Гидрогеологические условия формирования залежей нефти в силурийско-нижнедевонских отложениях большеземельского палеосвода
Ростовщиков В.Б., Овчарова Т.А., Белая И.В.
|
5–11 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Хорейверская впадина является новым, интенсивно развивающимся нефтедобывающим регионом на Европейском Севере, устойчивость которого зависит от своевременного восполнения добычи разведанными запасами, в том числе за счёт открытия новых месторождений. Основным объектом для открытия месторождений является среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный комплекс в пределах Большеземельского палеосвода.
Прогноз и поиск новых месторождений, залегающих в сложных, зачастую нетрадиционных условиях, зависят от качественного моделирования процессов нефтегазонакопления в ловушках различного типа. Одним из основных факторов формирования залежей являются гидрогеологические условия нефтегазоносных систем.
Авторы на основе анализа и исследования гидрогеологических параметров обосновывают возможность открытия новых залежей в пределах Большеземельского палеосвода в силурийско-нижнедевонских отложениях.
УДК: 556.3
Ключевые слова: минерализация пластовых вод; гидрогеологические режимы; типы пластовых вод; палеосвод; залежь; структурно-стратиграфическая и гипергенная ловушки
|
Ростовщиков В.Б., Овчарова Т.А., Белая И.В. Гидрогеологические условия формирования залежей нефти в силурийско-нижнедевонских отложениях большеземельского палеосвода // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 5–11.
|
|
|
Определение местонахождения застойных и слабодренируемых зон месторождения
Кадушкин Е.А., Казанцев П.Ю., Сидельников Д.Ю.
|
12–14 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Рассматривается метод идентификации добычи остаточных запасов нефти на месторождениях в заключительной стадии разработки, основанный на вычислении коэффициентов дренируемости. Приведены формулы для расчёта коэффициентов дренируемости и их средних значений, а также описана методика построения карты дренируемости. Анализ результатов показал, что значительная часть фонда скважин характеризуется низкой дренируемостью, указывая на наличие зон с потенциальным наличием остаточных запасов нефти. Выявление этих зон позволяет предложить геолого-технические мероприятия, такие как гидроразрыв пласта, реперфорация, бурение боковых стволов скважин, для повышения эффективности добычи.
УДК: 622.276.1/4
Ключевые слова: идентификация остаточных запасов; оптимизация добычи нефти; дренируемость, застойные зоны; завершающая стадия разработки; анализ дренируемости; геолого-технические мероприятия
|
Кадушкин Е.А., Казанцев П.Ю., Сидельников Д.Ю. Определение местонахождения застойных и слабодренируемых зон месторождения // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 12–14.
|
|
|
Карты остаточных нефтенасыщенных толщин как метод идентификации остаточных запасов
Кадушкин Е.А., Казанцев П.Ю., Сидельников Д.Ю.
|
15–19 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Рассматриваются методы идентификации зон остаточных запасов нефти на поздних стадиях разработки месторождений. Основное внимание уделено определению выработанных интервалов и прогнозированию остаточных толщин с использованием характеристик вытеснения. Представлены формулы и результаты расчётов, построены карты текущих остаточных нефтенасыщенных толщин. Анализ показывает, что значительные остаточные запасы сосредоточены в зонах с минимальными толщинами, однако выделены и более перспективные области. Полученные данные используются для корректировки геолого-технических мероприятий и повышения эффективности добычи.
УДК: 622.276.1/4
Ключевые слова: нефтенасыщенные толщины; остаточные толщины; характеристики вытеснения; идентификация остаточных запасов; подвижные запасы; извлекаемые запасы; поздняя стадия разработки
|
Кадушкин Е.А., Казанцев П.Ю., Сидельников Д.Ю. Карты остаточных нефтенасыщенных толщин как метод идентификации остаточных запасов // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 15–19.
|
|
|
Поиск путей реализации режима смешивающегося вытеснения для нефтей ачимовских отложений
Кобяшев А.В., Пятков А.А.
|
20–24 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Статья посвящена поиску путей реализации режима смешивающегося вытеснения для нефтей ачимовских отложений. На начальном этапе выполнена предварительная оценка минимального давления смесимости (МДС) с использованием PVT-модели пластовых флюидов, настроенной на результаты типовых исследований пластовых флюидов. На основании анализа диаграмм псевдокомпонентных составов систем «нефть–газ вытеснения» сформирована программа экспериментов по вытеснению нефти газом в тонкой трубке. После выполнения серии экспериментов были получены значения МДС исследуемых газов с помощью численной модели тонкой трубки, настроенной на результаты натурных экспериментов. На последнем этапе было выполнено ранжирование газов (углеводородный газ различной степени жирности, азот, CO2) по уровню МДС и определены условия реализации режима смешивающегося вытеснения для легких нефтей Западной Сибири ачимовских отложений.
