5 16 14 54 - rosneft.ru · Физик-химические ... В 2010 г. начал...

5Методические рекомендации

по расчету стоимости лабораторных исследований

14Опыт бурения

многоствольных скважин в Республике Коми

16Физико-химические методы повышения нефтеотдачи. Полимерное воздействие

54Итоги конкурса на лучшую публикацию в Научно-техническом вестнике ОАО «НК «Роснефть» за 2010 г.

НА

УЧ

НО

−ТЕ

ХН

ИЧ

ЕС

КИ

Й В

ЕС

ТН

ИК

О

АО

«Н

К «Р

ОС

НЕ

ФТ

Ь»

Вы

пус

к2

2

КОМПАНИЯ2 Инновационное развитие – стратегическая задача «Роснефти»

ЭКОНОМИКА, УПРАВЛЕНИЕ, КАДРЫ5 Белкина Е.Ю., Хасанов И.Ш.

Методические рекомендации по расчету стоимости лабораторных исследований

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА10 Альмендингер О.А., Митюков А.В., Мясоедов Н.К.,

Никишин А.М., Гайдук В.В., Губарев М.В. Объемная геологическая модель осадочных бассейнов на основе анализа данных 3D сейсморазведки

БУРЕНИЕ СКВАЖИН14 Заикин И.П., Кемпф К.В., Федоров А.И.,

Сурмин В.А., Львов А.В., Немцов А.А. Опыт бурения многоствольных скважин в Республике Коми

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ16 Берлин А.В.

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи. Полимерное воздействие (обзор) Часть I. Физические предпосылки применения полимерных растворов

при заводнении пластов

26 Урусов С.А., Елесин В.А., Бочкарёв В.К., Стрижнев В.А., Пресняков А.Ю. Селективная изоляция водопритоков в скважинах ОАО «Самаранефтегаз»

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА30 Семёнов А.А., Булчаев Г.Н., Кислов Н.Н., Дриллер А.В.

Решение проблемы пескопроявлений в водозаборных скважинах Ванкорского месторождения

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗОКОНДЕНСАТА34 Томин В.П., Хомина Л.С., Старикова О.В., Микишев В.А.

Эксплуатационные свойства товарных зимних дизельных топлив с ультранизким содержанием серы

ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ38 Юков А.Ю., Бедрин В.Г., Акименко В.В., Латыпов А.Р., Голубев М.В.,

Газизов М.Х., Борисов Г.К., Винокуров А.Н., Хуснутдинов А.Р. Снижение капитальных и операционных затрат на подготовку нефти за счет применения технологии кустового сброса воды

КОНФЕРЕНЦИЯ43 Геоинформатика в нефтегазовой отрасли

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ44 Шатилов Е.В., Галкин О.А., Скороходов А.А.

Технология оптимизации маркшейдерских работ в ООО «РН-Юганскнефтегаз»

48 Бабкин Р.В. Организация работы отдела геоинформационного обеспечения в составемаркшейдерской службы нефтегазодобывающего предприятия

50 Рефераты54 Итоги конкурса на лучшую публикацию

НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙВЕСТНИК

ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Издается с 2006 года

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯХудайнатов Э.Ю.(главный редактор)Хасанов М.М.(заместитель главного редактора) Байков В.А.Бачин С.И.Берлин А.В.Гилаев Г.Г.Глебов Л.С.Гончаров И.В.Грибов Е.А.Давыдова Е.А.Думанский Ю.Г.Заикин И.П.Исмагилов А.Ф.Кажаров Р.Н.Кондратьев Н.А.Кошовкин И.Н.Кузнецов А.М.Латыпов А.Р.Малышев Н.А.Нападовский В.В.Рудяк К.Б.Телин А.Г.Томин В.П.Тыщенко В.А.Уваров Г.В.Щукин Ю.В.

СЕКРЕТАРИАТХлебникова М.Э. (ответственныйсекретарь редакционной коллегии)Мамлеева Л.А.

Сдано в набор 15.02.2011Подписано в печать 15.03.2011Тираж 1300 экз.

© ОАО «НК «Роснефть», 2011

Зарегистрирован Федеральной службой по надзору за соблюдением законодательства в сфере массовых коммуникаций и охранекультурного наследия01.06.2007 г. ПИ № ФС77-28481

При перепечатке материалов ссылка на«Научно�технический вестник ОАО «НК «Роснефть» обязательна

Отпечатано в ООО «Август Борг»

Научное редактирование статей и prepress ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство»117997, РФ, г. Москва, Софийская наб., 26/1

www.oil-industry.ru

СОДЕРЖАНИЕ

Выпуск 22[январь−март 2011]

2 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Инновационное развитие –стратегическая задача «Роснефти»

Инновационная программа компании «Рос-нефть» – важнейшая составляющая концепции ееразвития. Инновации направлены на модерниза-цию, создание и внедрение новых технологий длярешения производственных задач. К таким задачамотносятся восполнение запасов, увеличение коэф-фициента извлечения нефти (КИН) из недр, макси-мально полное использование нефтяного газа, эф-фективная реализация шельфовых проектов, уве-личение глубины переработки нефти, повышениеэнергоэффективности, минимизация капитальныхвложений и операционных затрат, а также обес-печение экологической и промышленной безопас-ности. Ин но ва ци он ная работа в компании сосредо-точена в трех целевых инновационных программахповышения эф фек тивности производства и меро-приятиях по совершенствованию инновационнойдеятельности. Охватывая различные сегменты про-изводства, целевые программы реализуются попроектному принципу. Централизация управленияосуществляется в Корпоративном на уч но-тех ни -ческом центре, где раз ра ботаны системы управле-ния процессами инноваций. Толь ко за последниепять лет инициировано 18 собственных крупныхтехнологических проектов. Один из них – созданиеединственного в России Центрагеологического сопровожде-ния бурения (геонавигации)скважин. Система геонавига-ции позволяет в режиме on-line контролировать и управ-лять бурением сложных сква-жин на основе получаемых вовремя бурения данных и выдавать рекомендациипо бурению и исследованию скважин. В 2010 г. подконтролем Центра пробурено 176 горизонтальныхскважин и боковых горизонтальных стволов. Сред-ний прирост дебита нефти этих скважин составил

более 40 т/сут. Эко но ми ческий эффект от внедре-ния системы геологического сопровождения буре-ния уже составил около 14 млрд. руб. До 2015 г. за-планировано бурение еще более 1500 скважин.

В 2010 г. начал действовать еще один масштаб-ный проект «Роснефти» – Технологическая инфор-мационная сис те ма (ТИС) блока «Добыча». Этоединая корпоративная линейка программногообеспечения, предназначенная для выполнения си-стемного анализа, моделирования и комплексногомониторинга разработки месторождений, а такжедля инженерного программного обеспечения сцелью автоматизации основных производствен-ных процессов нефтедобычи. Автоматизирован-ная система управления добычей охватывает фондскважин всех месторождений компании. Специа-листы компании разработали 11 уникальных про-граммных комплексов, предназначенных для пол-ного использования потенциала каждой скважиныи обеспечения безусловного достижения и превы-шения утвержденного КИН. Ввод в систему не-обходимые данные по конкретной скважине поз-воляет получить полную аналитическую информа-цию в динамике, управлять изменениями в добы-че. Основные принципы работы системы: единая

точка ввода данных; единствоинформации и алгоритмов навсех уровнях; оперативностьи гибкость в получении и пе-редаче информации; макси-мальная распространенность.

Сегодня ТИС «Добыча» –это комплекс информационных

модулей (более 30), охватывающих спектр инфор-мации от моделирования пластов и разведки место-рождений до сдачи товарной нефти в систему ма-гистральных нефтепроводов и распределения лими-тов производственных мощностей. Проект ТИС

Только за последние пять летинициировано 18 собствен-ных крупных технологическихпроектов

Инновационное развитие является необходимым условием повышения эффективности и конкуренто-способности любой производственной отрасли. В России и в мире сегодня происходит ухудшениеструктуры запасов углеводородов за счет увеличения доли трудноизвлекаемых запасов. Освоение по-следних требует масштабных инвестиций и применения высокоэффективных технологий.

КОМПАНИЯ

«Добыча» не имеет аналогов в других компаниях. Засчет применения этой системы только в 2010 г. ком-пания дополнительно добыла более 20 млн. т нефти.

В числе успешно работающих проектов – луч-ший в отрасли собственный комплекс программ дляподбора и анализа работы погружных насосов; от-работка оптимальных технологий глушения сква-жин с контролем поглощения; разработка техноло-гий присадок для малосернистых видов дизельноготоплива, производства дорожных эмульсий, новыхкомпрессорных масел.

В настоящее время в соответствии с задачами ком-пании специалисты «Роснефти» работают над20 приоритетными направлениями, по которым наближайшие годы инициированы 56 целевых иннова-ционных проектов. Одно из направлений – новые тех-нологии разработки низкопроницаемых пластов,освоение которых с применением имеющихся техно-логий нерентабельно. Так, на Приобском, Приразлом-ном, Мало-Балыкском месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» (ХМАО) в низкопроницаемых пла-стах находится до 850 млн. тзапасов нефти. Для реше-ния этой проблемы соз-даются новые технологиистроительства и эксплуата-ции скважин, в том числе спроведением множествен-ных операций гидроразры-ва пласта в горизонтальныхскважинах.

Один из приоритетныхпроектов – увеличение эф-фективности использования нефтяного газа на ме-сторождениях компании. Освоение новых регионов,удаленных от районов с развитой инфраструктурой,месторождений Вос точной Сибири требует поискановых высокотехнологичных решений по подготов-ке, выделению ценных компонентов (гелия) и транс-порту газа. Для решения этих задач инициированошесть целевых инновационных проектов, в томчисле технологии мембранного выделения гелия, со-вместного транспорта нефти и газа,подготовка газа с использованиемсверхзвуковой сепарации, созда-ние опытной установки GTL (Gasto liquids).

