Главная тема номера: Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами
Рубрика: Оптимизация разработки месторождения
Название статьи
Использование интегрированной модели для повышения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений
Integrated Model Using for Improving the Efficiency of the Oil and Gas Fields Operation
Авторы Э.Р. Харасов, И.В. Воробьев, В.С. Капорцев, Г.Г. Гилаев
Э.Р. Харасов, И.В. Воробьев, В.С. Капорцев /ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара/
Г.Г. Гилаев, д.т.н./Кубанский государственный технологическийуниверситет, Институт нефти, газа и энергетики, г. Краснодар/
E.R. Harasov, I.V. Vorobev, V.S. Kaportsev/"SamaraNIPIneft" LLC, Samara/
G.G. Gilaev, DSc /Kuban State TechnologicalUniversity, Institute on Oil, Gas and Energy, Krasnodar/
В рамках данной работы предложен новый подход к увеличению эффективности эксплуатации нефтяных месторождений. Он заключается в создании интегрированной модели актива, состоящей из подземного оборудования (модель скважины) и объектов наземной инфраструктуры (модель сети сбора). Далее с учетом существующих ограничений производится подбор оптимальных для данного актива оптимизационных мероприятий по увеличению добычи нефти, уменьшению обводненности продукции и сокращению энергопотребления. В процессе создания интегрированной модели был выбран и апробирован актив под реализацию оптимизационных мероприятий, рассчитан дополнительный прирост добычи нефти и определен экономический эффект от применения данного подхода.
эффективность эксплуатации месторождения, обводненность месторождения, интегрированная модель месторождения, моделирование скважин (подземное оборудование), моделирование системы сбора нефтегазовой продукции (наземная инфраструктура), системный подход к оптимизации добычи нефти, подбор режимов работы ЭЦН, расчет оптимизации работы скважин
In this work, we propose a new method to increase the efficiency of oil field operation. It consists in creating an integrated model of the field, consisting of downhole equipment (well model) and surface infrastructure facilities (gathering network model), then, taking into account the existing constraints, selection of optimization measures optimal for this field to increase oil production, reduce the water cut of production and reduce energy consumption. In the process of creating the integrated model, the field was selected and tested for implementation of optimization measures, was calculated additional oil and gas production was calculated and was determined the economic effect of this method.
field operation efficiency, field water-cut, integrated field model, well simulation (subsurface equipment), modeling of oil and gas product gathering system (surface infrastructure), systematic approach to oil production optimization, selection of ESP operation modes, calculation of well operation optimization
Название статьи
Методы оптимизации работы механизированного фонда и увеличения добычи нефти на зрелых месторождениях
Methods to Optimize the operation of the Mechanized Stock and Increase oil Production in Mature Fields
Авторы А.С. Тараканов, С.А. Вуколов, В.С. Капорцев
А.С. Тараканов1,2, С.А. Вуколов1, В.С. Капорцев1 /1 ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара,2 ФГБОУ ВО «СамГТУ», г. Самара/
A.S. Tarakanov1,2, S.A. Vukolov1,V.S. Kaportsev1,/1 "SamaraNIPIneft" LLC, Samara
2 FGBOU VO "SamSTU", Samara/
Предложены и апробированы методы оптимизации работы механизированного фонда добывающих нефтяных скважин, направленные на увеличение добычи нефти для месторождений поздней стадии разработки. Выполнен сравнительный анализ результатов двух методов оптимизации работы механизированного фонда с определением потенциала и эффективности каждого при эксплуатации зрелых месторождений. В ходе выполнения работ были разработаны модели скважин и модели сети сбора в специализированном программном обеспечении.
месторождения на поздней стадии разработки, оптимизация работы механизированного фонда добывающих нефтяных скважин, параметры работы скважины, интегрированная модель месторождения, упрощенная модель скважины, установка частотно-регулируемого привода (ЧРП) для УЭЦН, регулирование частоты УЭЦН в скважине, потенциал скважины
Methods for optimizing the operation of mechanized stock of producing oil wells, aimed at increasing oil production for the late stage of development fields, are proposed and tested. A comparative analysis of the results of two methods for optimizing the operation of mechanized well stock with determining the potential and efficiency of each in the operation of mature fields was performed. In the course of the work, well models and gathering network models were developed in specialized software.
