Главная тема номера: Повышение нефтеотдачи пластов. Ремонт скважин
Рубрика: Моделирование процессов разработки месторождений
Название статьи:
Применение промыслово-статистических моделей для прогнозирования добычи нефти, роста обводненности и расчета потенциальных извлекаемых запасов нефти
Application of Field-statistical Models to Forecast oil Production Performance, Watercut Increase and to Estimate Ultimately Recoverable Reserves
Авторы М.Ю. Назаренко, А.Б. Золотухин
М.Ю. Назаренко, к.т.н. /РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, ЛУКОЙЛ Мид-Ист Лтд., г. Москва/ А.Б. Золотухин, д.т.н., проф. /Институт арктических нефтегазовых технологий РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва/ M.Yu. Nazarenko, PhD /Gubkin Russian State University of Oil and Gas, LUKOIL Mid-East Ltd, Mosсow/ A.B. Zolotukhin, DSc, Prof. /Institute on Arctic Oil and Gas Procedures at I.M. Gubkin Russian State Oil and Gas University, Mosсow/
Рассказывается о применении промыслово-статистических методов прогноза добычи нефти. Приведен анализ практического использования интегральных характеристик вытеснения и метода анализа кривой падения применительно к обводненным месторождениям. Рассматриваются способы определения оптимальной модели интегральных характеристик вытеснения для каждого частного случая прогнозирования. Дан ретроспективный прогноз добычи нефти с помощью интегральных моделей характеристик вытеснения и метода анализа кривой падения на истории добычи нефти 50 скважин двух заводненных нефтяных месторождений. На основе результатов ретроспективного прогноза предложен новый способ определения оптимальной интегральной модели характеристики вытеснения для каждого частного случая прогнозирования.
прогнозирование добычи нефти на заводненных месторождениях, промыслово-статистические методы прогнозирования добычи нефти, прогноз обводненности на нефтяных месторождениях, метод анализа характеристики вытеснения, метод анализа кривой падения.
The paper describes the application of field-statistical methods to predict oil production and presents the analysis of integral displacement characteristics practical application and the method to analyze the drop curves in relation to water-cut fields. The authors consider methods to determine the integral displacement characteristics of the optimum model for each particular case of forecasting and provide the retrospective forecast of oil production through the use of integral models of displacement characteristics and a method to analyze the history drop curve based upon the oil production from 50 wells in two flooded oil fields. Basing upon the results of a retrospective forecast the authors present a new method to determine the optimal integral model of displacement characteristic for each particular case of forecasting.
forecasting of oil production in flooded fields, field-statistical methods to predict oil production, forecast of water-cut at oil fields, method to analyze of displacement characteristics, method to analyze the drop curve.
Название статьи:
Эффективность изоляции высокопроницаемого обводненного пропластка при различном расположении блокирующего материала
Efficiency of High-permeability Interlayer Isolation With Different Location of Blocking Material
Авторы К.А. Поташев, К.А. Куличкова, В.В. Баушин
К.А. Поташев, К.А. Куличкова /Казанский федеральный университет, г. Казань, / В.В. Баушин /ООО «Актуальные технологии», г. Казань/ K.A.Potashev, K.A.Kulichkova /Kazan Federal University, Kazan/ V.V. Baushin /"Actualnye tekhnologii" LLC, Kazan/
Представлены результаты серии модельных расчетов, описывающих процесс заводнения участка нефтяного пласта между двумя рядами нагнетательных и добывающих скважин при изоляции высокопроницаемого слоя суперколлектора. Исследована эффективность изоляции при трех различных схемах расположения блокирующего материала. Показано, что выбор эффективного сценария изоляции существенно зависит от поставленного уровня предельной обводненности продукции скважин.
прорыв воды через высокопроницаемые пропластки к добывающим скважинам, пропласток-суперколлектор с абсолютной проницаемостью, увеличение охвата пласта заводнением, «запечатывание» пор промытых высокопроницаемых пропластков, закачка гелеобразующих экранов в высокопроницаемые пропластки, моделирование распределения изолирующего материала по суперколлектору, оценка эффективности изоляции суперколлектора, повышение КИН, выбор сценария изоляции слоя суперколлектора, оптимальный интервал изоляции слоя суперколлектора.
The results of a series of model calculations describing the process of waterflooding of an oil reservoir area between two rows of injection and production wells during isolation of a highly permeable interlayer are presented. The efficiency of isolation is investigated for three different layouts of the blocking material. It is shown that the choice of an effective isolation scenario significantly depends on the set level of the limiting water cut of the well production.
