Об авторах about authors:

В.В. Живодеров, С.В. Цветков, А.Б. Никифоров/ООО «РИТЭК», г. Самара/

С.С. Марилов, С.И. Губанов/ООО «Платум», г. Самара, ФГБОУ ВО СамГТУ, г. Самара/

V.V. Zhivoderov, S.V. Tsvetkov, A.B. Nikiforov /"RITEK" LLC, Samara/

S.S. Marilov, S.I. Gubanov/"Platum" LLC, Samara, FGBOU VO "SamSTU",Samara/

Аннотация:

В статье рассмотрены способы интенсификации добычи высоковязкой нефти на объектах Кутузовского месторождения и предложено использование нового метода, ранее не применявшегося на территории Российской Федерации. Подобран оптимальный состав для проведения термохимической обработки пласта. Для проверки результатов лабораторных исследований запланировано проведение опытно-промышленных работ по технологии термохимического воздействия на пласт разогревающим составом в 2024 году.

Ключевые слова:

интенсификации добычи высоковязкой нефти, Кутузовское месторождение, карбонатные коллекторы, термохимическое воздействие на пласт разогревающим составом (ТХВ РС), методика определения объёма разогревающего состава для термохимического воздействия на пласт, моделирование термохимического воздействия на пласт, оптимизация добычи нефти, реагенты органического происхождения

Abstract:

The authors of the paper discuss the ways to stimulate the production of high-viscous oil at the facilities of Kutuzovskoye field and suggest the application of a new method that has not been previously used at the territory of Russian Federation. They have selected the optimal composition for formation thermochemical treatment and have conducted pilot test operations to verify the results of lab studies. They also plan for 2024 to conduct pilot test works using the technology of therm-chemical effect in formation with the application of heating composition

Key words:

stimulation high-viscous oil production, Kutuzovskoye field, Carbonate reservoirs, thermochemical effect (TCXE) in formation with the use of heating composition (HC), method to calculate the volume of heating composition for therm-chemical effect in formation, simulation of therm-chemical effect in formation, optimization of oil production process, reagents of organic origin

Об авторах about authors:

А.А. Исаев, к.т.н., В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин, к.т.н./ООО УК «Шешмаойл», г. Альметьевск/

A.A. Isaev, PhD, V.I. Malykhin, A.A. Sharifullin, PhD /"Sheshmaoil" MC LLC, Almetevsk/

Аннотация:

Для проведения исследований приготовлена рекомбинированная проба пластовой нефти с давлением насыщения 3,28 МПа, газосодержанием 11,52 м3/м3, плотностью при пластовом давлении 900,2 кг/м3, вязкостью при пластовом давлении 45,87 мПа⋅с. Проведены эксперименты по исследованию частично дегазированной пробы пластовой нефти при давлениях (ступенях) 2,7; 2,4; 2,1; 1,8; 1,5; 1,2; 0,9; 0,6; 0,3; 0,0 МПа. Каждую пробу частично дегазированной нефти исследовали в монофазной области в диапазоне давлений: давление насыщения нефти на этой ступени – пластовое давление. При сравнении значений вязкости при давлениях каждой пробы частично дегазированной пластовой нефти видно, что в процессе выделения газа с каждой ступенью вязкость нефти увеличивается – вплоть до 59,28 мПа⋅с – при 25 °C. При сравнении значений вязкости частично дегазированных нефтей на ступенях с исходной рекомбинированной пробой пластовой нефти отмечается, что растворение газа не приводит к значительному (кратному) уменьшению вязкости пробы.

Ключевые слова:

вязкость нефти, рекомбинированная проба пластовой нефти, вискозиметр, давление насыщения, пластовое давление

Abstract:

To conduct the research, we have prepared a recombined sample of reservoir oil with saturation pressure of 3.28 MPa, gas content of 11.52 m3/m3, density under reservoir pressure of 900.2 kg/m3, and viscosity under reservoir pressure of 45.87 mPa-s. Experiments were performed to study a partially degassed sample of reservoir oil at the following pressures (stages): 2.7; 2.4; 2.1; 1.8; 1.5; 1.2; 0.9; 0.6; 0.3; 0.0 MPa. Each sample of partially degassed oil was examined in a monophase status within the following pressure range, when oil saturation pressure at this stage is equal to formation pressure. While comparing the viscosity parameters of each sample containing partially degassed formation oil it is clearly seen that during gas release process at each stage, oil viscosity is increasing thus coming to 59.28 MPa⋅sec at 25 °C. When we compare the viscosities of partially degassed oils at the stages with the original recombined reservoir oil sample, we can notice that the dissolution of gas does not lead to a significant (multiple) decline in the viscosity of the sample.

