Об авторах about authors:

М.А. Булгаков, к.г-м.н., В.Н. Кожин, к.т.н, В.А. Колесников, к.г-м.н., Д.В. Лепнев, Д.П. Жаринов/ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара/

Л.Н. Болдушевская/ООО «РН КрасноярскНИПИнефть»,г. Красноярск/

M.A. Bulgakov, PhD, V.N. Kozhin, PhD, V.A. Kolesnikov, PhD, D.V. Lepnev, D.P. Zharinov/"SamaraNIPIneft" LLC, Samara/

L.N. Boldushevskaya /"RN KrasnoyarskNIPIneft",Krasnoyarsk/

Аннотация:

В 2022 году сотрудниками ООО «СамараНИПИнефть» на территории Попигайской астроблемы был проведен геологический семинар с целью изучения древних ударных кратеров, процессов формирования пород, возникших при падении на земную поверхность крупного метеорита (диаметром около 7–8 км), их свойств.

Ключевые слова:

астроблемы (кратеры), Попигайская астроблема, метеоритный кратер, месторождения импактных технических алмазов, геологическая модель кратера, тагамиты, базальты,Тунгусская синеклиза, нефть в базальтах

Abstract:

In 2022 the personnel of "SamaraNIPIneft" LLC held a geological field trip to the territory of Popigai astrobleme to study ancient impact craters, rock formation processes that arose when a large meteorite (about 7–8 km in diameter) fell down on the Earth's surface as well as their properties

Key words:

astroblems (craters), Popigaiastrobleme, meteorite crater, deposits of impact technical diamonds, crater geological model, tagamites, basalts, Tunguska syineclise, oil in basalt formation

Об авторах about authors:

А.Г. Ефимов, С.К. Самарцев, Р.Ф. Ильгильдин /ООО «Газпром добыча Оренбург», г. Оренбург/

Ш.Х. Султанов, д.т.н., проф., В.В. Никифоров, А.Р. Шарафутдинов, А.М. Маляренко, к.г.-м.н. /ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа Научный центр мирового уровня (НЦМУ) «Рациональное освоение запасов жидких углеводородов планеты», г. Уфа/

A.G. Efimov, S.K. Samartsev, R.F. Ilgildin/"Gazprom Dobycha Orendurg" LLC, Orendurg/

Sh.H. Sultanov, Dsc, Prof., V.V. Nikiforov,A.R. Sharafutdinov, A.M. Malyarenko, PhD/"Ufa State Petroleum Technical University", Ufa,"Rational Development of Liquid HydrocarbonReserves of the Planet" World-class Scientific Center (WCSC), Ufa/

Аннотация:

Юг Республики Башкортостан в зоне сочленения Восточно-Европейской платформы и складчатой области Урала согласно схеме нефтегеологического районирования отнесен к Южно-Предуральской нефтегазоносной области. Территория характеризуется относительно широким распространением нефтегазоносных комплексов, выявлены промышленные скопления углеводородов. Предуральский краевой прогиб имеет высокую плотность разбуренности, а его строение известно достаточно хорошо. Геологически менее изученной является складчатая область Южного Урала. При этом многими авторами отмечается перспективность Передовой складчатости Урала и Зилаирского синклинория. Рассматриваемая область расположена в зоне сочленения крупных структурных комплексов, образованных в результате эволюции Уральского складчатого пояса, и имеет сложное шарьяжно-надвиговое строение. Неоднородность области также проявляется и в литолого-стратиграфическом строении комплексов палеозойских отложений. Имеющаяся информация о строении территории представлена в различных отчетах о проведенных сейсморазведочных работах, а также по результатам бурения единичных скважин. С целью создания единой базы имеющихся данных о строении исследуемого участка, а также более наглядного представления информации, в статье показана концептуальная региональная модель строения территории. Для более достоверного отображения строения региона проведена увязка стратиграфических подразделений и тектонических особенностей рассматриваемой площади, что позволит более эффективно решать задачи оценки перспектив нефтегазоносности и определять направления дальнейшего изучения выделенных перспективных структурных ловушек.

Ключевые слова:

нефтегазоперспективые площади, геологическое и тектоническое строение складчатой области Южного Урала, палеозойский разрез, структурная модель, формационный ряд, флишевый комплекс, тектонические пластины, Зилаирский синклинорий, Уралтауский антиклинорий, комплекс Магнитогорского синклинория, трехмерные геологические и гидродинамические модели, выявление месторождений углеводородов

Abstract:

The south of the Republic of Bashkortostan in the area of the junction of the East European Platform and the folded region of the Urals, according to the scheme of oil and geological zoning, is assigned to the South Pre-Ural oil and gas region. The territory is characterized by a relatively wide spread of oil and gas complexes. Industrial accumulations of hydrocarbons have been identified. The Cis-Uralian foredeep has a high density odrilling, and its structure is well known. Geologically less studied is the folded region of the Southern Urals. At the same time, many authors note the prospects of Advanced folding of the Urals and the Zilair synclinorium. The region under consideration is located in the zone of articulation of large structural complexes formed as a result of the evolution of the Ural folded belt, and has a complex thrust faultstructure. The heterogeneity of the region is also manifested in the lithological and stratigraphic structure of Paleozoic sediment complexes. The available information about the structure of the territory is presented in various reports on seismic surveys carried out, as well as on the results of drilling single wells. In order to create a unified database of available data on the structure of the studied area, as well as a more visual presentation of information, the article shows a conceptual regional model of the structure of the territory. For a more reliable representation of the structure of the region, the stratigraphic subdivisions and tectonic features of the area under consideration were linked, which will allow more effectively solving the problems of assessing the prospects of oil and gas potential and determining the directions for further study of the identified promising structural traps.