fields at late stage of their development, optimization of artificial oil production fund, well operation parameters, integrated field model, simplified well model, installation of frequency-controlled drive (FCD) for ESP, control of ESP frequency in a well, well potential
Рубрика: Увеличение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи
Название статьи
Комплексная физико-химическая технология повышения нефтеотдачи низкопроницаемых полимиктовых коллекторов
Complex Physical and Chemical EOR Procedure for Low- Permeable Polymictic Reservoirs
Автор М.К. Рогачев
М.К. Рогачев, д.т.н., проф./Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Санкт-Петербургский горный университет, г. Санкт-Петербург/
M.K. Rogachev, DSc, Prof./Ufa State Petroleum TechnicalUniversity, Ufa, St. Petersburg Mining University, St. Petersburg/
Представлены результаты исследований по актуальной проблеме повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с низкопроницаемыми полимиктовыми коллекторами, выполненных в Санкт-Петербургском горном университете на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» под научным руководством автора статьи. Запасы нефти в низкопроницаемых полимиктовых коллекторах огромны, и их относят к категории трудноизвлекаемых. Такие коллекторы требуют специального подхода к выбору технологий повышения их нефтеотдачи. В статье, как вариант решения обсуждаемой проблемы, предлагается использовать физико-химический метод воздействия на низкопроницаемые полимиктовые коллекторы, основанный на закачке специально подобранных химических составов. Обоснована необходимость комплексирования технологий физико-химического воздействия на низкопроницаемые полимиктовые коллекторы для повышения их нефтеотдачи, основанного на использовании поверхностно-активных веществ в составе технологических жидкостей при искусственном заводнении продуктивного пласта, при глушении скважин перед подземным ремонтом, при обработках призабойной зоны пласта. Разработана и предлагается к промышленному внедрению комплексная технология, позволяющая эффективно вовлекать в разработку нефтяные залежи с низкопроницаемыми полимиктовыми коллекторами благодаря направленному регулированию их фильтрационных свойств с использованием разработанных и доведенных до промышленного производства высокоэффективных и экологически безопасных химических реагентов и технологических жидкостей.
трудноизвлекаемые запасы нефти, низкопроницаемые полимиктовые коллекторы, повышение нефтеотдачи пластов, физико-химические методы, регулирование фильтрационных характеристик пород коллекторов, технология внутриконтурного заводнения, технология глушения и стимуляции скважин при подземном ремонте, технология внутрипластовой водоизоляции, снижение обводненности скважинной продукции
The author considers the necessity of combining of physical and chemical effective procedures for low-permeable polymictic reservoirs to increase oil recovery based on the use of surfactants inside the process fluids during artificial productive reservoir flooding, when killing the wells prior to their maintenance, when treating the reservoir bottom-hole zone. The author has designed and proposes a complex technology for its commercial application and this makes it possible to include into production the oil deposits with low-permeable polymictic reservoirs due to the directional control of their filtration properties using highly efficient and environmentally friendly chemical reagents and process fluids developed and brought to industrial production.
hard-to-recover oil reserves, low-permeable polymictic reservoirs, enhanced oil recovery, physical and chemical methods, control of reservoir rock filtration characteristics, technology of in-circuit flooding, technology of well killing and well stimulation during well work-over operations, technology of in-formation water shut-off, reduction in well product water-cut
Название статьи
Системный подход к управлению заводнением химическими методами воздействия на пласт
Systematic Approach to Reservoir Flooding Management Process by Chemical Methods
Авторы Д.В. Булыгин, Г.И. Губеева, А.В. Игнатенко, А.А. Энгельс
Д.В. Булыгин, д.г.-м.н., Г.И. Губеева, А.В. Игнатенко/ООО «Актуальные технологии», г. Казань/
А.А. Энгельс, к.г.-м.н./ТОО «Алстронтелеком», г. Алматы/
D.V. Bulygin, DSc, G.I. Gubeeva, A.V. Ignatenko/"Actual Technologies" LLC, Kazan/
A.A. Engels, PhD /"Alstrontelecom" LLP, Almaty/
В статье рассмотрена возможность получения синергетического эффекта от одновременного, в течение 1-2 месяцев, применения химических составов со стороны нагнетательных и добывающих скважин. На примере одного из месторождений приведен анализ эффективности раздельного применения потокоотклоняющих гелеобразующих составов и водоизоляционных работ. Результаты лабораторных испытаний полимерно-углеводородных систем и данные гидродинамического моделирования на основе двухфазных моделей трубок тока показывают возможность существенного увеличения эффекта по добыче нефти при проведении одновременных обработок нагнетательных и добывающих скважин. В качестве потокоотклоняющих и водоизолирующих составов может быть использована одна и та же композиция при различном соотношении компонентов.
