Об авторе about author:

И.Г. Ященко, к.г.-м.н. /Институт химии нефти СО РАН, г. Томск

I.G. Yaschenko, PhD /Institute on Petroleum Chemistry, SB RAS, Tomsk/

Аннотация:

Добыча трудноизвлекаемой нефти из низкопроницаемых  коллекторов характеризуется большими осложнениями из-за ее особых свойств или условий залегания. Сейчас основная добыча ведется из традиционных коллекторов, но прирост ресурсной базы в дальнейшем будут обеспечивать именно трудноизвлекаемые нефти, запасы которых велики, особенно в Западно-Сибирском нефтегазоносном мегабассейне. Разведка, разработка и добыча трудно извлекаемых нефтей требуют новых технологий и значительных инвестиций. Нетрадиционные коллекторы, особенно низкопроницаемые, отличаются высокой геологической неоднородностью, что требует индивидуальных решений для разработки. В статье рассматриваются месторождения с породами-коллекторами, обладающими низкой проницаемостью, в нефтедобывающих регионах Западной Сибири. Анализируются свойства нефти из разных регионов, выполнено распределение пород по проницаемости. Установлено, что проницаемость пород в месторождениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна повышается с увеличением их возраста.

Ключевые слова:

трудноизвлекаемые запасы нефти, место рождения Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗСНГБ), разработка низкопроницаемых коллекторов (НПК), физико- химические свойства трудноизвлекаемой нефти, параме тры залегания нефти, изучение пространственного распределения трудноизвлекаемой нефти (ТИН), геоинформационная система «Трудноизвлекаемые нефти», терригенные породы, карбонатные коллекторы

Abstract:

The production of hard-to-recover oil from low-perme able reservoirs is characterized by significant complications due to oil special properties or conditions of its occurrence. Currently, the main production is carried out from conventional reservoirs, but the growth in future resource base will be provided by hard-to-recover oil, having large reserves, especially in West Siberian oil and gas mega-province. Exploration, development and production of hard-to-recover oil require new procedures and significant investments. Unconventional reservoirs, especially low-permeable ones, are characterized by high geological heterogeneity, which requires individual solution while its development. The author of the paper examines the deposits with low-permeable reservoir rock in oil-production regions of Western Siberia and analyzes the properties of oil from various regions, and completed the rocks distribution by permeability. It has been found that the rock permeability at the fields of West Siberian oil and gas province increases with its age.

Key words:

hard-to-recover oil reserves, field of West Siberian oil and gas province, development of low-permeable (LP) reservoirs, physical/chemical properties of hard-to-recover oil, parameters of oil occurrence, study of hard-to-recover oil (HRO) spatial distribution, "Hard-to-Recover Oil" geo-information system, Terrigenous formations, Carbonate reservoirs

Об авторах about authors:

О.В. Лихачева,  С.Ю. Борхович, к.т.н., доцент,  /ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет», г. Ижевск/ И.В. Опарин,  /Ижевский филиал ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», г. Ижевск/ Н.С. Борхович, /ФГБОУ ВО «Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе», г. Москва/

O.V. Likhacheva, S.Yu. Borkhovich, PhD, Associate Prof. /Udmurt State University, Izhevsk/ I.V. Oparin /Izhevsk branch of All-Russian Research Geological Oil Institute, Izhevsk/ N.S. Borkhovich /Sergo Ordzhonikidze Russian State Geological Exploration University, Moscow/

Аннотация:

Оценивается влияние учета литологической неоднородности терригенного коллектора на представление о распределении добычи нефти и воды по продуктивным пластам эксплуатационного объекта и результаты прогнозных расчетов показателей разработки. Предложена оптимизация системы разработки визейского объекта на основе уточненного куба проницаемости геолого-гидродинамической модели. Согласно рекомендуемому варианту за счет более рационального использования энергии закачиваемого рабочего агента достигается сокращение сроков разработки объекта, а также увеличение конечного коэффициента извлечения нефти (КИН), что обеспечивает более высокую технологическую эффективность по сравнению с утвержденным вариантом.

Ключевые слова:

неоднородность продуктивных пластов, терригенный коллектор, методика учета литологической неоднородности терригенного коллектора с использованием обобщенных петрофизических зависимостей, геолого-гидродинамическое моделирование, обводнение добывающих скважин, вовлечение недренируемых запасов нефти объекта в разработку, довыработка запасов, ремонтно-изоляционные работы, ограничение водопритока, оптимизация системы разработки Визейского объекта месторождения

Abstract:

The article considers the influence of lithologic het erogeneity of a terrigenous reservoir on the contribution of productive layers to the development process, causes of watering and predictive technological indicators. The development strategy of the Visean deposits was optimized as a result of refining the permeability cube in the geological and hydrodynamic model. According to the recommended strategy the shortening of the field lifetime is achieved due to more rational use of the injected agent energy. The increase in the final oil recovery factor provides higher technological efficiency compared to the approved strategy.