Key words:

oil viscosity, recombined sample of formation oil, viscometer, saturation pressure, formation pressure

Об авторах about authors:

А.М. Насыров, к.т.н., проф.,С.Ю. Борхович, к.т.н., доцент, Р.Г. Латыпов, доцент /Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, ФГБОУ ВО  «Удмуртский государственный университет», г. Ижевск/

A.M. Nasyrov, PhD, Prof., S.Yu. Borkhovich, PhD, Assoc. Prof., R.G. Latypov, Assoc. Prof. /M.S. Gutsyriev Oil and Gas Institute, Udmurt State University, This e-mail address is being protected from spambots. You need JavaScript enabled to view it , Izhevsk /

Аннотация:

На месторождениях с неоднородными пластами коэффициенты охвата пластов разработкой и по мощности, и по площади имеют весьма низкие значения. Для повышения охвата пласта разработкой по мощности применяют поинтервальные обработки пласта, выравнивание профиля приемистости, в том числе одновременно-раздельную закачку жидкости. Общим недостатком описанных технологий является то, что они дают возможность только ограничивать закачку жидкости в высокопроницаемые пласты, не позволяя увеличивать давление закачки в пласты с малой приемистостью. Задача успешно решается с применением технической системы (патент на полезную модель RU 218485 U1, 2023 г.), включающей винтовой двигатель, с помощью которого закачивается вода в высокопроницаемый пласт, при этом двигатель вращает винтовой насос для закачки воды в малопроницаемые пласты. Для увеличения коэффициента охвата по площади предлагается значительно увеличить объемы закачки потокоотклоняющих жидкостей.

Ключевые слова:

коэффициент извлечения нефти (КИН), коэффициент охвата пласта разработкой по мощности, коэффициент охвата пласта по площади, регулирование охвата пласта разработкой по мощности, одновременно-раздельная закачка (ОРЗ) жидкости, устройство для одновременно-раздельной закачки воды в разные пласты под разным давлением, повышение охвата пласта разработкой по площади, потокоотклоняющие технологии

Abstract:

Heterogeneous reservoirs are often of low sweep efficiencies, both vertical and areal ones. There are various methods used to improve vertical sweep efficiency, including selective acid treatments, water flood conformance control treatment and dual injection. However, all these methods have a common disadvantage, providing conform injection into high-permeability layers, but no water injection pressure increase in incontestability ones. The issue is successfully considered by means of using special equipment described in the RU 218485 U1(2023) utility patent. The technical system in question consists of a down hole screw motor and a pump. Injected water moves through the screw motor and reaches high-permeability layers. At the same time the screw motor rotates the screw pump, which injects water into low permeability layers.In order to improve the areal sweep efficiency, it is proposed to increase the amount of injected diverting agent.

Key words:

oil recovery factor (ORF), reservoir development sweep factor by its thickness, reservoir sweep factor by area, regulation of reservoir development sweep by its thickness, dual injection (DE) of liquid, device for dual water injection into different formations under different pressures, increasing reservoir sweep by area, flow diverting procedures

Об авторах about authors:

В.А. Богдан1,2 Ш.Х. Султанов1,2, д.т н., проф.,Р.У. Рабаев1,2, к.т.н., доцент, Ю.А. Котенёв1,2, д.т.н., проф., Д.Ю. Чудинова1,2, к.г.-м.н., доцент/1 Научный центр мирового уровня (НЦМУ) «Рациональное освоение запасов жидких углеводородов планеты» ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа,2 ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа/

V. A. Bogdan1,2,Sh. Kh. Sultanov1,2, DSc, Prof.,R. U. Rabaev1,2, PhD, Associate Professor,Yu. A. Kotenev1,2, DSc, Prof.,D. Yu. Chudinova1,2, PhD, Associate Professor/1 World level research centre «Rational exploration ofhydrocarbons» Ufa State Petroleum Techno-logicalUniversity, Ufa,2 Ufa State Petroleum Technological University, Ufa/

Аннотация:

В статье на примере нескольких нефтяных скважин, расположенных на территории Республики Башкортостан, описано практическое применение методики литологическго расчленения карбонатного разреза скважин по линии известняк-доломит на основании данных стационарных нейтронных методов (а именно двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам и нейтронного гамма-каротажа) геофизических исследований скважин. В соответствии с предложенной методикой на основании различного влияния минерального скелета карбонатных пород на измеренные посредством отдельных зондов, используемых при реализации стационарных нейтронных методов, значения коэффициента пористости производится расчленение карбонатного разреза на интервалы известняков и доломитов. Расчленение производилось по величине разности измеренных значений коэффициентов пористости по показаниям дальнего и ближнего зондов, используемых при реализации метода двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа, а также показаниям ближнего зонда двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа и зонда нейтронного гамма-каротажа. Измеренные значения коэффициента пористости по показаниям дальнего зонда, применяемого при двухзондовом нейтрон-нейтронном каротаже, использовались в качестве референтных. Результаты представлены в виде кросс-плотов распределения разности относительно референтных значений коэффициента пористости. Корректность предложенной методики оценивалась на основе сравнения результатов с результатами литологического расчленения разреза по методу литоплотностного гамма-гамма каротажа.