Water breakthrough to production wells through high-permeable layers, superreservoir with absolute permeability, increasing reservoir sweep by flooding, "plugging" the pores in washed-out high-permeable layers, pumping gel-forming screens into high-permeable layers, modeling the distribution of isolation materials over the super-reservoir, evaluating the effectiveness of super-reservoir isolation, increase in ORF, selecting the super-reservoir isolation scenario, the optimal isolation of the interval in super-reservoir
Название статьи:
Методические основы обработки данных лабораторных исследований для математического моделирования процессов интенсификации добычи нефти на гидродинамической модели месторождения
Methodological Basis to Process Lab Study Data for Mathematical Modeling of Oil Production Stimulation Processes Using the Hydro-dynamic Field Model
Авторы Д.Ю. Елисеев, А.В. Заворотный
Д.Ю. Елисеев, А.В. Заворотный /АО «Химеко-ГАНГ/ D.Yu. Eliseev, PhD, A.V. Zavorotny /"Himeko-GANG" JSC, Moscow/
Поднята проблема переноса данных лабораторных исследований кислотных составов в стандартные гидродинамические модели. Представлены методические подходы к переносу лабораторных исследований в гидродинамические симуляторы месторождений. На примере проведенных лабораторных исследований по изменению проницаемости керна после закачки кислотного состава «Химеко ТК-3» продемонстрирована возможность получения численных значений абсолютной проницаемости и скин-фактора для гидродинамической модели пласта.
кислотная обработка скважин, скин-фактор для гидродинамической модели пласта, изменение проницаемости керна, гидродинамическая модель месторождения, кислотный состав «Химеко ТК-3».
The authors consider the problem of transferring lab study data on acid compositions into standard hydro-dynamic models and present the methodological approaches to transfer these lab researches to hydro-dynamic field simulators. The paper contains an example of a possibility to get numerical values of absolute permeability and skin factor for hydro-dynamic reservoir model that is based upon the lab studies related to the change in core permeability after the injection of "Himeko TK-3" acid composition.
acid well treatment, skin factor for hydro-dynamic model of reservoir, change in core permeability, hydro-dynamic model of the field, "Himeko TK-3" acid composition.
Рубрика: Повышение нефтеотдачи. Интенсификация добычи нефти. Увеличение производительности и дебита скважин.
Название статьи:
Разработка экспресс-метода подбора скважин- кандидатов под ГРП по объекту БВ8(0) Самотлорского месторождения
Developing of Express Method to Select Well-candidates for Hydraulic Fracturing in БВ 8(0) oil Reservoir of Samotlorskoye Oilfield
Авторы А.Н. Лопухов, Д.Ю. Писарев, Э.Ф. Латыпов
А.Н. Лопухов, Д.Ю. Писарев, Э.Ф. Латыпов /АО «Самотлорнефтегаз», г. Нижневартовск/ A.N. Lopukhov, D.Yu. Pisarev, E.F. Latypov /«Samotlorneftegaz» JSC, N-Vartovsk/
Проведен комплексный корреляционно-регрессионный анализ, в котором рассматриваются начальные дебиты скважин после проведения ГРП по нефти и жидкости и их геолого-физические характеристики. В результате получено десять математических моделей зависимости начального дебита скважины от удельного электрического сопротивления коллектора, значений индукционного, бокового каротажа, объема проппанта и пластового давления. Также проведен анализ таких параметров, как накопленный отбор и закачка, зона дренирования, пластовые и забойные давления, объем проппанта и геометрические размеры трещины. Определены оптимальные, минимальные и максимальные граничные значения данных показателей. Полученные результаты и приведенный алгоритм могут использоваться при подборе скважин-кандидатов под ГРП и реализацию на объекте БВ8(0).
разработка месторождений углеводородов на завершающей стадии эксплуатации, трудноизвлекаемые углеводороды, геолого-технические мероприятия (ГТМ), гидроразрыв пласта (ГРП), заполнение трещины в пласте проппантной пачкой, алгоритм подбора скважин-кандидатов под ГРП, оценка потенциала скважины, использование вероятностно-статистических методов при определении потенциала скважины-кандидата под ГРП, разработка алгоритма оценки потенциала скважин под ГРП, функциональные зависимости дебита нефти от значений удельного электрического сопротивления, боковой и индукционный каротаж, модели зависимости дебита жидкости от объема, закачанного проппанта и величины пластового давления, критерии Фишера и Стьюдента.