В компании создаются техно-логии, которые позволят эффек-тивно использовать более

220 млрд. м3 нефтяного газа. Хорошие ре зу льтатыработы в этом сегменте достигнуты в «Пурнефтега-зе», «Юганск неф те газе», «Ванкорнефти», «Томск -нефти», на мес то рож де ниях которых в течениеближайших трех лет будут по тушены все газовыефакелы.

«Роснефть» сегодня активно использует и между-народный опыт, не импортируя технологии, а адап-тируя их и разрабатывая собственные. Такой подходприменяется при освоении Ванкорского месторож-дения. В сотрудничестве с зарубежными специали-стами специалисты «Роснефти» разработали техно-логическую схему и концепцию обустройства дан-

ного месторождения, что позволило в3 раза сократить фонд скважин иболее чем в 6 раз увеличить их на-чальный дебит. Оптимизация про-ектных решений и применениесобственных разработок дали воз-можность увеличить извлекаемыезапасы нефти Ванкора на 234 млн. т,что сопоставимо с открытием ново-го месторождения.

В числе масштабных проек товОАО «НК «Роснефть» – освоение

шельфовых месторождений, в частности шельфаАрктики в рамках глобального стратегическогоальянса с компанией ВР. Ледовая обстановка и се-зонность работы требуют разработки уникальныхтехнологий освоения месторождений шельфа. Со-вместно с компанией ВР начата работа по созданиюна уч но-техничес кого и проектного института поосвоению Арк тического шельфа – Центра арктиче-ских технологий, а также оперативного центра эко-

логического мониторинга и ин-женерного супервайзинга мор-ских работ и объектов. В со-трудничестве с ведущими рос-сийскими и зарубежными про-ектно-конструкторскими орга-низациями специалисты «Рос-нефти» работают над создани-

3НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Проект ТИС «Добыча» не имеет анало-гов в других компаниях. За счет приме-нения этой системы только в 2010 г. до-полнительно добыто более 20 млн. тнефти

В компании создаютсятехнологии, которые поз -волят эффективно ис поль -зовать более 220 млрд. м3

нефтяного газа

В настоящее время в соот-ветствии с задачами компа-нии специалисты «Роснеф-ти» работают над 20 приори-тетными направлениями, покоторым на ближайшие годыинициированы 56 целевыхинновационных проектов

КОМПАНИЯ

4

ем уникальной буровой платформы с высокой ле-достойкостью.

Особо следует отметить проект в сегменте нефте-переработки – производство катализаторов процес-сов гидроочистки дизельных топлив и риформингабензина. Инициированный «Рос нефтью» проект поразработке отечественных катализаторов создастсобственную технологию производства топлив клас-са «Евро-4» и «Евро-5» (современные катализаторывыпускаются пока только в зарубежных странах), иуже к 2014 г. компания сможет отказаться от импорт-ных катализаторов. Помимо экономии за счет сокра-щения оплаты роялти, этот проект обеспечит техно-логическую безопасность НПЗ компании и России.

Источниками инновационного развития «Рос-нефти» являются собственные технологии и разра-ботки, созданные в кооперации с ведущими научно-техническими центрами России и мира. Компанияработает с 28 российскими научны-ми центрами и вузами, 14 зарубеж-ными исследовательскими центра-ми. Ежегодно на предприятиях«Роснефти» проходят стажировкуболее 3 тыс. студентов профильныхвузов России. Совместно с вузамиорганизованы магистерские про-граммы (на базе МГИМО иМФТИ), прог раммы корпоративно-го MBA на базе Высшей школы ме-неджмента (СПбГУ и и МГИМО) и программы до-полнительного профессионального образования набазе РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Компания«Роснефть» профинансировала строительство учеб-но-лабораторного корпуса Института нефти и газаСибирского Федерального университета.

Специалисты компании тесно сотрудничают с ми-ровыми зарубежными центрами передовых техноло-гий (Стэнд форд ским и Остинским университетами,Фран цуз ским институтом нефти), исследовательски-ми центрами партнеров – нефтяных и сервисных ком-паний ВР, ExxonMobil, Shell, ConocoPhillips, StatoilHydro,Schlumberger, Halliburton, Вakerhughes и др.

Компания уделяет большое внимание форми-рованию инфраструктуры, способствующей соз-данию и развитию инноваций, организации непре-рывной системы образования и Системы управле-ния знаниями, созданию и защите интеллектуаль-ной собственности. Так, под кураторствомОАО «НК «Роснефть» издается книжная серия

«Библиотека нефтяного инжиниринга», вкоторой выходят переводы международ-ных бестселлеров и монографии россий-ских специалистов. С 2006 г. ежеквар-тально издается Научно-техническийВестник ОАО «НК «Роснефть».

Ежегодно компания проводит нескольконаучно-практических конференций, в кото-

рых принимают участие специалисты ведущих рос-сийских и зарубежных нефтедобывающих и сервис-ных компаний, научных центров и вузов. Наиболеепризнаны профессиональным сообществом ко н фе -

ренции «Математическое мо-делирование и компьютерныетехнологии в процессах разра-ботки месторождений, добы-чи и переработки нефти» и«Геология и разработка место-рождений с трудноизвлекае-мыми запасами».

«Роснефть» постоянностал кивается с глобальнымивы зовами и каждый из них

требует индивидуальных проектных решений и тех-нологий. Поэтому интенсивное инновационное раз-витие является не только стратегической задачей ком-пании, но и серьезным вкладом в формирование со-временной модели экономики России.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Источниками инновацион-ного развития «Роснефти»являются собственные тех-нологии и разработки, соз-данные в кооперации с ве-дущими научно-техниче-скими центрами России имира

КОМПАНИЯ

В числе масштабных проек тов ОАО «НК «Рос-нефть» – освоение шельфовых месторождений,в частности шельфа Арктики в рамках глобаль-ного стратегического альянса с компанией ВР

ЭКОНОМИКА, УПРАВЛЕНИЕ, КАДРЫ


Методические рекомендации по расчету стоимости

лабораторных исследований

ВведениеНаучно-исследовательские институты нефтяных

компаний в рамках основной деятельности посоставлению проектной документации проводятлабораторные исследования, результаты которыхиграют немаловажную роль на всех стадиях развед-ки, разработки и добычи углеводородов.

В настоящее время в России не существует единойсхемы формирования стоимости лабораторныхисследований, что приводит к многократным разли-чиям стоимости однотипных работ и затрудняетвозможность ее централизованного контроля.

Основные способы расчета стоимостилабораторных исследований

По итогам анализа российских предприятийвыявлено четыре основных способа расчета стоимо-сти лабораторных исследований.

1. Способ основан на применении историческисложившихся расценок, когда для расчета стоимо-сти лабораторных исследований используются исто-рически сложившиеся расценки, умноженные наежегодные инфляционные составляющие.

2. Способ основан на формировании стоимостиработ, исходя из калькуляции сметы затрат навыполнение данной работы.

3. Способ основан на применении двух показате-лей: стоимости 1 человеко-ч в соответствии с утвер-жденным бизнес-планом института на текущий годи трудозатрат на единицу продукции отдельно длякаждого вида исследований, оцененных прямымхронометрированием (особенно для новых видовисследований) или определенных в соответствии сдействующей нормативной документацией.

Формула расчета стоимости работ имеет следую-щий вид:

(1)

где T – трудозатраты на единицу продукцииотдельно для каждого вида исследований с учетомвремени работы оборудования, ч; W – стоимость1 человеко-ч в соответствии с утвержденным биз-нес-планом института на текущий год, руб/ч.

Большинство институтов компании «Роснефть»использует утвержденные трудозатраты и стоимо-сти 1 человеко-ч согласно утвержденному бизнес-плану института на текущий год. Отличие третье-го способа от второго состоит в том, что стои-мость 1 человека-ч является единой расценкойспе циалиста института на выполнение работ поразным направлениям деятельности, в том числепо составлению проектно-технологической доку-ментации, подсчету запасов и технико-экономиче-ского обоснованию коэффициента извлечениянефти, мониторингу месторождений, региональ-ной геологии, научно-исследовательским и опыт-но-конструкторским работам (НИОКР) и др.

4. Способ основан на применении двух показате-лей, альтернативных показателям третьего способа:стоимости 1 бригадо-ч; трудозатрат одной бригадысотрудников на единицу продукции отдельно длякаждого вида исследований.

Данный метод базируется на сборниках сметныхнорм и справочниках [1-5], которые ориентированына технические характеристики лабораторного обо-рудования, созданного до 1993 г., и требования госу-дарственных органов к качеству исследований.Формула расчета имеет следующий вид:

(2)

где Тб – трудозатраты одной бригады сотрудни-ков на единицу продукции отдельно для каждоговида исследований, бригадо-ч; Wб – стоимость1 бригадо-ч, руб/ч.

Недостаток расчета сметной стоимости с исполь-зованием показателя 1 бригадо-ч по сравнению сS Т W= ⋅ ,

W Т W= ⋅б б ,

Е.Ю. Белкина, И.Ш. Хасанов, к.э.н. (ОАО «НК «Роснефть»)

УДК 338.5 Е.Ю. Белкина, И.Ш. Хасанов, 2011

Ключевые слова: стоимость лабораторных исследований.

Адреса для связи: [email protected]



расчетом с применением показателя 1 человеко-чсостоит в том, что для каждого исследования при-влекается группа специалистов с разными доходамии функциями (руководитель проекта, эксперт,исполнитель и другие). Рациональнее учитыватьтрудозатраты каждого специалиста на конкретноеисследование, так как во многих исследованиях вме-сто группы людей с разными функциями прини-мают участие конкретные сотрудники.

Общим недостатком описанных подходов являет-ся отсутствие понимания текущей загруженностилабораторного оборудования. В случае выполненияработ при неполной загруженности персонала имаксимальной загруженности дорогостоящего обо-рудования возникнет дефицит бюджета (убыток).Поэтому приведенные способы расчета стоимостиработ не гарантируют в рамках одного подразделе-ния безубыточной деятельности по выполнениюлабораторных исследований при полной загружен-ности оборудования.