Key words:

oil and gas prospective areas, geological and tectonic structure of South Urals folded region, Paleozoic cross-section, structural model, formation series, flysch complex, tectonic plates, Zilair synclinorium, Uraltau anticlinorium, Magnitogorsk synclinorium complex, 3D geological and hydrodynamic models, identification of hydrocarbon fields

Об авторах about authors:

Л.С. Кулешова, к.т.н., доцент, В.В. Мухаметшин, д.т.н., проф., Р.А. Гилязетдинов /Институт нефти и газа ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (филиал в г. Октябрьском), г. Октябрьский/

L.S. Kuleshova, PhD, Associate Prof. V.V. Mukhametshin, DSc, Prof., R.A. Gilyazetdinov /Institute of Oil and Gas FSBEI of HE "Ufa State Petroleum Technological University", (Branch in the City of Oktyabrsky), Oktyabrsky/

Аннотация:

На основе известного эмпирического подхода существенно расширены границы применения одного из направлений геолого-статистического моделирования – определения степени взаимовлияния скважин с использованием расчета значений взаимокорреляционных функций (ВКФ). Предлагается при помощи вычисления введенных авторами статистических характеристик «моды накопления» и «моды работы» учитывать особенности эксплуатации добывающих скважин в кратковременном периодическом режиме. В качестве примера проведены расчеты стандартных и скорректированных значений ВКФ для 30 скважин одного из месторождений Волго - Уральской нефтегазоносной провинции, исходя из которых установлено расхождение результатов в количественном и качественном эквиваленте. Полученные скорректированные значения ВКФ не только совпадают с результатами физической интерпретации данных геофизических исследований, но и позволяют прямо и косвенно судить о процессах, протекающих в призабойной зоне пласта, что существенно повышает эффективность управления низкорентабельными активами.

Ключевые слова:

карбонатные залежи месторождения Северной группы Волго-Уральского мегабассейна (ВУМ), геолого-статистическое моделирование пластовых процессов, малодебитный фонд скважин, группирование скважин месторождения, степень информативности параметров (СИП) для группировки скважин, геолого физические характеристики карбонатных залежей, кратковременный периодический режим (КПР) эксплуатации добывающих скважин, осложнения при добыче нефти, эксплуатация скважин на заключительной стадии разработки, эксплуатация малодебитных скважин в КПР, оптимизация системы заводнения скважин

Abstract:

In this work, the authors, based on the well-known empirical approach, significantly expanded the boundaries of the application of one of the directions of geological and statistical modeling – determining the degree of mutual influence of wells using the calculation of the values of intercorrelation functions (CCF). It is proposed to take into account the peculiarities of the operation of producing wells in a short-term periodic mode by calculating the statistical characteristics of the «accumulation mode» and «operation mode» introduced by the authors. As an example, calculations of standard and adjusted values of the CCF for thirty wells of one of the fields of the Volga-Ural oil and gas province were carried out, based on which the discrepancy between the results in quantitative and qualitative equivalents was established. The adjusted values of the CCF obtained not only coincide with the results of the physical interpretation of the geophysical research data, but also allow us to directly and indirectly judge the processes occurring in the bottom-hole zone of the formation, which significantly increases the efficiency of managing low-margin assets.

Key words:

carbonate deposits of the Northern group of the Volga-Ural megabasin (VUM), geological and statistical modeling of reservoir processes marginal well stock, well pattern, well pattern informative value (WPI), geological and physical characteristics for carbonate deposits, producer well short-term periodic mode (STPM), production problems, wells in the final development stage, marginal well producer in STPM operation, well waterflooding system optimization.

Об авторах about authors:

Д.О. Арентов1,Н.О. Матрошилов2, П.А. Лыхин1,Э.В. Усов1, к.т.н., Б.А. Колчанов1,М.Г. Козлов2, к.ф.-м.н., А.М. Крылов2, Д.О. Тайлаков2, к.т.н., В.Н. Ульянов1, к.т.н., /1 ООО «Новосибирский Научно-технический Центр», г. Новосибирск,2 Новосибирский государственный университет, г. Новосибирск/

D.O. Arentov1, N.O. Matroshilov2, P.A. Lykhin1,E.V. Usov1, PhD, B.A. Kolchanov1, M.G. Kozlov2, PhD,A.M. Krylov2, D.O. Tailakov2, PhD, V.N. Ulyanov1, PhD/1 "Novosibirsk Scientific and Technical Center" LLC,Novosibirsk,2 Novosibirsk State University, Novosibirsk/

Аннотация:

Рассмотрена прикладная задача делампинга (delamping) композиционной модели флюида с применением системы, состоящей из ансамбля нейронных сетей, и созданного авторами алгоритма для поиска оптимального решения. Проводятся численные эксперименты с двумя реальными композиционными составами углеводородной смеси, в которых сравниваются фазовые диаграммы до и после делампинга. Опорные фазовые диаграммы рассчитываются с помощью PVT-модуля гидравлического симулятора d-Flow. Результаты расчета алгоритма показывают высокую точность процедуры делампинга, применяемую для композиционных типов флюидов.*

Ключевые слова:

прогнозирование физико-химических свойств сырой нефти и природного газа, искусственные нейронные сети (ИНС), расчет многофазного флюида, PVT-модель флюида, лампинг (lamping), делампинг, моделирование смешения флюидов, PVT-модуль гидравлического симулятора d-Flow, расчет термофизических свойств многокомпонентных смесей углеводородов с использованием ансамбля полносвязных нейронных сетей прямого распространения, аппроксиматор, модель предиктора

Abstract:

The paper informs on the applied problem of delamping in a compositional fluid model using a system consisting of a set of neural networks and an algorithm created by the authors to find the optimal solution. The authors of the paper provide numerical experiments with two real composition of hydrocarbon mixture, where they compare phase diagrams prior and after delamping. The reference phase diagrams are calculated using the PVT module of d-Flow hydraulic simulator. The calculation results of the algorithm illustrate high accuracy of delamping procedure used for composite fluid types.