нагнетательная скважина, добывающая скважина, полимер-углеводородная система (ПУС), потокоотклоняющая технология, блокирующий реагент, водоизоляционные работы (ВИР), системный подход к обработке скважин, повышение нефтеотдачи
The authors of the paper consider the possibility of obtaining a synergistic effect from one-time (within month or two) application of chemical compositions on behalf of injection and production wells. Using the example of one of the fields they authors have conducted the efficiency analysis of applying separate flow-diverting gel-forming composition and water shut-off jobs. The results of lab tests with polymer-hydrocarbon systems and hydrodynamic modeling data based on two-phase models of flow current tubes show that there is the possibility of a significant growth in the effect of oil production during one-time treatments of injection and production wells. The same composition can be used as flow-diverting and water shutoff compositions with different ratio of components.
injection well, production well, polymer- hydrocarbon system (PHS), flow-diverting procedure, blocking reagent, water shut-off jobs (WSO), systematic approach to well treatment, enhanced oil recovery
Название статьи
Особенности организации и моделирования процесса нестационарного циклического заводнения
Features to Organize and Simulate the Process of Non-Stationary Cyclic Flooding
Авторы В.В. Баушин, А.И. Никифоров, Р.Г. Рамазанов
В.В. Баушин, /ООО «Импел», г. Казань/
А.И. Никифоров, д.ф.-м.н., проф./ИММ ФИЦ КазНЦ РАН, г. Казань/
Р.Г. Рамазанов, к.т.н. /ООО «Нефтегазовый НИЦМГУ им. М.В. Ломоносова», г. Москва/
V.V. Baushin /"Impel" LLC, Kazan/
A.I. Nikiforov, DSc, Prof./IMM FITC KazNC RAS, Kazan/
R.G. Ramazanov, PhD /"Oil and Gas Research Center M.V. Lomonosov MSU, Moscow/
В статье представлены результаты научно-исследовательской работы, проведенной с целью определения влияния на коэффициент извлечения нефти (КИН) расстояния между скважинами, сжимаемости нефти, циклического воздействия в сочетании с полимерным заводнением. На основании проведенных экспериментов сделан вывод, что расстояние между скважинами имеет большое значение при выборе оптимального полупериода нестационарного заводнения, и эффект от циклического воздействия совместно с полимерным заводнением выше простой суммы эффектов от циклического воздействия при обычном заводнении и при полимерном заводнении.
нестационарное заводнение нефтяных пластов, снижение обводнения залежи, полимерное заводнение, определение оптимального полупериода циклической закачки, программный пакет TEMPEST MORE, сжимаемость нефти, циклическое заводнение, влияние расстояния между скважинами на эффективность циклического заводнения, повышение нефтеотдачи пластов, комплексное применение полимерной закачки с циклическим заводнением
The article presents the results of research work carried out to determine the effect of distance between the wells, oil compressibility, cyclic effects in combination with polymer flooding upon the oil recovery factor (ORF). Based on the conducted experiments, the paper presents the conclusion that the distance between the wells is of great importance when choosing the optimal half-period of non-stationary flooding, and the effect of cyclic exposure together with polymer flooding is higher than the simple sum of the effects including cyclic process during normal flooding and polymer flooding.
non-stationary flooding of oil reservoirs, reduction of reservoir water-cut, polymer flooding, determination of optimal half-cycle of cyclic injection, TEMPEST MORE software package, oil compressibility, cyclic flooding, the effect of distance between wells upon the efficiency of cyclic flooding, enhanced oil recovery, integrated application of polymer injection with cyclic flooding
Название статьи
Пути повышения эффективности потокоотклоняющих технологий за счет применения модифицированных установок приготовления и закачки полимерных композиций
Ways to Increase the Efficiency of Flow-Diverting Procedures Through the Use of Modified Units to Mix-up and Inject Polymer Compositions
Авторы О.П. Маковеев, Р.Т. Латыпов, В.А. Елесин, И.А. Маринин, С.П. Чегуров, А.В. Вишнякова, А.С. Кириллов, В.В. Ямщиков
О.П. Маковеев /ООО «Корона-ТЭК», г. Самара/
Р.Т. Латыпов, В.А. Елесин /АО «Самаранефтегаз», г. Самара/
И.А. Маринин, С.П. Чегуров, А.В. Вишнякова/ООО «Инженер Сервис», г. Самара,/
А.С. Кириллов /ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара/
В.В. Ямщиков/ООО «ГеоТехСервис», г. Самара/
O.P. Makoveev /"Korona-TEK" LLC, Samara/
R.T. Latypov, V.A. Yelesin /"Samaraneftegas" JSC,Samara/
I.A. Marinin, S.P. Chegurov, A.V. Vishnyakova/"Engineer Service" LLC, Samara/
A.S. Kirillov /"SamaraNIPIneft" LLC, Samara/
V.V. Yamschikov /"GeoTechService" LLC, Samara/
Поднята тема применения технологии выравнивания проницаемостной неоднородности продуктивных пластов с помощью сшивающихся полимерных составов. Высокая эффективность реализации работ по выравниванию профиля приемистости обеспечивается соблюдением особых требований к приготовлению и закачке полимерных гелеобразующих композиций на промысле с помощью специальных установок. Представлены модифицированные установки приготовления и закачки полимерных композиций, оснащенные оборудованием телеметрии, что позволяет полностью контролировать технологический процесс.