Кроме того, в связи с тем, что в расчетах смешаныпонятия «трудозатраты персонала» (или бригадысотрудников) и «время работы оборудования»невозможно оценить производительность труда иэффективность использования оборудованияинститутов, а также планировать их ежегодноеповышение до достижения целевых показателей.

Приобретение дорогостоящего оборудования(PVT-установки, установки для исследования керна,оборудования для изготовления шлифов, групповогокапилляриметра и др.) повышает затраты как мини-мум на сумму амортизации и при использованииисторически сложившихся расценок приводит к убы-точности деятельности лабораторного подразделе-ния. В связи с этим отсутствует мотивация к закупкедорогостоящего оборудования и повышению каче-ства проводимых исследований.

В табл. 1 приведены действующие расценки рядакорпоративных институтов компании (КНИПИ), изкоторой следует, что в ряде случаев стоимость одно-типных исследований существенно различается.

Таблица 1

Расценки на лабораторные исследования, руб. Виды работ или анализов

КНИПИ №1 КНИПИ №2 КНИПИ №3 КНИПИ №4 КНИПИ №5

Отдел камеральной обработки керна и шлама

Приемка и систематизация керна 70 140 61 - 59

Продольная распиловка керна 287 458 332 146 471

Камеральное описание керна 833 648 710 646 699

Приемка, отмывка проб шлама - - 90 - -

Описание шлама полное - - 1085 - -

Изготовление кубических образцов керна 200 370 130 - -

Профильное измерение естественной гаммы-активности 761 944 800 - 766

Фотографирование керна 1297 1594 466 550 741

Отдел физики пласта

Экстрагирование образцов 106 215 120 530 636

Определение коэффициента проницаемости по гелию - 890 380 769 375

Определение коэффициента пористости по гелию - 462 330 571 375

Определение коэффициента пористости жидкостенасыщением 325 682 460 824 458

Плотность объемная (расчетная) 32 66 38 73 38

Плотность минералогическая (по пикнометру) 327 953 553 890

Определение остаточной водонефтенасыщенности в аппарате Закса 980 2274 1130 2032 1125

Определение удельного электрического сопротивления (атмосферные условия) 977 739 994 496

Регистрация капиллярной кривой и определение остаточной водонасыщенности методом центрифугирования

200 305 730

- 1189

Регистрация капиллярной кривой методом полупроницаемой мембраны (в семи точках)

2533 5646 3800 4577 3792

Гранулометрический анализ частиц гидравлико-ситовым методом 2829 5742 2601 3203 2949

Подготовка ориентированных препаратов для рентгеноструктурного анализа (три препарата на образец)

- - - -

Подготовка порошковой пробы для рентгеноструктурного анализа - 379 - 295

Проведение анализа для порошковой пробы - - - 1608

Качественный и полуколичественный рентгеноструктурный анализ минералов - 3789

3160

- 2144

Изготовление петрографических шлифов 598 998 601 - 808

Полное описание петрографических шлифов 2444 4186 2200 3159 3851



Данная ситуация обусловлена разными подходамик формированию расценок, различием нормативоввремени для выполнения однотипных исследова-ний, разными возможностями оборудования, раз-ными региональными коэффициентами по зара-ботным платам и др.

Подобные отклонения приводят к возникновениюдефицита бюджета в одних институтах и необосно-ванной прибыльности в других либо к дефицитубюджета подразделения института по выполнениюлабораторных исследований даже при полнойзагрузке дорогостоящего оборудования. Такжеусложняется равномерное распределение заказовкомпании между корпоративными институтами иснижается заинтересованность прибыльных инсти-тутов в повышении производительности труда иэффективности использования оборудования.

Новая методика расчета стоимости лабораторных исследований

Для обеспечения единой корпоративной полити-ки, единых правил расчета стоимости лабораторныхисследований и исключения указанных недостатковв ОАО «НК «Роснефть» разрабатываются «Ме то ди -чес кие рекомендации расчета стоимости работлабораторных исследований» (далее – методика).

В методике предлагается использовать различныегруппы данных: виды исследований; текущую иоптимальную эффективность использования обо-рудования; единые корпоративные трудозатраты накаждый вид исследования; производительностьтруда и темпы ее роста; эффективность использова-ния оборудования и ее повышение.

Общая схема входных и выходных параметровпоказана на рис. 1.

Краткая формула расчета стоимости лаборатор-ных исследований по предлагаемой методике имеетследующий вид:

(3)

где Тр – единые корпоративные трудозатраты наединицу продукции отдельно для данного видаисследований без учета времени работы оборудова-ния, ч; Wp – стоимость 1 человеко-ч в соответствиис утвержденным бизнес-планом института на теку-щий год без учета затрат на оборудование, руб/ч;Кэфф – коэффициент роста производительноститруда КНИПИ; Zi

o – затраты на i-е оборудование за1 ч использования; ti – время использования i-гооборудования, ч; Кi

o – коэффициент роста эффек-тивности использования оборудования; N – числоразных видов оборудования, используемого припроведении данного исследования.

При этом единые корпоративные трудозатратына единицу продукции и время использованияоборудования для каждого вида исследованийразрабатываются совместно всеми институтами ибудут утверждены в рамках методики. Данныенормативы оцениваются хронометрированиемили определяются в соответствии с действующи-ми нормативными документами и включаются вметодику после согласования всеми институтамикомпании.

Коэффициенты роста эффективности трудозат-рат и использования оборудования

ежегодно утверждаются на уровнекомпании.

Модели плановой динамикиэффективности ис поль зования обо-рудования и производительноститруда показаны на рис. 2, а-в.

Модели разработаны на основетекущей эффективности использо-вания оборудования и производи-тельности труда института, единогоцелевого уровня эффективностииспользования оборудования ипроизводительности труда инсти-тута, а также времени, требуемогодля достижения целевого уровня, иежегодных плановых темпов егодостижения.

WТ W

KZ t

Koi i

oi

i

N

=⋅

+⋅

∑=

p p

эфф 1,

Рис. 1. Общая схема входных и выходных параметров методики



Применение плановых коэффициентов роста про-изводительности труда и эффективности использо-вания оборудования обеспечивает снижение расце-нок на лабораторные исследования до оптимально-го уровня загрузки оборудования и производитель-ности труда специалистов института.

Оптимальный уровень эффективности исполь-зования оборудования может быть скорректиро-ван в зависимости от максимально возможныхзаказов исследований в регионе деятельностиинститута.

Дополнительно в методике предлагается учестьпредложения корпоративных институтов.

1. В расчет включить все материальные затратылаборатории (инспекционный контроль, аккредита-ция лаборатории, приобретение научной докумен-тации, поверка (аттестация) оборудования, стои-мость посуды для исследований и расходных мате-риалов, запасных частей, ремонт оборудования, про-филактический осмотр, амортизация общелабора-торного оборудования, стоимость канцтоваров,доставки пробоотборников на объект и обратно влабораторию и др.).

2. В расчет стоимости исследований внести плани-руемый объем испытаний по каждому показателюза год (например, сотрудник лаборатории не иссле-дует в течение 8 ч 8 раз плотность, так как объемыработ в течение года не позволяют проводить 1920исследований данного показателя).

3. Время каждого исследования увеличить на фик-сированный процент в связи с тем, что помимонепосредственных исследований проводятся иссле-дования, необходимые для аккредитации лаборато-рии (поверки, аттестации, внутренний контроль).

Сравнительный анализ расценок на лабораторныеисследования одного из институтов, рассчитанныхпо новой методике, с расценками сторонних россий-ских институтов приведен в табл. 2. Максимальныеотклонения составляют не более 30 %.

ЗаключениеИз анализа изложенной информации следует,

что разрабатываемая методика не только обеспе-чит создание единого инструмента расчета стои-мости для любых видов лабораторных исследова-ний, но и позволит решить следующие дополни-тельные задачи:

1) регламентация порядка расчета стоимостилабораторных исследований;

2) создание единых норм корпоративных трудо-затрат на проведение исследовательских работ;

3) разработка инструмента, позволяющего в тече-ние 5 лет уменьшить «разброс» цен на лабораторныеисследования за счет применения плановой динами-ки роста эффективности использования оборудова-ния и производительности труда институтов; откло-нения цен сохранятся за счет отклонений между

Рис. 2. Модели плановой динамики использованияоборудования (а), роста эффективности использова-ния оборудования (б) и роста производительноститруда (в)



институтами стоимости 1 человеко-ч без учетазатрат на оборудование и стоимости 1 ч использова-ния оборудования;

4) возможность учета трудозатрат каждого специа-листа (вместо трудозатрат бригады специалистов);

5) обеспечение безубыточности подразделенияинститута по лабораторным исследованиям принеполной загруженности персонала и максималь-ной загруженности дорогостоящего оборудования;

6) учет в стоимости лабораторных исследованийсуммы амортизации и дополнительных затрат наприобретение дорогостоящего оборудования;

7) обеспечение прямой зависимости стоимостиработ от текущей загрузки оборудования и ежегод-ного роста эффективного использования оборудо-вания корпоративного института;

8) обеспечение прямой зависимости стоимостиработ от производительности труда сотрудниковинститута и ежегодного роста производительноститруда корпоративных институтов.

Необходимо отметить, что вследствие простотыразработки и понимания данная методика могла бынайти применение в других российских институтах.

Список литературы

1. Сборник сметных норм № 7 «Лабораторные исследованияполезных ископаемых и горных пород». М – ВИЭМС, 1993.

2. Справочник норм времени на лабораторные исследованияполезных ископаемых и горных пород. Ч. II-V, М.: 1976; Ч. V, М.:1984.

3. Справочник укрупненных сметных норм на геологоразведоч-ные работы. – М.: Недра, 1984 (вып. 7 «Лабораторные исследова-ния полезных ископаемых и горных пород»).

