Главная тема номера: Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами
Рубрика: Моделирование разработки месторождений
Название статьи:
Апробация алгоритма автоматической адаптации модели скважины для задачи «виртуальной» расходометрии
Assessing the Algorithm of Automatic Well Model Adaptation for the "Virtual" Flow-metering Objective
Авторы Б.А. Колчанов, Р.З. Курмангалиев, Р.И. Вылегжанин, A.А. Левочкин, Э.В. Усов, к.т.н., М.Г. Козлов, к.ф.-м.н., Н.К. Каюров, В.Н. Ульянов
Б.А. Колчанов1, Р.З. Курмангалиев1,Р.И. Вылегжанин1,A.А. Левочкин1,3,Э.В. Усов2, к.т.н., М.Г. Козлов1,3, к.ф.-м.н., Н.К. Каюров1,В.Н. Ульянов1,3, к.т.н., доцент /1 ООО «Новосибирский научно-технический центр», г. Новосибирск 2 Новосибирский филиал ИБРАЭ РАН, г. Новосибирск 3 Новосибирский национальный исследовательский государственный университет (НГУ), г. Новосибирск/ B.А. Kolchanov1, R.Z. Kurmangaliev1, R.I. Vylegzhanin1, A.А. Levochkin1,3, E.V. Usov2, PhD, M.G. Kozlov1,3, PhD, N.K. Kayurov1, V.N. Ulyanov1, PhD, Аssociate Professor /1 "Novosibirsk Scientificand Technical Center" LLC, Novosibirsk2 Novosibirsk BranchofI BRAEPAS, Novosibirsk3 Novosibirsk National State Research University (NSU), Novosibirsk/
Параметры добычи являются ключевыми показателями для текущего и стратегического планирования процессов на месторождении. Возникает задача точного определения этих параметров и способов построения прогнозов при изменяющихся технологических режимах. В работе предложен алгоритм автоматической настройки модели виртуального расходомера, описанной в статье. Автоматическая настройка скважины на фактические данные, полученные с нефтяных скважин, производится методом Actor-Critic. Апробация на реальных данных проводилась в два этапа: обучение модели и «слепой» тест. В результате «слепой» тест показал относительно приемлемый уровень дополнительной погрешности по нефти и воде (порядка 5 %). Предложенный подход открывает принципиально новые возможности «виртуализации» ГЗУ (групповых замерных установок), которые позволяют кратно увеличить плотность и достоверность данных.
виртуальная расходометрия, многофазный флюид, численные методы.
Production parameters are the key indices for current and strategic planning of field processes. There is the issue with the exact definition of these parameters and the methods to make the predictions in conditions of changing process regimes. The authors propose the algorithm of automatic adjustment for the model of virtual flowmeter that is described in paper. Automatic well operation adjustment for the actual data obtained from oil wells is done by the method of "Actor-Critic". Testing with the actual data was performed in two stages: teaching the model and "blind" testing of it. As a result of "blind" testing the model demonstrated the relatively acceptable level in additional tolerance by oil and water (around 5 %). The proposed approach opens principally new possibilities in "virtualization" of group metering stations that will by several times increase the density and verification of data.
virtual flow-metering, multi-phase fluid, numerical methods.
Название статьи:
Гидродинамическое моделирование эффекта рассоления терригенных коллекторов при заводнении пресной водой
Hydro-dynamic Modeling of Terrigenous Reservoir Desalting Effect in Cases with Fresh Water-flooding
Авторы Р.Р. Шакиров, Н.Н. Шелест, С.Б. Комалов, И.М. Сафьянников, А.Р. Розова
Р.Р. Шакиров/ООО «Газпромнефть-ГЕО», г. Санкт-Петербург/ Н.Н. Шелест, С.Б. Комалов /ООО «Газпромнефть НТЦ», г. Санкт-Петербург/ И.М. Сафьянников, А.Р. Розова /Компания «Шлюмберже», г. Москва/ R.R. Shakirov /"Gazpromneft-GEO" LLC, St. Petersburg/ N.N. Shelest, S.B. Komalov /"Gazpromneft NTC", LLC St. Petersburg/ I.М. Safyannikov, А.R. Rozova/"Schlumberger", Moscow/
Месторождения Восточной Сибири характеризуются высокоминерализованным составом пластовых вод и неравномерным засолонением порового пространства коллектора. В данной работе проведена оценка процессов, возникающих при закачке пресной воды в пласт с засолоненным коллектором, путем воспроизведения результатов лабораторных экспериментов на керне и секторного моделирования разработки Рассмотрена возможность перехода от сложного и затратного Е300 к расчетам на симуляторе Е100 за счет модификации ОФП.
