Об авторах about authors:

А.М. Крылов, Б.А. Колчанов, А.С. Валькович, П.А. Лыхин, Э.В. Усов, к.т.н., В.Н. Ульянов, к.т.н., Н.К. Каюров /ООО «Новосибирский научно-технический центр», г. Новосибирск, Новосибирский государственный университет (НГУ), г. Новосибирск/

A.M. Krylov, B.A. Kolchanov, A.S. Valkovic, P.A. Lykhin, E.V. Usov, PhD, V.N. Ulyanov, PhD, N.K. Kayurov / "Novosibirsk Scientific and Technical Center" LLC, Novosibirsk,  "Novosibirsk State University" (NSU) /

Аннотация:

Развитие измерительных технологий в последние десятилетия привело к заметному дисбалансу в бизнес-процессах,связанных с внедрением новых технологий. Все чаще на повестке возникает задача экономического обоснования дальнейшей автоматизации и так называемой цифровизации. Поэтому пересмотр целей и детализация задач для новых технологий, а также для создания все более интегрированных и функционально замкнутых систем и продуктов как никогда актуальны. При создании новых поколений виртуально-цифровых систем первоочередной целью цифровизации должно быть кратное ускорение анализа всех производственных процессов для своевременного принятия решений, уменьшения ошибок, обусловленных человеческим фактором, а также экономии на ресурсах там, где это возможно. В качестве примера в статье рассматриваются составляющие системы D-Flow, предназначенной для анализа процессов добычи углеводородов.

Ключевые слова:

прогнозирование добычи нефти и газа, нестационарная модель многофазного потока, виртуально - цифровая система для анализа процессов добычи D-Flow, цифровое нефтегазовое месторождение, моделирование свойств флюида в скважине, газовые и газоконденсатные месторождения

Abstract:

The development of metering procedures in recent decades has led to a noticeable imbalance in business processes associated with the intro duction of new processes. Increasingly, the task of economic justification for further automation and the so-called digitalization is on the agenda. Therefore, the revision of goals and the detailed specification of tasks for new procedures, as well as for the creation of more integrated and functionally closed systems and products is now more relevant than ever. While creating new generations of virtual digital systems the primary goal of digitation should be a multiple accelera tion of all production process analysis for timely decision-making, reducing errors caused by the human factor, as well as saving the resources where possible. As an example, the article dis cusses the components of the "D-Flow" system, designed to analyze the processes of hydrocar bon production. oil

Key words:

oil and gas production forecast, non-stationary multiphase flow model, virtual dig ital system to analyze D-Flow production process es, digital oil and gas field, simulation of fluid properties in a well, gas and gas condensate fields

Об авторах about authors:

Л.И. Тихомиров, к.т.н., А.С. Мезенцев, С.А. Земцов /Группа компаний ITPS, г. Москва/

L.I. Tikhomirov, PhD, A.S. Mezentsev, S.A. Zemtsov /"ITPS" Group of Companies, Moscow/

Аннотация:

Представлен уникальный комплексный подход к созданию и применению «цифровых двойников» нефтегазовых месторождений, реализованный на базе российской интеграционной платформы AVIST Oil&Gas (Asset Virtualization System Oil&Gas, разработка ITPS). Рассмотрены также тезисы первого в мире националь- ного стандарта в области «цифровых двойников» – ГОСТ Р 57700.37-2021 «Компьютерные модели и моделирование. Цифровые двойники изделий. Общие положения», которые конкретизируют терминологию и состав программно- технологических средств, обеспечивающих регулярное системное наполнение «цифрового двойника» оперативными производственными данными из разнообразного прикладного ПО. Подход позволяет автоматизировать ряд операций и процессов работы с моделями и обеспечить добывающее предприятие всем необходимым инструментарием и методологией, позволяющими добиться бизнес-эффектов, выраженных в систематическом выполнении планов по нефтегазодобыче, снижении недоборов и других издержек, а также в повышении объемов добываемого сырья.

