» месторождения Западной Сибири // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 11–12. С. 66–70.

01.11-12.2020 10:00 «Тагильская Сталь»: инновации для обеспечения качества

01.11-12.2020 10:00 Современное моделирование сварки токами высокой частоты для повышения качества электросварных прямошовных труб

Чтобы повысить качество выпускаемых изделий и снизить себестоимость труб, необходимо в процессе производства решать ряд актуальных технологических задач. При этом решение должно быть современным, быстрым и точным. Применение численного моделирования для выбора параметров технологических процессов – один из эффективных методов, позволяющих минимизировать изначально очень высокие затраты на экспериментальную отладку процессов непосредственно на технологическом оборудовании. Получение расчетных схем при моделировании дает возможность определять параметры режимов сварки токами высокой частоты для решения задач разного класса, для широкой номенклатуры типоразмеров. При этом моделирование высокочастотной сварки труб с помощью индукционного нагрева заготовки имеет ряд особенностей, поскольку требует расчета электромагнитного поля, создаваемого индуктором в зоне сварки, и его влияния на процесс нагрева. Модель позволяет установить взаимосвязь между параметрами подаваемого тока (напряжением, частотой и т. д.), формой заготовки и тепловложением в металл в зоне сварки и выработать рекомендации по повышению точности выпускаемых труб. Полученные математические зависимости позволили осуществлять оперативный контроль и регламентировать основные параметры и режимы действующего трубоэлектросварного стана.

Ключевые слова: математическое моделирование, сварка токами высокой частоты, энергосиловые параметры формовки, геометрические параметры заготовки.

Авторы:

УДК 621.791.01+678.029.437
А.В. Михалев; ОАО «Уралтрубпром» (Первоуральск, Россия).
М.М. Шевелев; ОАО «Уралтрубпром» (Первоуральск, Россия).
И.О. Мочалова; ОАО «Уралтрубпром» (Первоуральск, Россия).
Е.Ю. Раскатов; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» (Екатеринбург, Россия).
Е.А. Плесняев; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» (Екатеринбург, Россия).
М.Г. Близник, Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» (Екатеринбург, Россия).

Литература:

Осадчий В.Я., Вавилин А.С., Зимовец В.Г., Коликов А.П. Технология и оборудование трубного производства. М.: Интермет-инжиниринг, 2007. 560 с.

Жарков А. Моделирование сварки токами высокой частоты с использованием нелинейного решателя Marc // CADmaster. 2019. № 2 (90). С. 40–45.

ГОСТ 20295-85. Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. Технические условия (с изм. № 1 и 2) [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/gost-20295-85 (дата обращения: 09.12.2020).

ГОСТ 10705-80. Трубы стальные электросварные. Технические условия (с изм. № 1–7) [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/gost-10705-80 (дата обращения: 09.12.2020).

ГОСТ 8732-78. Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент (с изм. № 1 и 2) [Электронный источник]. Режим доступа:
http://docs.cntd.ru/document/1200001512 (дата обращения: 09.12.2020).

01.11-12.2020 10:00 Первая газотурбинная помощь

01.11-12.2020 10:00 Транспортировка партий водорода по газопроводу в потоке природного газа

Рассмотрена перспективная технология транспортировки партий (порций) водорода в потоке природного газа, текущего по газопроводу. Согласно этой технологии крупную, в несколько миллионов стандартных кубических метров, партию водорода или смеси природного газа с водородом с определенного момента времени начинают закачивать в действующий газопровод, вытесняя находящийся в нем газ. По завершении закачки заданного объема водорода газопровод возвращают на перекачку природного газа. Подобная процедура может повторяться много раз с той или иной периодичностью. Таким образом, каждая партия водорода вытесняет в трубопроводе находящийся перед ней природный газ и, в свою очередь, вытесняется природным газом, идущим позади партии. В конце газопровода природный газ либо сразу направляют в распределительную сеть для поставки потребителям, либо в подземное хранилище газа, а партию водорода принимают и аккумулируют отдельно в специальном хранилище. В результате одновременно достигаются две цели: во первых, действующий газопровод без существенных изменений используется для транспортировки по нему водорода или газовой смеси, обогащенной водородом; во вторых, водород или эта обогащенная смесь доходят до потребителя практически без изменения состава и, следовательно, качества. Контроль движения партий водорода в потоке природного газа осуществляют путем мониторинга изменения плотности с помощью ультразвуковых приборов, регистрирующих плотность протекающей среды в заданном сечении газопровода. С технических позиций эта технология является родственной известной технологии транспортирования по трубопроводу моторных топлив, называемой последовательной перекачкой нефтепродуктов. В статье также рассмотрен вопрос о газодинамических параметрах такой технологии.

Ключевые слова: водород, газопровод, природный газ, партия водорода, вытеснение, смесеобразование, объем и длина смеси, раскладка смеси.

Авторы:

УДК 622.691.4.052
М.В. Лурье, e-mail: lurie254@gubkin.ru Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).