Key words:

prediction of physical and chemical properties of crude oil and natural gas, artificial neural networks (ANN), calculation of multiphase fluid, PVTfluid model, lamping, delamping, simulation of fluid mixing, PVT-module of d-Flow hydraulic simulator, calculation of thermophysical properties of hydrocarbon multicomponent mixtures using a set of fully connected neural networks of direct propagation, approximator, predictor model

Об авторах about authors:

М.Г. Собослаи /ООО «Альтаир», г. Томск/

M.G. Soboslai /Altair LLC, Tomsk/

Аннотация:

В работе рассматриваются современные возможности и проблемы применении методик гидродинамических исследований скважин (ГДИС) по изучению площадной неоднородности пластов и пути их решения. Для расчетов параметров измененных прискважинных зон пластов предлагается дополнить существующие программные продукты ГДИС методиками обработки кривых восстановления давления (КВД) с учетом притока. Подробно в статье на конкретном примере рассматриваются «программные» причины иногда недостаточно достоверной интерпретации различного рода границ КВД, обработанных по методике Бурде, в сравнении с классической методикой интерпретации КВД. Предлагается математический алгоритм исправления этой программной ошибки.

Ключевые слова:

гидродинамические исследования скважин (ГДИС), параметры прискважинной зоны, обработка и интерпретация кривых восстановления давления (КВД) с учетом притока, методика Бурде, линия выклинивания пласта, функция шумоподавления Вейвлет

Abstract:

The paper presents the discussion of current opportunities and problems related to the application of hydrodynamic well study (HDWS) methods in the sphere of areal formation heterogeneity and waysto resolve them. To calculate the parameters of modified near-well formation zones, the author proposes to add the existing HDWS software products with methods to interpret pressure build-up curves (PBC) taking into account the fluid inflow. The paper, while studying case histories, also contains the detailed examination of "programmatic" reasons related to sometime insufficiently reliable interpretation of various PBC boundaries that are processed using Bourdais methods, while comparing them with classical PBC interpretation method. The author also proposes the mathematical algorithm to correct this software error.

Key words:

hydrodynamic well studies (HDWS), parameters of near-well zone, processing and interpretation of pressure build-up curves (PBC) taking into account fluid inflow, method of Bourdais, formation pinch-out line, Wavelet noise reduction function

Об авторах about authors:

Т.В. Сопнев, М.Ю. Сафронов, Д.Р. Валиулин, А.А. Юнусов/ООО «Газпром добыча Уренгой», г. Новый Уренгой/

T.V. Sopnev, M.Yu. Safronov, D.R. Valiulin, A.A. Yunusov/Gazprom Dobycha Urengoy LLC, Novy Urengoy/

Аннотация:

Рассматриваются вопросы, связанные с обеспечением работоспособности скважин Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения в условиях обводнения конденсационной водой. Описан опыт применения метода эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам (КЛК), который подтвердил свою эффективность в условиях падающей добычи. Отмечены достоинства метода. Представлено решение, направленное на совершенствование технологии эксплуатации по КЛК, – использование бесшовной сталеполимерной армированной трубы, позволившее выполнить работы по реконструкции скважины без ее глушения. Рассказывается об управлении процессом эксплуатации скважин технологическим комплексом контроля производства (ТККП), необходимым для поддержания оптимального режима работы скважины, оборудованной КЛК. Рассмотрена возможность поддержания оптимального режима скважины без применения ТККП. Представлен алгоритм расчета оптимального технологического режима работы скважины, эксплуатируемой без автоматизированного управляющего комплекса. Результаты стендовых исследований и устойчивая эксплуатация скважины свидетельствуют об эффективности использования представленного алгоритма.

Ключевые слова:

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение, газ сеноманской залежи, удаление жидкости с забоя скважины, эксплуатация скважины по концентрическим лифтовым колоннам (КЛК), центральная лифтовая колонна (ЦЛК), межтрубное кольцевое пространство (МКП), реконструкция скважины без глушения, управление процессом эксплуатации скважины технологическим комплексом контроля производства (ТККП), эксплуатация скважины с концентрической лифтовой колонной без оборудования ее ТККП, алгоритм расчета оптимального технологического режима работы скважины

Abstract:

The paper contains the discussions over the issues related to ensuring well operability at Urengoy oil and gas condensate field in conditions of flooding with condensation water and provides the description of practical experience in applying the method of well operation using concentric production strings (CPS), which has confirmed its efficiency in conditions of reducing well production. The paper also presents the advantages of this method as well as a solution aimed at improving the technology of well operation having CPS inside – the use of seamless steel-polymer reinforced pipe, which made it possible to conduct the well reconstruction operations without well killing jobs. The paper also informs on the management of the well operation by the complex process of production control (CPPC), that is necessary to maintain the optimal operation mode of the well equipped with a CPS. You may find the algorithm to calculate the optimal well process mode without the use of automated control complex asьwell as the results of bench studies and the steady operation of well that illustrate the effective application of the presented algorithm

Key words:

Urengoy oil and gas condensate field, Cenomanian gas deposits, fluid removal from well BH zone, well operation by concentric production strings (CPS), central production column (CPC), well annulus (WA), well reconstruction without well killing jobs, control over well operation by a complex process of production control (CPPC), well operation with a concentric production string without ant CPPC installed, algorithm to calculate the optimal process mode of well operation

Об авторах about authors:

С.В. Демин, И.И. Киреев, К.В. Пчела, С.М. Дуркин, к.т.н. /ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара/

Об авторах about authors:

С.В. Демин, В.Н. Кожин, к.т.н., И.И. Киреев, К.В. Пчела, С.М. Дуркин, к.т.н. /ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара/

Г.Г. Гилаев, д.т.н., проф. /Кубанский нефтяной институт нефти и газа, г. Краснодар/

А.А. Амиров, С.А. Козлов, Д.А. Фролов,Е. А. Смирнов, В.В. Абрамов/АО «Самаранефтегаз», г. Самара/