Key words:

heterogeneity of productive formations, Terrigenous reservoir, methodology to evaluate lithological heterogeneity of Terrigenous reservoir using generalized petrophysical dependencies, geological and hydrodynamic simulation, water-cut in production wells, involvement of object un-drained oil reserves into development, further development of reserves, water shut-off (WSO) operations, water inflow control, optimization of Visean field development system

Об авторах about authors:

М.Р. Шолидодов1, к.х.н., И.В. Кувшинов1, Л.К. Алтунина1,2, д.т.н., проф., В.В. Козлов1,2, к.х.н., доц., В.А. Кувшинов1, к.х.н., А.Р. Иванова1

1. Институт химии нефти СО РАН (ИХН СО РАН), г. Томск,  2. Национальный исследовательский Томский государственный университет, г. Томск

M.R. Sholidodov1, PhD, I.V. Kuvshinov1, L.K. Altunina1,2, DSc, Prof., V.V. Kozlov1,2, PhD, Associate Prof., V.A. Kuvshinov1, PhD, A.R. Ivanova1

1.  Institute of Petroleum Chemistry of SB RAS, Tomsk, 2. Tomsk State University, Tomsk

Аннотация:

В статье представлен анализ результатов лабораторных исследований фильтрационных характеристик в экспериментах по вытеснению нефти из насыпных моделей неоднородных пластов нефтевытесняющей композицией, созданной в Институте химии нефти СО РАН на принципах «зеленой химии» с использованием глубоких эвтектических растворителей (ГЭР). Композиция состоит из поверхностно-активного вещества (ПАВ) и тройной системы ГЭР «пентаэритрит – карбамид – хлорид холи на». Эксперименты имитировали условия разработки карбонатного коллектора Усинского и терригенного коллектора Оленьего месторождений. Процесс нефтевытеснения с применением разработанной композиции изучался в условиях, имитирующих естественный режим разработки при 23 °С, а также паротепловое и пароциклическое воздействие при температурах 90 °С и 150 °С. Результаты показали высокую эффективность нефтевытесняющей композиции на основе ПАВ и тройной системы ГЭР «пентаэритрит – карбамид – хлорид холина» для доизвлечения и вытеснения высоковязкой нефти как из карбонатных, так и из терригенных коллекторов, в том числе при высоких температурах, характер ных для термических методов добычи. Зафиксирован значительный прирост коэффициента извлечения нефти. Установлено, что существует предел дополнительно вытесняемой нефти, зависящий от характеристик модели пласта, включая ее неоднородность. Для однородных моделей прирост составляет порядка 18–23 %, в то время как для неоднородных он может достигать 40 % и выше. Показано, что до достижения этого предела прирост коэффициента нефтеизвлечения практически линейно зависит от количества закачиваемой композиции или количества оторочек, начиная с первой оторочки для однородных моделей и со второй – для неоднородных. Полученные результаты согласуются с ранее установленным соотношением эффекта перераспределения потоков с моющими и вытесняющими свойствами композиций на основе ПАВ и ГЭР. Дополнительный прирост для неоднородных моделей обусловлен перераспределением потоков, наибольший эффект от которого наблюдается при первой обработке, а затем снижается. Колебательный характер затухания указывает на возможность «смены ролей» пропластков различной проницаемости при многократных обработках. Полученные данные могут использоваться при планировании обработок на реальных скважинах, в том числе для оценки потенциальной эффективности проведения повторных обработок на основе анализа эффекта от предыдущих воздействий.

Ключевые слова:

разработка месторождений тяжелых и высоковязких нефтей, инновационные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), глубокие эвтектические растворители (ГЭР), нефтевытесняющая композиция на основе гидрофильного ГЭР и ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов, физическое моделирование процесса нефтевытеснения композицией на основе ПАВ и ГЭР, карбонатный коллектор, ГЭР «пентаэритрит – карбамид – хлорид холина», терригенный кол лектор, модель пласта

Abstract:

This paper presents an analysis of laboratory research results evaluating the filtration characteristics of experiments on oil displacement from bulk models of heterogeneous reservoirs using oil-displacing composition developed at the Institute of Petroleum Chemistry SB RAS based on green chemistry principles and deep eutectic solvents (DES). The composition consists of a surfactant and a ternary DES system of pentaerythritol, сarbamide and choline chloride. The experiments simulated the development conditions of the Usinskoye carbonate reservoir and the Olenye terrigenous reservoir. Oil displacement using the developed composition was studied under conditions simulating natural development at 23 °C, as well as under thermal steam and cyclic steam exposure at temperatures of 90 °C and 150 °C. The results demonstrated the high efficiency of oil-displacing system based on surfactants and the ternary DES system "pentaerythritol-сarbamide-choline chloride" for additional recovery and displacement of high-viscosity oil from both carbonate and terrigenous reservoirs, including at high temperatures typical of ther mal recovery methods. A significant increase in oil recovery was recorded. It was established that there is a limit to the amount of additional oil that can be displaced, which depends on the reservoir model characteristics, including its heterogeneity. For homogeneous models, the increase is approximate ly 18–23 %, while for heterogeneous models, it can reach 40% or more. It was shown that before reaching this limit, the increase in oil recovery is almost linearly dependent on the amount of injected composition or the number of slugs, starting with the first slug for homogeneous models and the second for heterogeneous models. The obtained results are consistent with the previously established relationship between the flow redistribution effect and the cleaning and displacing properties of compositions based on surfactant and DES. The additional gain for heterogeneous models is due to flow redistribution, the greatest effect of which is observed during the first treatment, with subsequent attenuation. The oscillatory nature of the attenuation indicates the possibility of a "role reversal" between layers of different permeability during multiple treatments. The obtained data can be used in planning treatments for real wells, including assessing the potential effectiveness of repeat treatments based on an analysis of the effects of previous treatments.