4. Сборники № 1, 2 «Укрупненные нормы времени на лаборатор-ные исследования полезных ископаемых и горных пород в ЦИКи ПФ УНИРа».

5. Сметные нормы времени на лабораторные исследованияполезных ископаемых и горных пород. – М.: ВИЭМС, 1978.

Таблица 2

Расценки, руб.

Виды работ или анализов средние

по внешему

рынку

КНИПИ по новой методике

Отношение цен

КНИПИ

к рыночным ценам, %

Отдел камеральной обработки керна и шлама

Приемка и систематизация керна 66 75 114

Продольная распиловка керна 339 331 98

Камеральное описание керна 707 699 99

Приемка, отмывка проб шлама 18 23 128

Описание шлама полное 217 289 133

Изготовление кубических образцов керна

140 178 127

Профильное измерение естественной гамма-активности

654 766 117

Фотографирование керна 930 741 80

Отдел физики пласта

Экстрагирование образцов 321 236 74

Определение коэффициента проницаемости по гелию

483 375 78

Определение коэффициента пористости по гелию

348 375 108

Определение коэффициента пористости жидкостенасыщением

550 458 83

Плотность объемная (расчетная) 49 38 77

Плотность минералогическая (по пикнометру)

545 698 128

Определение остаточной водонефтенасыщенности в аппарате Закса

1508 1125 75

Определение удельного электрического сопротивления (атмосферные условия)

787 496 63

Регистрация капиллярной кривой и определение остаточной водонасыщенности методом центрифугирования

339 186 55

Регистрация капиллярной кривой методом полупроницаемой мембраны (в семи точках)

4070 3792 93

Гранулометрический анализ частиц гидравлико-ситовым методом

3465 2949 85

Подготовка ориентированных препаратов для рентгеноструктурного анализа

(три

препарата на образец)

420 416 99

Подготовка порошковой пробы для рентгеноструктурного анализа

135 145 108

Проведение анализа для порошковой пробы

322 334 104

Качественный и полуколичественный рентгеноструктурный анализ минералов

1819 2144 118

Изготовление петрографических шлифов

601 717 119

Полное описание петрографических шлифов

3168 2164 68

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА


Объемная геологическая модель осадочных бассейнов на основе анализа данных 3D сейсморазведки

ВведениеЗа последние несколько лет нефтяная компания

«Роснефть» провела большой объем сейсмическихработ 2D/3D с целью подготовки к бурению пер-спективных объектов, расположенных в глубоко-водной части Черного моря. Район исследованийрасположен в Восточно-Черноморском бассейне, впределах вала Шатского и Туапсинского прогиба ихарактеризуется сложным строением целевого май-копского комплекса. Основными задачами являютсяпостроение корректной тектонической схемы скла-док и связанных с ними разломов, выявление лову-шек в поднадвиговой части, поиск зон развития воз-можных коллекторов. Достоверное решение такихзадач по данным 2D сейсморазведки в сложныхсейсмогеологических условиях не представляетсявозможным, в связи с чем были проведены 3D сейс-мические исследования. Интерпретация новых дан-ных позволила детально изучить основные особен-ности осадконакопления и предложить модель седи-ментации целевых комплексов.

Типы складокНа рубеже эоценового и олигоценового периодов

в связи с началом образования горно-складчатогосооружения Большого Кавказа в пределах восточ-ной части вала Шаткого начал формироваться флек-сурный прогиб – Туапсинский. Наиболее интенсив-ная складчатость наблюдается в течение последних5 млн. лет [1, 2]. Складчатость обусловлена образова-нием системы субпараллельных взбросов-надвиговс поверхностью срыва в нижней глинистой частимайкопской серии. Наиболее древние складки рас-

положены в тыловой части Туапсинского прогиба взоне примыкания к южному склону БольшогоКавказа, наиболее молодые – в западной фронталь-ной части Туапсинского прогиба в области сочлене-ния последнего с валом Шатского. Анализ данных3D сейсморазведки позволил прокоррелироватьтектонические нарушения и выявить, что при раз-витии тектонических деформаций формируютсядва основных типа складок: пропагации разлома, т.е.связанные с ростом разлома (рис. 1, 2), и срыва(детачмент-складки) (см. рис. 1). На поздних стадиях

О.А. Альмендингер, А.В. Митюков, Н.К. Мясоедов (ООО «РН-Шельф-Юг»), А.М. Никишин, д.г.-м.н. (МГУ им. М.В.Ломоносова),

В.В. Гайдук, М.В. Губарев (ОАО «НК «Роснефть»-НТЦ)

УДК 550.8.072 Коллектив авторов, 2011

Ключевые слова: Черное море, Туапсинский прогиб, вал Шатского, складки, турбидиты, майкопская серия


Рис. 1. Возможные типы складок Туапсинского про-гиба: срыва (а); пропагации разлома (б) и pop-upскладки (в)

формирования часть складок развивается по меха-низму pop-up (выталкивания) с образованием бес-корневых складок (см. рис. 1).

Понимание механизма образования складок и ихклассификация важны для восстановления историиосадконакопления, построения геологической моде-ли. Складки пропагации разлома (см. рис. 1, 2) воз-никают тогда, когда срыв, идущий по слою по про-стиранию переходит во взброс или надвиг, секущийслоистость (так называемый рамп). В разрезе май-копской серии предполагается наличие горизонтов спластичными глинами. В глинах, в нижней частимайкопского комплекса, проходит срыв или системасрывов. По поверхности срыва под давлением,обусловленным развитием деформаций на Кавказе,майкопская толща и более молодые отложения нача-ли скользить в направлении вала Шатского. Приэтом возникла серия взбросов или надвигов, росткоторых привел к формированию антиклинальныхскладок над разломом.

Складки срыва (детачмент-складки) (см. рис. 1)образуются тогда, когда нижняя часть отложенийсодержит много пластичных пород, а верхняя –более прочных. Если такую толщу сжимать со сры-

вом в основании нижней пластичной толщи, то пла-стичная часть будет течь и являться поверхностьюскольжения, а верхняя сминаться в складки без раз-ломов. Главное различие указанных складок заклю-чается в следующем. Складки срыва формируютсявначале, а разломы могут их дополнительно ослож-нять. При образовании складок пропагации разломаформирование складки обусловлено наличием раз-лома. В реальности в разрезе Туапсинского прогибазачастую встречаются комбинированные типыскладок.

Большинство взбросо-надвиговых структурТуапсинского прогиба выражено в современномрельефе в виде подводных хребтов с относительнымпревышением над уровнем морского дна до 400-600 м. Это свидетельствует о том, что рост складокпродолжается и в настоящее время.

Процессы седиментацииС момента формирования Туапсинский прогиб

начал интенсивно заполняться глубоководнымитурбидитными осадками. В его пределах в майкоп-ское время (олигоцен – ранний миоцен) образуетсяосадочная линза, которая утоняется как в сторону



Рис. 2. Пример складки пропагации разлома:а – фрагмент сейсмического куба 3D; б – предполагаемая модель складки; в – трехмерное изображение струк-турной поверхности и главных разломов

Кавказа, так и в сторону вала Шатского. Даннаялинза заполнялась осадками, которые образовыва-лись за счет эрозии горных пород, формирующихрастущий ороген Большого Кавказа. Исходя из гео-логических знаний о строении региона, результатовинтерпретации данных 2D и 3D сейсморазведки, атакже исследования скважин, расположенных насуше, и береговых обнажений был сделан вывод отом, что в разрезе рассматриваемого участка могутприсутствовать элементы глубоководной системыосадконакопления – фэны, лопасти, каналы.Поступление осадков контролировалось разветв-ленной береговой системой палеорек.

Появление данных 3D сейсморазведки позволиловыявить и закартировать в пределах района работосновные части фэнового комплекса – проксималь-ную с подводящими каналами (рис. 3), центральнуюс осевыми каналами (рис. 4) и дистальную, пред-ставленную покровами. Понимание строения фэнаявляется ключевым моментом в картировании кол-лекторов по площади. В зависимости от того, вкакой части находится ловушка (проксимальной,центральной или дистальной), определяются ее пер-спективы. Эта задача была одной из основных прианализе данных 3D сейсморазведки.

Было установлено, что с течением времени ориен-тация фэнов в плане изменяется. Для интерваловнижнего и среднего олигоцена (?) фэны имеют севе-ро-западное простирание, т.е. проходят параллельносовременному положению береговой линии(см. рис. 3). Это в свою очередь позволяет предполо-жить доминирующее развитие в указанном интер-вале осадков, выносимых палеодолинами р. Мзымтаи Бзыбь. Указанные реки брали начало в районецентрального Кавказа, где развиты обширные выхо-

ды гранитных массивов, являющихся наилучшимисточником для формирования кварцевых песчани-ков, наблюдаемых в разрезах береговых обнаженийи скважин Сочи-Адлерского района. Для интерваловверхнего олигоцена (?) – нижнего миоцена (верхняячасть майкопской серии) характерно изменениенаправления фэновых комплексов. Тела фэнов и ихлопасти ориентированы под острым углом к берего-вой линии (см. рис. 4). Возможно, это обусловленоформированием дополнительных источников сносав районе Северного Кавказа.

ЗаключениеИспользование данных 3D сейсморазведки для

построения геологической модели и заложенияскважин является необходимым условием в районахсо сложным сейсмогеологическим строением. Врезультате выполненных работ были детально про-анализированы целевые интервалы разреза,построена модель тектонических нарушений, про-веден фациальный анализ, выявлены интервалы изоны наиболее вероятного распространения коллек-торов. Выполненные работы позволили построитьдетальную геологическую модель изучаемой терри-тории.


1. Афанасенков А.П., Никишин А.М., Обухов А.Н. Геологическоестроение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморскогорегиона. – М.: Научный мир, 2007. – 172 с.

2. Тектоника мезокайнозойских отложений Черноморской впа-дины/ Д.А. Туголесов, А.С. Горшков, Л.Б. Мейснер [и др.]. – М.:Недра, 1985. – 185 с.