Ключевые слова:

разработка нефтяных и газовых месторождений, петрофизические и минералогические свойства пластов коллекторов, геофизические исследования скважин (ГИС), коэффициент пористости пласта-коллектора, нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам, нейтронный гамма-каротаж, литологическое расчленение карбонатных разрезов, метод литоплотностного гамма-гамма каротажа, карбонатный разрез, известняк, доломит

Abstract:

The article, using the example of several oil wells located on the territory of the Republic of Bashkortostan, presents the practical application of the methodology for lithological identification of the carbonate section of wells along the limestone-dolomite line based on the data of stationary neutron methods (namely, two probe neutron-neutron thermal neutron logging and neutron gamma logging) of geophysical studies of wells. In the proposed method, based on the different influence of the mineral skeleton of carbonate rocks on the values of the porosity coefficient measured by individual probes of stationary neutron methods, the carbonate section is divided into limestone and dolomite intervals. The dismemberment was carried out by themagnitude of the difference in the measured values of the porosity coefficients between the far and near probes of the two-probe neu-tron-neutron logging method, as well as between the near probe of the twoprobe neutron-neutron logging method and the probe of the neutron gamma logging method. The measured values of the porosity coefficient for the long-range probe of the two-probe neutron-neutron logging method were used as reference values. The results are presented in the form of cross-plots of the distribution of the difference relative to the reference values of the porosity coefficient. The correctness of the proposed technique was evaluated by comparison with the results of lithological dissection of the section usingthe method of lithodensity gamma-gamma logging.

Key words:

development of oil and gas fields, petrophysical and mineralogical properties of reservoirs, geophysical well surveys (GWS), reservoir porosity factor, neutron-neutron thermal neutron logging, neutron gamma-ray logging, lithological stratification of Carbonate cross-sections, method of litho-density gamma-gamma logging, Carbonate cross-section, limestone, Dolomite

Об авторах about authors:

Д.Ю. Вдовин, Ю.А. Котенёв, д.т.н., проф., А.П. Чижов, к.т.н., доцент /Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа/

D.Yu. Vdovin, Yu.A. Kotenev, DSc, Prof., A.P. CHizhov, PhD, Associate Prof. /Ufa state petroleum technological university, Ufa/

Аннотация:

Дана краткая геологическая характеристика исследуемых залежей. В статье представлены результаты построения геологического разреза пласта ЮС2/1 на одном из крупных месторождений Западно - Сибирской нефтегазоносной провинции по данным бурения горизонтального участка скважины с использованием технологии искусственного интеллекта и оценкой структурной геологической модели специалистом-геологом. Представлен расчетный процент проходки по нефтенасыщенному коллектору скважины-кандидата № 4, дана характеристика морфологии залежи. Приведена основная геологическая характеристика исследуемого района. Сделаны выводы по результатам интерпретации 54 скважин-кандидатов в результате применения метода автоматической геонавигации.

Ключевые слова:

применение искусственного интеллекта в геонавигации, методы оценки достоверности данных геонавигации, построение геологического разреза, уточнение структурной геологической модели пласта ЮС2, геологическое моделирование, геонавигация горизонтального участка скважины, автоматическое построение геонавигационной модели

Abstract:

The article presents for consideration the results of constructing a geological section of the US2/1 formation in one of the large fields of the West Siberian oil and gas province based on drilling data from a horizontal well section using artificial intelligence technology and assessing the compliance of the structural geological model by a geologist. The calculated percentage of penetration through the oil-saturated reservoir of well candidate No. 4 is presented, and the geological characteristics of the morphology of the deposit are given. The main geological characteristics of the study area are given. Conclusions were drawn based on the interpretation of 54 candidate wells as a result of using the automatic geosteering method. This work was supported by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation under agreement No. 075-15-2020- 900 within the framework of the development program for a world-class Research Center.

Key words:

application of artificial intelligence in geosteering, methods for assessing the reliability of geosteering, construction of a geological section, refinement of the structural geological model of the YuS2 formation, geological modelling, geosteering of a horizontal well section, automatic construction of a geonavigation model

Об авторах about authors:

А.И. Гарайшин, Ю.А. Котенев, д.т.н./Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа/

A.I. Garaishin,Yu.A. Kotenev, DSc ,Prof. /Ufa State Petroleum Technological University, Ufa/

Аннотация:

В статье представлены обзор актуальных тенденций и достижений в области геомеханики, результаты анализа событий бурения и применение полученных данных для повышения безопасности и эффективности нефтегазовых проектов. Рассматриваются современные методы геомеханического моделирования и их практическая реализация в реальных проектах нефтегазовой отрасли.

Ключевые слова:

геомеханика, анализ влияния геомеханических факторов на процессы бурения и разработки месторождений, прогнозирование напряженно-деформированного состояния горных пород, построение геомеханических моделей,3D/4D геомеханические модели, 1D геомеханические модели опорных скважин, калибровка геомеханических моделей, уточнение коэффициентов деформации, геомеханическое сопровождение бурения скважин, геомеханические модели устойчивости стенок ствола по разрезу опорных скважин

Abstract:

The article is dedicated to reviewing current trends and advancements in the field of geomechanics, providing an in-depth examination of modeling methodologies, drilling event analysis, and the application of obtained data to enhance the safety and efficiency of oil and gas projects. This research explores contemporary methods of geomechanical modelling and their practical implementation in real-world projects within the oil and gas industry.