Key words:

development of fields with heavy and high-viscous oils, innovative methods of improved oil recovery (IOR), deep eutectic solvents (DES), oil-displacing composition based on hydrophilic DES and surfactant to increase oil recovery, physical modeling of oil displacing process with a composition based on surfactants and DES, Carbonate for mation, "pentaerythritol – carbamide – choline chloride" DES, Terrigenous formation, reservoir mode

Об авторах about authors:

А.А. Энгельс, к.г.-м.н.,  Дж.А. Ибраев, М. Байгужин /ТОО «Алстронтелеком», г. Алматы, Республика Казахстан/

A.A. Engels, PhD, J.A. Ibraev, M. Baiguzhin / Alstrontelecom LLP, Almaty, Republic of Kazakhstan/

Аннотация:

Статья посвящена особенностям проектирования и про ведения опытно-промышленных испытаний (ОПИ) одного из самых высокоэффективных методов физико-химического воздействия на продуктивный пласт – технологии полимерного заводнения на месторождении высоковязкой нефти. Обозначены основные параметры для оценки возможности применения полимерного заводнения на нефтяных месторождениях. Рассматриваются вопросы, связанные с подбором полимера, который осуществлялся с учетом геолого-технических особенностей месторождения. Приведены результаты первого этапа работ на ограниченном участке. Рассмотрено распространение полученного опыта на соседний участок, включающий горизонтальные скважины. Полученные в ходе ОПИ результаты показали, что полимерное заводнение является эффективным методом, рекомендуемым для дальнейшей разработки месторождения.

Ключевые слова:

месторождения на поздней стадии разработки, трудноизвлекаемые запасы, разработка месторождений высоковязкой и тяжелой нефти, поли мерное заводнение, оценка возможности применения полимерного заводнения, повышение нефтеотдачи пластов, проектирование полимерного заводнения, полимерное заводнение на залежи высоковязкой нефти, мониторинг выхода полимера в добывающих скважинах, расширение площади полимерного заводнения, оценка эффективности полимерного заводнения, анализ влияния поли мерного заводнения на работу горизонтальных скважин

Abstract:

The paper is dedicated to specifics in designing and performance of pilot tests (PTO) of one of the most highly effective methods of physical/chemical effects upon the productive reservoir. i.e. polymer flooding procedure at fields with high-viscous oil. The authors of the paper outline the main parameters to evaluate the possibility in applying polymer flooding process at oil fields and consider the issues related to the selection of polymer, which was carried out taking into account the geological and technical features of the field. The paper also presents the results of the first stage operations at the limited area of the field. The authors discuss the extension of the experience gained upon the neighboring site, including horizontal wells. The results obtained during PTO illustrated that polymer flooding is an effective method recommended for further development of the field.

Key words:

fields at the late stage of their development, hard-to-recover reserves, development of high-viscous and heavy oil field, polymer flooding, evaluation of the possibility to apply polymer flooding process, enhanced oil recovery, designing of polymer flooding, polymer flooding at pools with high-viscous oil, monitoring of polymer recovery in production wells, expansion of polymer flooding area, evaluation of polymer flooding efficiency, analysis of polymer flooding effect up the operation of horizontal wells

Об авторах about authors:

Д.В. Федотов, Р.И. Ахмеров, С.А. Блинов, к.т.н., А.Д. Федотов, Н.В. Савельева, к.т.н. Р.А. Емшин, К.А. Фатхуллин /ООО «Крезол-НефтеСервис», г. Уфа/

D.V. Fedotov, R.I. Akhmerov, S.A. Blinov, PhD, A.D. Fedotov, N.V. Savelyeva, PhD, R.A. Emshin, K.A. Fatkullin /Krezol-NefteService LLC, Ufa/

Аннотация:

В статье рассмотрены результаты применения селективных высокотехнологичных составов для повышения производительности скважин в нефтенасыщенных карбонатных коллекторах в пределах Волго-Уральской провинции. Описаны геолого-технические условия, часто осложняющие проведение стандартных соляно-кислотных обработок (СКО). При наличии таких условий возможно эффективное применение высокотехнологичных обработок приза бойной зоны пласта (ВТ ОПЗ).

Ключевые слова:

месторождения на поздней стадии разработки, методы стимуляции и восстановления проницаемости продуктивного пласта, интенсификация добычи нефти, улучшение фильтрационных характеристик коллектора в призабойной зоне пласта (ПЗП), соляно-кислотная обработка ПЗП, высокотехнологичная обработка призабойной зоны пласта (ВТ ОПЗ), технология комплексной кислотной обработки ПЗП с применением потокоотклонителя на основе вязкой обратной эмульсионной системы KR-3E (ВОЭС), технология химического воздействия на ПЗП кислотно-углеводородной эмульсией (КУЭ), технология кислотной обработки с применением загеленного кислотного состава KR-6АR (ЗКС), технология полимеркислотного воздействия (ПКВ) с применением состава KR-7АЛОН

Abstract:

The authors of the paper discuss the results of using selective high-tech compositions used to increase well productivity in oil-saturated Carbonate reservoirs within the Volga-Ural oil/ gas province and describe the geological and technical conditions that often complicate application of standard HCl acid treatments. In the presence of such conditions, it is possible to use effectively hi-tech treatments of formation bot tom-holezoner (Hi-Tech BHT).

Key words:

fields at a late stage of their development, methods to stimulate and restore the permeability of productive reservoir, stimulation of oil production, improvement of reservoir filtration characteristics in formation bottom-hole (BH) zone, HCl acid treatment of BH zone, Hi-Tech treatment of formation bottom-hole zone (Hi-Tech BHT), procedure of complex acid BHZ treatment using flow diverter based on KR-3E viscous reverse emulsion system (VRES), procedure of chemical BHZ treatment using acid-hydrocarbon emulsion (AHE), procedure of formation treatment using KR-6AR gel-containing acid composition (GCAC), procedure of polymer-acid treatment (PAT) using KR-7ALON composition

Об авторах about authors:

В.В. Козлов, к.х.н., Л.К. Алтунина, д.т.н., проф., М.Р. Шолидодов, к.х.н., И.В. Кувшинов, Л.А. Стасьева /ФГБУН Институт химии нефти Сибирского отделения РАН, г. Томск/