потокоотклоняющие технологии, технология выравнивания проницаемостной неоднородности продуктивных пластов, сшивающиеся полимерные составы (СПС), закачка полимерных гелеобразующих композиций, установка КУДР-33М, приготовление полимерных гелеобразующих композиций в высокоминерализованных водах систем ППД, установка КУДР-10, выравнивание профиля приемистости (ВПП)
The authors consider the application sphere for the technology for leveling-up the permeable heterogeneity of productive layers using cross-linked polymer compositions. High efficiency of practical operations to level-up the injectivity profile is ensured by compliance with special requirements to mix-up and inject polymer gel-forming compositions in field conditions with the help of special units. The authors present the modified units top mix-up and inject polymer compositions that have telemetry equipment, which allows to have full control over the technological process.
flow-diverting procedures, technology to level-up permeability heterogeneity of productive reservoirs, cross-linked polymer compositions (CPC), injection of polymer gel-forming compositions, KUDR-33M unit, mixing-up the polymer gel-forming compositions in highly mineralized waters of FPM systems, KUDR-10 unit, levelling- up the injectivity profile (IP)
Название статьи
О влиянии смачиваемости на нефтеотдачу
On the Effect of WettabilityUpon Oil Recovery
Авторы Т.В. Трефилова, С.Ю. Борхович
Т.В. Трефилова, С.Ю. Борхович, к.т.н./ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет», Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, г. Ижевск/
T.V. Trefilova, S.Yu. Borkhovich, PhD /Udmurt State University, M.S. Gutseriev Institute of Oil and Gas, Izhevsk/
Показано, что средняя толщина пленки остаточной воды может быть оценена по водоудерживающей способности породы (Кп·Кв). Для объектов среднего карбона построена зависимость капиллярного давления Рк от усредненного по объекту коэффициента водонасыщенности Квср., а также зависимость проницаемости по газу Кпр. от коэффициента водонасыщенности при различных капиллярных давлениях. Данные зависимости, позволяющие уточнить гидродинамическую модель и планировать систему разработки месторождения, можно использовать при подборе метода увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации притока флюида.
смачиваемость продуктивных пластов, влияние смачиваемости на нефтеотдачу, определение показателя гидрофильности продуктивных карбонатных отложений, коэффициент водонасыщенности, увеличение нефтеотдачи пластов, интенсификация притока флюида
It is shown that the average thickness of the residual water film can be estimated by the water-holding capacity of the rock (Kp Kv). For objects of medium carbon, the dependence of the capillary pressure of the Rc on the water saturation coefficient averaged over the object, Kvsr., as well as the dependence of the gas permeability Kpr. on the water saturation coefficient at various capillary pressures is constructed. These dependencies can be used in the selection of a method for increasing oil recovery and intensification of fluid inflow, allowing to refine the hydrodynamic model, to plan the field development system
wettability of productive formations, wettability effect upon oil recovery, determination of hydrophilic index in productive carbonate formations, water saturation factor, enhanced oil recovery, stimulation of fluid inflow
Название статьи
Результаты интенсификации притока методом гидравлического разрыва пласта на этапе строительства скважин 2А участка Уренгойского НГКМ
Results of Inflow Stimulation by Hydraulic Fracturing Method at the Stage of Well Construction at Sector 2A of Urengoy OGC Field
Авторы Т.В. Сопнев, О.А. Молчанов. А.А. Осмаковский, Д.Е. Шишацкий
Т.В. Сопнев, О.А. Молчанов. А.А. Осмаковский, Д.Е. Шишацкий /ООО «Газпром добыча Уренгой», г. Новый Уренгой/
T.V. Sopnev, O.A. Molchanov, A.A. Osmakovskiy, D.E. Shishatskiy /"Gazprom Dobycha Urengoy" LLC, Novy Urengoy/
Представлен опыт и результаты интенсификации методом гидравлического разрыва пласта на этапе строительства скважин 2А участка Уренгойского НГКМ. Затронута проблематика недостаточной эффективности стандартного большеобъемного ГРП в условиях сниженных ФЕС и газонасыщенности. Предложены возможные решения по повышению эффективности ГРП в условиях более низких ФЕС с учетом недостаточного опыта и неоднозначности результатов проведения ГРП.