Рис. 3. Проксимильная часть фэнового комплекса(трехмерное изображение в кубе прозрачности)

Рис. 4. Центральная часть фэнового комплекса(трехмерное изображение в кубе прозрачности)

БИБЛИОТЕКА НЕФТЯНОГО ИНЖИНИРИНГАОАО «НК «Роснефть»

Одним из важнейших условий добычи нефти и газа из карбонатных коллекторовявляется описание трехмерного распределения петрофизических свойств сцелью повышения качества прогноза фильтрации флюида с помощью компью-терного моделирования. В настоящей книге особое внимание уделяется природегорных пород как фактору интегрирования геологических, петрофизических игеостатистических методов построения модели продуктивного пласта, примени-мой для загрузки в программный комплекс для симуляции притока флюида.Второе издание книги содержит новую главу, посвященную методам построениямодели и демонстрирующую новые примеры моделирования коллекторов различного типа – известняковых,доломитовых и коллекторов со взаимосвязанно-каверновым поровым пространством. Также переработаны идополнены главы, в которых рассматриваются основные петрофизические свойства, структурно-текстурные/петрофизические взаимосвязи, связи «керн-ГИС» и секвентная стратиграфия.

Р.М. Батлер. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов

Е.А. Копилевич, И.А. Мушин, Е.А. Давыдова, М.Л. Афанасьев.Комплексное спектрально-скоростное прогнозирование типов геологического разреза и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов

Д.Р. Фанчи. Интегрированный подход к моделированию фильтрационных потоков

Ж. Матерон. Основы прикладной геостатистики

А.Х. Мирзаджанзаде. Введение в специальность

Г. Пол Уиллхайт. Заводнение пластов

О. Дюбрюль. Геостатистика в нефтяной геологии

Н.А. Малышев, А.М. Никишин (отв. ред.). Геология для нефтяников

М. Уолш, Л. Лейк. Первичные методы разработки месторождений углеводородов

Л.П. Дейк. Практический инжиниринг резервуаров

Л. Косентино. Системные подходы к изучению пластов

М. Экономидес, Р. Олини, П. Валько. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике

Дж. П. Брилл, X. Мукерджи. Многофазный поток в скважинах

Р. Эрлагер мл. Гидродинамические методы исследования скважин

Построение геолого−гидродинамической модели карбонатного коллектора: интегрированный подходЛусиа Джерри Ф.

Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований,

2010, 384 стр.

ISBN 978−5−93972−880−5

ВЫШЛИ В СВЕТ

через Интернет-магазин: http://shop.rcd.ruА также:ИМАШ РАН (Москва, ул. Бардина. д. 4, корп. 3, к. 414. тел. (499) 135-54-37)«Дом научно-технической книги» (Москва, Ленинский пр., 40)Книжные киоски фирмы «Аргумент»«Санкт-Петербургский дом книги» (Санкт-Петербург, Невский пр., 28)Издательство СПБГУ, Магазин №1 (Санкт-Петербург, Университетская набержная, 7/9)Издательство Института компьютерных исследований, УдГУ(Ижевск, ул. Университетская, 1, корп. 4, к. 211. тел. (3412) 500-295)

ИНТЕРЕСУЮЩИЕ ВАС КНИГИ МОЖНО ПРИОБРЕСТИ:

БУРЕНИЕ СКВАЖИН


Опыт бурения многоствольных скважин в Республике Коми

И.П. Заикин, К.В. Кемпф (ОАО «НК «Роснефть»), А.И. Федоров, В.А. Сурмин, А.В. Львов, А.А. Немцов (ООО «РН-Северная нефть»)

УДК 622.243.23.001 Коллектив авторов, 2011

Ключевые слова: бурение, многоствольные скважины, интенсификация добычи нефти.


ВведениеВ настоящее время в России строительство много-

ствольных и многозабойных скважин пока мало рас-пространено, но при всей своей сложности эти работымогут быть достаточно перспективны как по экономи-ческим, так и по экологическим критериям. Особенноони актуальны при разработке некрупных месторожде-ний с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов,расположенных в регионах со сложными природнымиусловиями, к которым относится Республика Коми.

Именно поэтому руководством ОАО «НК «Роснефть»и его дочернего общества ООО «РН-Северная нефть»было принято решение о строительстве на Среднемака-рихинском месторождении первой в Республике Комимногоствольной скважины (МСС).

Среднемакарихинское нефтяное месторождение нахо-дится в пределах Тимано-Печорской нефтегазоноснойпровинции. Глубина залегания силурийской продуктив-ной залежи составляет 3200 м. Извлекаемые запасы оце-ниваются в 20 млн. т. Нефть характеризуется высокимивязкостью (8,83 МПа⋅с) и содержанием парафинов.

Индивидуальный рабочий проект строительствановой скв. 715МСС был разработан корпоративнымпроектным институтом ООО «Самара НИПИнефть».Поскольку продуктивная часть представлена устойчи-выми известняками, для опробования технологиистроительства многоствольной скважины была выбра-на конструкция с обсаженным и зацементированнымосновным стволом и двумя боковыми открытыми (дляувеличения продуктивности) стволами длиной по 300 м.По заканчиванию скважина соответствует второмууровню сложности согласно международной классифи-кации TAML (рис. 1).

Траектории стволов скв. 715МСС выбирались из усло-вия обеспечения вскрытия трех зон силурийских отло-жений в интервалах от 2900 до 3030 м каждым стволомраздельно. Ниже всех предполагалось расположить ос-новной ствол с окончанием в прослое толщиной 20 м,выше – восточный боковой, вскрывающий среднююзону, и западный, проходящий по верхней зоне залежи.

Крепление основного ствола до строительства боко-вых стволов (БС) позволило значительно снизить техно-логические риски во время зарезки БС при больших зе-нитных углах в интервалах зарезки (до 74,5°), а также со-хранило возможность последующего раздельного до-ступа в каждый БС и применения при необходимостисистем одновременно-раздельной добычи и селектив-ной изоляции.

Для повышения общей продуктивности скважиныспуск эксплуатационной колонны предусматривался докровли нижнего прослоя (рис. 2). Этот вариант позво-ляет улучшить гидродинамические характеристики кол-лектора и увеличить продолжительность эксплуатации,однако остаются риски в виде сложности контроля от-бора нефти и невозможности точного проведения изо-ляционных работ в случае прорыва пластовых вод.

Рис. 1. Схема конструкции скв. 775МСС

Из-за недостаточной прочности на кручение и вынос-ливости имеющейся бурильной колонны ТБПН 89×9,4(Л) был предложен вариант с двухсекционной экс-плуатационной обсадной колонной (ЭК), при которомпервая секция ЭК подвешивается на специальной це-ментируемой уплотнительной подвесной системеУСПГЦ2.168/245. Вторая секция ЭК спускается послеокончания бурения БС, соединяется стыковочнымустройством УНХЦ.168 с подвесной системой, це-ментируется и закрепляется в колонной головкеОКК2-21 168х245х324 ХЛ К1.

Необходимое специальное оборудование – цементи-руемая подвесная система УСПГЦ2.168/245 и стыковоч-ное устройство УНХЦ.168 – было произведено в Россиина заводе ООО «Тяжпрессмаш», специалисты котороготакже осуществляли инженерное сопровождение сбор-ки оборудования, его спуска в скважину и работы с нимво время проведения технологических операций.

Донная конструкция эксплуатационной колоныпозволила во время бурения БС применить двухраз-мерный бурильный инструмент: ТБПН 89×9,4 (Л) хТБПК 127×9,19 (Л), таким образом обеспечив его не-обходимую прочность на кручение.

Бурение основного ствола было начато 12 февраля2010 г. В процессе его проводки был ликвидирован рядосложнений, связанных с необходимостью проводкиствола с зенитным углом до 60,5 ° в нестабильных терри-генных отложениях юры, триаса и перми. Это в своюочередь подтверждает обоснованность бурения двух до-полнительных стволов из обсаженного основного.

Бурение боковых стволов проводилось под круглосу-точным оперативным руководством Центра геологиче-ского сопровождения ОАО «НК «Роснефть» на основереально-временных телеметрических данных, переда-ваемых со скважины.

При бурении боковых стволов большое значениеимело инженерно-техническое сопровождение сервис-

ных подрядчиков, особенно специалистов по буровымрастворам, которые были предоставлены компаниейООО «СБР». Зарезка БС осуществлялась компаниейООО «НБК» «Западная Сибирь»: восточный ствол наглубину 3730 м проведен с применением фрезеров, ар-бузных райберов, гибких патрубков WindowMaster, за-бойной телесистемы APS после установки извлекаемогоякоря TorqueMaster; западный ствол – тем же оборудова-нием с глубины 3695 м.

Буровые работы выполнялись усинским филиаломООО «РН-Бурение» на стандартной буровой установке«Уралмаш БУ 3Д-76».

Скважина проведена по плановой траектории, освое-на в соответствии с проектом и сдана в эксплуатацию 27октября 2010 г.

Пусковой дебит скважины по нефти составил198 т/сут при обводненности 0,3 % при плане 180 т/сут;средние показатели по пологим скважинам – 150 т/сут;по наклонно направленным – 70 т/сут. На 31.01.11 г.скважина работает с дебитом 196 т/сут и обводнен-ностью 1,2 %.

В результате бурения скв. 715ММС получен ценныйопыт бурения многоствольной скважины, проведенанализ рисков строительства, в том числе связанных сосложностями при освоении. Перспективную техноло-гию строительства многоствольных скважин планиру-ется применить при строительстве еще двух скважинСреднемакарихинского месторождения с заканчивани-ем по пятому уровню сложности.

Это позволит проводить раздельное освоение каждогоствола и четко контролировать отбор нефти из каждоговскрытого прослоя продуктивной залежи, а также точнои вовремя осуществлять изоляционные работы в случаепрорыва пластовых вод.