Ключевые слова:

нефтегазодобыча, «цифровой двойник» нефтегазового месторождения, интегрированная модель месторождения, имитационное моделирование, платформа AVIST Oil&Gas, управление разработкой нефтегазового месторождения

Abstract:

The authors present a unique integrated approach to the creation and application of "digital twins" for oil and gas fields, imple mented at the basis of "AVIST Oil&Gas" Russian integration platform (Asset Virtualization System Oil&Gas, ITPS design). Thearticle also discusses the thesis of the world's first national standard in the area of "digital twins" – GOST R 57700.37-2021 "Computer Models and Simulation. Digital Twins of Products. General Provisions", which specify the terminology and composition of software and process tools that ensure regu lar system filling of a "digital twin" with oper ational production data from a variety of application software. This approach allows automating a number of operations and pro cesses to work with models and providing the production company with all the necessary tools and methodology to achieve business effects, expressed in the systematic compli ance with oil and gas production plans, reduc ing shortages and other costs, as well as increasing the volume of recovered crude well products.

Key words:

oil and gas production, oil and gas field "digital twin", integrated field model, simulation modeling, AVIST Oil&Gas platform, management over oil and gas field develop ment

Об авторах about authors:

В.А. Шурыгин, д.т.н., проф., чл.-корр. РАН, В.А. Серов, к.т.н., И.В. Ковшов, к.т.н., С.А. Устинов, к.т.н. /АО «Федеральный научно-производственный центр «Титан-Баррикады», г. Волгоград /

V.A. Shurygin, DSc, Prof., Corresponding Member of RAS, V.A. Serov, PhD, I.V. Kovshov, PhD, S.A. Ustinov, PhD /"Titan-Barricades" JSC at "Federal Scientific and Production Centre", Volgograd/

Аннотация:

Рассмотрены особенности управления оборудованием перспективных отечественных мобильных комплексов (флотов) гидроразрыва нефтяных и газовых пластов, задачи и архитектура их систем автоматизированного управления и контроля. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является кри- тической технологией для поддержания добычи нефти и природного газа как на действующих, так и на перспективных месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. В настоящее время АО «Федеральный научно-производственный центр «Титан-Баррикады» (г. Волгоград) разработан и изготовлен первый образец перспективного отечественного мобильного комплекса гидравлического разрыва пласта, обеспечивающего проведение в автоматическом режиме многостадийных большеобъемных глубокопроникающих гидроразрывов. На основании сформулированных задач предложена архитектура системы автоматизированного управления и контроля мобильного комплекса для проведения многостадийного большеобъемного глубокопроникающего ГРП с использованием высоко-производительной локальной вычислительной сети.

Ключевые слова:

интенсификация притока нефти, гидравлический разрыв пласта (ГРП), мно- гостадийный большеобъемный глубокопроникающий гидравлический разрыв плата, система автоматизированного управления и контроля (САУК) ГРП, мобильный комплекс гидроразрыва пласта (МК ГРП)

Abstract:

The paper considers the features of equipment man agement over the advanced domestic mobile sets (fleet) for hydraulic fracturing in oil and gas reser voirs, targets and architecture of their automated control and management systems. Reservoir hydrau lic fracturing is a critical process to support oil and natural gas production, both for existing and per spective fields with hard-to recover reserves. Currently, "Titan – Barricades" JSC at "Federal Research and Production Center (Volgograd) has developed and manufactured the first sample of advanced Russian mobile hydraulic fracturing fleet, which provides for the completion of automatic mul tistage large-volume deep-penetrating hydraulic fracturing. Based on the formulated targets the authors propose the architecture of automated con trol and management system for mobile equipment sets used for multistage large-volume deep-pene trating hydraulic fracturing through the use of high-performance local computer network.

Key words:

stimulation of oil inflow, reservoir hydraulic fracturing, multistage large-volume deep-penetrating hydraulic fracturing, automated control and monitoring system for hydro-fracturing; mobile equipment set for hydro-fracturing

Об авторах about authors:

В.И. Дарищев, к.т.н., О.В. Славкина, к.т.н.,С.Я. Маланий, Е.А. Бакуменко,  А.В. Недорубов,  А.А. Широков /ООО «РИТЭК», г. Волгоград/

А.В. Вахин, к.т.н. /Казанский федеральный университет, г. Казань/

V.I. Darischev, PhD, O.V. Slavkina, PhD, S.Ya. Malaniy, E.A. Bakumenko, A.V. Nedorubov, A.A. Shirokov /"RITEK" LLC, Volgograd/

A.V. Vakhin, PhD /Kazan Federal University, Kazan/

Аннотация:

Территории Республики Татарстан и Самарской области относятся к основным регионам деятельности ООО «РИТЭК», где сосредоточены трудноизвлекаемые запасы тяжелой и высоковязкой нефти. Актуальной задачей является совершенствование технологий освоения сложных месторождений. В числе таких технологий – пароциклическая обработка скважин. В 2018 г. по техническому заданию ООО «РИТЭК» на производственной базе АО «Подольский машиностроительный завод» была создана уникальная мобильная парогенерирующая установка. В 2019 г. на месторождениях ТПП «РИТЭК- Самара-Нафта» проведены успешные испытания установки. Перспективным направлением модернизации технологии пароциклической обработки является использование катализаторов акватермолиза нефти. Совместно с Казанским университетом проведены исследования по подбору состава катализаторов для ряда месторождений высоковязкой нефти Самарской области.

Ключевые слова:

трудноизвлекаемые запасы нефти (ТРИЗ), высоковязкая нефть (ВВН), паро- циклическая обработка скважин (ПЦО), мобильная парогенерирующая установка (МПГУ), каталитический акватермолиз нефти, СВЧ-комплекс для добычи высоковязкой нефти

Abstract:

The territories of the Republic of Tatarstan and Samara Region are allocated to the main regions of "RITEK" LLC activity, where hard-to-recover reserves of heavy and high-viscous oil are con centrated. The improvement of the technologies to operate the process of these challenging field development is an acute one. Among these tech nologies is the process of cyclic steam well treatment. In 2018 basing upon the technical assignment of "RITEK" LLC, a unique mobile steam generating station was designed and man ufactured at "Podolsk Machine-Building Plant" JSC. In 2019 the successful tests of the facility were carried out at the fields of "RITEK-Samara Nafta" TPP. The use of oil aqua-thermolysis cata lysts is a promising area for the updating the cyclic steam treatment procedure. Together with Kazan University they have conducted the researches on the selection of catalysts composi tions for a number of high-viscous oil fields in Samara Region.

Key words:

hard-to-recover oil reserves (HRR), high-viscous oil, cyclic steam treatment of wells (CS), mobile steam generating unit (MSGU), cat alytic oil aqua-thermolysis, microwave complex for high-viscous oil production

Об авторах about authors:

В.И. Дарищев, к.т.н., С.А. Харланов,  Ю.И. Бабинец, А.В. Зиновьев, Д.О. Антонова /ООО «РИТЭК», г. Волгоград/

V.I. Darischev, PhD., S.A. Kharlanov, Yu.I. Babinets, A.V. Zinoviev, D.O. Antonova /"RITEK" LLC, Volgograd, Russia/

Аннотация:

Впервые в России ООО «РИТЭК» успешно реализовало циклическую закачку углекислого газа в добывающие скважины по технологии Huff & Puff («Вдох – выдох») для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Технология Huff & Puff является полностью экологически безопасной ввиду высокой степени растворимости СО2 в нефти в пластовых условиях. Технология предполагает закачку углекислого газа в добывающую скважину и включает в себя три этапа: закачка СО2 в пласт, выдержка во времени и добыча нефти. По результатам геолого-технического мероприятия закачка СО2 позволила повысить производи- тельность скважин с высоковязкой нефтью, а также ввести в эксплуатацию ранее простаивающие скважины. Нефтеотдача скважин увеличивается за счёт снижения вязкости нефти, ее набухания (увеличение объема) вследствие растворения СО2 и очистки призабойной зоны от асфальто-смолистых парафиновых отложений (АСПО). Выработаны основные критерии применимости технологии, проведена ее оптимизация для дальнейшего тиражирования.

Ключевые слова:

трудноизвлекаемые запасы нефти, повышение нефтеотдачи пластов, цикличес- кая закачка СО2 в добывающие скважины по технологии Huff & Puff, интенсификация добычи нефти, высоковязкая нефть, снижение вязкости нефти

Abstract:

"RITEK" LLC for the first time in Russia has successful ly applied cyclic carbon dioxide injection into production wells using "Huff & Puff" technology for fields with hard-to-recover oil reserves. "Huff & Puff" tech nology is completely environmental-free due to high degree of CO2 solubility in oil in formation conditions. The technique involves the injection of carbon dioxide into the production well and includes three stages: CO2 injection into reservoir, stay-ion time and oil pro duction. According to the results of geological and technical operations, the injection of CO2 made it possible to increase the flow rate of wells with high-viscous oil, as well as to put into operation previ ously shut-down wells. The enhanced oil recovery is growing with the reduction in oil viscosity, its swelling (increase in its volume) due to CO2 solution and clean ing of bottom-hole zone from asphalt-wax-paraffin (AWP) depositions. The authors have designed main process application criteria, have completed its opti mization for further replication.