интенсификация притока методом гидравлического разрыва пласта (ГРП), Уренгойское НГКМ, ачимовские отложения Уренгойского НГКМ, технология стандартного большеобъемного ГРП, ГРП методом HiWay, ГРП в суб-горизонтальных скважинах, технология «слепого» ГРП, ГРП в условиях низких ФЕС, увеличение тоннажа ГРП
The authors present the well stimulation experience and results through the method of hydraulic fracturing at the stage of well construction at sector 2A of Urengoy OGC field. They discuss the problem of insufficient efficiency while performing standard large volume hydraulic fracturing in conditions of reduced EFC and gas saturation and proposes the possible solutions to improve the efficiency of hydraulic fracturing in conditions of lower EFC, taking into account the lack in experience and ambiguity of the results while performing HF operations.
inflow stimulation by reservoir hydraulic fracturing method, Urengoy OGC field, Achimov deposits of Urengoy OGC field, technology of standard large-volume hydraulic fracturing, hydraulic fracturing by HiWay method, hydraulic fracturing in sub-horizontal wells, technology of "blind" hydraulic fracturing, hydraulic fracturing in low EFC conditions, increase in HF tonn
Название статьи
Эффективность станции геосупервайзинга ремонта скважин при разбуривании портов многостадийного гидроразрыва пласта
Efficiency of The Geo- Supervising Stations at the Stage of Well Maintenance When Drilling Ports for Multistage Hydraulic Fracturing
Авторы А.В. Щебетов, В.В. Кульчицкий, А.С. Бизяев
А.В. Щебетов, к.т.н. /АО «НИПЦ ГНТ», г. Москва/
В.В. Кульчицкий, д.т.н./НИИБТ Губкинского университета
(РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)/
А.С. Бизяев /АО «НИПЦ ГНТ», г. Москва/
A.V. Schebetov, PhD /"NIPC GNT" JSC, Moscow/
V.V. Kulchitskiy, DSc /NIIBT at Gubkin University
(Gubkin Russian State Oil and Gas University/
A.S. Bizyaev /"NIPC GNT" JSC, Moscow/
Интенсификация добычи повторным МГРП в горизонтальных скважинах с нецементируемыми хвостовиками требует наличия равнопроходного канала в хвостовике, полученного путем разбуривания посадочных седел для муфт портов. Представлен опыт разбуривания портов многостадийного гидроразрыва пласта с использованием станции геосупервайзинга ремонта скважин (ГСВ РС) геосупервайзером, совмещающим функции инженера, супервайзера и оператора станции ГСВ РС для контроля спускоподъемных операций, проработки эксплуатационной колонны, глушения/промывки скважины, нормализации забоя (разбуривания, контроля продуктов выноса), фрезерования и бурения с забойным двигателем и/или ротором.
разработка нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, дренирование скважины бурением протяженного горизонтального ствола, многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП), разбуривание портов МГРП, мобильная станция геосупервайзинга ремонта скважин (ГСВ РС), геосупервайзер
Production stimulation by repeated MHF in horizontal wells with non-cemented liners requires the presence of an equal passage channel inside the liner as obtained by drilling out of landing saddles for port couplings. The authors present the experience of drilling out the ports for multistage hydraulic fracturing geo-supervising station (GSVRS) at the stage of well work-over combining the functions of an engineer, supervisor and operator of GSV-RS station to control RIH and ROH operations, work with production column, well killing/ flushing, normalization of well bottom-hole (drilling-out, control of recovered well products), millingand drilling with downhole motor and/or rotor.
development of oil fields with hard-to-recover reserves, well drainage by drilling an extended horizontal well-bore, multistage hydraulic fracturing (MHF), drilling of MHF ports, mobile station for well repair geo-supervision (GSV-RS), geo-superviser
Название статьи
Альтернативные системы жидкости ГРП на примере опытных работ ООО «Петрол-Сервис»
Alternative Fluid Systems for Hydraulic Fracturing as Exemplified by the Experience of Petrol-Service LLC
Авторы А.А. Исаев, Т.С. Самаридинов
А.А. Исаев, к.т.н. /ООО УК «Шешмаойл», г. Альметьевск,/
Т.С. Самаридинов/ООО «Петрол-Сервис», г. Альметьевск/
A.A. Isaev, PhD /Sheshmaoil Management Company LLC,Almetyevsk/
T.S. Samaridinov /"Petrol-Service", Almetyevsk/
В ООО УК «Шешмаойл» самым эффективным геолого-техническим мероприятием является гидроразрыв пласта. Для решения данных задач применяются три работоспособных флота ГРП ООО «Петрол-Сервис», используется оборудование ГРП фирмыКАТТ GmbH (Германия) на вездеходном шасси Mercedes-Benz ACTROS. В статье дан анализ и обобщены результаты применения различных систем при проведении ГРП: гуарово-боратные жидкости, модифицированный природный полисахарид Bioxan на основе пресной воды или вязкоупругих поверхностно-активных веществ, безгуаровые низковязкие и высоковязкие полимерные системы на водной основе, синтетический гелеобразователь. Все описываемые системы имеют необходимые пескоудерживающие свойства, выбор зависит от стоимости систем.