рассоление коллектора, высокоминерализованная пластовая вода, изменения порового пространства в результате рассоления, композиционное моделирование, вытеснение нефти, ECLIPSE* 300, ECLIPSE 100.
The fields in Eastern Siberian are characterized by high-mineralized composition of formation water and uneven salinity inside the reservoir porous space. In this paper the authors present the evaluation of processes that appear with the injection of fresh water into the formation with saline reservoir through the reproduction of lab test results with core and sectoral modeling of development objects. The authors also consider the possibility in shifting from E300 complicated and costly compositional modeling to the calculations at E100 simulator through the optimization of relative phase permeability.
reservoir desalting, high-mineralized formation water, change in porous space as a result of desalting, compositional modeling, oil displacement, ECLIPSE 300, ECLIPSE 100.
Рубрика: Интенсификация добычи нефти. Увеличение нефтеотдачи
Название статьи:
Результаты опытно-промысловых испытаний мицеллярного раствора комплексного действия для интенсификации добычи нефти и ограничения водопритока
Results of Pilot Field Test with Complex Active Micellar Solutions to Stimulate Oil Production and to Control Water Inflow
Авторы: К.И. Бабицкая, И.В. Царьков, В.В. Коновалов, К.А. Овчинников, В.В. Васильев
К.И. Бабицкая, к.т.н., И.В. Царьков, доцент, В.В. Коновалов, к.х.н., К.А. Овчинников, к.х.н., В.В. Васильев /ФГБОУ ВО «Самарский государственный технический университет», г. Самара/ К.I. Babitskaya, PhD, I.V. Tsarkov, Аssociate Professor,V.V. Konovalov, PhD, К.А. Ovchinnikov, PhD, V.V. Vasiliev/FGBOUVO "Samara State Technical University", Samara/
Представлены результаты промысловых испытаний мицеллярного раствора, состоящего из смеси анионного, неионогенного и цвиттерионного ПАВ. Результаты экспериментальных лабораторных исследований показали, что предложенное сочетание ПАВ обеспечивает повышение вязкости состава при его контакте с высокоминерализованной пластовой водой и ее снижение при смешении с нефтью. Указанные эффекты в сочетании с уменьшением межфазного натяжения на границе раздела фаз «состав – нефть» и изменением смачиваемости породы приводят к перераспределению фильтрационных потоков в ПЗП, повышению притока нефти из нефтенасыщенных и ограничению поступления пластовой воды из водонасыщенных пропластков. Результаты промысловых испытаний разработанного реагента на месторождениях Самарской области позволили оценить перспективы его применения для интенсификации добычи нефти и ограничения водопритока к скважине.
опытно-промысловые испытания мицеллярного раствора, поверхностно-активные вещества, интенсификация добычи нефти, ограничение водопритока, выравнивание профиля притока, реологические свойства нефти, реагент комплексного действия.
The authors of this paper present the results of micellar solution field tests that contain a mixture of anionic, non-ionic and zwitterion surfactant. The results of lab study experiments have shown that the proposed combination of surfactant provides for the increase in composition viscosity in case of its contact with highly saline formation and its reduction while mixing with oil. The noted effects in combination with the reduction in interphase tension at the interface between "composition and oil" and the change in rock wettability result in-redistribution of filtration flows in BH zone, in growth of oil inflow from oil-saturated formations and in the restriction of formation water inflow from water saturated layers. The field test results with the designed chemical at the field of Samara Region enabled the authors to evaluate its practical application perspectives кto stimulate oil production and to restrict water inflow to wells.
pilot field tests with micellar solution, surfactants, stimulation of oil production, restriction of oil inflow, inflow profile conformance, rheological properties of oil, reagent with complex effect.
Название статьи:
Характеристика показателя смачиваемости продуктивных пластов по объемному содержанию остаточной воды и зависимостям относительных фазовых проницаемостей
Characteristics of Productive Reservoir Wettability Index by Volumetric Content in Residual Water and by Relative Phase Permeability Dependencies
Авторы Т.В. Трефилова, С.Ю. Борхович, Т.А. Гунькина
Т.В. Трефилова, С.Ю. Борхович, к.т.н./Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, Удмуртский государственный университет, г. Ижевск/ Т.А. Гунькина, к.т.н./Институт нефти и газа, Северо-Кавказский федеральный университет, г. Ставрополь/ Т.V. Trefilova, S.Yu. Borkhovich, PhD /M.S. Gutsyriev Oil and Gas Institute, Udmurt State University, Izhevsk/ Т.А. Gunkina, PhD/Oil and Gas Institute, North-Caucasian Federal University, Stavropol/
Показано, что средняя эффективная толщина остаточной воды может быть оценена по показателю гидрофильности М коллектора. Дана оценка гидрофобизации по методу относительных фазовых проницаемостей.