Key words:

hard-to-recover oil reserves, enhanced oil recovery, cyclic CO2 injection into production wells using "Huff & Puff" technology, stimulation of oil pro duction, high-viscous oil, reduction in oil viscosity

Об авторе about author:

О.П. Маковеев /ООО «Корона-ТЭК», г. Самара/

O.P. Makoveev /OOO «Korona-TEK», Samara /

Аннотация:

Представлено технологическое решение повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов нефти с помощью оборудования отечественного производства предприятия ООО «Корона-ТЭК», имеющего богатый опыт производства оборудования для ПНП с применением полимеров и ПАВ.

Ключевые слова:

добыча высоковязкой нефти, повышение нефтеотдачи пластов (ПНП), термическое полимерное заводнение, утилизация попутного газа, КУДР 10Л (комплекс установок дозирования реагентов)

Abstract:

The paper presents a process solution increase the oil production from hard-to-recover oil reserves using equipment of domestic make produced by "Korona-TEK" LLC, which has the extensive experience in fabrication of equip ment for EOR and the use of polymers and surfactants.

Key words:

production of high-viscous oil, enhanced oil recovery (EOR), thermal polymer flooding, associated gas utilization, KUDR 10L (complex of reagent dosing units)

Об авторах about authors:

И. Роггелин, А.В. Рябоконь /ООО СП «Волгодеминойл», г. Волгоград /

А.И. Газизянов, А.Ю. Спектор, К.Ю. Мироненко, А.А. Филиппенко /ООО «Праксэа Рус», Linde, г. Москва/

I. Roggelin, A.V. Ryabokon /"Volgodeminoil" JVC LLC, Volgograd/

A.I. Gazizyanov, A.Yu. Spector, K.Yu. Mironenko, A.A. Filippenko /"Praxair Rus" LLC, Linde, Moscow/

Аннотация:

При проведении кислотных обработок неоднородного коллектора ООО «ПраксэаРус» успешно применяет пены на основе углекислого газа и азота. В случае использования диоксида углерода помимо отклонения кислоты существует ряд дополнительных эффектов: снижение вязкости нефти, ее объемное расширение, растворение остаточной нефти. В 2019 г. проведены промысловые испытания технологии соляно-кислотной обработки с пенным отклонителем на двух скважинах ООО СП «Волгодеминойл». В результате скважины выведены из бездействия и получена дополнительная добыча 6–8 тыс. т на скважину за счёт увеличения коэффициента продуктивности скважины и перераспределения профиля притока. Продолжительность эффекта составила больше года.

Ключевые слова:

нетрадиционные запасы углеводородов, интенсификация добычи нефти, пенокис- лотные обработки неоднородного коллектора, снижение вязкости нефти посредством закачки CO2, увеличение фазовой проницаемости породы по нефти, увеличение дебита скважин, снижение обводненности нефти

Abstract:

When conducting heterogeneous reservoir acid treatments "Praxair Rus" LLC successfully applies carbon dioxide and nitrogen-based foams. In the case of carbon dioxide treat ment, in addition to acid diversion, there are a number of additional effects, i.e. reduction in oil viscosity, its volu metric expansion, dissolution of residual oil. In 2019 the Company has conducted field tests of hydrochloric acid treatment procedures with a foam diverter at 2 wells of "Volgodeminoil" JVC LLC. As a result of these jobs the wells were brought out of shut-down status and gave 6 to 8 thousand tons of additional production per 1 well/ This result was achieved by the growth in well productivity factor and redistribution of inflow profile. The duration of the effect exceeded 1 year.