During work there was conducted a correlation-regressive analysis in which deals with initial well yields after conducting Frac on oil and fluid and their geological-and-physical characteristics. In the result of analysis, there were got 10 mathematic models of dependence of initial well yield on specific electric resistance of collector, values of induction electrical and lateral logging, volume of proppant and reservoir pressure. In addition, there was conducted analysis of such parameters as accumulated selection and pumping, drainage area, pressures of formation and bottom-hole, volume of proppant and geometrical dimension of crack. In result, there were determined optimum values of these values minimum and maximum cutoff values. Obtained results and specified algorithm can be used while choosing well-candidates for Frac and realization on the site БВ8(0).
development of hydrocarbon fields at the final stage of their operation, hard-to-recover hydrocarbons, geological and technical measures (GTM, well work-over plan), hydraulic fracturing (HF), filling formation fracture with proppant pack, algorithm to select candidate wells for hydraulic fracturing, evaluation of well potential, use of probabilistic and statistical methods to evaluate well potential being a candidate well for hydraulic fracturing, development of an algorithm to evaluate well potential for hydraulic fracturing, functional dependencies of oil flow rate versus the values of electrical resistivity, lateral and induction logging, models of fluid flow rate dependence versus the volume of injected proppant and the formation pressure, the criteria by Fisher and Student.
Название статьи:
Реализация технологии закачки углекислого газа в добывающие скважины
CO2 Huff & Puff Injection Into Production Wells
Авторы В.В. Дарищев, С.А. Харланов, А.И. Газизянов, А.Ю. Спектор, А.М. Семкин
В.В. Дарищев, к.т.н., С.А. Харланов /Отдел управления научно-техническими проектами ООО «РИТЭК», г. Волгоград/ А.И. Газизянов, А.Ю. Спектор, А.М. Семкин /LINDE ООО «Праксэа Рус», г. Москва/ V.I. Darischev, PhD, S.А. Kharlanov /"RITEK" LLC, Volgograd/ A.I. Gazizyanov, A.Yu. Spector, A.M. Semkin /LINDE – Praxair, Moscow/
Впервые в России ООО «РИТЭК» успешно применило технологию циклической закачки углекислого газа в добывающие скважины по технологии Huff & Puff («вдох – выдох») для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТРИЗ). Технология Huff & Puff является полностью экологически безопасной ввиду высокой степени растворимости СО2 в нефти в пластовых условиях. Методика предполагает закачку углекислого газа в добывающую скважину и включает в себя три этапа: закачка СО2 в пласт, выдержка во времени и добыча нефти. По результатам геолого-технического мероприятия закачка СО2 позволила повысить дебит скважин с высоковязкой нефтью, а также ввести в эксплуатацию ранее простаивающие скважины. Производительность скважин увеличивается за счет снижения вязкости нефти, ее набухания вследствие растворения СО2 и очистки призабойной зоны. Рассчитаны основные параметры технологии, проведена ее оптимизация для дальнейшего тиражирования.
циклическая закачка СО2 в добывающую скважину, интенсификация добычи нефти, высоковязкая нефть, снижение вязкости нефти.
For the first time in the history of the Russian oil-and-gas industry, RITEK, LLC has successfully applied the CO2 Huff & Puff technique for hard-to-recover oil production. The Huff & Puff technique is 100% environment friendly due to the high solubility of CO2 in formation oil. The process involves a cyclic injection of carbon dioxide into an oil well in three stages: CO2 injection (huff), soaking, and production (puff). The implementation of this technique resulted in the increased production of highviscosity oil and the re-commissioning of oil wells that had been shut down for years. The wells’ yield increased thanks to oil viscosity reduction, oil swelling due to dissolved CO2, and bottomhole zone treatment. The main process parameters and test-proven technology advancements were determined to ensure further successful implementation and scaling up of the Huff & Puff technique in practice.
cyclic СО2 injection, enhanced oil recovery, high-viscosity oil, oil viscosity reduction
Название статьи:
Закачка рабочего агента через термостойкое оборудование
Pumping a Working Fluid Via Heat-resistant Equipment
Авторы А.А. Исаев, С.В. Наниш, К.В. Голев, Р.Ш. Тахаутдинов, Р.Ф. Валиев, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин
А.А. Исаев1, к.т.н., С.В. Наниш2, К.В. Голев2, Р.Ш. Тахаутдинов1, Р.Ф. Валиев1, В.И. Малыхин1, А.А. Шарифуллин1, к.т.н. /1 ООО УК «Шешмаойл», г. Альметьевск 2, ООО «НПФ Кубаньнефтемаш», г. Краснодар / A.A. Isaev1, PhD, S.V. Nanish2, K.V. Golev2, R.Sh. Takhautdinov1, R.F. Valiev1, V.I. Malykhin1, A.A. Sharifullin1, PhD /1 "Sheshmaoil" Management Company LLC, Almetevsk 2 NPF Kubanneftemash LLC, Krasnodar/
Представлены результаты пароциклического воздействия на башкирский ярус. Показаны графики изменений забойных и устьевых температур, а также давления. Закачка пара проводилась двумя паровыми передвижными установками, работающими параллельно. Максимальная температура на забое достигала 200 °С при температуре на устье 260 °С, тем самым теплопотери составили 23 %. Теплопотери можно снизить путем утепления обвязки устья скважины. Нагрев пласта значительно увеличил вязкость водонефтяной эмульсии (с 300 до 1200…1400 сСт) в связи со снижением вязкости сначала на расстоянии, близком к забою; дальнейший отбор разогретой нефти привел к тому, что к забою подтянулась высоковязкая нефть, удаленная от забоя скважины.