О.В. Аникин, А.В. Болотов, И.Ф. Минханов, А.Р. Тазеев, М.А. Варфоломеев

/Казанский федеральный университет, г. Казань/

S.V. Demin, V.N. Kozhin, PhD, I.I. Kireev, K.V. Pchela, S.M. Durkin, PhD /SamaraNIPIneft LLC, Samara/

G.G. Gilaev, DSc, Prof. /Kuban Petroleum Institute of Oil

and Gas, Krasnodar/

A.A. Amirov, S.A. Kozlov, D.A. Frolov, E.A. Smirnov, V.V. Abramov /Samaraneftegaz JSC,Samara/

O.V. Anikin, A.V. Bolotov, I.F. Minkhanov, A.R. Tazeev, M.A. Varfolomeev /Kazan Federal University,Kazan/

Аннотация:

В настоящее время большая часть разведанных нефтяных месторождений России находится на поздней стадии разработки, и для поддержания высоких уровней добычи нефти рациональным является ввод в эксплуатацию месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Для осложненных нефтяных залежей, в частности залежей с высоковязкой нефтью, известные традиционные способы разработки малоэффективны. Поэтому поиск новых технологий разработки и эксплуатации таких месторождений с целью значительного повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи имеет принципиальное значение. Одним из таких методов тепловой обработки призабойной зоны пласта является использование теплоты термохимических реакций на основе азотгенерирующих составов (АГС). Термохимический состав – это водный раствор солей на основе нитрата аммония, нитрита натрия, нитрита калия и водного раствора инициатора реакции, представляющего собой водный раствор формалина. Состав на основе данных соединений применяется в технологии термогазохимического воздействия (ТГХВ). Путем гидродинамического моделирования воспроизведены результаты лабораторных исследований и выполнена предварительная оценка эффективности применения технологии термогазохимического воздействия для месторождений Самарской области.

Ключевые слова:

эксплуатация месторождений с высоковязкой нефтью (ВВН), природные битумы (ПБ), тепловая обработка призабойной зоны пласта (ПЗП),азотгенерирующие составы (АГС), термохимический состав, технологии термогазохимического воздействия (ТГХВ) на призабойную зону пласта, гидродинамическое моделирование, расчет изменения подвижности нефти после использования ТГХВ на композиционной гидродинамической модели (ГДМ), снижение скин-фактора

Abstract:

Currently, most of the explored oil fields in Russia are at a late stage of development, and in order to maintain high levels of oil production, it is rational to put into operation fields with hard-to-recover reserves. For complicated oil deposits, in particular deposits with highly viscous oil, known traditional development methods are ineffective. Therefore, the search for new technologies for the development and operation of such fields with the goal of significantly increasing oil recovery and intensifying production is of fundamental importance. The application of heat being the result of thermo-chemical reactions of nitrogen-generating compositions (NGC) used within the frames of thermal gas chemical reactions (TGCR) is one of the methods of BH zone thermal treatment. The paper presents the new results on physical modeling to start thermos-chemical reactions as per TGCR technology, on filtration tests carried out with composite core models and binary-type initiating additives. With the help of hydrodynamic modeling the authors have obtained the results on lab studies and have evaluated the preliminary efficiency of a new thermos-chemical composition for thermal treatments of the fields located in Samara region.

Key words:

Operation of fields with high-viscous oil (HVO), natural bitumen (NB), BH formation zone treatment, nitrogen-generating compositions (NGC), thermos-chemical composition, technologies of thermal gas chemical reactions (TGCR) in BH formation zone, hydro-dynamic modeling, calculation of oil mobility changes after the application of TGCR in composite hydrodynamic models (HDM), reduction of skin factor

Об авторах about authors:

К.В. Пчела, И.И. Киреев, И.В. Синяков, С.М. Дуркин, к.т.н. /ООО «СамараНИПИнефть», г. Самара/

Г.Г. Гилаев, д.т.н., проф. /Кубанский нефтяной институт нефти и газа, г. Краснодар/

K.V. Pchela, I.I. Kireev, I.V. Sinyakov, S.M. Durkin, PhD /SamaraNIPIneft LLC, Samara/

G.G. Gilaev, DSc, Prof. /Kuban Petroleum Institute of Oil and Gas, Krasnodar/

Аннотация:

Рассматривается технология пенокислотной обработки, разбитая на четыре стадии. Этапы проведения работ обусловлены необходимостью подготовки состава и закачки техническими средствами в пласт. Дизайн обработки скважин и технологическая эффективность были обоснованы путем численного моделирования. По результатам моделирования определена эффективность на нескольких скважинах - кандидатах. Основной механизм увеличения дебита нефти в результате проведения пенокислотной обработки заключается в смешении углекислого газа с нефтью, приводящем к снижению вязкости пластовой нефти (в среднем на 84,5 %). Увеличение проницаемости в процессе растворения известняка в ходе закачки соляной кислоты и последующего образования угольной кислоты составляет в среднем 27,5 %. Однако в процессе проведения пенокислотной обработки выявлено значительное снижение относительной фазовой проницаемости по нефти в результате появления газовой фазы и роста водонасыщенности. Однако в целом наблюдается увеличение подвижности нефти, что в результате влияет на прирост дебита нефти.

Ключевые слова:

пенокислотная обработка в условиях карбонатного коллектора, закачка СО2 с целью растворения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), кислотный состав, поверхностно-активные вещества (ПАВ), продавка кислотной композиции, пенокислотная обработка в процессе закачки СО2, гидродинамическая модель (ГДМ), композиционная PVT-модель, прирост дебита нефти

Abstract:

The article develops a foam-acid treatment technology that is consist of four stages. The stages conditioned by the need of preparation of the composition and the injection by technical means into the reservoir. Well treatment design and process efficiency were justified through hydrodynamic simulation. Based on the simulation results, the efficiency of several candidate wells was determined. The main mechanism for increasing oil production as a result of foam-acid treatment is the mixing of carbon dioxide with oil, leading to a decrease in the viscosity of reservoir oil (by an average of 84.5%). The increase in permeability during the dissolution of limestone due to injection of hydrochloric acid and the formation of carbonic acid is averages 27.5%. However, during the foam-acid treatment, a decrease in the relative phase permeability of oil was revealed, which leads to the appearance of a gas phase and an increase in water saturation. However, in general, there is an increase in oil liquidity, which as a result affects the increase in oil production.