водоудерживающая способность пласта, гидрофобизация образцов керна, гидрофильность продуктивного пласта, гидрофобная поверхность порового пространства пласта.
It is shown that the average effective thickness of residual water can be estimated by the indicator of hydrophilicity of the reservoir M. The estimation of hydrophobization by the method of relative phase permeability is given.
hydrophilic capacity of reservoir. water retaining capacity of the core, hiydrophlliccapacity of productive reservoir, hydrophobic surface of reservoir porous spaceproperties.
Название статьи:
Успешный опыт применения полимерного заводнения на зрелом месторождении
Successful Practical Experience in Applying Polymer Flooding at Mature Field
Авторы: П.В. Легаев, М.Г. Собослаи, А.В. Игнатенко
П.В. Легаев, к.т.н.,М.Г. Собослаи/ООО «Альтаир», г. Томск/ А.В. Игнатенко/ТОО «Алстронтелеком», г. Алматы/ P.V. Legaev, PhD, M.G. Soboslai /"Altair" LLC, Тomsk/ А.V. Ignatenko /"Alstrontelecom" Ltd, Almaty/
Приведены результаты опытно-промышленных работ по испытанию технологии полимерного заводнения и ее промышленному использованию на месторождении. Описана методика подсчета дополнительной добычи нефти, показана возможность ее прогнозирования при полимерном заводнении. Описан опыт эксплуатации оборудования для приготовления полимерного раствора. В результате использования технологии полимерного заводнения достигнуто увеличение добычи нефти от 42 до 94 % с продолжительностью эффекта более пяти лет.
разработка месторождений на поздней стадии, методы увеличения нефтеотдачи (МУН), потокоотклоняющие технологии, полимерное заводнение (ПЗ), опытно-промышленные работы (ОПР) по полимерному заводнению.
The authors present the results of pilot project to test the procedure of polymer flooding and its commercial application at the fields. They also describe the methods to calculate the incremental oil production and illustrate the possibility of its prediction in case with polymer flooding. The paper informs on the experience in operating the polymer solution mixing equipment and contains the conclusion that the use of this polymer flooding has resulted in oil production growth from 42 to 94 % with the process effective period of more than five years.
mature fields development, enhanced oil recovery (EOR) methods, flow deviation technology, polymer flooding, pilot project (PP) with polymer flooding.
Название статьи:
Геологические и геохимические характеристики месторождения как основа подбора компонентов ПАВ-полимерного заводнения *
Geological and Geochemical Characteristics of the Field as the Basis to Select Surfactant – Polymer Flooding Components
Авторы: Е.А. Сидоровская, Е.А. Турнаева, Н.Ю. Третьяков,Л.П. Паничева,А.А. Громан,С.Ф. Мулявин
Е.А. Сидоровская, Е.А. Турнаева, Н.Ю. Третьяков, к.х.н., Л.П. Паничева, д.х.н./ФГАОУ ВО «Тюменский государственный университет», г. Тюмень/ А.А. Громан/ООО «Газпромнефть НТЦ», г. Санкт-Петербург/ С.Ф. Мулявин, д.т.н./ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет», г. Тюмень/ Е.А. Sidorovskaya/University of Tyumen, Tyumen/ Е.А. Turnaeva, PhD /FGBOUVO "Tyumen Industrial University", Tyumen/ N.Yu. Tret'yakov, PhD, L.P. Panicheva, DSc/University of Tyumen, Tyumen/, A.A. Groman /"Gazpromneft NTC" LLC, St. Petersburg/ S.F. Mulyavin, DSc /FGBOU VO "Tyumen Industrial University", Tyumen/
При подборе эффективного состава для ПАВ-полимерного заводнени учитываются геологические и геохимические особенности месторождения. В ходе работы проведен сбор и анализ геологической информации для лабораторного сопровождения при проектировании ПАВ-полимерного заводнения на Холмогорском месторождении, определены ключевые геохимические показатели флюидов месторождени (для нефти: плотность, вязкость, компонентный состав, эквивалентное алкановое углеродное число; для вод: общая минерализация, жесткость, количество гидрокарбонатов), которые служат отправным пунктом при подборе компонентов для ПАВ-полимерного заводнения.