трудноизвлекаемые запасы нефти, гидроразрыв пласта (ГРП), жидкости ГРП, гуарово-боратные жидкости ГРП, низковязкая система для ГРП на основе модифицированного природного полисахарида Bioxan, технология ГРП с использованием низковязкой системы переноса проппанта на основе пресной воды, кислотный гель на основе вязкоупругих (ВУ) ПАВ, безгуаровые полимерные системы на водной основе, жидкость ГРП на основе синтетического гелеобразователя
Hydraulic fracturing is the most effective type of well intervention performed at the oilfields of Sheshmaoil Group. All relevant operations are implemented by three functioning hydraulic fracturing fleets operated by Petrol- Service LLC that uses the equipment of German origin produced by KATT GmbH and mounted on all-terrain Mercedes-Benz ACTROS chassis. The paper reviews and summarizes the application results of various fracturing fluid systems: borate-crosslinked guar fluids, Bioxan modified natural polysaccharide, fluids based on fresh water or viscoelastic surfactants, guar-free low-viscosity and high-viscosity water-based polymer systems, synthetic gelling agent. All the described systems feature the required sand trapping properties, so it is the price of the systems that determines the best choice.
hard-to-recover oil reserves, hydraulic fracturing, hydraulic fracturing fluids, guar-borate hydraulic fracturing fluids, low-viscosity hydraulic fracturing system based on modified natural polysaccharide Bioxan, hydraulic fracturing technology using a low-viscosity fresh waterbased proppant transportation system, acid gel based on viscoelastic surfactants, guar-free polymer water-based systems, hydraulic fracturing fluid based on synthetic gel-forming agent
Название статьи
Оценка влияния свойств пород на эффективность гидравлического разрыва пласта в отложениях доманикового возраста
Assessment of the Influence of Rock Properties on the Efficiency of Hydraulic Fracturing in Sediments of Domanic Age
Авторы А.А. Нуриев, Ш.Х. Султанов, д.т.н., проф., Н.В. Шабрин
А.А. Нуриев1, Ш.Х. Султанов1,2, д.т.н., проф., Н.В. Шабрин1,2,
А.Н. Халиков1,2, А.П. Стабинскас1,2, /1 Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, 2 Научный центр мирового уровня «Рациональное освоение запасов жидких углеводородов планеты», г. Уфа/
A.A. Nuriev1, Sh.K. Sultanov1,2, DSc, Prof.,N.V. Shabrin1,2, A.N. Halikov1,2, A.P. Stabinskas1,2,1 Ufa State Petroleum Technological University,Ufa,2 World-class Scientific Center «Rational development of the planet's liquid hydrocarbon reserves», Ufa/
Рассматривается проблема ввода в промышленную разработку перспективных нефтематеринских залежей доманикового комплекса. В условиях трудноизвлекаемых запасов гидравлический разрыв пласта является не только методом увеличения нефтеотдачи, но и обязательным мероприятием для заканчивания скважины. Из-за таких геологических особенностей, как повышенная температура, высокое пластовое давление, практически полное отсутствие связанной системы пор, по большинству скважин не удается получить результат при испытании на приток. Только после проведения гидравлического разрыва пласта удается достичь положительного результата. Проведены лабораторные исследования кернового материала пород доманикового возраста и определены статистические значения, на основе которых были выведены коэффициенты вдавливания проппанта в зависимости от типа пород. Коэффициенты позволяют актуализировать карту закрепленного раскрытия трещины при составлении дизайна гидравлического разрыва пласта, что положительно сказывается на прогнозировании запускного дебита скважины и режиме проведения разрыва пласта. Работа поддержана Министерством науки и высшего образования Российской Федерации по соглашению № 075-15-2022-297 в рамках программы развития НЦМУ.
коэффициент вдавливания проппанта, карта закрепленного раскрытия трещины, доманиковый комплекс, гидравлический разрыв пласта на нефтематеринских породах, актуализация дизайна гидравлического разрыва пласта
The problem of putting promising oil-producing deposits of the domanic complex into industrial development is considered. In conditions of source- bed reserves, hydraulic fracturing is considered not as a way to increase oil recovery, but as a mandatory measure of well completion. Due to such geological features as elevated temperature, high reservoir pressure, and the almost complete absence of a connected pore system, it is not possible to obtain a result for most wells when testing for inflow. Only after hydraulic fracturing can a positive result be achieved. Laboratory studies of the core material of domanic rocks were carried out and statistical values were determined, on the basis of which the coefficients of proppant indentation were derived depending on the type of rocks. The coefficients make it possible to update the map of the fixed crack opening when drawing up the design of hydraulic fracturing, which has a positive effect on predicting the starting flow rate of the well and the mode of fracturing. This work was supported by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation under agreement No. 075-15-2022-297 within the framework of the development program for a world-class Research Center.