Key words:

Foam acid carbonate formation treatment, СО2 injection to dissolve asphalt-resin-paraffin deposits (ARP), acid composition, surfactants, acid composition flushing, foam acid treatment during CO2 injection, hydrodynamic model (HDM), composite PVT-model, increase in oil production

Об авторах about authors:

В.И. Дарищев, к.т.н., С.А. Харланов, А.А. Халиулов, Д.О. Антонова /ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», г. Москва/

V.I. Darishchev, PhD, S.A. Kharlanov,A.A. Khaliulov, Yu.I. Babinets, A.V. Zinoviev, D.O. Antonova /"LUKOIL-Engineering" LLC,Moscow/

Аннотация:

Освещены проблемы, связанные с разработкой месторождений с тяжелыми высоковязкими нефтями (ВВН). Рассмотрены способы интенсификации притока ВВН, один из которых основан на применении технологии Huff & Puff. Поднята проблема, связанная с выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) при контакте нефти с СО2. Рассматриваются варианты как самостоятельного применения растворителей АСПО различного состава по технологии Huff & Puff, так и в сочетании растворителя с СО2. Показан механизм растворения и удаления АСПО. Представлены растворители на основе пентан-гексановой фракции, взаимодействующие с различными типами высоковязких нефтей и АСПО. Приведены результаты испытаний применения закачки различных растворителей по технологии Huff & Puff без использования СО2 на месторождениях высоковязких нефтей, показаны преимущества данного метода увеличения нефтеотдачи (МУН)

Ключевые слова:

добыча высоковязкой нефти, интенсификация добычи нефти, удаление асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), технология Huff & Puff, растворитель АСПО, растворитель АСПО на основе пентан-гексановой фракции, реагенты для снижения вязкости нефти и борьбы с АСПО, технология закачки растворителя Huff & Puff, закачка СО2 по технологии Huff & Puff, метод увеличения нефтеотдачи (МУН)

Abstract:

The authors of the paper discuss the problems related to the development of deposits with heavy high-viscous oil (HRR) and consider the methods to stimulate the inflow of heavy oil, one of which is based on the application of "Huff & Puff" technology. They also discuss the problem of asphalt-resinparaffin (ARP) deposits in contact with oil and CO2 and consider the options with the independent application of ARP solvents of various compositions through the use of "Huff & Puff" technology, and in combination of this solvent with CO2. The paper also presents the mechanism to dissolve and remove of ARP deposits and contains the presentation of solvents based on the pentanehexane fraction interacting with various types of high-viscous oil and ARP. The authors also present the test results with the application of various solvents injection operations using "Huff & Puff" technology any CO2 injection at the fields with high-viscous oi as well as the advantages of this method to increase oil recovery (IOR).

Key words:

production of high-viscous oil, stimulation of oil production, removal of asphalt-resin-paraffin (ARP) deposits, "Huff & Puff" technology, ARP solvent, ARP solvent based on pentane-hexane fraction, reagents to reduce oil viscosity and control ARP, "Huff & Puff” solvent injection technology, "Huff & Puff” + CO2 injection technology, method to increase oil recovery (IOR).

Об авторах about authors:

А.А. Бондаренко1, И.А. Лягов2, к.т.н., М.К. Рогачев1,3, д.т.н., проф., А.Н. Александров1, к.т.н./1 Санкт - Петербургский горный университет,г. Санкт-Петербург,2 ООО «Перфобур», г. Уфа,3 Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа/

A.A. Bondarenko1, I.A. Lyagov2, PhD, M.K. Rogachev1,3, DSc, Prof., R.N. Aleksandrov1, PhD,1 St. Petersburg Mining University, St. Petersburg,2 "Perfobur" LLC,Ufa,3 "Ufa State Petroleum Technical University", Ufa/

Аннотация:

Пароциклическая обработка (ПЦО) призабойной зоны продуктивных пластов является одним из наиболее эффективных способов повышения скважинной добычи тяжелой (сверхвязкой) нефти. Мировой опыт внедрения ПЦО на месторождениях тяжелой нефти Канады, Венесуэлы, Египта, северо-востока Бразилии, шельфовых месторождениях Китая, ряде месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции подтверждает востребованность данной технологии. При этом важно понимать, что закачка высокотемпературного пара в продуктивный нефтяной пласт может, во-первых, спровоцировать повреждение и разрушение продуктивного нефтяного пласта, стать причиной закоксованности призабойной зоны пласта и снижения ее фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), во-вторых, требовать большие финансовые затраты на парогенерацию. В этой связи необходимо на этапе проектирования работ по реализации технологии ПЦО в рамках целевого эксплуатационного объекта сформировать оптимальный план работ по закачке сопутствующих реагентов для минимизации негативного воздействия, провести дополнительные работы в скважине для увеличения эффективной зоны воздействия паром, обосновать схему компоновки внутрискважинного оборудования для минимизации теплопотерь. В данной статье предлагается решение по повышению эффективности ПЦО призабойной зоны трещинно-порового карбонатного коллектора со сверхвязкой нефтью посредством бурения тонких перфорационных каналов в верхнем и нижнем продуктивных интервалах, дополнительной закачки реагентов с указанием последовательности, оптимальной схемы компоновки внутрискважинного оборудования.