поверхностно-активное вещество (ПАВ), ПАВ-полимерное заводнение, нефтевытесняющая композиция, геологические характеристики месторождения, пластовые флюиды.
While selecting the effective composition for surfactant-polymer flooding one should consider geological and geochemical features of the field. In course of this work the authors have picked-up and analyzed the geological information for lab supervision purposes during the projects stage of surfactant-polymer flooding at Kholmogorskoye field. They have also defined the key geochemical parameters of field fluids (for oil this is density, viscosity, componential composition, equivalent alkane carbon number; for water: mineralization, hardness, amount of hydrocarbonates), that are the milestones for the selection of components to be used with surfactant-polymer flooding.
surfactant, surfactant-polymer flooding, oil-displacing composition, geological characteristics of the field, reservoir fluids.
Название статьи:
Опыт применения селективной кислото-отклоняющей обработки призабойной зоны пласта на Юрубчено-Тохомском месторождении
Experience in Applying Selective Acid Diverting Reservoir BH Treatment at Yurubcheno-Tokhomskoye Field
Авторы К.С. Паранчук, Е.В. Безверхая, С.В. Коржова
К.С. Паранчук /АО «Востсибнефтегаз», г. Красноярск/ Е.В. Безверхая, к.т.н.,С.В. Коржова /Институт нефти и газа Сибирского федерального университета, г. Красноярск/ K.S. Paranchuk / "Vostsibneftegas" JSC/ E.V. Bezverkhaya, PhD, S.V. Korzhova/Institute on Oil and Gas, Siberian Federal University, Krasnoyarsk/
Описан опыт применения обработки призабойной зоны карбонатного коллектора Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения кислотоотклоняющими составами. Приведены результаты проведенной работы, в частности эффект ограничения водо- и газопритока из части интервалов, увеличение длины работающего горизонтального ствола, рост дебита по нефти. Представленные данные можно использовать при проектировании опытно-промышленных работ на карбонатных залежах других месторождений.
кислотоотклоняющие обработки, повышение нефтеотдачи, обработка призабойной зоны карбонатного коллектора.
The author describes the practical experience in applying acid diverter BH zone treatment in Carbonate reservoir of Yurubcheno-Tokhomskoye gas condensate field and provides for the results of the conducted work related to water and gas inflow shut-off from a part of the intervals, extension of horizontal well-bore operation segment, growth in oil production rate. The presented data may be used while designing pilot test operations at Carbonate formations of other fields.
acid diverting well treatments, enhanced oil recovery, treatment of Carbonate formation BH zone.
Название статьи:
Успешный промысловый опыт и потенциал применения потокоотклоняющей технологии АС-CSE-1313 при различных вариациях объема рабочего раствора на месторождениях в поздней стадииразработки
Successful Practical Experience and Application Potential of AC-CSE-1313 Flow- Diverting Procedure with Various Options in Working Solution Volume at the Fields with Late Stage of Their Development
Авторы Р.Н. Фахретдинов, Р.Л. Павлишин, Г.Х. Якименко, А.А. Фаткуллин, С.А. Тастемиров, Е.А. Пасанаев
Р.Н. Фахретдинов, д.х.н., проф., действительный член РАЕН, Р.Л. Павлишин, Г.Х. Якименко, к.т.н., А.А. Фаткуллин, к.т.н., С.А. Тастемиров, Е.А. Пасанаев/ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг», г. Москва/ R.N. Fakhretdinov, DSc, Prof., Full-fledges member of RANS,R.L. Pavlishin, G.Kh. Yakimenko, PhD, A.A. Fatkullin, PhD, S.A. Tastemirov, E.A. Pasanaev /"ChimServiceEngineering" MPC LLC, Moscow/
Представлены результаты применения большеобъемных закачек рабочего раствора гелеобразующего потокоотклоняющего состава АС-CSE-1313 (ТУ 2458-013-66875473-2013). Достигнутая технологическая эффективность свидетельствует о возможности успешного применения данной технологии, в том числе и в условиях участков залежей с низкими коллекторскими свойствами, где полимерные составы имеют ограниченное применение. Расширение объемов работ по закачке большеобъемных оторочек по технологии АС-CSE-1313 как альтернативе применяемым технологиям на основе полимерных композиций (МПДС, ВДПС, ГОС и др.) позволит значительно увеличить приросты добычи нефти, снизить темп падения базовой добычи и увеличить охват геологических запасов на участках воздействия.