Key words:

geo-mechanics, analysis of geomechanical factors’ effect upon the processes of drilling and field development, prediction of stress-deformed status of formation rocks, construction of geomechanical models, 3D/4D geomechanical models, 1D geo-mechanical models for the main wells, calibration of geo-mechanical models, revision of deformation factors, geomechanical support in well drilling process, geomechanical models of well-bore stability through the cross-section of the main wells

Об авторах about authors:

Р.Т. Ахметов1, к.т.н., проф., Л.С. Кулешова1, к.т.н., доцент, Р.В. Вафин1, д.т.н., Э.Ф. Велиев3, В.В. Мухаметшин2, М.О. Михайлов1, Р.А. Гилязетдинов1, П.М. Малышев1,Д.Р. Зайнутдинова1/1 Институт нефти и газа ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (филиал в г. Октябрьском),2 Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, 3 НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, г. Баку, Азербайджан/

R.T. Akhmetov1, PhD, Prof. L.S. Kuleshova1, PhD, Associate Professor, R.V. Vafin1, DSc E.F. Veliyev3,V.V. Mukhametshin2, M.O. Mikhailov1,R.A. Gilyazetdinov1, P.M. Malyshev1,D.R. Zaynutdinova1/1 Institute of Oil and Gas FSBEI of HE «Ufa State PetroleumTechnological University»,(Branch in the City of Oktyabrsky),2 Ufa State Petroleum Technical University,3 RPI «Neftegaz», SOCAR, Baku, Azerbaijan/

Аннотация:

Показано, что обобщённая математическая модель капиллярных кривых позволяет получить аналитические выражения для расчёта абсолютной проницаемости с использованием ёмкостных параметров применительно к любому конкретному продуктивному пласту Западной Сибири, причём ёмкостные параметры, коэффициенты пористости и остаточной водонасыщенности, необходимые для расчёта проницаемости пласта, могут быть оценены по данным геофизических исследований скважин. Представлены результаты сопоставления по ряду месторождений, показывающие, что абсолютные проницаемости образцов керна по экспериментальным и расчётным данным хорошо согласуются. Показано, что наличие тесных корреляционных связей между текущей и остаточной нефтенасыщенностью существенно повышает точность количественной оценки абсолютной проницаемости по данным капиллярных исследований

Ключевые слова:

фильтрационно-емкостные свойства коллектора, модель остаточной водонасыщенности, обобщённая математическая модель капиллярных кривых, расчёт абсолютной проницаемости продуктивного пласта, корреляционные связи между текущей и остаточной нефтенасыщенностью, количественная оценка абсолютной проницаемости пласта по данным  капиллярных исследований

Abstract:

The article shows that the generalized mathematical model of capillary curves allows us to obtain analytical expressions for calculating absolute permeability using capacitive parameters in relation to any specific productive reservoir in Western Siberia, and the capacitive parameters, porosity coefficients and residual water saturation necessary for calculating reservoir permeability can be estimated from the data of geophysical studies of wells. The results of comparison for a number of deposits are presented, showing that the absolute permeability of core samples according to experimental and calculated data are in good agreement. It is shown that the presence of close correlations between current and residual oil saturation significantly increases the accuracy of the quantitative assessment of absolute permeability according to capillary studies

Key words:

filtration and capacitance reservoir properties, residual water saturation model, generalized mathematical model of capillary curves, calculation of productive reservoir absolute permeability, correlations between current and residual oil saturation, quantitative assessment of absolute reservoir permeability as per data of capillary studies

Об авторах about authors:

Л.С. Кулешова1, к.т.н., доцент, Р.А. Гилязетдинов1, В.В. Мухаметшин2, д.т.н., проф./1 Институт нефти и газа ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (филиал в г. Октябрьском),2 Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа/

L.S. Kuleshova1, PhD, Associate Professor, R.A. Gilyazetdinov1, V.V. Mukhametshin2 DSc, Prof./1 Institute of Oil and Gas FSBEI of HE «Ufa State Petroleum Technological University», (Branch in the City of Oktyabrsky),2 Ufa State Petroleum Technical University, Ufa, Russia/

Аннотация:

В статье предложено решение одной из задач повышения эффективности геолого-статистического моделирования для формирования оптимальной стратегии освоения остаточных ресурсов жидких углеводородов. Объектом исследования выступает Волго-Уральская нефтегазоносная провинция, в частности группы объектов, приуроченные к карбонатным коллекторам каменноугольной системы. На основе использования метода нечетких множеств значительно расширены границы применения операции дифференциации и группирования залежей за счёт создания универсального алгоритма, который позволяет по мере уточнения информации об объекте оперативно осуществлять контроль его миграции в рамках изменения степени принадлежности к той или иной группе. Алгоритм базируется на расчёте интегрального показателя, по которому на основе кусочно-линейных функций и палеток можно оперативно принимать ряд управленческих решений в условиях высокой неопределённости и неоднородности информации, что позволит максимально рентабельно вовлечь в разработку остаточные запасы нефти

Ключевые слова:

геолого-статистическое моделирование нелинейных процессов нефтедобычи, метод нечётких множеств, алгоритм определения степени принадлежности объектов, контроль за миграцией объектов, остаточные запасы нефти, карбонатные коллекторы каменноугольной системы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, снижение количественно-качественного соотношения представительной геолого-промысловой информации