Ключевые слова:

битуминозная сверхвязкая нефть, пароциклическая обработка (ПЦО) призабойной зоны пласта (ПЗП), комплексная технология по повышению эффективности ПЦО, технология высокоточного бурения каналов сверхмалого диаметра, закачка в пласт высокотемпературного пара, технология импульсного впрыска пара, импульсно-дозированное тепловое воздействие на пласт (ИДТВ), сульфидированныеь нанокатализаторы, вакуумно-экранированные насосно-компрессорные трубы (НКТ), термопакер, щелевой фильтр с дополнительной гравийной набивкой, технология глубоко проникающей пароциклической обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов со сверхвязкой нефтью

Abstract:

Cyclic steam treatment (CST) in bottom-hole zone of productive formations is one of the most effective ways to increase downhole production of heavy (ultra-viscous) oil. World experience related to the application of CST at heavy oil fields of Canada, Venezuela, Egypt, north-east of Brazil, at China off-shore fields, at a number of fields of the Volga-Ural oil and gas bearing province confirms the relevance of this technology. The same time, it is important to understand that the injection of high-temperature steam into productive oil reservoir can, firstly, provoke damage and destruction of a productive oil reservoir, cause coking in bottom-hole zone of the reservoir and a decrease in its filtration-capacitance properties, and secondly, require large financial costs for steam generation. In this regard, it is necessary at design stage of SCT process application, within the target operational of the object, to formulate the optimal operation plan as related to the injection of related reagents so as to minimize the negative impact, to carry out additional well operations to increase the effective area of steam effect, to justify the layout of downhole equipment and to minimize heat loss. This article contains the proposals for the solutions to improve the SCT efficiency in bottom-hole zone of a fractured-porous Carbonate reservoir that contain ultra-viscous oil by drilling thin perforation channels in the upper and lower productive  intervals, additional injection of reagents indicating the sequence of operations as well as the optimal layout scheme of downhole equipment.

Key words:

bituminous ultra-viscous oil, cyclic steam treatment (SCT) of formation bottom-hole zone, integrated technology to increase SCX efficiency, technology of high-precision drilling to construct the channels with ultra-small diameter, injection of high-temperature steam into formation, technology of pulsed steam injection, pulsedosed thermal effect upon the formation (PDTE), sulfided nano-catalysts, vacuum-shielded tubing, thermal packer, slotted filter with additional gravel packing, technology of deep-penetrating cyclic steam treatment of bottom-hole zone in Carbonate reservoirs that contain ultra-viscous oil

Об авторах about authors:

А.А. Исаев, к.т.н., Д.Х. Исрафилов, А.А. Цинк, А.А. Шарифуллин, к.т.н./ООО УК «Шешмаойл» Республика Татарстан, г. Альметьевск/

A.A. Isaev, PhD, D.H. Israfilov, A.A. Zinc,A.A. Sharifullin, PhD /Management Company“Sheshmaoil” LLC, Republic of Tatarstan,Almetyevsk/

Аннотация:

В ООО УК «Шешмаойл» разработаны клапаны всасывающие КУПС-Т в составе ШГН, предназначенные для работы в среде нефтей с повышенной вязкостью, а также в средах с высоким содержанием механических примесей. Особенностью данного клапана является увеличенное проходное сечение, благодаря чему снижается гидравлическое сопротивление в клапане, позволяя увеличить подачу насоса. Внедрение клапанов с твердосплавными элементами на трех скважинах позволило увеличить срок наработки на отказ с 182 до 394 суток, на скважинах с механическими примесями – с 251 до 324 суток (наработка продолжается).

Ключевые слова:

скважинные штанговые насосные установки (СШНУ), негерметичность клапанных узлов СШНУ, клапанные пары «седло – шар», клапаны твердосплавные увеличенного проходного сечения (КУПС-Т), плунжер с управляемым шток-клапаном (ПУШК)

Abstract:

Sheshmaoil Management Company LLC has developed suction valves KUPS-T as a part of a downhole sucker-rod pump, which are designed to operate in viscous crude oils as well as in media with high content of solid contaminants. This valve features a larger flow area, which reduces the hydraulic resistance in the valve, making it possible to increase the pump delivery rate. The implementation of valves with hard-alloy elements at three wells helped improve the MTBF from 182 days to 394 days, and the MTBF at wells with solid contaminants has increased from 251 days to 324 days (non-failure operation is in progress).

Key words:

Borehole sucker rod pumping units (BSRPU), leakage in BSRPU valve units, "saddle ball" valve pairs, carbide valves with increased flow ports (CVIFP-T), plunger with controlled stem valve (PCSV)

Об авторах about authors:

А.А. Исаев, к.т.н., Д.Х. Исрафилов, А.А. Цинк, А.А. Шарифуллин, к.т.н./ООО УК «Шешмаойл» Республика Татарстан, г. Альметьевск/

A.A. Isaev, PhD, D.H. Israfilov, A.A. Zinc,A.A. Sharifullin, PhD /Management Company “Sheshmaoil” LLC, Republic of Tatarstan,Almetyevsk/

Аннотация:

A.A. Isaev, PhD, D.H. Israfilov, A.A. Zinc,A.A. Sharifullin, PhD /Management Company“Sheshmaoil” LLC, Republic of Tatarstan, Almetyevsk/

Ключевые слова:

плунжер с управляемым шток-клапаном (ПУШК), скважины с повышенной вязкостью продукции, насос НД-НГС, наклонно-горизонтальные скважины, насосы с ПУШК

Abstract:

Sheshmaoil Management Company LLC has developed a plunger with controllable stemvalve of PUShK type. The special feature of this valve is the use of a valve couple made of cobalt alloys, which makes it possible to increase the wear resistance of the structure as well as to use the plungers at wells with high viscosity of produced fluid and high content of solid contaminants, with presence of stable water in oil emulsions, and at directional wells with inclination angle of up to 90°. The implementation of PUShK plungers at seven wells made it possible to increase the MTBF from 251 days to 329 days (non-failure operation is in progress).