закачка пара в добывающую скважину, снижение вязкости нефти, увеличение нефтеотдачи пласта, пароциклическое воздействие на пласт, паровые передвижные установки (ППУ).
The paper presents the results of the cyclic steam injection in the Bashkirian stage. Change curves for downhole and wellhead temperatures and pressures are shown. Steam injection was performed by two mobile steam units operated in parallel. The maximum temperature that was obtained at the bottomhole was 200 °С while the wellhead temperature was 260 °С, thereby a heat loss of 23 % was observed. Heat loss can be reduced by insulating the wellhead piping. Heating the reservoir boosted the viscosity of the water-oil emulsion from 300 cSt to 1200-1400 cSt, first, due to a decrease in viscosity at a distance near the bottomhole, and further selection of the heated oil resulted in a high-viscosity oil that had been located far from the bottomhole being brought to the bottomhole.
steam injection into production well, reduction in oil viscosity, enhanced oil recovery, cyclic steam reservoir treatment, mobile steam units (MSU).
Название статьи:
Лабораторные исследования реологических свойств полимерных растворов как важнейший этап обоснования технологии полимерного заводнения
Laboratory Studies of Rheological Properties of Polymer Solutions as an Important Stage in Justification of the Polymer Flooding Technology
Авторы Е.Р. Волгин, К.В. Торопов, К.Г. Лапин, И.Ф. Нафиков
Е.Р. Волгин, К.В. Торопов /ПАО «НК» Роснефть», г. Москва/ К.Г. Лапин /ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (ООО «ТННЦ»), г. Тюмень/ И.Ф. Нафиков, к.г.-м.н. /ООО «ПМ-ГРУПП», г. Санкт-Петербург/ E.R. Volgin, K.V. Toropov, /PJSC Rosneft Oil Company, Moscow/ K.G. Lapin /LLC Tyumen Petroleum Research Center (TNNC), Tumen/ I.F. Nafikov, PhD /LLC PM Industrial group, Saint-Petersburg/
Полимерное заводнение заключается в закачке воды с полимерными добавками в нефтяной пласт с целью улучшения охвата продуктивного пласта процессом вытеснения. Повышенная вязкость позволяет улучшить соотношение подвижностей закачиваемой жидкости и углеводородов в пласте. Технология оказывает положительное влияние на качество охвата вытеснением, позволяет увеличить продуктивность скважин, снизить обводненность и повысить КИН. Важнейшим аспектом при реализации технологии полимерного заводнения, в общем, и термополимерного в частности является полимерный состав, правильно подобранный под конкретные геолого-технологические условия эксплуатационного объекта. Если принять все меры, позволяющие обеспечить поступление полимерного раствора в коллектор с малой степенью его деструкции, то полимерный раствор с целевой вязкостью будет работать надлежащим образом и эффективно вытеснять пластовые углеводороды. В рамках работ по подбору оптимальных полимерных составов для геолого-технологических условий Русского газонефтяного месторождения проведены лабораторные исследования по определению реологических свойств и оценке долгосрочной стабильности полимерных растворов. Получены зависимости вязкости от концентрации и скорости сдвига при различных температурах, кривые вязкости и течения, изотермы статической адсорбции, значения межфазного натяжения на границе раздела фаз «нефть – полимерный раствор», а также результаты долгосрочных испытаний стабильности. Выбор полимера для использования при осуществлении работ по внедрению на Русском месторождении технологии термополимерного заводнения основывался на результатах проведенных лабораторных исследований, а также на стоимости полимеров.
физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, полимерное заводнение, термополимерное заводнение, лабораторные исследования полимеров, реологические свойства полимеров, деструкция полимера при закачке в пласт, вязкость полимерных растворов, межфазное натяжение полимерных растворов, моделирование поведения полимерного раствора в пластовых условиях.