УДК: 622.276
Ключевые слова: закачка газа; минимальное давление смесимости; смешивающееся вытеснение; тонкая трубка
|
Кобяшев А.В., Пятков А.А. Поиск путей реализации режима смешивающегося вытеснения для нефтей ачимовских отложений // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 20–24.
|
|
|
Новый методический подход к автоматизированному расчёту запускного дебита горизонтальных скважин в коллекторах с высокой неоднородностью
Истомина Д.В.
|
25–30 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Прогнозирование начальных дебитов горизонтальных скважин – это важная составляющая расчётов, проводимых при разработке проектов нефтегазодобывающего комплекса. В статье представлена методика по вычислению начального дебита горизонтальной скважины аналитическим способом в условиях высокой неоднородности и изменчивости залежи. Для этого написана программа на языке программирования Python, алгоритм которой позволяет определить дренируемое скважиной тело в 3D кубе коллектора и вычислить в нём основные численные параметры, такие как пористость, мощность и проницаемость.
УДК: 622.276.3
Ключевые слова: оптимизация стратегии разработки газовой залежи; обустройство наземной инфраструктуры; кустовая площадка; газосборная сеть
|
Истомина Д.В. Новый методический подход к автоматизированному расчёту запускного дебита горизонтальных скважин в коллекторах с высокой неоднородностью // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 25–30.
|
|
|
Оптимизация стратегии разработки месторождения газа с учётом изменения экономических параметров
Барабанов Д.Е., Шульгин П.А., Кааров Ж.З., Кабиров А.Н.
|
31–35 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Настоящая работа связана с вводом в разработку новых месторождений, находящихся в пределах одного лицензионного участка, расположенного в Западной Сибири. На первой стадии предполагается запуск объектов трёх месторождений, содержащих запасы «сухого» и «жирного» газа. На этапе проектирования сформирована и утверждена концепция разработки продуктивных объектов, пройдена Главгосэкспертиза на строительство системы сбора и обустройства ЛУ (лицензионный участок), сформирована программа освоения и исследования скважин. Однако, по результатам мониторинга проекта на этапе подготовки к эксплуатации показатель NPV (Net Present Value) снизился до отрицательных значений вследствие изменения макроэкономических параметров. С целью определения «узких» мест проекта выполнена технико-экономическая оценка опций «сухого» и «жирного» газа в разрезе кустовых площадок. По результатам оценки предложена оптимизация проектных решений, направленная на снижение капитальных затрат и повышение экономической эффективности проекта.
УДК: 622.276
Ключевые слова: оптимизация стратегии разработки газовой залежи; обустройство наземной инфраструктуры; кустовая площадка; газосборная сеть
|
Барабанов Д.Е. Оптимизация стратегии разработки месторождения газа с учётом изменения экономических параметров // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 31–35.
|
|
|
Разработка подходов к выполнению расчетов по реконструкции газового промысла с использованием интегрированного моделирования
Падин Е.А.
|
36–45 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
В статье рассматриваются подходы по нахождению оптимальной конфигурации управляющих параметров при оценке реконструкции газового промысла. В качестве управляющих параметров используются запуск трубопроводов-лупингов и регулирование режимов работы скважин. Описывается авторская методика, основанная на декомпозиции расчётов, проводимых с использованием полномасштабной интегрированной модели, на расчёты по отдельным трубопроводам. Методика позволяет оценить потребность лупингов как с технологической, так и экономической точки зрения. Рассмотренные в работе подходы использованы для оценки потребности лупингов для газового промысла. Проведенные расчёты показали эффективность предложенного метода и возможность использования для оперативной оценки потребности лупингов.
УДК: 622.276
Ключевые слова: интегрированное моделирование; долгосрочное прогнозирование; лупинги; компрессорная станция; оптимизация
|
Падин Е.А. Разработка подходов к выполнению расчетов по реконструкции газового промысла с использованием интегрированного моделирования // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 36–45.
|
|
|
Обоснование оптимальной конфигурации технических решений в части линейных сооружений и компрессорных мощностей на примере шельфового газового месторождения
Мезенцева Т.А., Ибрагимова А.Т.
|
46–49 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
В статье рассматривается методика выбора оптимальной конфигурации линейных сооружений и компрессорных мощностей на примере шельфового газового месторождения. Реализация представленного в статье подхода осуществляется путём моделирования процессов, протекающих в системе добычи, сбора, подготовки, компримирования и транспортировки продукции в специализированных программных продуктах.