гелеобразующий армированный состав АС-CSE-1313, большеобъемные закачки, неоднородный коллектор, трудноизвлекаемые запасы, критерии выбора объектов, оптимальные объемы рабочего раствора, дополнительная добыча нефти.
The authors present the application results for the large volume injections of АС-CSE-1313 (ТУ2458-013-66875473-2013) gelation flow-diverting chemical composition. The achieved process efficiency verified the possibility of successful application of this process including the areas of reservoir with poor reservoir properties where polymer compositions have limited application. The expansion in the volume of the injected volumetric rims as per this technology, being the alternative to the currently applied processes at the basis of polymer compositions (MPDS, VDPS, gel compositions, etc.) result in significant oil production growth, reduction in the rate of base production decline and the increase in sweep of the geological reserves at the areas of its application.
АС-CSE-1313 gel-forming reinforced composition, large-volume injections, heterogeneous reservoirs, hard-to-recover reserves, object selection criteria, optimum volumes of effective solution, incremental oil production.
Рубрика: Разработка месторождений нетрадиционных углеводородов
Название статьи:
Подбор композиций поверхностно-активных веществ для применения на нефтяных нетрадиционных месторождениях
Compositions of Surfactants for Unconventional Oil Reservoirs
Авторы П.А. Афанасьев, А.В. Щербакова, А.Р. Цышкова, Е.Д. Мухина, П.А. Гришин, В.Г. Гришаев, А.Н. Черемисин, И.Н. Кольцов, Е.А. Дворецкая, А.А. Касьяненко, В.О. Демо, К.Ю. Прочухан, А.Н. Черемисин
П.А. Афанасьев 1,А.В. Щербакова 1,А.Р. Цышкова 1,Е.Д. Мухина 1 , к.т.н., П.А. Гришин 1,В.Г. Гришаев 1 , к.т.н., А.Н. Черемисин 1 , к.т.н., И.Н. Кольцов 2,Е.А. Дворецкая 2,А.А. Касьяненко 2 , к.т.н., В.О. Демо 2,К.Ю. Прочухан 3 , к.х.н., А.Н. Черемисин 1 , к.т.н. / 1 Сколковский институт науки и технологий, г. Moсква2 Научно-технический центр «Газпром нефть» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), г. Санкт-Петербург3 OOO «Технологический центр «Бажен», г. Moсква/ P.A. Afanasev1 , A.V. Scerbacova 1 , A.R. Tsyshkova1 , E.D. Mukhina 1 , PhD, P.A. Grishin1 ,V.G. Grishaev 1 , PhD, A.N. Cheremisin1 , PhD,I.N. Koltsov2 , E.A. Dvoretskaya 2 , A.A. Kasyanenko2 , PhD, V.O. Demo 2 , K.Y. Prochukhan3 , PhDA.N. Cheremisin1 , PhD/ 1 Skolkovo Institute of Science and Technology, Moscow 2 GazpromNeft PJSC, Saint-Petersburg3 "TC "Bazhen" LLC, Moscow/
Обсуждается инновационный подход к применению анионных и неионогенных ПАВ для увеличения нефтеотдачи нетрадиционных залежей углеводородов, в том числе при повышенных температурах. Выявлены композиции ПАВ, совместимые с пластовой водой общей солености ~13,5 г/л, стабильные при Т=105 °C, снижающие МФН на границе «нефть – вода» до 0,051 мН/м. Данные композиции способны увеличить суммарный коэффициент вытеснения нефти с 8 % (вытеснение пластовой водой) до 40,5 %.
поверхностно-активные вещества, разработка нетрадиционных месторождений, методы увеличения нефтеотдачи.
The paper discusses an innovative approach of applying anionic and nonionic surfactants to increase oil recovery from unconventional hydrocarbon deposits, even at high temperatures. The compositions, compatible with formation water with a total salinity of ~13,5 g/l, stable at T=105 °C and reducing the IFT at the oil-water boundary to 0,051mN/m, were revealed. These compositions are able to increase the total oil displacement rate from 8% (displacement by injection water) to 40,5 %.
surfactants, development of unconventional reservoirs, EOR methods.