Polymer flooding involves injecting water with polymer additives into an oil reservoir in order to improve reservoir sweep by the displacement process. The increased viscosity improves the mobility ratio of the injected fluid and hydrocarbons in the formation. The technology has a positive effect on the quality of sweep efficiency, allows to increase well productivity, reduce water cut and increase oil recovery factor. In general, the most important aspect in the implementation of polymer flooding technology, and particularly of thermal polymer, is the correctly selected polymer composition in accordance with geological and technological conditions of the operational object. If all measures are taken to ensure the flow of polymer solution into the reservoir with a low degree of its destruction, then the polymer solution with a target viscosity will work properly and effectively displace reservoir hydrocarbons. Laboratory studies on determination of rheological properties of polymer solutions have been conducted within the scope of work for selection of polymer solutions suitable for geological and technological conditions of the Russkoye oil and gas field. Functions of viscosity vs concentration vs shear rate at different temperatures were determined, as well as viscosity and flow curves, static adsorption isotherms, surface tension values on the oil/polymer solution boundary and long-term stability results. The choice of polymer for use in the implementation of thermal-polymer flooding technology at the Russkoye field was based on the results of laboratory studies and on the cost of polymers.
рhysical and chemical EOR methods, polymer flooding, thermal polymer flooding, polymer laboratory studies, polymer rheological properties, polymer destruction being injected into reservoir, viscosity of polymer solutions, polymer solution interface tension, simulation of polymer solution behavior in reservoir conditions.
Название статьи:
Многоплановое промышленное тиражирование селективного метода ОВП AC-CSE-1313 – определяющий фактор повышения рентабельности добываемой нефти
Multidimensional Industrial Replication of the Selective WSO Method is a Determining Factor in Increasing the Profitability of Produced Oil
Авторы Р.Н. Фахретдинов, Г.Х. Якименко, Р.Л. Павлишин, Д.Ф. Селимов, А.А. Фаткуллин, С.А. Тастемиров, Е.А. Пасанаев
Р.Н. Фахретдинов, д.х.н., проф., действительный член РАЕН, Г.Х. Якименко, к.т.н., Р.Л. Павлишин, Д.Ф. Селимов, 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 G.Kh.Yakimenko, PhD R.L. Pavlishin D.F. Selimov, PhD A.A. Fatkullin, PhD S.A. Tastemirov E.A. Pasanaev /LLC MFC "ChemServiceEngineering", Moscow/
Современное состояние разработки нефтяных месторождений отрасли характеризуется потребностью в проведении технологии ограничения водопритоков (ОВП) в скважинах. В ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» разработан селективный метод изоляции воды на основе отечественного реагента АС-CSE-1313 (ТУ 2458-013-66875473-2013). В пластовых условиях образуется вязкопластичный гель, который увеличивает фильтрационное сопротивление в водонасыщенной части пласта без закупорки нефтенасыщенной части. Накопленный успешный опыт применения данной технологии позволяет осуществить многоплановый переход на ее промышленное тиражирование с целью повышения рентабельности добываемой нефти.
добыча нефти, поздняя стадия разработки месторождений, борьба с обводнением добывающих скважин, технологии ограничения водопритоков (ОВП), технологии селективной изоляции водопритока, селективный состав на основе реагента AC-CSE-1313.
The current state of the development of oil fields in the industry is characterized by the need for water shut-off technology (WSO) in wells. LLC MFC «ChemServiceEngineering» has developed a selective method of water isolation based on the domestic reagent AC-CSE-1313 (TC 2458-013-66875473-2013). In reservoir conditions, a viscoplastic gel is formed, which increases the filtration resistance in the watersaturated part of the formation, without blocking the oil-saturated part. The accumulated successful experience of using this technology allows for a multifaceted transition to industrial replication in order to increase the profitability of the oil produced.
oil production, late stage of field developpment, water inflow control in production wells, water inflow shut-off control, selective water inflow control process, selective WSO cvomposition at the basis of AC-CSE-1313 reagent.
Название статьи:
Инновации в кислотных обработках: технологии группы компаний Zirax для интенсификации добычи нефти и газа
Innovations in Acid Treatments: Technologies of "ZIRAX" Group of Companies to Stimulate Oil and Gas Productikon
Авторы С.А. Демахин, А.П. Меркулов, С.В. Малайко, А.И. Газизянов, К.Ю. Мироненко
С.А. Демахин, к.г.-м.н., А.П. Меркулов, С.В. Малайко /ООО «Зиракс-нефтесервис», г. Волгоград/ А.И. Газизянов, К.Ю. Мироненко /ООО «ПРАКСЭА РУС», г. Волгоград/ S.A. Demakhin, PhD A.P. Merkulov S.V. Malayko /"Zirax-Nefteservice" LLC, Volgograd/ A.I. Gazizyanov, K.Yu. Mironenko /"PRAXEA RUS" LLC, Volgograd/
Описан опыт применения технологий интенсификации добычи нефти и газа на основе использования кислотных составов. Представлены технологии применения кислотных составов в условиях обводненных скважин, протяженных горизонтальных стволов скважин, трещиноватых коллекторов. Рассмотрена технология проведения пенокислотных обработок с применением сверхкритического СО2.