При успешном проведении работ по строительствумногоствольных скважин на Среднемакарихинском ме-сторождении планируется пробурить еще восемь такихскважин на Осовейском месторождении. Также возмож-на разработка проекта бурения многоствольных сква-жин с большими отходами забоев друг от друга для по-крытия площади куста двумя-тремя скважинами.

ЗаключениеУспешный опыт бурения первой многоствольной

скважины в Республике Коми является серьезным заде-лом для привлечения новых технологий и инвестиций вперспективном нефтегазовом регионе Европейскойчасти России, дальнейшего повышения рентабельностиразработки месторождений с трудноизвлекаемыми за-пасами и вовлечения новых. Это в свою очередь повы-сит экономическую привлекательность нефтедобываю-щей отрасли в Республике Коми и послужит дополни-тельным стимулом для ее развития.

БУРЕНИЕ СКВАЖИН


Рис. 2. Схема спуска двухсекционной эксплуатационнойколонны до кровли нижнего прослоя

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ


Физико-химические методы повышения нефтеотдачи. Полимерное воздействие (обзор)Часть I. Физические предпосылки применения полимерных растворов при заводнении пластов

ВведениеВ процессе реализации искусственного заводне-

ния нефтяных пластов, содержащих вязкиенефти, проявляются эффекты, связанные с про-рывом воды по наиболее проницаемым про-слоям. Даже в случае исключительно однородногопласта (насыпные модели пористых сред) нафронте вытеснения образуются так называемые«вязкие пальцы», по которым происходит преж-девременный прорыв нагнетаемой воды. Длявыравнивания фронта нагнетания используютметод выравнивания вязкостей нагнетаемой ивытесняемой жидкостей. Обычно предлагаетсяиспользовать раствор полимера в воде, концент-рацию которого подбирают в зависимости отприменяемой технологии. Исследования эффек-тивности использования полимерных систем сцелью повышения нефтеотдачи пластов прово-дятся на протяжении пяти десятков лет.Испытывались технологии непрерывной закачкираствора полимера, создания больших (до 0,3-0,35 Vпор) оторочек, продвигаемых водой, а такжеобработки призабойных зон нагнетательныхскважин различными полимерными растворамии составами, содержащими полимер. При этом впубликациях иногда происходит путаница вопределениях и понятиях, что не способствуетформированию объективных представлений обэффективности полимерных технологий. Донастоящего времени нет единого мнения об опти-мальных условиях промышленного использова-ния и методах оценки эффективности применяе-мых технологий. Если в ранних работах возмож-

ности полимерного заводнения оценивалисьвесьма оптимистично, а проекты промысловогоприменения полимеров даже субсидировалисьправительствами некоторых стран (например,Министерством энергетики США [1]), то уже ксередине 80-х годов XX века стало очевидно, чтотехнология не является универсальной. Эф фек ти -в ность метода, основанного на формированиибольшеобъемных оторочек растворов полиме-ров, оказалась не настолько высока, чтобы приме-нять его повсеместно. К началу 80-х годов степеньизученности технологий полимерного заводне-ния в СССР оценивалась на уровне 0,57 [2], тогдакак, например, циклическая закачка воды харак-теризовалась комплексным параметром изучен-ности 0,78. К этому времени многие экспертыотмечали, что общую эффективность полимер-ного заводнения оценить практически невозмож-но, поскольку успешность промысловых экспери-ментов зависит от очень многих факторов.Оценивать эффективность по лабораторнымданным не вполне корректно, так как в лабора-торных условиях многие ключевые факторы, вли -яющие на эффективность полимерного за вод -нения, не воспроизводятся [3]. Некоторые спе-циалисты считают, что полимерное заводнениемо жет способствовать сокращению сроков разра-ботки за счет более эффективного управлениязаводнением в условиях высокой геологическойнеоднородности пластов [4], но при этом многиеполагают, что не стоит ожидать сколько-нибудьсерьезного увеличения коэффициента извлече-ния нефти (КИН) [5, 6].

А.В. Берлин (ЗАО «ИННЦ»)

УДК 622.276 А.В. Берлин, 2011

Ключевые слова: физико-химические технологии повышения нефтеотдачи, полимерное заводнение, адсорбция,фактор сопротивления, деструкция.


Косвенным свидетельством низкой эффектив-ности полимерного заводнения является неуклон-ное сокращение объема реализуемых в мире про-ектов с использованием данной технологии уже сначала 90-х годов [7, 8]. В США число таких про-ектов с 1986 по 1992 г. уменьшилось в 5 раз и вер-нулось к уровню 1980 г. При этом общее числоуспешно проведенных к середине 80-х годовпроектов было небольшим [9]. В то же времядополнительная добыча от примененияполимеров и эффективность на один проектв 1992 г. были соответственно в 2 и 3 разавыше, чем 1980 г. [10]. Тем не менее при неко-тором расхождении цифр у разных аналити-ков в течение последующих 12 лет (к 2004 г.)число реализуемых проектов снизилось еще в10 раз [4, 7, 11] (рис. 1). Уменьшился и объемдополнительной добычи за счет полимерныхтехнологий [12]. На общем фоне довольнозначительных объемов добычи нефти в мире(рис. 2) за счет тепловых и газовых техноло-гий добыча нефти за счет использованияхимических реагентов (в том числе и полиме-ров) остается на самом низком уровне [8, 12]и не имеет тенденции к увеличению. Даже всамые лучшие годы добыча нефти за счетфизико-химического заводнения не превы-шала 8 %.

Незначительные объемы применения хими-ческих технологий, в том числе полимерногозаводнения, объясняются в первую очередьвысокой стоимостью и длительностью (десят-ки лет) процессов, необходимых для созданияоторочек размером 20-30 % Vпор. Кроме того,при создании объемных оторочек растворовхимических веществ невозможно корректно

оценить их эффективность на фонерегулярного проведения геолого-техни-ческих мероприятий (ГТМ), направлен-ных на поддержание добычи нефти иповышение продуктивности скважин:гидроразрыв пласта (ГРП), горизон-тальное бурение и др. Именно поэтомууже к середине 80-х годов расходы наразработку физико-химических техно-логий в США резко (в 7,5 раз) сократи-лись, а в ряде случаев финансированиебыло полностью прекращено [13].

Из сравнения эффективности про-ектов, связанных с применением тре-

тичных МУН в 1990 г. в России и США [11],видно, что полимерное заводнение по объемамдополнительно добытой нефти на каждый проектв обеих странах было на последнем месте (рис. 3).Это свидетельствует о том, что за исключениемединичных проектов полимерное заводнениеоставалось на стадии опытных работ. К началу



Рис. 1. Динамика реализации проектов с применением растворовполимеров в США

Рис. 2. Динамика дополнительной добычи нефти от примене-ния методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в мире

Рис. 3. Сопоставление масштабности проектов по примене-нию третичных МУН в 1990 г.:ПТВ – паротепловое воздействие; ГВ – закачка горячей воды; ВПГ – водопарогазовое воздействие



90-х годов нефтедобывающие компании в Россиии за рубежом предпочитали развивать технологии,которые позволяли получать быстрый результат, иэффективность которых поддается однозначнойоценке. В основном это различные виды ОПЗ(включая обработки скважин полимерными рас-творами или композициями на основе полиме-ров), направленные на управление фильтрацион-ными потоками вблизи (до 20-25 м) скважин,вскрывших не однородные по проницаемостипласты [14], а также ремонтно-изоляционныеработы (РИР) по ликвидации заколонной цирку-ляции [15]. В данном случае удельная эффектив-ность полимерных обработок на порядок выше,чем эффективность заводнения с созданием боль-шеобъемных оторочек раствора полимера [16]. Вцелом, по мнению зарубежных исследователей[17], экономические перспективы современныхфизико-химических МУН не очень обнадеживаю-щие. Нужны более дешевые методы с измеримымтехнологическим эффектом и быстрой окупае-мостью вложенных средств.

Сложные процессы, происходящие в пластах, гдеприменяются физико-химические технологииповышения нефтеотдачи, и неоднозначныерезультаты, полученные в различных условияхреализации этих технологий, требуют присталь-ного анализа каждого аспекта. В связи с этимцелесообразно детально рассмотреть все этапыисследований, чтобы определить области болееили менее эффективного применения полимеровс целью повышения нефтеотдачи пласта.

Основные свойства полимерных растворовРеологические характеристикиДля жидкостей, подчиняющихся законам тече-

ния Ньютона, основной реологической характери-стикой является вязкость, которая неизменна припостоянной температуре и давлении и не зависитот скорости течения. По крайней мере для такихжидкостей невозможно зафиксировать искажениеэтого закона обычно применяемыми в лаборатор-ной практике средствами измерения при скоро-стях течения, близких к нулю. Хотя теоретическилюбая жидкость должна обладать градиентомсдвига, который в самом простейшем случае опре-деляется силами взаимодействия молекул веще-ства с поверхностью каналов фильтрации [18].

Полимерные растворы чаще всего обладаютярко выраженными неньютоновскими или дила-тантными свойствами, что позволяет использо-

вать их для выравнивания проницаемости про-слоев в неоднородных коллекторах. Для изученияих реологических характеристик требуется прово-дить измерения напряжения сдвига при различ-ных скоростях течения. При выполнении такихисследований используют высокоточные термо-статируемые ротационные вискозиметры, кото-рые позволяют отводить от раствора полимерадаже незначительное тепло, выделяющееся привращении ротора. Приготовление растворовдолжно осуществляться на режимах, исключаю-щих механическую деструкцию полимеров. Этогодобиваются в результате самопроизвольного рас-творения вещества и перемешивания путем лег-кого покачивания емкости с раствором [19].

Для описания законов течения полимерных рас-творов предложено несколько различных моделей.Чаще всего используется закон, описываемыйуравнением,

(1)

где txy – напряжение сдвига; du/dy – скоростьсдвига; К – константа; n=1 – для ньютоновских,n>1 – для дилатантных, n<1 – для пластическихжидкостей.