Key words:

Plunger with controlled stem valve (PCSV), wells with high-viscous products, ND-NGS pump, inclined-horizontal (deviated) wells, pumps with PCSV

Об авторах about authors:

Г.Г. Кузьмин /АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова, г. Ижевск/

С.Ю. Борхович, к.т.н., /Удмуртский государственный Университет, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, г. Ижевск/

Н.Н. Лушников /3АО «Белкамнефть» им. А.А. Волкова, г. Ижевск/

П.А. Карпов, С.С. Пресняков /ФГБОУ ВО «Самарский государственный технический университет», г. Самара/

G.G. Kuzmin /JSC Belkamneft named after/

A.A. Volkova, Izhevsk/ S.Y. Borkhovich, PhD /Udmurt State University, Institute of Oil and Gasnamed after M.S. Gutserieva, Izhevsk/

N.N. Lushnikov /JSC Belkamneft named after/

A.A. Volkova, Izhevsk/ P.A. Karpov, S.S. Presnyakov/FSBEI HE "Samara State Technical University"/

Аннотация:

Актуальность исследований заключается в анализе эффективности гидравлического разрыва пласта (ГРП) и его влияние на соседнее добывающее окружение. Многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) на данный момент времени – самая передовая технология интенсификации разработки трудноизвлекаемых запасов. В отличие от гидравлического разрыва пласта (ГРП), МГРП позволяет проводить несколько стадий ГРП продуктивных пластов поочередно, увеличивая дренирование. На территории Удмуртской Республики в большинстве случаев получили распространение кислотный и проппантный ГРП, связанные с геологической особенностью горных пород продуктивных коллекторов, сложенных терригенными и карбонатными пластами. Анализ показателей динамики добычи после проведения МГРП рассмотрен на скважине 16Г Якшур-Бодьинского месторождения по турнейскому ярусу, с характерной низкой проницаемостью, низкими значениями ФЕС, неоднородным геологическим строением. Для анализа эффективности ГРП по турнейскому ярусу проведен сравнительный анализ кривой падения давления (КПД) с калибровочными тестами (тест замещения и мини-ГРП).

Ключевые слова:

гидроразрыв пласта (ГРП), мини-ГРП, многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП), Якшур-Бодьинское месторождение, анализ эффективности стадий ГРП, закачка жидкости замещения в продуктивный пласт, проведение ГРП на горизонтальных скважинах, геолого-физические критерии для подбора скважин кандидатов для проведения МГРП

Abstract:

The relevance of the research lies in the analysis of the effectiveness of hydraulic fracturing (HF) and its impact on the neighboring production environment. Multi-stage hydraulic fracturing (MSHF) is currently the most advanced technology for intensifying the development of hard-to-recover reserves. Unlike hydraulic fracturing (HF), MSHF allows for several stages of hydraulic fracturing of productive formations in turn, increasing drainage. On the territory of the Udmurt Republic, in most cases, acid and proppant hydraulic fracturing, associated with the geological features of the rocks of productive reservoirs, composed of terrigenous and carbonate layers, have become widespread. The analysis of production dynamics indicators after multi-stage hydraulic fracturing was considered as well 16G of the Yakshur-Bodyinskoye field for the Tournaisian stage, with a characteristic low permeability, low reservoir properties, and heterogeneous geological structure. To analyze the effectiveness of hydraulic fracturing in the Tournaisian stage, a comparative analysis of th efficiency factor (pressure drop curve) with calibration tests (displacement test and mini-fracturing) was carried out.

Key words:

formation hydraulic fracturing (HF), mini-HF, multi-stage hydraulic fracturing (MZHF), Yakshur-Bodinskoye field, analysis of HF stage efficiency, injection of displacement fluid into productive reservoir, hydraulic fracturing in horizontal wells, geological and physical criteria to select the candidate wells for MSHF

Об авторах about authors:

А.Р. Розова, В.С. Черняк, Е.B. Сорокина/ООО «Технологическая компания Шлюмберже»/

A.R. Rozova, V.S. Chernyak, E.V. Sorokina /Schlumberger Technology Company, LLC/

Аннотация:

Приведен опыт подбора пластов и участков для размещения CO2, уловленного из выбросов тепло электростанции, находящейся на одном из месторождений. Представлены результаты оценки использования диоксида углерода в целях повышения нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов. При успешной реализации решений ожидается двукратное увеличение КИН по сравнению с традиционным заводнением.

Ключевые слова:

утилизация диоксида углерода, закачка CO2 в нефтяной пласт в целях увеличения нефтеотдачи, подбор пластов и участков для размещения CO2, гидродинамическое моделирование закачки CO2 в нефтяной пласт, оценка эффективности МУН в модуле EOR S&D, оценка объема закачки СО2 для повышения нефтеотдачи

Abstract:

The paper presents the experience in selecting reservoirs and sites for CO2 application, recovered from the emissions of thermal power stations located at one of the fields and contain the results with the evaluation of carbon dioxide use in order to increase oil recovery in low-permeable reservoirs. In case with the successful implementation of these solutions, a twofold increase in ORF is expected as compared to traditional flooding

Key words:

Carbon dioxide utilization, CO2 injection into oil reservoir in order to increase oil recovery, selection of reservoirs and sites for CO2 injection, hydro-dynamic modeling of CO2 injection into oil reservoir, evaluation of IOR efficiency in EOR S&D module, evaluation of CO2 injection volume to increase oil recovery

Об авторах about authors:

А.Ю. Спектор /LINDE ООО «Праксэа Рус», г. Москва/

В.А. Дедечко

A.Y. Spector /"LINDE" LLC, "Praxea Rus", Moscow/,V.A. Dedechko

Аннотация:

Поднята проблема накопления газовых конденсатов в призабойных зонах скважин. Рассматривается эффективный способ повышения добычи газа за счет удаления ретроградного конденсата – закачка СО2 по технологии Huff & Puff («вдох – выдох»). Приведен анализ эффективности закачки СО2 для решения проблемы удаления ретроградного конденсата. Рассказывается об опыте закачки СО2 по технологии Huff & Puff и используемом оборудовании. Показана эффективность технологии и механизмы, позволяющие удалить отложения конденсата.