Key words:

unconventional hydrocarbon reserves, stimu lation of oil production, foam acid treatments in heteroge neous reservoir, reduction in oil viscosity by CO2 injection, growth in in rock phase permeability by oil, growth in well flow rate, decrease in water-cut

Об авторах about authors:

Д.А. Анфиногентов /ООО «Зиракс», г. Волгоград/

С.А. Демахин, к.г.-м.н. /ООО «Зиракс-нефтесервис», г. Волгоград/

А.П. Меркулов /ООО «Зиракс», г. Волгоград/

D.A. Anfinogentov /"Zirax" LLC, Volgograd/, S.A. Demakhin, PhD /"Zirax-nefteservice" LLC, Volgograd/, A.P. Merkulov /"Zirax" LLC,

Volgograd/

Аннотация:

Представлены технологии и химические реагенты для щадящего глушения и интенсификации скважин. Дано описание технологии, особенностей и опыта применения блокирующих составов для глушения в условиях аномально низких пластовых давлений. Сделан обзор солевых систем и химических добавок к ним для предотвращения негативного влияния жидкостей глушения на коллекторские свойства пласта. Показаны преимущества технологии пенокислотной обработки с применением СО2, позволяющей достигать более высоких эффектов по увеличению дебита нефтяных и газовых скважин. Все технологии активно внедряются в нефтегазовых компаниях, в том числе в ООО «РИТЭК».

Ключевые слова:

интенсификация скважин, блокирующий состав PLASTIROX, глушение скважин, скважины с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), реагент Wotasoft, пенокислотные обработки скважин с использованием СО2

Abstract:

The authors of the paper present the technologies and chemical reagents for non-damaging well killing and stimulation and provide the description of technology, features and experience in applying well-killing com positions in conditions of abnormally low formation pressure. The paper contains the review of salt sys tems and chemical additives to them so as to prevent the negative effect of well-killing fluids on reservoirproperties. The paper also illustrates the advantages of foam acid well treatment procedure with the use of CO2, which allows achieving higher effects upon the growth in oil and gas wells’ flow rate. All these pro cedures are being actively implemented in oil and gas companies, including "RITEK" LLC.

Key words:

stimulation of well operation, PLASTIROX plugging composition, well killing, wells with abnormally high formation pressure (AHFP), "Wotasoft" reagent, foam acid well treatment and the use of CO2

Об авторах about authors:

Ф.Э. Сафаров, к.х.н., Э.М. Сунагатова ,В.А. Докичев, д.х.н., проф., чл.-корр. АН Республики Башкортостан /Уфимский институт химии УФИЦ РАН, г. Уфа/

А.Г. Телин, к.х.н., чл.-корр. РАЕН /ООО «Уфимский научно-технический центр», г. Уфа/

F.E. Safarov, PhD, E.M. Sunagatova, V.A. Dokichev, DSc, Prof., Corr. Member at Academy of Sciences, Republic of Bashkortostan /Ufa Institute on Chemistry, UFIC

RAS, Ufa/

A.G. Telin, PhD, Corr. Member at RAEN /"Ufa Scientific and Technical Center" LLC, Ufa/

Аннотация:

Нефтедобыча как одна из наиболее важных отраслей народного хозяйства России нуждается в прогрессе. Это позволит не только компенсировать выбывание запасов легкой и подвижной нефти, но и увеличить эффективность извлечения нефти на месторождениях, находящихся в заключительной стадии разработки. Опыт реализации проектов, связанных с увеличением нефтеотдачи пласта через добавки в нагнетаемую в пласт воду композиций ПАВ, свидетельствует о необходимости замены дорогих импортных реагентов на более доступные отечественные. Кроме того, необходимо обратить внимание государства на стимулирование добычи нефти инновационными методами. Развитие этих двух подходов позволит развить производство новых технологичных продуктов, а также снизить затраты недропользователей на поддержание рентабельной добычи нефти.*

Ключевые слова:

внутренние олефин-сульфонаты, ASP-технология, поверхностно-активное вещество, опытно-промышленные работы, добыча нефти, методы увеличения нефтеотдачи (МУН), запасы остаточной нефти, ASP (Аlkaline/Surfactant/Polymer)-заводнение, применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) для разработки нефтегазовых месторождений

Abstract:

Oil production industry being one of the most important branches of the Russian national economy needs progress. This will not only compensate for the depletion of light and mobile oil reserves, but will also increase the efficiency of oil recovery at fields in their final stage of development. The experience in implementing the projects related to enhanced oil recovery through the injection of reservoir surfactant compositions into the injected water indicates the need to replace expensive imported reagents with more affordable domestic ones. In addition, it is necessary to draw the attention of the state to oil produc tion stimulating by innovative methods. The development of these two approaches will allow us to develop the production of new technological products, as well as to reduce the costs of subsurface users to maintain oil production profitability.