V.V. Kozlov, PhD, L.K. Altunina, PhD, Prof., M.R. Sholidodov, PhD, I.V. Kuvshinov, L.A. Stasyeva /Institute of Petroleum Chemistry of SB RAS, Tomsk/

Аннотация:

В статье представлены результаты исследования физико-химических и реологических характеристик и оценки эффективности кислотного состава нового типа для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи терригенных коллекторов ГБК-Ф. Основой кислотного состава является трехкомпонентная система глубоких эвтектических растворителей (ГЭР), в которую добавлены фторсодержащие соединения, формирующие четырехкомпонентный комплекс кислоты, и ПАВ. Показана возможность регулирования физико-химических характеристик состава ГБК-Ф, в том числе температуры застывания, путем изменения соотношения компонентов, что позволяет применять состав в условиях низких температур северных регионов и Арктики. Установлена высокая растворяющая способность по отношению к породам коллектора разной природы. Отмечена полная совместимость состава с пластовыми флюидами ряда месторождений легкой и тяжелых высоковязких нефтей. Оценка коррозионной активности состава ГБК-Ф показала его соответствие требованиям, предъявляемым к кислотным составам при использовании на промысловом оборудовании. Моделирование процесса нефтевытеснения с применением состава ГБК-Ф продемонстрировало его высокую эффективность при вытеснении как легких, так и тяжелых высоковязких нефтей в широком температурном интервале и на разных стадиях разработки место рождений: дополнительное количество нефти, вытесненной за счет обработки моделей неоднородного пласта составом ГБК-Ф, составило более 20 %.

Ключевые слова:

трудноизвлекаемые запасы нефти (ТрИЗ), тяжелые и битуминозные нефти, терригенные и карбонатные коллекторы, интенсификация добычи нефти из терригенных коллекторов, кислотный состав нового типа пролонгированного действия ГБК-Ф, глубокие эвтектические растворители (ГЭР), трехкомпонентная система ГЭР «неорганическая многоосновная кислота – полиол – карбамид», увеличение нефтеотдачи, физико-химические характеристики кислотного состава нового типа ГБК-Ф для интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи терригенных коллекторов, увеличение нефтеотдачи при освоении месторождений северных регионов и Арктики, моделирование процесса нефтевытеснения

Abstract:

The paper presents the results of a study of the physical, chemical, and rheological characteristics, as well as the evaluation of the effectiveness of a new type of acid composition for intensifying oil production and increasing the oil recovery factor of terrigenous reservoirs. The acid composition is based on a three-component system of deep eutectic solvents (DES), which includes fluorine-containing compounds, forming a four-component complex, and surfactants. The paper demonstrates the ability to regulate the physical and chemical characteristics of the GBK-F composition, including its pour point, by changing the ratio of the components, which allows for its use in low-temperature environments in the northern regions and the Arctic. A high dissolving capacity has been established in relation to reservoir rocks of various nature. Research has shown full compatibility with reservoir fluids of a number of fields of light and heavy high-viscosity oils. The assessment of the corrosion activity of the GBK-F composition showed that it meets the requirements for acid compositions when used on field equipment. Simulation of the oil displacement process using the GBK-F composition demonstrated its high efficiency in displacing both light and heavy high-viscosity oils in a wide temperature range and at different stages of field development: the additional amount of displaced oil due to the treatment of heterogeneous reservoir models with the GBK-F composition exceeded 20 %.

Key words:

hard-to-recover oil reserves (HRR), heavy and bituminous oils, Terrigenous and Carbonate reservoirs, stimulation of oil production from Terrigenous reservoirs, GBK-F acid extended acting composition of a new type, deep eutectic solvents (DES), 3-compo nent GER system – "inorganic polybasic acid – polyol – carbamide", enhanced oil recovery, physical/chemical characteristics of GNK-F new type acid composition to stimulate pro duction and increase oil recovery in Terrigenous reservoirs, enhanced oil recovery during the stage of field development in the northern Arctic regions, simulation of oil displacement process

Об авторе about author:

А.В. Шипулин, к.т.н.,  /ООО «РНС», г. Санкт-Петербург/

A.V. Shipulin, PhD /RNS LLC, St. Petersburg/

Аннотация:

Проведен сравнительный анализ эффективности и рентабельности применяемых способов обработки призабойной зоны пласта с целью увеличения ее проницаемости. Сделан вывод о том, что большинство технологий являются трудоемкими, а их реализация – дорогостоящей, целесообразно применение менее затратных способов. Рассматриваются экономичные и экологичные технологии, применение которых позволяет в значительной степени повысить рентабельность добычи. Предлагаются три способа импульсно- волнового воздействия на пласт, при котором импульсы давления в зоне перфорации создают за счет инерции массы скважинной жидкости и эффекта гидроудара.

Ключевые слова:

обработка прискважинной зоны нефтяного пласта, гидродинамические способы обработки, повышение продуктивности нефтяных скважин, гидравлический разрыв пласта, торпедирование скважин, гидродинамические способы воздействия на нефтяной пласт, гидросвабирование, электрогидроимпульсное воздействие в скважине, газоимпульсная обработка, метод «георыхления», импульсно- волновое воздействие на призабойную зону пласта, метод имплозии, технологии создания гидроударов, бесподходная обработка скважины, способ инерционного гидроразрыва пласта, способ гидроударного воздействия от устья скважины на призабойную зону

Abstract:

The author of the paper has conducted the comparative analysis of efficiency and profit ability as related to applied methods of formation bottom-hole zone treatment in order to increase its permeability and makes the conclusion that most technologies are time-consuming and their implementation is expensive, so it is advisable to use less expensive methods. The author also analyses the economical and environmentally friendly technologies, the application of which can significantly increase production profitability and proposes three methods of pulse-wave effect upon the reservoir, where pressure pulses in perforation zone are created due to formation fluid mass inertia and the effect of hydraulic shock.