Abstract:

The article offers a solution to one of the tasks of increasing the efficiency of the implementation of geological and statistical modelling for the formation of an optimal strategy for the development of residual resources of liquid hydrocarbons. The object of the study is the Volga-Ural oil and gas province, in particular, groups of objects associated with carbonate reservoirs of the carboniferous system. Based on the use of the fuzzy sets method, the boundaries of the operation of differentiation and grouping of deposits have been significantly expanded by creating a universal algorithm that allows, as information about an object is clarified, to promptly monitor its migration within the framework of changing the degree of belonging to a particular group. The algorithm is based on the calculation of an integral indicator, according to which, on the basis of piecewise linear functions and pallets, it is possible to make a number of management decisions promptly in conditions of high uncertainty and heterogeneity of information, which will make it possible to involve residual oil reserves in development as cost-effectively as possible.

Key words:

geological and statistical modelling of non-linear oil production processes, the method of fuzzy sets, the algorithm for determining the degree of ownership of objects, control over the migration of objects, residual oil reserves, carbonate reservoirs of the coal system of the Volga-Ural oil and gas province, reduction of the quantitative and qualitative ratio of representative geological and field information

Об авторе about author:

Р.У. Рабаев, к.т.н., доцент /ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа/

R.U. Rabaev, PhD, Associate Professor, /Ufa State Petroleum Technical University, Ufa/

Аннотация:

На примере одного из месторождений углеводородов шельфа Чёрного моря изучено геологическое строение терригенных отложений верхнего подотдела палеоцена. По результатам лабораторных исследований керна выявлено наличие двух литотипов горных пород, для каждого из которых получены собственные корреляционные зависимости коэффициентов проницаемости и пористости. Выделенные закономерности позволили разработать новую методику моделирования куба проницаемости. Актуализированная геолого-гидродинамическая модель показала большую сходимость исторических и модельных данных, в результате чего повысилась точность прогноза распределения остаточных извлекаемых запасов и выявлены перспективные зоны высокой плотности запасов.

Ключевые слова:

шельфовые газоконденсатные месторождения Чёрного моря, оценка корреляционных зависимостей фильтрационно-емкостных свойств, литотипы терригенных пород, геолого-гидродинамическая модель месторождения, верхнепалеоценовые отложения

Abstract:

The geological structure of clastic deposits of the upper Paleocene sub-division has been studied on the example of one of the Black Sea shelf hydrocarbon deposits. According to the results of laboratory core studies, the presence of two lithotypes of rocks was revealed, for each of which its own correlation dependences of permeability and porosity coefficients were obtained. The identified patterns allowed us to develop a new methodology for modeling the permeability cube. The updated geological and hydrodynamic model showed a great convergence of historical and model data. As a result, the distribution of residual recoverable reserves was obtained and promising zones of high reserve density were identified.

Key words:

offshore gas condensate deposits of the Black Sea, assessment of correlation dependencies of filtration-capacitance properties, lithotypes of terrigenous rocks, geological and hydrodynamic model of the deposit, UpperPaleocene deposits.

Об авторе about author:

Р.У. Рабаев, к.т.н., доцент /ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа/

R.U. Rabaev, PhD, Associate Professor /Ufa State Petroleum Technical University, Ufa/

Аннотация:

Освоение ресурсов углеводородов континентального шельфа Чёрного моря имеет высокую актуальность для развития топливно-энергетического комплекса России. На примере исследуемой территории рассмотрен один из основных объектов эксплуатации – терригенные отложения среднемайкопской серии олигоценовой системы. Залежи характеризуются сложным геологическим строением – высокой степенью расчленённости пластов и изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов. Кроме того, эксплуатация данных объектов осложняется выносом породы в забой добывающих скважин, разрушением призабойной части пласта и закупоркой насосно-компрессорных труб. С целью локализации участков, наиболее подверженных выносу песка, предложена методика построения трёхмерной геолого-гидродинамической модели, учитывающей анизотропию ФЕС коллекторов.

Ключевые слова:

шельфовые газоконденсатные месторождения Чёрного моря, технологии борьбы с пескопроявлением, методология построения трехмерной геолого-гидродинамической модели, оценка корреляционных зависимостей фильтрационно-емкостных свойств коллекторов

Abstract:

The problem of the development of hydrocarbon resources of the Black Sea continental shelf is of high relevance for the development of the fuel and energy complex of Russia. On the example of the studied territory, one of the main objects of exploitation is considered – terrigenous deposits of the Oligocene system Srednemaykop series. The deposits are characterized by a complex geological structure – a high degree of layers dissection and variability of reservoirs filtration and reservoir properties. In addition, the operation of these facilities is complicated by the removal of rock into the bottom of producing wells, the destruction of the bottom-hole part of the formation and the blockage of pumping and compressor pipes. In order to localize the areas most susceptible to sand removal, a technique for constructing a three-dimensional geological and hydrodynamic model that takes into account the anisotropy of the reservoirs filtration and reservoir properties is proposed.