интенсификация добычи нефти и газа, обработка призабойной зоны (ОПЗ) на скважинах, осложняющие факторы для кислотных обработок скважин, кислотные составы с отклонителями на основе вязкоупругих ПАВ, самоотклоняющаяся кислотная система (СОКС), кислотный состав «Флаксокор 210», гелирующий агент «Сурфогель» марки А, кислотные обработки в горизонтальных скважинах, отклоняющие системы на основе инвертных эмульсий, эмульсионный отклонитель «Экс-Эм», пенокислотные обработки скважин с использованием СО2.
The paper describes the experience in applying oil and gas stimulation technologies based upon the use of acid compositions and presents the application procedures to use acid compositions in conditions of water-cut, extended horizontal boreholes and fractured reservoirs. The authors also consider the technology of foam acid treatments with the use of supercritical CO2.
stimulation of oil and gas production, treatment well BH zone, problematic factors for well acid treatments, acid compositions with diverters based on viscous-elastic surfactants, selfdiverting acid system (SDAS), "Flaxokor 210" acid composition, "Surfogel" brand A gelation agent, acid treatments in horizontal wells, diverting systems based on invert emulsions, "Ex-Em" emulsion diverter, foaming acid treatment of wells using CO2
Название статьи:
Особенности стендовых испытаний газосепараторов установок погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти
Features of ESP Gas Separator Bench Tests for Oil Production Purposes
Авторы А.В. Трулев, С.Ф. Тимушев, Е.М. Шмидт
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/ Е.М. Шмидт /ИЦ ООО «Алнас», г. Альметьевск/ A.V. Trulev, PhD /"Rimera" JSC, Moscow/ S.F. Timushev, DSc, Prof. /FGBOU VO "Moscow Aviation Institute (National Research University)", Moscow/
Проведен анализ существующих стендов и методик испытания газосепараторов установок погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти, представлена новая методика и пневмогидравлическая схема стенда, разработанные с учетом замечаний и предложений по изменению существующих исследовательских стендов.
установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН), интенсификация добычи, повышение коэффициента извлечения нефти (КИН), повышение депрессии на пласт путем снижения забойного давления, комплектация центробежных насосов (ЭЦН) центробежными газосепараторами (ГС), отведение газа в затрубное пространство скважины, стенды для испытания газосепараторов, методики испытаний газосепараторов на эффективность отделения газа, пневмогидравлическая схема (ПГС) стенда для испытания газосепараторов, газожидкостная смесь (ГЖС), имитация сепарации ГЖС, стенд для испытания газосепараторов с гравитационным устройством для разделения жидкой и газообразной фаз ГЖС, эффективность сепарации газа в вихревых газосепараторах.
The article analyzes the existing stands and test methods for gas separators of submersible electric centrifugal pumps for oil production, presents a conceptual methodology and a pneumohydraulic scheme of the stand.
electrical submersible pumps (ESP), oil production stimulation, increase in oil recovery factor (ORF), increased depression on formation by reducing BH pressure, ESP equipment set with centrifugal separators (CS), the diversion of gas to annulus, bench test for separator testing, methods to test gas separators, ineffectively in gas separation, air-hydraulic scheme for gas separator tests, gas-liquid mixture (GLM), simulated GLM separation, test bench for gas separators with a gravity to separate liquid and gaseous phases of GLM, the efficiency of gas separation in vortex gas separators.
Название статьи:
Пожаро - и взрывоопасные свойства брейкеров, используемых для интенсификации процессов нефтедобычи
Fire and Explosion Hazardous Properties of Breakers Applied in the Processes of Oil Production Stimulation
Авторы А.Н. Крикун, И.В. Ермолаева, А.Е. Лестев, Н.В. Лобакин
А.Н. Крикун, к.т.н., И.В. Ермолаева, А.Е. Лестев, к.и.н., Н.В. Лобакин /АНО «ГЦСС «Нефтепромхим», г. Казань/ А.N. Krikun, PhD I.V. Ermolaeva А.Е. Lestev, PhD N.V. Lobakin /ANO "GCSS Neftepromchim", Kazan/
Применение в процессах нефтедобычи большого спектра химических реагентов требует изучения их свойств, которые представляют основную опасность при использовании, транспортировке, хранении и испытаниях. В статье исследуются пожароопасные и взрывоопасные свойства брейкеров, применяемых в процессах интенсификации нефтедобычи для деструкции полимерных гелей, использующихся для гидроразрыва пласта. Опасность брейкеров обусловлена сильными окислительными свойствами и интенсивным самоускоряющимся разложением с выделением газообразных веществ при нагревании. Представленный материал содержит краткую характеристику брейкеров по химическому составу, свойствам и применению, приведены результаты испытаний брейкеров с определением показателей пожароопасности, взрывоопасности по чувствительности к удару и оценкой термического разложения. Сделан вывод об обусловленности пожароопасных свойств брейкеров, прежде всего окислительными свойствами пероксидов, входящих в их состав.