Key words:

treatment of oil reservoir down hole zone, hydro-dynamic methods of treatment, increasing oil well productivity, reservoir hydraulic fracturing, well torpedoing, hydro-dynamic methods to stimulate oil reservoir, hydro-swabbing, electro-hydraulic pulse effect in the well, gas-pulse treatment, "geo-loosening" method, pulse-wave effect upon bottomhole formation zone, implosion method, methods to arrange hydraulic shocks, access-free well treatment, method of inertia hydraulic fracturing, method of hydraulic impact from wellhead to bottom-hole zone

Об авторе about author:

Р.И. Степанов /Институт нефти и газа Сибирского федерального университета, г. Красноярск/   R.I. Stepanov /Institute of Oil and Gas, Siberian Federal University, Krasnoyarsk/

Аннотация:

Рассматриваются вопросы, связанные с обработкой приза бойной зоны пласта карбонатного коллектора. Технология кислотного воздействия на сложно построенный резервуар с наличием трещин и каверн позволяет создать высокопроводящие каналы фильтрации в коллекторе для улучшения гидродинамической связи системы «пласт – скважина». Рассматриваются возможные способы кислотного воздействия на карбонатный коллектор и их эффективность. Сделан вывод, что наиболее подходящим способом обработки при забойной зоны пласта рифейского карбонатного коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения является селективная кислотная обработка.

Ключевые слова:

Рифейский карбонатный коллектор, увеличение нефтеотдачи, повышение проницаемости приза бойной зоны пласта, кислотная обработка призабойной зоны скважины, создание высокопроницаемых каналов фильтрации для сообщения пласта со скважиной, тип кислотного воздействия на карбонатный коллектор, селективная кислотная обработка призабойной зоны пласта

Abstract:

Treatment of the bottomhole zone of a carbonate reservoir is an urgent task at present. Selection of a technology for treating a complex reservoir, including cracks and caverns, allows creating wormholes in the reservoir to improve the hydrodynamic connection of the reservoir-wellbore system. This work will be devoted to the issue of choosing acid treatment of a well of the Riphean carbonate reservoir of the Yurubcheno Tokhomskoye field.

Key words:

riphean Carbonate reservoir, enhanced oil recovery, increasing permeability of bottomhole formation zone, acid treatment of well bottomhole zone, arrangement of highly permeable filtration channels to make connection between reservoir and the well, type of acidic treatment in Carbonate reservoir, selective acid treatment of bottomhole formation zone

Об авторах about authors:

А.А. Исаев, к.т.н., Р.Ш. Тахаутдинов, А.А. Шарифуллин, к.т.н. /ООО УК «Шешмаойл», г. Альметьевск/

A.A. Isaev, PhD, R.Sh. Takhautdinov, A.A. Sharifullin, PhD /Sheshmaoil Management Company LLC, Almetyevsk/

Аннотация:

Установлено, что радиус зоны разгазирования нефти соответствует прискважинной области пласта, при снижении забойного давления в пределах 10 % от давления насыщения радиус зоны разгазирования увеличивается с 0,1 до 1 м. На базе анализа данных результатов лабораторных исследований разработан метод расчета дебита скважины по жидкости (нефти) с учетом филь трационно-емкостных свойств и условий эксплуатации пластов на месторождениях ООО УК «Шешмаойл». Отмечается положительная роль откачки газа из затрубного пространства скважины (ЗПС) и/или вакуумирования как с точки зрения снижения газосодержания на приеме насоса, так и с точки зрения откачки газа из прискважинной зоны пласта и предупреждения эффекта Жамена. Выявлено, что на скважинах с КОГС даже в условиях предельно низких («нулевых») забойных давлений отмечается устойчивая работа нефтенасы щенных пластов. Откачка газа из пласта допустима, поскольку весь процесс начинается и заканчивается прискважинной зоной в диапазоне радиусов до 1 м, а в условиях небольшого газового фактора эффект Жамена не будет столь критичен.

Ключевые слова:

принудительный отбор газа из затрубного пространства скважины, комплекс по отбору газа из скважины (КОГС), определение эффективности откачки газа из затрубного пространства скважины (ЗПС), забойное давление, коэффициент продуктивности скважины, расчет дебита скважины по нефти, фильтрационная модель, моделирование притока жидкости

Abstract:

It has been established that the radius of oil degassing corresponds to the wellbore (near-wellbore) zone of the formation: when the downhole pressure decreases within 10 % of the saturation pressure, the degassing radius increases from 0,1 to 1 meter. Based on the analysis of initial data, the method of fluid (oil) flow rate calculation with regard to poroperm properties and operating conditions of reservoirs at the fields of Sheshmaoil Management Company LLC has been developed. It has been revealed that pumping gas from the annulus and/or evacuation has the greatest positive effect both in terms of reducing gas content at the pump inlet and in terms of removing gas from the wellbore zone of the formation thereby preventing the Jamin effect. The very fact that stable performance of oil-saturated formations is observed for wells equipped with KOGS units, even under conditions of extremely low "zero" downhole pressures, suggests that gas evacuation from the formation is acceptable, since the whole process is limited to well bore zone with a radius of up to 1 m, and the Jamin effect will be less important under small gas oil ratio.