Полученные в статье результаты могут быть применены для тиражирования комплексного подхода к инжинирингу добычи на других газовых и газоконденсатных промыслах, в том числе с использованием альтернативного программного обеспечения.
УДК: 622.014.5
Ключевые слова: добыча газа; инжиниринг добычи; технологический режим
|
Мезенцева Т.А., Ибрагимова А.Т. Обоснование оптимальной конфигурации технических решений в части линейных сооружений и компрессорных мощностей на примере шельфового газового месторождения // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 46–49.
|
|
|
Проектирование и выполнение профиля горизонтальной скважины при механизированном способе добычи нефти
Повалихин А.С.
|
50–55 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Рассматривается проблема качества выполнения участка проектного профиля ствола горизонтальной скважины под размещение глубинно-насосного оборудования (ГНО). Нормативными документами, регламентирующими строительство наклонных и горизонтальных скважин, установлены жёсткие ограничения по кривизне ствола скважины в интервале размещения ГНО.
Кривизна завершающего интервала транспортной части профиля горизонтальных скважин существенно превышает предельные значения, установленные для ГНО, что вынуждает включать в проектный профиль ниже динамического уровня скважины специальный участок ствола с кривизной, не превышающей 0,3°/10 м.
При комбинированной технологии направленного бурения винтовым забойным двигателем сложно, а во многих случаях невозможно обеспечить установленные допуски по кривизне на интервале ствола под ГНО.
Рассматриваются технические решения, которые позволят существенно повысить качество ствола горизонтальных скважин в интервале работы ГНО при бурении гидравлическим забойным двигателем, что увеличит ресурс работы ГНО и будет способствовать улучшению экономических показателей работы добывающей скважины.
УДК: 622.243.24
Ключевые слова: глубинно-насосное оборудование; горизонтальная скважина; кривизна ствола скважины; гидравлический забойный двигатель; кручение ствола скважины; управляемый забойный двигатель
|
Повалихин А.С. Проектирование и выполнение профиля горизонтальной скважины при механизированном способе добычи нефти // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 50–55.
|
|
|
Влияние пуццолановых добавок на процесс формирования структуры цементного камня
Овчинников В.П., Рожкова О.В., Быков В.Д.
|
56–60 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
В последнее время доменный шлак, летучая зола и известняковый порошок всё чаще используются в качестве смесительных материалов, а также заменителя части портландцементного клинкера для обеспечения зональной изоляции затрубного пространства в интервалах высоких пластовых температур и давлений в зонах, где приходится выдерживать достаточно высокую нагрузку при воздействии на сформированный цементный камень высоких температур. Целью данной статьи является исследование рецептур тампонажных растворов для нефтяных и газовых скважин с улучшенными свойствами, использующего синергизм, существующий между летучей золой, доменным шлаком и микрокремнеземом. Показано, что применение данных материалов улучшает механические свойства и долговечность тампонажного камня.
УДК: 622.245.422
Ключевые слова: цементирование; тампонажный раствор; цементный камень; прочность; добавки
|
Овчинников В.П., Рожкова О.В., Быков В.Д. Влияние пуццолановых добавок на процесс формирования структуры цементного камня // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 56–60.
|
|
|
Обоснование выбора местоположения и профиля наклонно-направленной скважины на южно-островном нефтяном месторождении
Вайнерман Б.П., Соловьев Н.В.
|
61–64 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Для интенсификации разработки нефтяных месторождений необходимо выявлять слабодренируемые зоны проектировать бурение добывающих скважин с учетом геологического строения этих частей месторождений. Трёхмерные геологические модели позволяют выявлять особенности геологического строения разрабатываемых залежей.
Используя всю имеющуюся геолого-промысловую информацию и построенную трёхмерную геологическую модель, можно производить проектирование стволов добывающих скважин в слабодренируемые зоны для интенсификации разработки нефтяного месторождения.
На примере одного из участков нефтяного пласта Ю1/1 Южно-Островного месторождения показана возможность оценки геологического строения и определения места заложения новой добывающей скважины с горизонтальным окончанием. При этом, первой добывающей скважиной в кусте является вертикальная скважина. В вертикальной скважине производится отбор керна из продуктивного горизонта и уточняется геологическое строение данной части залежи.
УДК: 553.981
Ключевые слова: скважина; проектирование ствола скважины; разработка месторождения; горизонтальный участок ствола скважины
|
Вайнерман Б.П., Соловьев Н.В. Обоснование выбора местоположения и профиля наклонно-направленной скважины на южно-островном нефтяном месторождении // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 61–64.
|
|
|
Научный подход к передаче и преобразованию механической энергии для повышения эффективности высокооборотного алмазного бурения на больших глубинах геологоразведочных скважин
Склянов В.И.
|
65–69 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Проведен сравнительный анализ известных методов передачи и преобразования механической и других видов энергии для высокооборотного алмазного бурения на больших глубинах геологоразведочных скважин малого диаметра.