сoefficient of proppant indentation, map of fixed crack opening, domanic complex, hydraulic fracturing on sourcebed rocks, updating the design of hydraulic fracturing
Название статьи
Разработка многокомпонентных кислотных составов для карбонатных коллекторов месторождений ООО «Нефтяной мир»
Development of Multicomponent Acid Compositions for Carbonate Reservoirs at the Fields of "Neftianoy Mir" LLC
Авторы А.М. Зиновьев, Т.Ю. Машнина, И.А. Маринин, С.П. Чегуров
А.М. Зиновьев, к.т.н., доцент /ФГБОУ ВО «СамГТУ»/
Т.Ю. Машнина/ФГБОУ ВО «СамГТУ», г. Самара/
И.А. Маринин, С.П. Чегуров /ООО «ИТЦ «СамараНИПИнефть», г. Самара
A.M. Zinoviev, PhD, Associate Professor/FGBOU VO "SamSTU", Samara/
T.Y. Mashnina /FGBOU VO "SamSTU", Samara/
I.A. Marinin, S.P. Chegurov /"ETC "SamaraNIPIneft",Samara/
Поднята проблема падения продуктивности скважин, связанная с ухудшением гидродинамических характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП). Рассматриваются причины ухудшения проницаемости ПЗП, сформулированы основные критерии выбора эффективного кислотного состава для обработки ПЗП. Рассказывается о разработке многокомпонентного кислотного состава, удовлетворяющего существующим критериям эффективности с учетом геолого-физических характеристик месторождения. В результате научно-исследовательской работы и серии физико-химических экспериментов подобрана интенсифицирующая композиция, удовлетворяющая всем требованиям высокоэффективной обработки ПЗП: отсутствие эмульгируемости с пластовыми нефтями, совместимость с пластовыми водами, низкая коррозионной активность и др.
призабойная зона пласта (ПЗП), ухудшение проницаемости ПЗП, технологии воздействия на ПЗП, технология кислотной обработки (КО), многокомпонентный кислотный состав, солянокислотные обработки (СКО) ПЗП, ПАВ ПКС, хелатные агенты, оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ), реагент ОЭДФ
The problem of reduced well productivity is associated with the deterioration of hydrodynamic characteristics in bottomhole formation zone (CCD) is considered here. The reasons for the deterioration of BH zone permeability are considered as well as the main criteria for choosing an effective acid composition for BH treatment. The article describes the development of multicomponent acid composition that meets the existing efficiency criteria, taking into account the geological and physical characteristics of the field. As a result of research work and a series of physical and chemical experiments the authors have selected an intensifying composition that meets all the requirements of highly efficient BH treatment, i.e. lack of emulsifiability with reservoir oils, compatibility with formation waters, low corrosion activity, etc.
bottom-hole formation zone (BH zone), deterioration of BH permeability, technologies for impact the bottom-hole zone of the well (BH zone), acid treatment technology (AT), multicomponent acid composition, hydrochloric acid treatments (CAT) for BH zone, surfactants + acid compositions, chelating agents, oxy-ethylidendiphosphonic acid (OEDP), OEDP reagent
Название статьи
Реагент РОУСС – эффективная альтернатива кислотных обработок
ROUSS Reagent is an Effective Alternative to Acid Treatments
Авторы Т.Е. Харитонова, А.А. Суворова
Т.Е. Харитонова, А.А. Суворова /ООО «УралХимТех», г. Москва/
T.E. Kharitonova, A.A. Suvorova /"UralChimTech" LLC, Moscow/
Рассматриваются недостатки традиционных кислотных реагентов, применяемых для обработки призабойной зоны пласта. Представлены лабораторные исследования по взаимодействию реагента РОУСС с различной природы кольматантами, содержащего в составе твердый источник пероксида водорода, ингибитор набухания глин и стабилизаторы, характеризующие его высокую реакционную активность по отношению к наиболее распространенным причинам снижения проницаемости призабойной зоны.