Key words:

forced gas recovery from well annulus space, gas recovery equipment set from a well, determination of gas recovery efficiency from well annular space (WAS), bottom-hole pressure, well productivity factor, calculation of well flow rate by oil, filtration model, simulation of fluid inflow

Об авторах about authors:

А.А. Исаев, к.т.н., Р.Ш. Тахаутдинов /ООО УК «Шешмаойл», г. Альметьевск/

A.A. Isaev, PhD, R.Sh. Takhautdinov /Sheshmaoil Management Company LLC, Almetyevsk/

Аннотация:

В рамках статистического анализа был проанализирован режим работы добывающих скважин АО «Геология» и АО «Геотех», эксплуатируемых штанговыми насосными установками (УСШН/ШГН) и оборудованных компрессорными установками для откачки затрубногогаза типа «КОГС-1М». Для анализа была отобрана 71 скважина (46 скважин АО «Геология» и 25 скважин АО «Геотех»). Отмечено, что газовый фактор нефти невысокий, не превышает 15 м3/т. В ходе анализа выявлены 5 скважин, которые работают с достаточно высоким давлением на приеме насоса (значение выше рекомендованного). Среднее забойное давление по скважинам составляет 26 атм. Для этих скважин не исключено в потенциале повышение дебита путем увеличения скорости откачки штанговым насосом, снижения давления на приеме и забойного. В анализируемой выборке выявлены 18 скважин (около 25 % выбор ки), для которых глубина спуска насоса находится ниже глубины залегания работающего пласта, и 12 % скважин (9 скважин), работающих с «нулевым» забойным давлением, – в них динамический уровень жидкости расположен ниже глубины кровли пластов. В условиях вакуумирования забойное давление этих пластов соответствует затрубному давлению газа и близко к нулю. Для скважин с КОГС даже в условиях предельно низких «нулевых» забойных давлений отмечается устойчивый приток углеводородов из продуктивных пластов, причем нефтенасыщенных пластов с невысокой (в среднем 38 %) обводнен ностью. Это связано, во-первых, с невысоким газовым фактором нефти (4,4 м3/т для рассматривае мой выборки), во-вторых, с положительной ролью вакуумирования с точки зрения откачки газа и его эффективного «удаления» из продукции пласта.

Ключевые слова:

комплекс оборудования по откачке газа из затрубного пространства скважины (КОГС), забойное давление, приток пластового флюида, обводненность скважин, газовый фактор

Abstract:

Within the framework of statistical analysis, the operating regimes of producing wells at JSC Geology and JSC Geotekh have been examined. These wells are operated using sucker-rod pumping (SRP) units and equipped with KOGS com pressors for annular gas extraction. The analysis encompassed 71 wells (46 from JSC Geology and 25 from JSC Geotekh). The gas-oil ratio (GOR) was noted to be low, not exceeding 15 m3/t. The analysis identified 5 wells operating with abnormally high pump intake pressure (exceeding established operational guidelines). The average bottomhole pressure across the wells was 26 atm. For these wells, potential exists to increase production rates by increasing SRP speed, reducing pump intake pressure, and reducing bottomhole pressure. Within the analyzed sample, 18 wells (≈25 % of the sample) were identified with pump setting depths below the productive reservoir depth. Additionally, 12 % of wells (9 wells total) operate at zero bottomhole pressure – the dynamic level of a fluid at these wells is below the reservoir top. Under vacuum conditions, the bottomhole pressure of these formations equals annular gas pressure and approaches zero. For KOGS-equipped wells stable reservoir performance is observed even at critically low 'zero' bottomhole pressures – specifically in oil-saturated formations with moderate water cut (average 38 %). This is attributed to, firstly, the low gas-oil ratio (GOR = 4.4 m3/t for the studied sample); secondly, the beneficial effect of evacuation in terms of "removing" gas from produced fluids.

Key words:

set of equipment for gas extraction from wellbore annulus, bottomhole pressure, formation fluid inflow, water cut, gas-oil ratio

Об авторах about authors:

М.А. Мельников /ООО «БурСервис», г. Москва/ С.В. Лобанов /ООО «БурСервис», г. Новый Уренгой/ В.А. Гиевский, /ООО «БурСервис», г. Тюмень/

M.A. Melnikov /BurServis LLC, Moscow/ S.V. Lobanov /BurServis LLC, Novy Urengoy / V.A. Gievsky /BurServis LLC, Tyumen/

Аннотация:

В статье рассматривается автоматический скважинный клапан-отсекатель (АСКО). Основное внимание уделено принципу работы, условиям применения и преимуществам клапана. Описаны этапы установки и методика выполнения работ, необходимый комплект оборудования для установки АСКО. Отражены положительные результаты применения АСКО, подтверждающие эффективность описанной технологии.

Ключевые слова:

изоляция интервала продуктивного пласта, автоматический скважинный клапан-отсекатель (АСКО), заканчивание скважин, ремонт скважины, глушение скважин, жидкость глушения, ввод скважины в эксплуатацию, забойный клапан- отсекатель, исключение негативного воздействия на пласт, замена электроцентробежного насоса (ЭЦН), экономическая эффективность при ремонте скважины, вывод скважины на режим, электроцентробежные погружные насосы (ЭЦПН), добыча нефти

Abstract:

The author of the paper considers the automatic downhole shut-off (ADSO) valve. The main focus of the paper is related to the principle of its operation, conditions of application and the advantages of this valve. The author also describes the stages of its installation and the methods of its operation, the required set of equipment to install ADSO. The paper contains the positive results of ADSO application, that confirm the efficiency of the described technology.