Название статьи:
Новый прибор для лабораторного определения проницаемости сланцевых коллекторов
New Tool for Lab Measurements of Shale Reservoir Permeability
Авторы С.В. Парначев, к.г.-м.н., А.М. Горшков, И.В. Андреев, М.А. Романюта
С.В. Парначев, к.г.-м.н., А.М. Горшков, И.В. Андреев, М.А. Романюта /АО «Геологика», г. Новосибирск/ S.V. Parnachev, PhD, A.M. Gorshkov, I.V. Andreev, M.A. Romanyuta /Geologika JSC, Novosibirsk/
Разработан и апробирован прибор для определения проницаемости горных пород методом стационарной фильтрации газа, который позволяет быстро и точно измерять абсолютную проницаемость цилиндрических образцов керна в диапазоне от 10-5 до 10-18 мкм2. Показана применимость нового способа для определения абсолютной проницаемости образцов керна баженовской свиты и ее литологических аналогов.
ультранизкопроницаемые породы, абсолютная проницаемость, метод стационарной фильтрации, метод затухания импульса давления.
New apparatus for fast and precise ultra-low steady-state gas permeability estimation is presented. New approach to the gas discharge evaluation allows to estimate core plugs permeability in the range from 10-5 μm 2 to 10-18 μm 2 with.
ultra-low permeability, steady-state filtration, pressure pulse decay method high confidence. Importantly, plugs may be affected by confining pressure up to 70 MPa. Practical usability of the new method to the BazhenFm shale and similar lithology is demonstrated.
Название статьи:
Проблемы разработки месторождений тяжелых нефтей со сложными геологическими условиями и пути ихрешения
Problems and Ways to Solve the Development of Heavy Oil Fields With Complex Geological Conditions
Авторы А.В. Трулев,С.Ф. Тимушев, В.О. Ломакин, М.С. Каюда
А.В. Трулев, к.т.н. /АО «Римера», г. Москва/ С.Ф. Тимушев, д.т.н., проф./ФГБОУ ВО «Московский авиационный институт (национальный исследовательский университет)», г. Москва/ В.О. Ломакин, д.т.н. /ФГБОУ ВО «Московский государственный технический университет им. Н.Э. Баумана (национальный исследовательский университет)», г. Москва/ М.С. Каюда /АО «Римера», г. Москва/ А.V. Trulev, PhD /"Rimera" JSC, Moscow/ S.F. Timushev, DSc, Prof./"Moscow Aviation Institute", National Research University, Federal State Budget Higher Educational Institution, Moscow/ V.О. Lomakin, DSc / "N.E. Bauman Moscow State Technical University", National Research University, Federal State Budget Higher EducationalInstitution, Moscow/ M.S. Kayuda /"Rimera" JSC, Moscow/
Рассмотрены новая технология и оборудование для разработки тяжелой нефти и битумов, позволяющие сократить затраты и повысить коэффициент извлечения нефти (КИН). Представлены погружные высокотемпературные установки с мультифазными ЭЦН, применяемые для реализации технологии. Оборудование может надежно работать намультифазных газожидкостных смесях (ГЖС). Проведен анализ численного моделирования работы мульти-фазных ступеней и газосепараторов на воде и ГЖС. Выявлены области локальной сепарации газа в ступенях ЭЦН, которые могут привести к образованию газовых пробок. Проанализированы факторы, влияющие на эффективную работу установок без срыва подачи и на возможность повышения допустимого содержания свободного газа на входе в насос. Выбрана математическая модель, концептуальные конструктивные варианты. Проведены стендовые испытания, подтверждающие высокую эффективность изделия при работе на ГЖС. Рассмотренные газосепараторы и модули смультифазными ступенями успешно работают при эксплуатации традиционных скважин для добычи пластовой жидкости. Наряду с работой установки погружного мультифазного электроцентробежного насоса (ЭЦН) описано действие гидроштангового насоса. Предлагаемые конструкции газосепараторов и мультифазных модулей рекомендуются к использованию для добычи стандартной нефти.
погружные насосы, численная гидродинамика, добыча нефти, трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ), газожидкостная смесь.
The authors consider the mew technology and equipment to develop heavy oil and bitumen that enable reduction in costs and increase in oil recovery factor (ORF). They present the submersible high-temperature units with multi-phase ESP that are applicable for this procedure. The equipment may reliably function with multi-phase gas-fluid mixtures (GFM). The authors also present the results of numerical modeling of multi-staged operation and the work of gas separators with water and GFM. They have discovered the areas of local gas separation in ESP stages that may result in gas plugs and have analyzed the factors that affect the effective operation of the units w/o breaks in supply and the ones that face the possible increase in allowable free gas content at pump inlet. The authors have selected the mathematical model and the conceptual design options of it and have conducted the pilot tests that verified the high-efficiency of the product while operating the GFM. The considered gas separators and modules with multi-phase stages are successfully operate in traditional wells to produce formation fluids. Beside the operation of submersible multi-phase centrifugal pump (ESP) they also describe the operation of hydraulic rod pump. The proposed designs of gas separator and multi-phase modules are recommended for practical application while producing standard crude oil.
submersible pumps, numerical hydro-dynamics, oil production, hard-torecover reserves, gas-fluid mixture.