Наиболее эффективным для высокооборотного бурения автором предложен способ роторного (колонкового) бурения с применением забойного мультипликатора РМБ (роторно-мультипликаторный бур) для повышения частоты вращения колонковой трубы и алмазной коронки в 2-3 раза по сравнению с частотой вращения колонны бурильных труб.
Результаты экспериментальной оценки КПД макетного образца цилиндрического синусошарикового мультипликатора РМБ диаметром 73 мм в стендовых условиях показали высокий КПД, равный 0,88-0,90. По полученным данным выведена зависимость КПД мультипликатора от величины передаваемого крутящего момента, из которой следует, что с увеличением значений передаваемого крутящего момента повышается КПД мультипликатора.
Разработанная классификация способов передачи механической энергии на забой скважины, их достоинств и недостатков, позволяет системно подойти к оценке методов передачи механической энергии и, тем самым, обобщить, систематизировать и конкретизировать процесс разработки оригинальных (новых) конструкций скважинных преобразователей для выполнения технологических операций при бурении и ремонте глубоких геологоразведочных скважин.
УДК: 622.24.054.3
Ключевые слова: высокооборотное алмазное бурение; бурильная колонна; роторно-мультипликаторный бур; съёмный керноприемник
|
Склянов В.И. Научный подход к передаче и преобразованию механической энергии для повышения эффективности высокооборотного алмазного бурения на больших глубинах геологоразведочных скважин // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 65–69.
|
|
|
Анализ программных продуктов для расчета факельных установок и оценки выбросов загрязняющих веществ
Петракова Я.В.
|
70–72 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
Представлен анализ инструментов для расчёта технологических параметров факельных систем при сжигании попутного нефтяного газа (ПНГ), применяемых на этапе предпроектных работ. Целью работы является оценка перспективы применения программного комплекса РН-СИМТЕП как единого продукта, применяемого как в концептуальном проектировании, так и на этапе проектно-изыскательских работ, для расчёта излучения пламени, объёмов выбросов загрязняющих веществ при сжигании ПНГ на факельных установках и других параметров. В проекте были использованы встроенные элементы и модули РН-СИМТЕП.
УДК: 66.013.512
Ключевые слова: факельная установка; программное обеспечение; программный комплекс; количество выбросов; концептуальное проектирование; сжигание газа
|
Петракова Я.В. Анализ программных продуктов для расчета факельных установок и оценки выбросов загрязняющих веществ // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 70–72.
|
|
|
Использование методов машинного обучения при прогнозировании качества гидродинамических исследований скважин и оценке факторов риска
Фахитов С.З., Хисматов И.Р., Священко А.В., Черкасов Н.А., Юрченко В.Н., Забелин В.И.
|
73–79 |
|
Аннотация
Выходные данные
|
С точки зрения планирования и проведения гидродинамических исследований скважин (ГДИС) Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение представляет собой сложный объект разработки. Оно характеризуется наличием многозабойных скважин, высокой плотностью сетки скважин и присутствием подгазовой зоны. При планировании ГДИС и подготовке дизайнов исследований специалист должен учесть достаточно много факторов и параметров скважины, что заметно повышает трудозатраты, а также иметь достаточный опыт работы именно с данным месторождением для обеспечения высокого качества планирования ГДИС. В результате работы, целью которой являлось повышение качества планирования исследований и снижение влияния человеческого фактора на результаты, были подготовлены модели на основе машинного обучения. Разработанные модели при импорте в них текущих данных работы скважины позволяют прогнозировать вероятность достижения радиального режима течения, риск интерференции между скважинами, вероятность зашумления замера при проведении ГДИС. В конечном итоге это позволяет на постоянной основе оценивать успешность планируемых скважин-кандидатов к проведению ГДИС и увеличить качество будущих исследований.
УДК: 622.276
Ключевые слова: многозабойные скважины (МЗС); подгазовая зона; интерференция; граничный эффект; проницаемость; гидродинамические исследования скважин; кривая восстановления давления; коэффициент влияния ствола скважины; пластовое давление; скин-фактор; фильтрационно-емкостные свойства пласта; нейронные сети; машинное обучение
|
Фахитов С.З. Использование методов машинного обучения при прогнозировании качества гидродинамических исследований скважин и оценке факторов риска // Инженер-нефтяник. – 2024. – №4. – С. 73–79.
|
|
|