Литература:

Лурье М.В., Мацкин Л.А., Марон В.И., Шварц М.Э., Юфин В.А. Оптимизация последовательной перекачки нефтепродуктов. М.: Недра, 1979. 256 с.

Ишмухаметов И.Т., Исаев С.Л., Лурье М.В., Макаров С.П. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов. М.: Нефть и газ, 1999. 300 с.

Лурье М. В. Теоретические основы трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: Учебник. М.: ООО «Издательский дом Недра», 2017. 477 с.

Taylor G.I. Dispersion of Soluble Matter in Solvent Flowing Slowly through a Tube // Proceedings of the Royal Society of London. Series A, Mathematical and Physical Sciences. 1953. Vol. 219. No. 1137. P. 186–203.

Taylor G.I. The Dispersion of Matter in Turbulent Flow through a Pipe // Proceedings of the Royal Society of London. Series A, Mathematical and Physical Sciences. 1954. Vol. 223. No. 1155. P. 446–468.

Янке Е., Эмде Ф., Леш Ф. Специальные функции. Формулы, графики, таблицы. М.: Наука, 1964. 344 с.

Ссылка для цитирования: Лурье М.В. Транспортировка партий водорода по газопроводу в потоке природного газа // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 11–12. С. 84–88.

01.11-12.2020 10:00 Очистка сточных вод на объектах «Транснефти»: новый подход к решению актуальных вопросов

01.11-12.2020 10:00 Моделирование приведения трубопровода в нормативное состояние изопериметрическим изменением формы

Приведение трубопровода в нормативное состояние по радиусам изгиба или заглублению в грунт как вариант возможно изменением формы участка действующего трубопровода при сниженном давлении. В рамках исследования, результаты которого представлены в данной статье, было проведено численное моделирование перевода участка в нормативное положение. Разработана методика получения и реализации проектной формы для ремонта. В качестве проектной находится оптимальная форма с наименьшей потенциальной энергией, минимальными значениями напряжений и удерживающих реакций. При переводе в проектное положение форма участка должна изменяться в определенной расчетом последовательности. Показана важная роль деформирования при постоянной длине в формировании ненормативных радиусов изгиба. При смещении участка граничные сечения и касательные к оси остаются неподвижными. В предложенных вариантах решения длина участка при деформировании изменяется либо сохраняет свое значение как изопериметрическое условие. Представлены результаты моделирования силового воздействия на участок техники при перемещении. Выявлена область предельно допустимых смещений участка по заданному условию безопасности, установлено определяющее значение начальной формы в возможности увеличения радиусов изгиба. Модель применима при проектировании и выполнении ремонтных работ по приведению трубопровода в нормативное состояние изменением формы.

Ключевые слова: трубопровод, стержень, радиус изгиба, заглубление, ремонт, моделирование, длина, удлинение, изопериметрическое условие.

Авторы:

УДК 004.94:622.692.4.07
Н.Т. Овчинников, e-mail: Ntorvs@rambler.ru ООО «ГеоСплит» (Москва, Россия).

Литература:

Неганов Д.А., Варшицкий В.М., Фигаров Э.Н., Эрмиш С.В. Разработка расчетных схем подземных трубопроводов с ненормативной кривизной оси
с учетом данных внутритрубной диагностики // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 6. С. 16–27.

Варшицкий В.М., Лебеденко И.Б., Фигаров Э.Н. Методика определения технологических параметров ремонта трубопровода с ненормативной кривизной // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 1. С. 17–21.

Николаев В.В. Напряженно-деформированное состояние ремонтируемого участка трубопровода // Энергетика. Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ. 2015. № 1. С. 82–92.

Шадрин В.С., Гимазетдинов И.Р., Гумеров К.М. Изменение напряженного состояния трубопроводов после ремонта // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 8. С. 102–107.

Бахтизин Р.Н., Зарипов Р.М., Коробков Г.Е., Масалимов Р.Б. Расчетное обоснование возвращения трубопровода в проектное положение и обеспечение его прочности изменением его конструкции // Известия Уфимского научного центра РАН. 2017. № 1. С. 9–16.

СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы [Электронный источик]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200103173 (дата обращения: 13.12.2020).

Овчинников Н.Т., Сорокин Ф.Д. Численное и физическое моделирование деформирования стержня при осевом нагружении в канале. Ч. 1 // Инженерный журнал: наука и инновации. 2020. № 10 (106). С. 1–24.

Овчинников Н.Т. Методические вопросы применения радиусов изгиба при мониторинге состояния трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 3. C. 278–289.

Ссылка для цитирования: Овчинников Н.Т. Моделирование приведения трубопровода в нормативное состояние изопериметрическим изменением формы // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 11–12. С. 90–101.

01.11-12.2020 10:00 Томский политехнический университет и компания «Транснефть»: полвека сотрудничества

Территория Нефтегаз № 11-12 2020

Читайте в номере:

Автоматизация

Бурение

Геология

Разработка и эксплуатация месторождений

Сварка

Сервисные услуги

Транспорт и хранение нефти и газа

Экология

Эксплуатация и ремонт трубопроводов

Юбилей

Подписывайтесь на нас