Key words:

internal olefin-sulfonates, ASP technology, surfactant, pilot test operations, oil production, improved oil recovery (IOR) methods, residual oil reserves, ASP (Alkaline/Surfactant/ Polymer)-flooding, application of surfactants for the development of oil and gas fields

Об авторах about authors:

В.В. Баушин/ООО «Импел», г. Казань/

А.И. Никифоров, д.ф.-м.н., проф. /ИММ ФИЦ КазНЦ РАН, г. Казань/

Р.Г. Рамазанов, к.т.н. /ООО «Нефтегазовый НИЦ МГУ им. М.В. Ломоносова», г. Москва/

V.V. Baushin /"Impel" LLC, Kazan/

A.I. Nikiforov, DSc, Prof. /IMM FITC KazNC RAS, Kazan/

R.G. Ramazanov, PhD /"Oil and Gas Research Center M.V. Lomonosov MSU, Moscow/

Аннотация:

Задача выработки запасов нефти низкопроницаемых зон коллектора может быть решена применением метода циклического (нестационарного) заводнения. Авторами предложен методический подход к выбору полупериода закачки, основанный на ранжировании продуктивных интервалов коллектора по абсолютной проницаемости. Оптимальная продолжительность закачки при циклическом воздействии определяется по результатам гидродинамических расчетов.

Ключевые слова:

добыча нефти, повышение коэффициента извлечения нефти, циклическое заводнение нефтяных пластов, гидродинамическое моделирование технологии циклического заводнения, ранжирование проницаемости интервалов пласта-коллектора

Abstract:

The problem of oil reserves development having low-permeable reservoir zones can be resolved by the application of cyclic (non-stationary) flooding method. The authors propose a methodological approach to the selection of injection half-period, based at the ranking of productive reservoir intervals by their absolute permeability. The optimal duration of injection during cyclic effect is determined by the results of hydro dynamic calculations. oil production, growth in oil recovery factor, cyclic oil reservoir flooding, hydrodynamic modeling of cyclic flooding procedure, ranking of reservoir intervals permeability

Key words:

oil production, growth in oil recovery factor, cyclic oil reservoir flooding, hydrodynamic modeling of cyclic flooding procedure, ranking of reservoir intervals permeability

Об авторе about author:

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

A.V. Shipulin, PhD /"RENES" LLC, St. Petersburg/

Аннотация:

Представлена технология импульсной обработки прискважинной зоны пласта. Предлагаемая технология позволяет развивать сеть расходящихся трещин, увеличивает проницаемость прискважинной зоны пласта, предназначена для применения в низкопроницаемых коллекторах, может заменить дорогостоящие технологии гидроразрыва, является более экологичной и экономичной. Показан опыт применения технологии.

Ключевые слова:

интенсификация добычи нефти, низкопроницаемые коллекторы, увеличение проницаемости прискважинной зоны пласта (ПЗП), импульсное воздействие на ПЗП, нагнетательная скважина, восстановление старых скважин

Abstract:

The author presents the technology of borehole area pulse treatment processing in the formation. The proposed procedure makes it possible to develop a grid of divergent fractures, thus increasing the per meability of near-wellbore zone of the formation. It is intended for the application in low-permeability reservoirs, may replace expensive hydraulic fractur ing technologies and is more environment friendly and economical. The paper contains an experience in practical application of this technology.

Key words:

stimulation of oil production, low-per meable reservoirs, growth in permeability of forma tion downhole zone (BH), impulse effect upon BH, injection well, restoration of old wells

Об авторах about authors:

А.А. Фаткуллин, к.т.н., Р.Н. Фахретдинов, д.х.н., проф., действительный член РАЕН /ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг», г. Москва/

A.A. Fatkullin, PhD, R.N. Fakhretdinov, DSc, Prof., Full-fledges member of RANS /MFC "ChemServiceEngineering" LLC, Moscow/

Аннотация:

В рамках импортозамещения разработана инновационная технология ПНП на основе реагента российского производства АС-CSE-1313 марка В – гидрофобный полимер-гель SPA-Well. Образующийся в пластовых условиях гель обладает повышенными реологическими характеристиками, термостойкостью (более 150 °С), стойкостью к высокой минерализации пластовой воды (до 400 г/л) и сероводороду. Обосновано преимущество технологии SPA-Well перед тех- нологиями на основе полиакриламида (ПАА) по объемам закачиваемого состава, дополнительной добычи нефти и по сокращению попутной воды. По результатам применения технологии на месторождениях Западно-Сибирского региона и Коми в 2021 г. ожидаемая дополнительная добыча нефти составляет 800–2200 т/скв., сокращение добычи попутной воды – 2800–4200 т/скв. Реагент АС-CSE-1313 марка В (SPA Well) рекомендуется для применения в технологиях повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) в качестве альтернативы импортному ПАА.