Рубрика: Разработка месторождений с высоковязкими нефтями
Название статьи:
Опыт применения автономных устройств контроля притока (АУКП) на примере месторождения высоковязкой нефти с тонкой нефтяной оторочкой в Западной Сибири
Experience in Applying Autonomous Flow Control Devices (AFCD) at the Example of West Siberian Heavy Oil Field with Thin Oil Rim
Автор Т.И. Соловьев
Т.И. Соловьев/ООО «СевКомНефтегаз», г. Губкинский/ T.I. Soloviev/"SevKomNeftegas" LLC, Gubkinskiy/
Большинство новых месторождений Западной Сибири имеют неблагоприятные условия для разработки, а именно наличие обширной газовой шапки, малую мощность нефтенасыщенных толщин нефтяной оторочки, подстилающий аквифер. Месторождения также характеризуются слабоконсолидированным песчаником и высоковязкой нефтью. Для исключения раннего прорыва воды или газа в ствол скважины было решено провести опытно-промышленные работы (ОПР) по применению различных типов заканчивания (устройств контроля притока), которые позволяют контролировать приток вдоль ствола скважины. Для формирования стратегии заканчивания требуется проводить непрерывный мониторинг скважин, оценку эффективности очистки интервалов после бурения, замеры поинтервального притока вдоль ствола скважины, а также детектирование участков прорыва воды или газа для выявления неэффективной расстановки АУКП. В данной статье представлены результаты использования автономных устройств контроля притока, оценка их эффективности по данным результатов интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС), промыслово-геофизических исследований (ПГИ) и интеллектуальных трассеров, а также по данным аналитических методов. Также изложены общие сведения об устройствах контроля притока, их характеристики и проблемы, с которыми может столкнуться недропользователь при применении того или иного элемента высокотехнологичного заканчивания, приведены предпосылки к применению автономных устройств контроля притока на рассматриваемом объекте разработки. Анализ промысловых данных и результатов ПГИ/РИГИС показал, что устройства действительно работают и помогают ограничивать воду и газ, в то время как на скважинах, которые оборудованы лишь проволочными фильтрами без контроля притока, это недостижимо. Отмечено, что на основе полученных данных следует начать формирование единой стратегии и концепции заканчивания скважин. Результаты работ показывают, что на текущий момент использование АУКП для проекта является благоприятным, а заканчивание скважин без контроля притока в данных условиях нецелесообразно.
устройства контроля притока (УКП), технологии автономных устройств контроля притока (АУКП), заканчивание скважин, трудноизвлекаемые запасы, добыча высоковязкой нефти, повышение нефтеотдачи пластов, выравнивание притока в горизонтальных скважинах большой длины, увеличение дебита скважины, применение АУКП в горизонтальных скважинах, обводненность скважины, симулятор призабойной зоны, промыслово-геофизические исследования (ПГИ), трассерные исследования скважины.
The majority of new field in West Siberia has unfavorable conditions for development, namely the presence of large gas caps, small oil-saturated rim thickness, and bottom aquifer. The fields are also characterized by poorly-consolidated sandstone and high-viscous oil. To eliminate the premature water or gas break-through into well-bore it was decided to conduct pilot test operations (PTO) to apply various types of well completions (inflow control devices) that will monitor the inflow along the well-bore. To formulate the strategy in well completion it is required to conduct constant monitoring over the well to evaluate the efficiency in interval cleaning after drilling, to make interval-by-interval inflow measurements along the well-bore and to detect the intervals with water or gas breakthrough to verify the inefficiency in placing the inflow control devices. In this paper the author presents the application results for the operation of autonomous inflow control devices, evaluates their efficiency as per the results of geo-physical well survey data interpretation, the results of field geo-physical studies and application of smart tracer methods including the analytical data methods. The author also provides for the general data on inflow control devices, their characteristics and the problems with what the field operator may encounter while using this or the other element of smart well completion. He also provides the predictions for the application of these autonomous inflow control devices at the object of development. Analysis of field geological studies and their interpretation have shown that these devices are actually operating ones and assist in restricting water and gas inflow while with the wells that are equipped with wire-wrapped filters w/o inflow control devices this is not achievable. IT is also noted that at the basis of the obtained data one may generate the unified strategy and the concept of well completion. The results of operations indicate that presently the use of automatic inflow control devices for the project is favorable and well completion w/o the use of these devices in these conditions in unfeasible.