Key words:

isolation of productive formation interval, automatic downhole shut-off (ADSO) valve, well completion, well repair/maintenance, well killing, well kill fluid, well com missioning, downhole shut-off valve, exclusion of negative effects upon the reservoir, replacement of electric centrifugal pump (ECP), economic efficiency during well work-over, bringing the well to stable production level, electric centrifugal submersible pumps (EDS), oil production

Об авторах about authors:

И.В. Игнатов,  А.Ш. Хабибулин,  А.М. Галимов, В.С. Гимпу,Р.Л. Надрага,  А.Н. Филиппов,  Н.А. Бурмистров, С.А. Серебрянский, /ООО «Газпром добыча Уренгой», г. Новый Уренгой/

I.V. Ignatov, A.Sh. Khabibulin, A.M. Galimov, V.S. Gimpu, R.L. Nadraga, A.N. Filippov, N.A. Burmistrov, S.A. Serebryanskiy /Gazprom Dobycha Urengoy LLC, Novy Urengoy/

Аннотация:

Эксплуатация Уренгойского нефтегазоконденсатного место рождения на поздней стадии разработки осложняется рядом факторов, таких как снижение пластового давления и уровня добычи, уменьшение температуры и обводнение скважин. В этих условиях для обеспечения плановых объемов добычи углеводородной продукции в рамках разработанной ООО «Газпром добыча Уренгой» концепции эксплуатации промысловых объектов выполняются основные технические решения по дальнейшему развитию дожимного комплекса и синергии сеноманских промыслов. Необходимо провести масштабные работы по капитальному строительству нового и реконструкции уже существующего основного технологического оборудования. В целях сокращения затрат на строительство и модернизацию оборудования, а также эксплуатационных затрат предложены мероприятия по укрупнению УКПГ посредством объединения их в группы со строительством трубопроводов-перемычек и ввод третьих очередей ДКС на головных установках комплексной подготовки газа.

Ключевые слова:

стратегия разработки Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (УНГКМ), промысло -вый комплекс по добыче и подготовке к транспорту природного газа, сеноманские газовые залежи, валанжинские нефтегазоконденсатные залежи, ачимовские отложения углеводородов, снижение пластового давления газа, совместная эксплуатация сеноманских и валанжинских промыслов, дожимные компрессорные станции (ДКС), газоперекачивающие агрегаты (ГПА), осложнения при подготовке и транспортировке углеводородов, осушка газа, реконструкция системы сбора место рождений, этансодержащий газ, проект «Этан», завершающая стадия эксплуатации Уренгойского НГКМ, станции охлаждения газа (СОГ)

Abstract:

The operation of Urengoy oil and gas condensate field being at a late stage of its development is complicated by a number of factors, such as the decrease in formation pressure and production levels, decrease in temperature and well flooding. Under these conditions, in order to ensure the target production levels of hydrocarbon products, basic technical solutions for its further development of booster stations and the synergy of Cenomanian fields are being implemented within the framework of a concept for the operation of field facilities designed by Gazprom Dobycha Urengoy LLC. It is necessary to carry out large-scale operations for capital construction of a new and reconstruction of existing basic process equipment. In order to reduce the construction costs and to upgrade the equipment, as well as the operating costs, the Company proposed the measures proposed to consolidate the gas treatment stations (GTS) by combining them into groups jointly with the construction of jumper-pipelines and the commissioning of third stage booster pumping station (BPS) at the main plants of integrated gas treatment.

Key words:

designing the strategy of Urengoy oil and gas condensate field (UOGC) field development, field natural gas production and treatment production shops for gas transportation, Cenomanian gas deposits, Valanginian oil and gas condensate deposits, Achimov hydrocarbon deposits, reduction in gas formation pressure, joint operation of Cenomanian and Valanginian fields, booster pumping stations (BPS), gas pumping units (GPU), complications in hydrocarbon treatment and transportation processes, gas drying, reconstruction of field gathering system, ethane-containing gas, Ethane project, late stage of Urengoy OGS field operation, gas cooling station (GCS)

Об авторах about authors:

С.Ю. Кот, В.И. Лобанов, И.Ф. Яхин /ООО «Газпром добыча Уренгой», г. Новый Уренгой/ О.В. Осипович, Р.В. Луковкин, М.Л. Ильин /ООО «Ачимгаз», г. Новый Уренгой/

S.Yu. Kot, V.I. Lobanov, I.F. Yakhin /Gazprom Dobycha Urengoy LLC, Novy Urengoy/ O.V. Osipovich, R.V. Lukovkin, M.L. Ilyin /Achimgaz LLC, Novy Urengoy/

Аннотация:

В статье описаны основные результаты модернизации технологического оборудования установки комплексной подготовки газа (УКПГ) ачимовских отложений. Проведенные промысловые исследования и математическое моделирование процессов подготовки сырья дали возможность определить технологическое оборудование с низкой эффективностью, требующее дальнейшей модернизации. Внедрение комплекса технических решений позволило снизить унос капельной жидкости в сепарационном оборудовании, как следствие – повысить эффективность работы теплообменного оборудования, увеличить надежность работы технологического оборудования. Опыт модернизации сыграл важную роль при проектировании УКПГ на других лицензионных участках ачимовских отложений.

Ключевые слова:

ачимовские залежи, Уренгойское НГКМ, установка комплексной подготовки газа, технология низкотемпературной сепарации, модерни зация низкотемпературных сепараторов, сепарации- онное устройство Sulzer MKS Multi Cassette™, сепарация природного газа от капельной жидкости, коалесцирующее устройство Sulzer MKS Mellaplate™, подготовка конденсатсодержащего газа методом низкотемпературной сепарации, повышение эффективности подготовки пластового флюида ачимовских отложений

Abstract:

The authors of the paper describe the main results related to the updating of process equipment at integrated gas treatment station (IGTS) at Achimov group of fields. The conducted field studies and mathematical modeling of raw material treatment processes made it possible to identify process equipment with low efficiency that requires further upgrading. The introduction of a set of process solutions made it possible to reduce the entrainment of droplet liquid in separation equipment, and, as a result, to increase the efficiency of heat exchange equipment operation, and to increase the reliability of this process equipment operation. The experience used in upgrading the operation played an important role while designing the IGTS in other licensed areas of Achimov deposits.