Ключевые слова:

добыча нефти, повышение нефтеотдачи пластов (ПНП), выравнивание профиля приемистости (ВПП), ограничение водопритока (ОВП), гелеобразующий реагент АС-СSE-1313 марка В, гидрофобный полимер-гель SPA-Well, импортозамещение технологий ПНП

Abstract:

As part of import substitution we have designed an innovative EOR technology that is based on a Russian reagent AC-CSE-1313 brand B, i.e. SPA-Well hydro phobic polymer gel. The gel formed in reservoir condi tions has improved rheological characteristics, heat resistance (exceeding 150 °C), resistance to formation water high salinity (up to 400 g/l) and to hydrogen sulfide. Here we present the advantage of SPA-Well technology versus polyacrylamide (PAA)-based tech nologies in terms of injected composition volume, incremental oil production and associated water reduction. Basing upon the results of technology appli cation at the fields of Western Siberian and Republic of Komi (2021) the anticipated additional oil produc tion is equal to 800-2,200 t/well, the reduction in associated water production is equal to 2,800-4,200 t/ well. Reagent AC-CSE-1313 brand B (SPA-Well) is recommended for its practical application as an Enhanced Oil Recovery procedure that is an alternative to imported PAA.

Key words:

oil production, enhanced oil recovery (EOR), conformance control (CC), water inflow control (WIC), AC-CSE-1313 brand B gel-forming reagent, SPA-Well hydrophobic polymer gel, import substitution of EOR technologies

Об авторах about authors:

А.В. Минаков1, к.ф-м.н., М.И. Пряжников1, А.И. Пряжников1, А.С. Якимов1, И.А. Денисов1, А.С. Лобасов1, к.ф-м.н., И.В. Немцев2, В.Я. Рудяк1,3, д.ф-м.н., проф./1Сибирский федеральный университет, г. Красноярск, 2 Федеральный исследовательский центр «Красноярский научный центр Сибирского отделения Российской академии наук», г. Красноярск, 3 Новосибирский государственный архитектурно- строительный университет (Сибстрин), г. Новосибирск/

A.V. Minakov1, PhD, M.I. Pryazhnikov1, A.I. Pryazhnikov1, A.S. Yakimov1, I.A. Denisov1, A.S. Lobasov1, PhD, I.V. Nemtsev2, V.Ya. Rudyak1,3, PhD, Prof./ 1 Siberian Federal University, Krasnoyarsk, 2 Federal Research Center "Krasnoyarsk Scientific Center at Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences", Krasnoyarsk, 3 Novosibirsk State University on Architecture and Civil Engineering (Sibstrin), Novosibirsk/

Аннотация:

Проведено исследование процесса вытеснения нефти наносуспензией с использованием микрофлюидного чипа. Показано, что с ростом концентрации наночастиц коэффициент вытеснения нефти растет. Значительный эффект наблюдается при 0,125 мас. % концентрации наночастиц. Максимальное зафиксированное приращение коэффициента вытеснения по сравнению с водой составило около 60 %. Результаты лабораторных исследований на микрофлюидных чипах качественно согласуются с результатами лабораторных экспериментов по вытеснению нефти наносуспензиями на образцах керна. Существенными преимуществами микрофлюидных исследований являются визуализация процессов вытеснения нефти из модели пористой среды, простая очистка и возможность многократного использования микрофлюидного чипа. Микро флюидная технология имеет большой потенциал для лабораторных исследований эффективности разрабатываемых составов для увеличения нефтеотдачи.