Inflow control devices (ICD), Technology of autonomous inflow control devices (AICD), well completion, hard-to-recover reserves, heavy oil production, IOR/EOR, inflow conformance control in lengthy horizontal wells, growth in well production rate, application of AICD in horizontal wells, well water-cut, BH zone simulator, field geo-physical studies, tracer studies in a well.
Название статьи:
Некоторые аспекты исследования воздействия высокочастотного электромагнитного поля и смешивающегося вытеснения на залежи высоковязких нефтей
Several Aspect While Studying the High-frequency Electro-magnetic Field Effect and Miscible Displacement from heavy Oil Reservoirs
Авторы Ф.С. Хисматуллина, М.С. Демид
Ф.С. Хисматуллина, М.С. Демид/ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, г. Москва/ F.S. Khismatullina, M.S. Demid /LLC ‘LUKOIL-Engineering,Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), Moscow/
Высокочастотное электромагнитное воздействие рассматривается как альтернативный метод добычи нетрадиционных углеводородных ресурсов. Обсуждается высокочастотное и сверхвысокочастотное воздействие. Исследуется комплексное воздействие высокочастотного электромагнитного поля и смешивающегося вытеснения растворителем на залежи высоковязких парафинистых нефтей и природных битумов с учетом фазовых переходов, приводятся результаты экспериментального и численного исследования.
разработка залежей тяжелых углеводородов, высокочастотное электромагнитное воздействие на пласт, фильтрация флюидов в пористой среде, смешивающееся вытеснение нефти, высоковязкая нефть, увеличение проницаемости порового пространства, очистка призабойной зоны скважин.
High-frequency electromagnetic effect is considered as an alternative EOR technology for the production of unconventional hydrocarbon resources. The complex effect of a high-frequency electromagnetic field and miscible solvent flooding for reservoirs of high-viscosity paraffin oils and natural bitumen with phase transitions is studied, the results of the experimental and numericalstudies are presented.
Development of reservoirs with heavy hydrocarbons, high-frequency electro-magnetic effect upon the reservoir, fluid filtration in porous space, miscible displacement of oil, high-viscous (heavy) oil, growth in permeability of porous space, cleaning of bottom-hole (BH) zone.
Название статьи:
Определение оптимального метода интенсификации добычи высоковязкой нефти на примере Любовского месторождения Самарской области
Defining the Optimal Enhanced Heavy Oil Recovery on the Example of Lyubovsky Oil-field of the Samara Region
Авторы Р.К. Шагалеев, Р.А. Шамсуллин, Р.Р. Газизов
Р.К. Шагалеев, Р.А. Шамсуллин, Р.Р. Газизов/ООО «Татнефть-Самара», г. Самара/ R.K. Shagaleev, R.A. Shamsullin, R.R. Gazizov/"Tatneft-Samara" LLC, Samara/
Для выбора технологии извлечения высоковязкой нефти на месторождении необходимо учесть огромное количество факторов. Основная проблема, препятствующая достижению проектного значения КИН на Любовском месторождении ООО «Татнефть-Самара», – это ухудшенные условия фильтрации призабойной зоны из-за высокой вязкости нефти. С целью решения данной проблемы и определения оптимального метода интенсификации добычи необходимо создание цифрового двойника месторождения.
технологии интенсификации добычи высоковязкой нефти, разработка нефтяных и газовых месторождений, коэффициент извлечения нефти (КИН), трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ), технико-экономическая оценка возможности добычи, цифровой двойник месторождения.
Huge variety of factors must be considered for choosing the right technology for heavy oil production. The main problem pretending achieving planned value of the oil recovery factor at the Lyubovsky oilfield of Tatneft-Samara LLC is the worsened permeability of the wellbore area due to the high viscosity of the oil. To solve this problem and define the optimal enhanced oil recovery, it is necessary to create a digital analogue of the field.
enhanced heavy oil recovery system, oil recovery factor (ORF), hardly recoverable oil reserves (HROR), exploration of oil and gas fields, technical and economic assessment of oil production, digital analogue of the field.
Архив журнала 