Key words:

achimov deposits, Urengoy OGC field, integrated gas treatment plant, low-temperature separation procedure, upgrading of low-temperature separators, "Sulzer MKS Multi Cassette™" separation device, separation of natural gas from droplet liquid, "Sulzer MKS Mellaplate™" coalescing device, treatment of condensate-containing gas by low-temperature separation, improvement of Achimov field formation fluid treatment efficiency

Об авторах about authors:

А.В. Сентяков, Д.М. Васильев, к.т.н., Н.И. Акзигитов /ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр», г. Ижевск/

A.V. Sentyakov, D.M. Vasiliev, PhD, N.I. Akzigitov /Izhevsk Petroleum Research Center JSC, Izhevsk/

Аннотация:

Статья посвящена проблемам освоения ниобий- редкоземельного месторождения Томтор. Одной из основных проблем ввода месторождения в эксплуатацию является очень сложная и затратная логистика – система доставки руды к месту ее первичной переработки. Рассматривается вариант двухстадийной разработки Томторского место рождения с применением подземного выщелачивания. На первом этапе предлагается применить под земное выщелачивание редкоземельных металлов (РЗМ) с использованием растворов щелочей разной концентрации, температурного воздействия на пласт и гидроразрыва пласта при переводе разрабатываемого блока из промороженного в талое состояние, что обеспечит подвижность щелочных растворов в рудной толще и их обогащение РЗМ. При этом ожидаемый объем высококонцентрированных растворов (первичного концентрата), содержащих редкоземельные металлы, будет на несколько порядков меньше, чем количество транспортируемой руды, что позволит использовать авиационный транспорт для их вывоза на предприятия вторичной переработки в товарные продукты. На втором этапе можно разрабатывать ниобиевые руды по ранее предложенной схеме, которая является основной. Проведено исследование состава рудной толщи Томторского месторождения ниобия и редкоземельных металлов, криогенных условий на месторождении. Предложена логистическая схема переработки руды с экономическим обоснованием этого процесса. Представлена схема организации вторично электрогенерации за счет образующегося водорода в объеме 5–6 литров на 1 кг ниобиевой руды при ее обработке растворами щелочей как топлива для максимального концентрирования щелочных растворов, обогащенных редкоземельными металлами. Благодаря этому будет исключена первичная пере работка руды открытым способом для извлечения РЗМ. Указано, что этот процесс можно реализовать в разных вариантах. Наиболее полное извлечение РЗМ происходит при отсутствии свободного кисло рода. Сделан вывод о том, что применение щелочного подземного выщелачивания с термическим воздействием является технологически обоснованным с учетом минералогической особенности руд и их ультрадисперсного состава, исключающего традиционное обогащение. При этом для реализации метода требуется дальнейшая детальная проработка геокриологических, экологических и технологических аспектов, включая контроль за термокарстом и защиту от радиоактивного фонового излучения.

Ключевые слова:

Томторское месторождение, редкоземельные металлы (РЗМ), двухстадийная разработка Томторского месторождения, подземное выщелачивание редкоземельных металлов, снижение естественной радиоактивности руд РЗМ, гидроразрыв пласта для выщелачивания рудоносных аргиллитов и алевритов, обработка щелочами руд редкоземельных металлов, добыча водорода из ниобиевых руд

Abstract:

The paper is dedicated to the problems related with the development of niobium-rare earth Tomtor field. One of the main problems in com missioning the field into operation is a very complicated and expensive logistics system to deliver produced ore to location of its primary processing. It is considered to perform two-stage operation of Tomtorskoye field using underground leaching. At the initial stage, it is proposed to apply underground leaching process for rare earth metals (REM) using alkali solutions of various concentrations, temperature effects upon the formation and hydraulic fracturing while transiting the developed block from the frozen state to thawed state. This will ensure the mobility of alkaline solutions in the ore column and their enrichment with REM. The same time, the anticipated volume of highly-concentrated solutions (primary concentrate) containing rare earth metals, will be in several orders less than the amount of transported ore, which will allow the use of air transportation for their export to secondary processing plants into marketable products. At the second stage, it is possible to develop niobium ores according to previously proposed scheme, which is the main one. The composition of Tomtor niobium ore deposit and rare earth metals as well as the study of field cryogenic conditions have been studied and the logistic scheme of ore processing with an economic justification of this process is proposed. The authors present the scheme to organize secondary power generation due to generated hydrogen in a volume of 5 to 6 liters per 1 kg of niobium ore during its treatment with alkali solutions as a fuel for alkaline solutions maxi mum concentration, enriched with rare earth metals. This will eliminate the primary ore processing by an open pit method for the extraction of REM. It is indicated that this process can be implemented in various ways. The most complete extraction of REM occurs in the absence of free oxygen. The authors make the conclusion that the use of alkaline underground leaching with thermal effects is technologically justified, taking into account the mineralogical features of ores and their ultrafine composition, which excludes traditional enrichment. The same time, the implemen tation of this method requires further detailed study of geocryological, environmental and process aspects, including control over the thermos-karst and protection from radioactive back ground radiation.

Key words:

Tomtorskoye field, rare earth metals (REM), two-stage development of Tomtorskoye field, underground leaching of rare earth metals, reduction of REM ore natural radioactivity, hydraulic fracturing to leach of ore-bearing mudstones and siltstones, alkali treatment of rare earth ores, hydrogen recovery from niobium ores