Key words:

offshore gas condensate fields of the Black Sea, technologies for combating sand occurrence, methodology for constructing a threedimensional geological and hydrodynamic model, evaluation of correlation dependencies of reservoirs filtration and capacitance properties

Об авторах about authors:

М.К. Мустафаев1,В.К. Мухутдинов2, к.т.н., В.Ф. Назаров2, д.т.н., доцент, Ш.Х. Султанов3, д.т.н., проф., Б.Ж. Туркпенбаева4, д.т.н., проф.,А.А. Махмутов3, д.г.-м.н./1 АО «Мангистаумунайгаз», г. Актау, Казахстан, 2 ФГБОУ ВО «Уфимский университет науки и технологий», г. Уфа, 3 ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа, 4 ТОО «КМГ Инжиниринг», г. Астана, Казахстан/

M.K. Mustafaev1,V.K. Mukhutdinov2, PhD,V.F. Nazarov2, DSc., Associate Professor, Sh.Kh. Sultanov3, DSc., Prof., B.J. Turkpenbaeva4, DSc, Prof.,A.A. Makhmutov3, DSc/1 «Mangistaumunaigas», Aktau, Kazakhstan,2 «Ufa University on Science and Technology» FGBOU VO, Ufa,3 «Ufa State Petroleum Technical University» FGBOUVO, Ufa, 4 «KMG Engineering» LLP, Astana, Kazakhstan/

Аннотация:

В статье представлен способ определения скорости потока закачиваемой воды на различных участках ствола нагнетательной скважины с помощью термометрии и скважинного термодебитомера (СТД). На примере интерпретации результатов измерений в нагнетательной скважине одного из отечественных нефтяных месторождений показано, что по измерениям термометра в нагнетательных скважинах возможна локализация всех нарушений герметичности НКТ и обсадной колонны, а по измерениям каналом СТД имеются предпосылки для определения величины приемистости на

Ключевые слова:

определение скорости потока закачиваемой воды в нагнетательной скважине, оптимизация системы поддержания пластового давления (ППД), скважинный термодебитомер (СТД), нарушения герметичности насосно-компрессорных труб (НКТ) и обсадной колонны, определение величины приёмистости на любом участке ствола нагнетательной скважины

Abstract:

The paper presents a method to determine the flow rate of injected water in various sections of injection well using thermometry and a downhole thermo-flowrate meter (DTFM). Using an example illustrating the interpretation of measured results in injection well at one of the domestic oil fields, the authors illustrate that according to thermos-measurements in injection wells, it isь possible to locate all non-tight sections of tubing and casing, and according to DTFM measurements in channel there are prerequisites to determine the rate of injectivity at any section of the injection well.

Key words:

determination of water flow-rate injected into an injection well, optimization of formation pressure maintenance (FPM) system, downhole thermos-flowrate meter (DTFM), non-tightness in tubing and casing, determination of injection flowrate at any section of the injection well

Об авторах about authors:

А.А. Исаев, к.т.н., В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин, к.т.н. /ООО УК «Шешмаойл», г. Альметьевск/

A.A. Isaev, PhD, V.I. Malykhin, A.A. Sharifullin, PhD /MC "Sheshmaoil" LLC, Almetevsk/

Аннотация:

Многолетний опыт эксплуатации скважин с помощью установок штанговых винтовых насосов (УШВН) с приводом от вращающейся колонны штанг показал, что винтовые насосы являются одним из наиболее эффективных средств механизированной добычи высоковязкой нефти при низком коэффициенте продуктивности пласта и большом содержании газа при высоком давлении насыщения. В статье представлен новый способ моделирования движения колонны насосных штанг при эксплуатации в искривлённых и наклонно направленных скважинах. Разработанная математическая модель движения штанг с использованием приведённого диска на искривленном участке скважин позволяет определить опасное резонансное явление.

Ключевые слова:

центратор, штанговый винтовой насос, частота вращения, наклонно направленная скважина

Abstract:

Since 2003, a long-term experience of well operation using progressive cavity pumping units (PCPU) driven by a rotating rod string has shown that screw pumps are one of the most effective means of artificial lift of heavy oils under conditions of low reservoir productivity rate, high gas content at high saturation pressure. The novelty of this research is the new method of simulation of a sucker-rod string motion during operation in curved and directional wells. The elaborated mathematical model of rods' motion involving an eccentric disk in the curved section of wells makes it possible to detect the hazardous resonance phenomenon.

Key words:

centralizer, rod screw pump, rotation speed, directional (deviated) well

Об авторах about authors:

А.А. Исаев, к.т.н.,В.И. Малыхин, А.А. Шарифуллин, к.т.н. /ООО УК «Шешмаойл», г. Альметьевск/

A.A. Isaev, PhD, V.I. Malykhin, A.A. Sharifullin, PhD /MC "Sheshmaoil" LLC, Almetevsk/

Аннотация:

Высокая интенсивность искривления значительно влияет на обрывность штанги, часто обрывы штанг происходят возле «колен» с интенсивностью 2 °/10 м и более. Увеличение размеров и массы приведённых дисков, количества приведенных дисков, приближение искривлённых участков к винтовому насосу приводят к снижению круговой частоты вращения и жесткости штанговой колонны математической модели. Разработанный в отделе инноваций и экспертизы ООО УК «Шешмаойл» центратор ЦШНП увеличивает надежность колонны насосных штанг и обеспечивает необходимую соосность колонны насосных штанг по отношению к насосно-компрессорным трубам.