пожароопасность химреагентов для нефтяной отрасли, гидравлический разрыв пласта (ГРП), брейкер для гидравлического разрыва пласта, деструктор полимерных гелей, безопасность нефтедобычи, пероксиды в нефтепромысловой химии, повышение нефтеотдачи пластов, лабораторные испытания нефтепромысловой химии.
The use of a wide range of chemical reagents in oil production processes requires the study of their properties, which are the main sources danger during their application transportation, storage and testing. The authors consider the fire and explosive properties of breakers used in the processes of oil production stimulation to destruct polymer gels applied for hydraulic fracturing. The danger of breakers is due to their strong oxidizing properties and intensive selfaccelerating decomposition with the release of gaseous substances when heated. The presented material contains a brief description of breakers by chemical composition, properties and application, the results of breaker tests with the definition of fire hazard, explosion hazard by sensitivity to impact and assessment of thermal decomposition. The authors make the conclusion that fire hazard properties of breakers are primarily due to the oxidizing properties of peroxides that are the part in their composition.
fire hazard of chemicals for the oil industry, hydraulic fracturing, hydraulic fracturing breaker, polymer gel breaker, safety in oil production, peroxides in oilfield chemistry, enhanced oil recovery, laboratory tests of oilfield chemistry.
Название статьи:
Откачка газа из затрубного пространства скважины на каменноугольной системе
Pumping Gas Out of the Annular Space of a Well Within a Carboniferous System
Авторы А.А. Исаев, Р.Ш. Тахаутдинов, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин
А.А. Исаев, к.т.н., Р.Ш. Тахаутдинов, В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин, к.т.н. /ООО УК «Шешмаойл», г. Альметьевск/ A.A. Isaev, PhD, R.Sh. Takhautdinov, V.I. Malykhin, A.A. Sharifullin, PhD /"Sheshmaoil" Management Company LLC, Almetevsk/
Представлена информация по опыту эксплуатации комплексов оборудования по откачке газа из затрубного пространства типа КОГС на турнейском ярусе в добывающей компании АО «Геотех» (Республика Татарстан). Путем определения коэффициента эффективности выявлено, что 75 % добывающих нефть скважин подходят под систему вакуумирования. Показано, что удаление газа из затрубного пространства приводит к более полному наполнению динамограмм, снижению забойного давления и небольшому изменению физических свойств нефти.
удаление газа из пласта, приток нефти к скважине, вакуумирование скважины, откачка нефтяного газа из затрубного пространства скважины, комплекс по откачке газа из скважин типа КОГС, системы автоматизации КОГС, снижение забойного давления, прирост дебита нефти.
The paper presents the information on the experience of operating the sets of equipment for pumping gas out of the annular space (type KOGS) of oil wells within Tournaisian stage by the oil production company JSC "Geotekh" (Republic of Tatarstan). Through determining the efficiency factor it has been revealed that 75% of oil producing wells are suitable for the evacuation system. It is shown that gas removal from annular space leads to more complete filling of dynamometer cards, reduction of bottomhole pressure and slight change in physical properties of oil.
gas recovery from reservoir, oil inflow to well, well evacuation, petroleum gas pumpingout from annulus, COGS set to pump-out gas from well, COGS automation systems, reduction in formation pressure, growth in oil flow rate.