Результаты экспериментов хорошо описываютсяэтим законом при скоростях сдвига от 1 до 200 с-1.Отмечено, что с увеличением молекулярной массыоднотипные полимеры характеризуются большейвязкостью. Это свойство имеет практическоезначение, поскольку для достижения одной и тойже вязкости раствора расход полимера можнооптимизировать. Однако высокомолекулярныеполимеры, как правило, дороже.

Температура существенно влияет на вязкостьрастворов полимеров, причем по-разному дляразличных их марок. Снижение вязкости можетбыть достигнуто в 3 и даже в 10 раз при измене-нии температуры от 23 до 85-93 °С. При этом убольшинства полимеров наблюдается усилениедеструкции.

АдсорбцияБольшое влияние на величину адсорбции поли-

меров оказывает минерализация воды и мине-ральный состав породы. Повышение концентра-ции NaCl в растворе приводит к интенсивномуобмену находящихся на породе катионов кальцияс катионами натрия в растворе [20]. С ростом кон-центрации NaCl адсорбция резко увеличивается, а

t xy

n

Kdudy

=

,

присутствие в растворе ионов Са++ способствуетеще большему ее усилению на поверхности кана-лов фильтрации. Это объясняет более высокуюадсорбцию полимеров в карбонатных породах[19]. При значительной величине адсорбции поли-меров в пористых средах, которая в эксперимен-тах на песчаниках достигала 0,184 кг/м3, экономи-ческая целесообразность полимерного заводне-ния в коллекторах с высокоминерализованнойводой вообще ставится под сомнение. В карбонат-ных коллекторах c учетом сильного влияния навеличину адсорбции ионов кальция данная про-блема приобретает еще большее значение. В неф-тенасыщенных коллекторах поверхность каналовфильтрации менее доступна для адсорбции поли-меров, поэтому на начальной стадии полимерногозаводнения потери активного вещества гораздоменьше. Очевидно, что для снижения адсорбциидо приемлемых значений перед оторочками рас-творов полимеров необходимо создавать буфер-ные оторочки из пресной воды. В удавшихся про-мысловых экспериментах именно так и поступа-ли. В то же время совершенно очевидна положи-тельная роль адсорбции полимеров в промытыхводой пластах, поскольку она способствует сниже-нию проницаемости и выравниванию профиляприемистости. При этом основная задача состоитв как можно более длительном удержании адсор-бированного полимера и сохранении эффектаснижения проницаемости промытых прослоев,что достигается созданием поперечных связеймежду последовательно формирующимися слоя-ми адсорбированного вещества [21-23].

Фактор сопротивленияОсновным свойством полимерных растворов,

которое определяет эффективность их примене-ния, является способность создавать дополни-тельные фильтрационные сопротивления притечении в пористых средах и способствоватьослаблению вязкостной неустойчивости фильтра-ционных потоков, когда вязкость нефти значи-тельно выше вязкости вытесняющей ее воды.Таким образом, качество полимерных растворовопределяется их устойчивой способностью повы-шать вязкость нагнетаемой воды и выравниватьфильтрационные потоки в неоднородных по про-ницаемости пластах. Кроме того, адсорбция поли-мера на поверхности каналов фильтрации предпо-лагает снижение проницаемости среды, что такжедолжно создавать положительный эффект при

управлении заводнением. Эти свойства зависят отхимического состава полимера, его молекулярноймассы, концентрации вещества в растворе,величины адсорбции на поверхности каналовфильтрации, степени и темпов деструкции.Поскольку вязкость полимерных систем являетсяфункцией скорости фильтрации, величиныадсорбции и степени деструкции и постоянноменяется, ее влияние на фильтрационные характе-ристики растворов полимеров в лабораторных ипромысловых условиях оценивается путем опре-деления коэффициента подвижности жидкости впористой среде. Эффективность полимерноговоздействия обычно сравнивают с эффектив-ностью заводнения. Поэтому за меру качестваполимерного раствора принимают величину фак-тора сопротивления R и остаточного факторасопротивления RR. Комплексные исследованияполимерных растворов в лабораторных условияхпроводят в соответствии с РД 39-23-666-81 [24],который регламентирует условия и правила про-ведения исследований всех основных параметровполимерных систем, позволяющих оценить отно-сительное качество разных полимеров.

Величина фактора сопротивления при фильтра-ции полимерных растворов в пористых средахопределяется отношением подвижности воды кподвижности полимерного раствора

(2)

где kв, kр – проницаемость пористой среды соот-ветственно для воды и полимерного раствора; μр,μв – вязкость cоответственно полимерного рас-твора и воды.

Фундаментальные закономерности влиянияосновных параметров пористых сред и условийфильтрации жидкостей на величину факторасопротивления полимерных растворов изучаликак на насыпных моделях, так и на образцах керна.

Потенциальную эффективность полимерныхрастворов оценивают по значению cкрин-факто-ра, который находят с использованием специ-ального скрин-вискозиметра и рассчитывают какотношение времени истечения фиксированногообъема раствора полимера ко времени истечениятакого же объема воды. Скрин-фактор зависит восновном от молекулярной массы полимера, атакже от степени его гидролиза [24]. Более теснаякорреляционная связь наблюдается между моле-кулярной массой и комплексным параметром,

Rk

k= в р

в р

μ

μ,



являющимся произведением скрин-фактора истепени гидролиза полимера (рис. 4). Между фак-тором сопротивления (остаточным факторомсопротивления) и скрин-фактором также наблю-дается тесная корреляционная связь [25].

Степень гидролиза полиакриламидов (ПАА)определяет важные технологические параметрыполимеров. Если она мала, ПАА будет хуже рас-творяться в воде, а если велика, то его свойствабудут значительно зависеть от минерализации ижесткости воды. Есть мнение, что другой видполимеров – полисахариды не восприимчивы кжесткости и минерализации воды, но зато сильноподвержены биодеструкции [25]. Однако исследо-вания одного из биополимеров этого типа (БП-92) показали, что все же свойства растворазависят от того, в какой воде растворяется этотполимер [26].

Растворы ПАА в пористой среде в зависимостиот условий фильтрации проявляют различныйхарактер течения: ньютоновский, псевдопластиче-ский, дилатантный. Комплексная модель теченияполимерных растворов, полученная в результатемногочисленных экспериментов на насыпныхпористых средах [27] и с учетом выполнения усло-вия R=1 при C=0, выглядит следующим образом:

(3)

где k – проницаемость, мкм2; Т – температура,°С; v – линейная скорость фильтрации, м/с; С –концентрация полимера в растворе, %.

Модель позволяет получить общие представле-ния о границах применимости полимерногозаводнения. Расчеты по формуле (3) показывают,что при проницаемости пористых сред более 0,4-0,6 мкм2 скорость фильтрации уже не влияет навеличину фактора сопротивления для растворовполимеров (рис. 5, 6). Это подтверждается и экспе-риментальными исследованиями на образцах гор-ных пород. Эксперименты на образцах терриген-ных и карбонатных пород месторожденийЗападной Сибири и Волго-Уральской нефтегазо-носной провинции в целом дают близкие к рас-четным цифры значений фактора сопротивления.При линейной скорости нагнетания в среднемоколо 3,6⋅10-5 м/с в образцах различных горныхпород проницаемостью 0,112-1,493 мкм2 факторсопротивления при течении полимерных раство-ров концентрацией от 0,05 до 0,1 % составлял в

R k CC v

k= ⋅ −( )⋅ −( )+ ⋅

−( )⋅1,5856 1 0 1 1 2 99 13 10

0 00126, ,,

33 1 47

0 31

0 67 00 0317

0 01 1 8 05⋅

+

+−( )⋅ −( )

⋅

−

TC k

T v

,

,

,,

, ,,,

,3



Рис. 5. Зависимость фактора сопротивления 0,05%-ного раствора ПАА от проницаемости пористойсреды и скорости нагнетания

Рис. 6. Зависимость фактора сопротивления 0,05%-ного раствора ПАА от скорости фильтрации и прони-цаемости пористых сред

Рис. 4. Зависимость скрин-фактора и комплексногофактора от молекулярной массы полимера

среднем от 5,8 до 23,8, приближаясь к единице приконцентрации ПАА в растворе 0,001 % [28-30].

Для насыпных пористых сред при близких усло-виях фильтрации (k=0,256-1,6 мкм2; скоростьнагнетания 3,0⋅10-5 м/с; концентрация ПАА в рас-творе 0,06-0,1 %) фактор сопротивления изменял-ся в диапазоне 3,5-9,0 [31, 32]. Результаты экспери-ментов на искусственных пористых средах (мем-бранах из алундума) показали, что при изменениипроницаемости от 0,332 до 0,049 мкм2 факторсопротивления увеличивался от 7 до 15 при скоро-сти течения 3,5⋅10-5 м/с. Резкий рост факторасопротивления в обеих моделях наблюдался прискорости течения 6⋅10-5 м/с [19].

В карбонатных породах при прочих равныхусловиях факторы сопротивления при теченииполимерных растворов несколько выше, что объ-ясняется более высокой адсорбцией полимеров наих поверхности. Однако этот фактор в определен-ной степени компенсируется тем, что средниеэквивалентные радиусы каналов фильтрации вкарбонатах при одинаковых фильтрационно-емкостных характеристиках в среднем в 1,6 разавыше (для коллекторов среднего и нижнего кар-бона Волго-Уральской НГП), чем в терригенныхпородах [33].

Модель расчета величины фактора сопротивле-ния позволяет оценить его изменение в зависимо-сти от расстояния от нагнетательной скважины.Совершенно очевидно, что при радиальнойфильтрации с увеличением расстояния от стволаскважины фактор сопротивления резко снижает-ся и очень быстро достигает минимальных значе-ний, при которых раствор полимера фильтруетсякак простая «ньютоновская» жидкость, не созда-вая дополнительных фильтрационных сопротив-лений. Это подтверждается и экспериментальны-ми исследованиями [34].