Ключевые слова:

модели колонны насосных штанг, обрывы насосных штанг, влияние искривлённых участков ствола скважины на крутильные колебания штанговых колонн, частота вращения колонны насосных штанг, применение центраторов в составе колонны насосных штанг, снижение негативного влияния интенсивности кривизны и наличия «колен» в скважине с установкой штанговых винтовых насосов (УШВН), математическая модель крутильных колебаний насосных штанг в искривленных участках скважины с приведёнными дисками

Abstract:

High dogleg severity significantly contributes to rod breakage; rods often break close to the "elbows" with a dogleg severity of 2 deg/10 m. or higher. Increasing the size and weight of the eccentric discs, the number of the eccentric discs, and approximating the curved sections to the screw pump reduces the circular speed and rigidity of the sucker rod string proposed by the mathematical model. The TsShNP centralizer developed by the Innovation and Examination Department of Sheshmaoil LLC enhances reliability of the sucker-rod string and ensures the required coaxiality of the sucker-rod string and the tubing.

Key words:

мodels of sucker rod string, rupture of sucker rods, the effect of curved bore-hole sections on rod string torsional vibrations, rotation frequency of sucker rods strings, use of centralizers as part of sucker rod strings, reducing the curvature intensity negative effect and the presence of "knees" in wells equipped with sucker rod pumping (SRP) units, mathematical model of sucker rod torsional vibrations in curved sections of well-bore having adjusted disks

Об авторах about authors:

П.В. Склюев1,2, к.х.н., доцент, С.А. Есипов1, М.А. Шейкина1,2, С.А. Булгаков2, к.т.н. Г.Г. Гилаев3, д.т.н./1 Самарский государственный технический университет, г. Самара, 2 ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара,3 Институт нефти, газа и энергетики КубГТУ, г. Краснодар/

P.V. Sklyuyev1,2, PhD,Associate Prof.,S.A. Esipov1, M.A. Sheikina1,2 ,S.A. Bulgakov2, PhD, G.G. Gilaev3, DSc/1 «Samara State Technical University», Samara,2 «SamaraNIPIneft» LLC, Samara,3 «Institute on Oil, Gas and Energy» @ KubSTU, Krasnodar/

Аннотация:

В статье приводятся результаты определения содержания основных эмульгирующих компонентов в образце промежуточного слоя, отобранного с установки подготовки нефти (УПН). Определена стабильность промежуточного слоя в различных условиях: при воздействии температуры, добавлении растворителей и деэмульгаторов. По результатам интенсивности выделения водной фазы установлено, что лучших результатов по разрушению промслоя удается достичь при комбинированном воздействии.

Ключевые слова:

промежуточный слой (ПС) на установке подготовки нефти, методы предотвращения образования промежуточного слоя, водонефтяная эмульсия (ВНЭ), причины возникновения ВНЭ, повышение эффективности разрушения промежуточного слоя с целью повышения производительности установки подготовки нефти, определение стабильности промслоя, деэмульгаторы, углеводородные растворители

Abstract:

The paper presents the results of determining the content in main emulsifying components in a sample from intermediate layer recovered from oil treatment station (OTS). The authors have evaluated the stability of an intermediate layer in various conditions: under the effect of temperature, with the addition of solvents and demulsifiers. According to results with the study of aqueous phase separation intensity, it was found that the best results with the destruction of emulsion layer can be achieved in conditions of combined effect.

Key words:

intermediate emulsion layer (IEL) at oil treatment station, methods to prevent the formation of an intermediate layer, oil-water emulsion (WOE), causes of WOE, increasing the efficiency of IEL destruction in order to increase the productivity of oil treatment station, evaluation IEL stability, demulsifiers, hydrocarbon solvents

Об авторах about authors:

С.А. Есипов1, М.А. Шейкина1,2, П.В. Склюев1,2, к.х.н., доцент, С.А. Булгаков2, к.т.н., Г.Г. Гилаев3, д.т.н./ 1 Самарский государственный технический университет, г. Самара,2 ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара,3 Институт нефти, газа и энергетики КубГТУ, г. Краснодар/

S.A. Esipov1, M.A. Sheikina1,2,P.V. Sklyuyev1,2, PhD, Associate Prof.,S.A. Bulgakov2, PhD,G.G. Gilaev3, DSc/1 «Samara State Technical University», Samara, 2 SamaraNIPIneft» LLC, Samara,3 Institute on Oil, Gas and Energy» KubSTU, Krasnodar/

Аннотация:

В статье рассмотрена эффективность разрушения промежуточного слоя, отобранного с установки подготовки нефти (УПН). Определен компонентный состав промежуточного слоя с УПН и его стабильность при термостатировании и добавлении углеводородного растворителя и деэмульгатора. Проведено определение дисперсного состава промслоя микроскопическим методом после воздействия температуры и реагентов. Показано, что увеличение температуры и использование ароматического растворителя приводит к повышению эффективности разрушения промслоя.