Рубрика: Ремонт скважин
Название статьи:
Опыт применения технологий и реагентов по глушению скважин на месторождениях ПАО «Газпром»
Practical Experience in Applying Procedures and Reagents to Kill the Wells at the Fields of "Gazprom" PJSC
Авторы М.Н. Пономаренко, К.Б. Абдреев, К.Б. Абдреев
М.Н. Пономаренко, к.т.н., К.Б. Абдреев /ООО «Газпром подземремонт Уренгой», г. Санкт-Петербург/ О.Д. Ефимов, к.х.н. /ООО «Синергия технологий», г. Казань/ M.N. Ponomarenko, PhD K.B. Abdreev /"GazpromPodzemRemont Urengoy" LLC, Saint-Petersburg/ O.D. Efimov, PhD /"Synergiya Technology" LLC, Kazan/
Рассматриваются вопросы, связанные с процессом капитального ремонта скважины, работающей в условиях АНПД. Поднята проблема поглощения жидкостей глушения (ЖГ), возникающая при глушении скважин в условиях АНПД. Показана необходимость правильного подбора ЖГ. Рассматривается проблема снижения дебита в процессе КРС из-за загрязнения продуктивного пласта при глушении и ремонте, одной из основных причин которого также является несоответствие применяемых ЖГ геолого-техническим условиям. Рассказывается об успешном опыте подбора и применения жидкостей глушения в условиях АНПД для скважин Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, где была применена комплексная технология щадящего глушения.
эксплуатация нефтегазовых скважин, капитальный ремонт скважины (КРС) в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД), обводнение скважины, глушение скважин в условиях АНПД, предупреждение поглощения жидкости глушения (ЖГ), подбор технологических жидкостей глушения, технологии комплексного глушения при КРС и ремонтно-изоляционных работах (РИР), Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ), комплексное глушение скважин ОНГКМ, жидкости глушения на углеводородной основе, блокирующий состав на углеводородной основе «Унисолт», эмульгатор «Эксимол», технология щадящего глушения.
The authors discuss the issues related to the process of well work-over in conditions of ALFP and consider the problem of well kill fluid (WKF) loss, which occurs when wells are killed in conditions of AHFP. The paper illustrated the necessity in proper WKF selection and presents the problem of flow rate reduction in the process of well work-over (WWO) due to productive reservoir contamination in cases with well killing and servicing, where one of the main reasons is concentrated round the WKF discrepancy and available geotechnical conditions. The authors also describe the successful experience in selecting and applying WKF in the conditions of ALFP for wells of Orenburg oil and gas condensate field, where they have applied the complex technology of light well killing.
operation of oil and gas wells, well work-over (WWO) in conditions of abnormally low formation pressures (ALFP), well water-cut, well killing in conditions of ALFP, prevention of well kill fluid (WKF) loss, selection of process well kill fluids, procedure of complex well killing while conducting WWO and water shut-off (WSO) jobs, Orenburg oil and gas condensate field (OOGCF), complex well killing at OOGKF, hydrocarbon-based well kill fluids, plugging composition at the basis of “Unisalt” hydrocarbon base, “Eximol” emulsifier, light well killing procedure.
Название статьи:
Проблемы эффективности ремонтно- изоляционных работ и пути их решения на примере месторождений Удмуртии
Problems of Efficiency of Repair and Insulation Works and Ways of Solution on the Example of Udmurtia Deposits
Авторы А.В. Дубовцев, С.Ю. Борхович
А.В. Дубовцев, С.Ю. Борхович, к.т.н. /ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет», Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, г. Ижевск/ A.V. Dubovzev S.Yu. Borkhovich, PhD /M.S. Gutsyriev Oil and Gas Institute, Udmurt State University, Izhevsk/
Одной из основных проблем эксплуатации добывающих скважин Удмуртии является высокая обводненность продукции, что обусловливается вступлением в завершающую стадию разработки многих месторождений. Эффективное проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) позволяет замедлить тенденцию увеличения степени обводнения добываемой продукции скважин. Однако при формировании технологии проведения РИР ключевую роль играет корректное выявление источника обводнения скважины по результатам исследований. В данной работе рассматриваются основные причины преждевременного обводнения скважин, сформирована их классификация. На примере месторождений Удмуртии рассмотрены основные пути поступления воды на забои добывающих скважин. Проведен анализ эффективности РИР на месторождениях Удмуртии.
ремонтно-изоляционные работы (РИР), ликвидация заколонной циркуляции, повышение эффективности РИР, критерии подбора скважин-кандидатов.
One of the main problems in the operation of production wells in Udmurtia is a high water cut, which is caused by the entry into the final stage of development of many fields. Effective performance of repair and insulation works (RIR) allows to slow down the tendency of increasing the water cut of the produced wells. However, in the formation of the RIR technology the key role is played by the correct determination of the source of water cut in the well based on the research results. This article considered the main reasons for the premature watering of wells, formed their classification. On the example of the fields of Udmurtia, the main ways of water inflow to the bottom of production wells are considered. The analysis of the efficiency of RIR at the fields of Udmurtia was carried out.
repair and insulation works (RIR), suppression behind-the-casing flow, increase in the efficiency of RIR, selection criteria for candidate wells.
Архив журнала 