кислотная обработка пласта, интенсификация нефтепритока, химические методы увеличения нефтеотдачи, снижение скин-фактора, реагент обработки призабойной зоны пласта, обработка призабойной зоны пласта перекисью водорода, твердые носители перекиси водорода
The paper illustrates the disadvantages of traditional acid reagents used to treat reservoir bottom-hole zone and presents the lab studies on the interaction of ROUSSE reagent with colmatants of various natures containing solid source of hydrogen peroxide, clay swelling inhibitor and stabilizers that characterize its high reaction activity in relation to the most common causes of reduced permeability in bottom-hole zone.
acid treatment in oil reservoirs, acid well treatment, oil well performance increase, chemical methods of oil recovery, skin factor reduction, substance for bottom-hole formation zone treatment, hydrogen peroxide treatment of bottom-hole formation zone, solid carriers of hydrogen peroxide
Рубрика: Борьба с осложнениями при добыче
Название статьи
Исследование эффективности деэмульгатора KR-11 ДЭ по снижению вязкости внутрискважинных эмульсий на объектах месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции
Study of the Effectiveness of the Demulsifier KR-11 DE on Reducing the Viscosity of Downhole Emulsions at the Facilities of the Fields of the Volga-Ural oil and Gas Province
Авторы Д.В. Федотов, В.А. Егоров, Д.И. Дьяченко
Д.В. Федотов, В.А. Егоров, к.х.н., Д.И. Дьяченко, к.х.н., /ООО «Крезол-НефтеСервис», г. Уфа,/
D.V. Fedotov, V.A. Egorov, PhD,D.I. Dyachenko, PhD/"Krezol-NefteServis" LLC, Ufa/
Проведены сравнительные лабораторные реологические исследования реагентов-деэмульгаторов с целью изучения их влияния на снижение вязкости внутрискважинных эмульсий, изучена их деэмульгирующая активность на объектах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Показано, что де эмульгатор серии KR-11 ДЭ превосходит базовый реагент как по снижению динамической вязкости, так и по скорости сброса воды и при этом не ухудшает качество раздела фаз и качество воды после отстоя.
внутрискважинные эмульсии, деэмульгаторы, реологические испытания деэмульгаторов, динамическая вязкость эмульсий, Волго-Уральская нефтегазоносная провинция, методика BottleTest
Comparative laboratory rheological studies of demulsifier reagents were carried out in order to study their effect on reducing the viscosity of downhole emulsions; and their demulsifying activity was studied at the objects of the Volga-Ural oil and gas province. It was found that the demulsifier of the KR-11 DE series is superior to the base reagent both in terms of reducing the dynamic viscosity and the rate of water discharge, without deteriorating the quality of the phase separation and the quality of the water itself after settling.
downhole emulsions, demulsifiers, demulsifier’s rheological tests, dynamic viscosity of emulsions,Volga-Ural oil and gas province, bottle test
Рубрика: Изменения продукции скважин
Название статьи
Проведение измерений газового фактора и дебита жидкости при помощи БИПС
Measuring Gas Oil Ratio and Flow Rates of Oil Wells using BIPS
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, Almetyevsk/
Представлена мобильная замерная установка БИПС, позволяющая измерять массовый дебит сырой нефти до 100 т/сут и объем нерастворенного газа продукции до 50 м3/т. Аттестованный и апробированный метод измерений с установкой БИПС основан на накоплении водогазонефтяной смеси в калиброванной измерительной емкости. Представлены несколько вариантов подсоединения БИПС к манифольду, показаны преимущества и недостатки каждого варианта. Описываемые варианты подсоединения БИПС к мани-фольдной линии позволят недропользователю выбрать оптимальный вариант подсоединения. Даны формулы по вычислению газового фактора, погрешностей определяемых величин, благодаря чему повышается точность измерений (вычислений). Измеряемые при помощи БИПС величины не превышают норм и пределов допускаемых погрешностей.
блок измерения продукции скважин (БИПС), водогазонефтяная смесь (ВГНС), водонефтяная смесь (ВНС), попутный нефтяной газ, измерение газового фактора при помощи БИПС
The paper presents a portable measuring unit BIPS, which is capable of measuring the mass flow rate of crude oil up to 100 t/day and the volume of non-dissolved gas in the product up to 50 m3/t. The certified and test-proven measurement method using the BIPS unit is based on the accumulation of water, gas, and oil mixture in a calibrated measuring vessel. The article also provides several options for connecting BIPS to a manifold line and shows the pros and cons of each option. The discussed options for connecting BIPS to a manifold line would make it possible for a subsoil user to pick the optimal one. The formulas to calculate the gas oil ratio and the measurement errors for the determined quantities are explained, thereby increasing the accuracy of measurements (calculations). The values measured by means of BIPS do not exceed the standards and limits of acceptable errors.
well production measurement unit (BIPS), water-gas-oil mixture (WGOM), oil-water mixture (OWM), associated petroleum gas, gas factor measurement using WPMU
Архив журнала 