Ключевые слова:

микрофлюидная технология для увеличения нефтеотдачи, вытеснение нефти наносуспензией, использование микрофлюидных чипов в исследованиях процесса вытеснения нефти, коэффициент межфазного натяжения на границе «нефть – вытесняющая жидкость», краевой угол смачивания системы «вытесняющая жидкость – нефть – поверхность», влияние концентрации наночастиц на коэффициент вытеснения нефти

Abstract:

The authors of the paper have conducted the study of oil displacement processes by nano-suspension using a micro-fluid chip. They have illustrated that with the growth in concentration of nanoparticles, the oil displacement factor is also increasing. A significant effect is observed at 0,125 % (wt.) concentration of nanoparticles. The maximum recorded increment in displacement factor when compared to water was about 60%. The results of lab studies using micro-fluid chips are qualitative ly consistent with the results of lab experiments with oil displacement from core samples by nano-suspensions. The essential advantages of micro-fluid studies are the visualization of oil dis placement processes from the model of porous medium, simple cleaning and the possibility to have repeated application of micro-fluid chip. Micro-fluid technology has great potential to study the efficiency of the developed formulations in enhancing oil recovery.

Key words:

micro-fluid technology to increase oil recovery, oil displacement by nano-suspension, use of micro-fluid chips in studies of oil displacement process, interfa cial tension coefficient at "oil – displacing liquid" boundary, the wetting angle of "dis placing liquid – oil – surface" system, the effect of nano-particle concentration on oil displacement factor

Об авторах about authors:

Е.В. Безверхая, к.т.н., доцент, Е.Л. Морозова, к.т.н., доцент, Н.В. Медведь, к.т.н., доцент, Т.Н. Виниченко /СФУ, г. Красноярск/

E.V. Bezverkhaya, PhD, Associate Prof., E.L. Morozova, PhD, Associate Prof., N.V. Medved, PhD, Associate Prof., T.N. Vinichenko /SFU, Krasnoyarsk/

Аннотация:

Вопрос разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами с каждым годом становится все актуальнее. Но, несмотря на это, в нашей стране до сих пор не существует ни точного определения этих запасов, ни их классификации. Этому вопросу и посвящена эта статья-рассуждение.

Ключевые слова:

трудноизвлекаемые запасы нефти, показатель трудности добычи нефти, класси- фикация запасов нефти и горючих газов

Abstract:

Every year the issue to develop the deposits with hard-to-re cover reserves is becoming more relevant. But, despite this, in our country there is still no precise definition of these reserves nor their classification. This is the subject of this article and discussion.

Key words:

hard-to-recover oil reserves, oil production indica tor of complexity, oil and combustible gas reserves classification

Об авторах about authors:

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

A.A. Isaev, PhD, A.A. Tsink, A.A. Sharifullin, PhD /Sheshmaoil Management Company LLC, Almetyevsk/

Аннотация:

Разработана конструкция и проведены ОПИ установки раздельной эксплуатации скважин с автоматическим переключением потоков по пластам (УОРЭ-А). Получен патент. В ходе проведения ОПИ установка УОРЭ-А внедрена на двух скважинах АО «Шешмаойл»: скв. № 3232 (с 07.08.2018) и скв. № 3318 (с 25.03.2020). Разработанная конструкция установки УОРЭ-А доказала свою работоспособность и рекомендована для стабильной добычи нефти из скважин, имеющих два продуктивных пласта с различными характеристиками. Поочередная эксплуата- ция пластов происходит в соответствии с изменением в них забойных давлений и достижением заданного перепада давления между этими (нижним и верхним) разобщенными пластами.

Ключевые слова:

добыча нефти, штанговый глубинный насос (ШГН) с автоматическим пере- ключением потоков по пластам, технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) скважин, разобщение продуктивных пластов в скважине

Abstract:

An installation for dual completion which can auto matically switch flows between formations (UORE-A) has been designed and tested. A patent for the device has been obtained. As part of the pilot test ing, the UORE-A installation was installed at two wellsof JSC "Sheshmaoil": well No.3232 (launched on August 07, 2018) and well No.3318 (launched on March 25, 2020). The designed UORE-A installation has proven its efficiency and was recommended for consistent oil production from wells with two oil-bearing formations with different properties. The reservoirs are operated sequentially depending on changes in their bottomhole pressures and achieve ment of the preset differential pressure between these isolated formations (the lower and the upper one).

Key words:

oil production, downhole sucker rod pump (SRP) with automatic flow regulation in forma tions, procedure of dual well completion (DC), separa tion of productive reservoirs in well