Ключевые слова:

обводненность скважинной продукции; образование высоковязких водонефтяных эмульсий; накопление промслоя в резервуарах технологических установок подготовки нефти (УПН);стабилизация эмульсий; эмульсии Пикеринга; методы разрушения промежуточных слоев (ПС), накапливающихсяна УПН; оценка эффективности разрушения ПС под действием температуры и при добавлении реагентов – углеводородных растворителей и деэмульгаторов; причины высокой стабильности промслоя; определение структурно-группового состава промслоя; микроскопический анализ промслоя; комбинированное воздействие температуры, ароматического растворителя и деэмульгаторов на промслой

Abstract:

The authors of the paper consider the efficiency of intermediate emulsion layer (IEL) destruction recovered from oil treatment station (OTS) and define the component composition of this intermediate emulsion layer at OTS and its stability in conditions of thermal static and addition of a hydrocarbon solvent and demulsifier. The authors also have evaluated the dispersed composition of this IEL by microscopic method after the exposure to temperature and reagents. It is illustrated that an increase in temperature and the use of an aromatic solvent leads to an increase in efficiency of IEL destruction.

Key words:

water-cut of well products, formation of high-viscous oil-water emulsions; accumulation of an intermediate emulsion layer (IEL) in storage tanks at oil treatment stations (OTS), stabilization of emulsions, emulsions of Pickering, methods to destruct (IEL) accumulating at OTS, evaluation of IEL destruction efficiency under the influence of temperature and with the addition of reagents, i.e. hydrocarbon solvents and demulsifiers, reasons for high stability of IEL, determination of IEL structural and group composition, IEL microscopic analysis, combined effect of temperature +aromatic solvent and demulsifiers on IEL

Об авторах about authors:

В.А. Юдаков , С.А. Антипова/ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара/

V.A. Yudakov, S.A. Antipova/SamaraNIPIneft Ltd, Samara /

Аннотация:

Представлены новые технологические решения, направленные на сокращение выбросов парниковых газов путём уменьшения потребления бумаги. В рамках работы была проведена оценка потенциальных выбросов парниковых газов при изготовлении бумаги на целлюлозно-бумажных комбинатах, её транспортировке и дальнейшей переработке, проанализированы существующие мировые технологии и реализуемые мероприятия. Проведена экономическая оценка предлагаемого решения исходя из капитальных и операционных затрат.

Ключевые слова:

сокращение выбросов парниковых газов (ПГ) за счет уменьшения потребления бумажных носителей, влияние на выбросы ПГ использования бумажных носителей на территории нефтегазовой компании, снижение объемов потребления бумаги, электронный документооборот (ЭД), принцип цикличного использования бумаги на территории офиса, замкнутый цикл переработки бумаги на территории офиса, восстановление бумаги, исчезающие чернила, установка по переработке бумаги PaperLab, зеленое проектирование

Abstract:

The paper presents new technological solutions to reduce greenhouse gas emissions by reducing the consumption of paper media. As part of the work, an assessment of potential greenhouse gas emissions was carried out during the manufacture of paper at pulp and paper mill, transportation and further paper processing, an analysis of existing measures, an analysis of existing world technologies was carried out. An economic assessment of the proposed solution was carried out based on capital and operating costs. The obtained parameters can be used to prepare a position on the implementation of the state policy on green design.

Key words:

reduction in greenhouse gas (GHG) emissions due to reduced consumption of paperworks, impact of paperworks on GHG emissions at the territory of oil and gas company, reduction in paper consumption, electronic document circulation (EDC), principle of cyclic paper use in the office, closed paper recycling cecle in the office, paper recycling, disappearing ink, PaperLab paper recycling plant, green-house design

Об авторах about authors:

А.А. Евгеньев, к. и. н, В.В. Труханов, П.В. Харламов, А.А. Файзуллин, к. и. н., И.А. Файзуллин к. и. н. /ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара/

A.A. Evgeniev, PhD., V.V. Trukhanov, P.V. Kharlamov, A.A. Fayzullin, PhD., I.A. Fayzullin, PhD./«SamaraNIPIneft» LLC, Samara/

Аннотация:

В статье приводятся результаты работы археологических отрядов ООО «СамараНИПИнефть» в 2021–2022 гг. по обследованию земельных участков, отведённых под хозяйственное освоение, на территории Оренбургской области. В результате разведочных работ были выявлены 13 новых памятников археологии – одиночных курганов и курганных могильников.

Ключевые слова:

археологическая разведка, обследование земельных участков, отведенных под хозяйственное освоение, памятники археологии; курганный могильник, одиночный курган

Abstract:

The article presents the results of the work of the archaeological teams of SamaraNIPIneft LLC in 2021–2022. Survey of land allotted for economic development in the Orenburg region. As a result of exploration work, 13 new archaeological sites have been identified – single mounds and burial mounds.

Key words:

archaeological exploration, survey of land sites allocated for economic development, archaeological monuments; burial mound; single mound