Ключевые слова:

газовые коллекторы, дебит газовых скважин, накопление газового конденсата в призабойных зонах газоконденсатных скважин, кольматация призабойной зоны скважин, удаление ретроградного конденсата, закачка СО2 по технологии Huff & Puff («вдох – выдох»), резервуары ретроградного газоконденсата, закачка углекислого газа в газоконденсатный пласт, мобильный газовый насосный агрегат закачки СО2

Abstract:

The authors consider the problem of gas condensate accumulations in bottom-hole zones of the well and discuss an effective way to increase gas production rate by removing retrograde condensate, i.e. CO2 injection and the application of "Huff & Puff" process. The paper also contains the analysis of CO2 injection efficiency to solve the problem of retrograde condensate removal and informs on the experience with CO2 injection (“Huff & Puff" process). The authors illustrate the efficiency of this process and the mechanisms to remove condensate depositions.

Key words:

gas reservoirs, has well production rate, accumulation of gas condensate in bottom-hole zones of gas condensate wells, plugging of well bottom-hole zone, removal of retrograde condensate, injection of CO2 and the application of "Huff & Puff" process, reservoirs with retrograde gas condensate, carbon dioxide injection into the gas condensate reservoir, mobile gas pumping unit for CO2 injection

Об авторах about authors:

Али Ганем, З.А. Васильева, д.т.н., проф./РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, г. Москва/

Ghanem Ali, Z.A. Vasilyeva, DSc, Prof./Russian State University of Oil and Gas (NIU),Moscow/

Аннотация:

Для удаления конденсатной банки в призабойной зоне скважин газоконденсатных месторождений предлагается метод Huff and Puff (HNP), т.е. цикличной закачки газа, который успешно применялся для нефтяных месторождений США. В технологии HNP каждая скважина используется и как нагнетательная, и как добывающая. Метод состоит из трех этапов: закачка газа, закрытие для времени выдержки и добыча газа. В данном исследовании изучена и доказана эффективность HNP для газоконденсатных залежей. Исследуется возможность использования различных сценариев и типов закачиваемого газа методом HNP для увеличения добычи конденсата и газа в типичном газоконденсатном резервуаре Ближнего Востока.

Ключевые слова:

разработка газоконденсатных месторождений (ГКМ), газовый конденсат, накопление конденсата вокруг скважин в газоконденсатных пластах, закачка углекислого газа в добывающие скважины по технологии HNP, критерии эффективности технологии HNP для нефтяных месторождений, трудноизвлекаемые запасы нефти, высоковязкая нефть, применение технологии HNP на месторождениях сланцевого газа, гидродинамическая модель, влияние объема газа нагнетания на эффективность HNP, влияние скорости закачки газа на оптимизацию метода HNP, влияние разных типов нагнетаемого газа на результаты метода НNР

Abstract:

Abstract:

In this work, the method of "Huff and Puff" (HNP), i.e., cyclic gas injection, which has been successfully used for US oil fields, is proposed for the removal of condensate banking in the near-wellbore region of wells in gas condensate fields. In Huff and Puff technology, each well is used both as an injection well and as a producer. The method consists of three stages: gas injection, closure for soaking and gas production. In this study, the effectiveness of HNP for gas condensate reservoirs has been studied and proven. The feasibility of using different scenarios and types of HNP injection gas to enhance condensate and gas production in a typical gas condensate reservoir of the Middle East is explored.

Key words:

development of gas condensate fields (GCF), gas condensate, accumulation of condensate around wells in gas condensate reservoirs, injection of carbon dioxide into production wells using "Huff & Puff" (HNP) technology, criteria for HNP process efficiency at oil fields, hard-to-recover oil reserves, high-viscous oil, application of HNP technology in shale gas fields, hydrodynamic model, the effect of gas injected volume upon HNP efficiency, effect of gas injection rate upon the optimization of HNP method, effect of various types with gas injected upon the results of HNR method application

Об авторе about author:

С.Р. Алимбекова, к.т.н./Уфимский университет науки и технологий, г. Уфа, Группа компаний «Пилот», г. Уфа,/

S.R. Alimbekova, PhD /Ufa University of Science and Technology, Ufa/

Аннотация:

В работе описана методика подбора скважин для внедрения технологии для борьбы с солеотложениями с помощью электромагнитных полей (ЭМП). Методика основана на полученных результатах лабораторных и полевых исследований воздействия ЭМП на солеотложения, а также результатах  эксплуатации оборудования для борьбы с солеотложениями в скважинах с электроцентробежными насосами на различных месторождениях РФ. Разработана система прогнозирования состава солеотложения и скорости коррозии в процессе добычи под воздействием ЭМП, опирающаяся на анализ полученных результатов исследований с применением моделей машинного обучения.

Ключевые слова:

борьба с солеотложениями на внутрискважинном оборудовании, технология электромагнитного воздействия во внутрискважинном пространстве на входящую в состав продукции скважины воду, методика подбора скважин для внедрения технологии электромагнитного воздействия, резонансно-волновой комплекс (РВК), прогнозирование эффективности применения технологии электромагнитного воздействия на солеотложения

Abstract:

The paper describes а method for choosing wells for integration of technology using electromagnetic fields (EMF) to combat salt deposition. The methodology is based on the results of laboratory and field studies of EMF effect on salt deposition, as well as the results of the operation of equipment for combating salt deposition in wells with electric centrifugal pumps at various oilfields at the territory of Russian Federation. A system for predicting salt deposition structure and corrosion rate during oil production under influence of EMF has been developed, based on the analysis of the obtained research results, using machine learning models.

Key words:

downhole equipment salt deposition control, technology of downhole electromagnetic impact upon water content in well products, method to select wells for the application of electromagnetic impact procedure, resonant wave complex (RVC), forecasting the efficiency of electromagnetic process impact upon salt deposits