Концентрация полимера в растворе определяетвязкость полимерного раствора. При этом зави-симости вязкости от концентрации для разныхполимеров существенно различаются [19].Увеличение минерализации воды, с которой взаи-модействует полимер, существенно снижает вяз-кость раствора [19]. Критическая концентрация,например NaCl, составляет всего 3-4 %.Дальнейшее увеличение минерализации водыпочти не меняет вязкости растворов, котораясоставляет менее 2 мПа⋅с при скорости сдвига5,75 с-1 и концентрации полимеров от 0,05 до0,1 %. Наблюдается снижение вязкости полимер-

ного раствора на один или даже на два порядка посравнению с растворами в дистиллированнойводе.

Фактор сопротивления возрастает с увеличени-ем скорости фильтрации, причем тем интенсив-нее, чем больше молекулярная масса полимера.Темпы изменения фактора сопротивления зависятот скорости течения. При этом встречаются поли-меры, фактор сопротивления для которых остает-ся низким и почти неизменным при увеличениискорости течения.

Остаточный фактор сопротивления опреде-ляется как отношение подвижностей воды дозакачки полимерного раствора и после его вытес-нения водой из пористой среды и также зависитот молекулярной массы полимеров, минерализа-ции воды и ее химического состава. Присутствиеионов кальция способствует более интенсивнойдеградации полимера на поверхности породы. Вцелом между фактором сопротивления и остаточ-ным фактором сопротивления существует отно-сительно неплохая корреляционная связь (рис. 7),а разброс точек обусловлен свойствами изучав-шихся полимеров и условиями проведения экспе-риментов разными исследователями [19, 21,24, 35-40].

Механическая деструкцияПри подготовке раствора полимера и особенно в

самом начале его закачки в продуктивные пласты,когда создаются максимальные градиенты давле-ния и скорости фильтрации, молекулы полимераразрываются, что не способствует сохранениюпервоначальной структуры полимерного раство-



Рис. 7. Зависимость остаточного фактора сопротив-ления от начального фактора сопротивления

ра. Согласно методическим рекомендациям поисследованию полимеров, предусматривающимстандартную процедуру приготовления полимер-ных растворов, при всех испытанных скоростяхперемешивания полимер разрушается в основномв течение первых 4-5 мин [24]. Механическое раз-рушение полимеров уменьшает вязкопластичныеи псевдопластичные свойства растворов, которыев основном и определяют механизм их действия впористых средах. Чем больше молекулярная массаполимера, тем выше степень механическойдеструкции [39, 41]. Однако остаточные свойствавысокомолекулярных полимерных растворов,подвергнутых механической деструкции, всеравно оставались выше, чем низкомолекулярных.С увеличением минерализации воды, содержанияв ней ионов кальция и магния и ухудшением кол-лекторских свойств пород механическая деструк-ция как в терригенных [27, 29, 42], так и в карбо-натных [31] коллекторах возрастает. Поэтому впромысловых условиях рекомендуется использо-вать слабоминерализованную или мягкую прес-ную воду. Для сохранения свойств полимерныхоторочек их предохраняют буферными пачкамипресной воды, а также растворами химическихреагентов, создающих поперечные связи, препят-ствующие быстрому разрушению адсорбирован-ных слоев.

Устойчивость полимерных систем к разруше-нию оценивается коэффициентом механическойстойкости, который определяется отношениемфактора сопротивления деструктурированногополимерного раствора к фактору сопротивленияисходного раствора, измеренных в одинаковойпористой среде при одних и тех же условияхфильтрации. Устойчивостью можно управлять,правильно подбирая минерализацию и ионныйсостав воды [27, 29].

Основные потери свойств растворов полимеровнаблюдаются при прохождении их через перфора-ционные отверстия и в призабойной зоне пласта.Например, в не обсаженных эксплуатационнойколонной пластах проницаемостью 0,01 мкм2 приих удельной приемистости 7,0-7,5 м3/(сут⋅м) ско-рость потока жидкости может составить около40 м3/(м2⋅сут) [21], что приводит к снижению фак-тора сопротивления на 40 %. При плотности пер-форации колонны 6-7 отв/м создаются условиядля увеличения скорости потока в 5 раз и суще-ственной утраты полезных свойств полимерныхрастворов.

Кроме того, установлено, что на степень механи-ческой деструкции молекул полимера в растворахзначительно влияют свойства нефти, в частностиколичество и соотношение содержания асфальте-нов и смол, накапливающихся в призабойныхзонах пластов. Причем разные нефти по-разномувлияют на устойчивость полимерных растворов кразрушению. В целом деструкция такого родасоставляет от 12 до 85 % [43]. Авторы описываютэксперименты, показавшие, что железосодержа-щие механические примеси также существенновлияют на степень разрушения полимерных рас-творов, которая достигает 55 % при прохожденииих через призабойные зоны пластов. Наличиежелезо-асфальтеновых комплексов снижаетактивность полимерных растворов на 47 %.

Изучение степени деструкции полимеров в ходепромысловых испытаний показало, что ее величи-на может быть весьма значительной. Например,при полимерном заводнении песчаников место-рождения Pembina (Канада) было установлено, чтопри движении в пластах в течение 8-10 мес на рас-стояние до 540 м активность полимерного раство-ра в оторочке снизилась на 50-71 % [21]. Еще частьполимера адсорбировалась на поверхности каналовфильтрации в пористой среде (1,8-2,1 мг/м2).Общие потери активного вещества составили81 %. Результаты промысловых исследований про-цессов полимерного заводнения на месторожденииEast Coalinga показали, что механическая деструк-ция в пластах песчаника проницаемостью 0,050-0,480 мкм2 достигает 50 % даже в случае принятиявсех мер, направленных на ее снижение в процессеприготовления раствора. Для уменьшения механи-ческой деструкции полимеров в призабойной зонепластов рекомендуется обеспечивать скоростьтечения готовых растворов не более 3,0-4,5 м/сут.

В наиболее удачных промысловых экспериментах[21] для предохранения пачек раствора полимераот влияния минерализованной пластовой и попут-но добываемой воды применяли буферные отороч-ки из пресной воды объемом от 7 до 20 % Vпор до ипосле завершения закачки полимерных растворов.С целью регулирования свойств полимерных рас-творов в не однородных по проницаемости коллек-торах в качестве сшивающего агента использовалицитрат алюминия [21-23]. Считается, что растворцитрата алюминия способствует наращиваниютолщины адсорбированного слоя полимера за счетпрочных поперечных связей. При возобновлениизакачки раствора полимера его макромолекулы



присоединяются к свободным радикалам алюми-ния, образуя на поверхности слой полимер – алю-миний – полимер. Этот процесс повторяетсянесколько раз, уменьшая проницаемость донеобходимой величины за счет накопления слояадсорбированных веществ и увеличивая фильтра-ционное сопротивление в поровых каналах. Передоторочками цитрата алюминия объемом до 0,8 %Vпор с концентрацией реагента 0,05 % создавалибуферные оторочки пресной воды объемом до 0,5-1 % Vпор, чтобы раствор активного вещества про-никал как можно глубже в пласт. Технологию сшив-ки полимера цитратом алюминия успешно приме-нили в промысловых экспериментах на месторож-дениях North Burbank [21, 25], Edsel [22] (США).Технологию химической сшивки полимеровиспользуют не только для повышения эффектив-ности применения большеобъемных оторочек рас-творов полимеров, но и для увеличения устойчиво-сти к деградации высококонцентрированных пачекрастворов полимеров, используемых для выравни-вания профиля приемистости нагнетательныхскважин [23]. Анализ информации о примененииполимерного заводнения на различных объектах вСША свидетельствует о том, что до коммерческоговнедрения в относительно широких масштабахдоводятся только единичные тщательно спланиро-ванные и точно проведенные промысловые экспе-рименты по реализации очень сложных и поэтомудорогостоящих технологий. Они основаны на цик-лическом использовании протекторов для защитыоторочек полимеров, сшивающих химическихвеществ, оптимизации концентрации (снижение еепо мере закачки) и объема последовательных ото-рочек, а также применении других мер, позволяю-щих снижать деструкцию полимеров в пластах.

Для преодоления негативного влияния структу-ры потока растворов полимеров и гелеобразую-щих составов при высоких скоростях в скважинеи в прискважинной зоне пласта в НПО«МаратОйлГаз» создана и успешно применяетсясамоходная установка, позволяющая резко сокра-тить механическую деструкцию вязкоупругихсистем на начальном этапе их приготовления инагнетания [44].

Окислительная деструкцияОдним из важных аспектов приготовления рас-

твора полимера является подготовка воды для егорастворения, заключающаяся в удалении из неекислорода или подавления его активности.

Основные потери активности полимера в раство-ре за счет окисления происходят в течение первыхдвух недель после приготовления раствора.Содержание в воде кислорода 0,0005 % снижаетактивность полимерного раствора за этот периодвремени на 25 % при температуре 30 °С и почти на90 % при температуре 70 °С [21]. Для предотвра-щения окислительной деструкции воду подвер-гают деаэрации или вводят в нее добавки восста-новителей, таких, например, как гидросульфитнатрия (Na2S2O4). При этом важно не допуститьповторного попадания кислорода в раствор.

Биологическая деструкцияИсследования биологической деструкции

выполнены [45] в соответствии с требованиямиРД 39-3-974-83 «Методика определения биоразла-гаемости полиакриламидов». Изучались растворыПАА: DKS-ORP-49; CS-35; PDA-1020; DPS-1012B;Acotrol 6620А. Установлено, что все они подверже-ны биодеструкции, изменяющей физико-химиче-ские параметры биополимеров. Степень биоде-струкции изученных ПАА составляет 18-65 % [45]и даже 60-80 % [46] в течение 60 сут. Средняямолекулярная масса полимеров снижается в 1,2-3 раза. Более интенсивно биодеструкция про-текает в слабоминерализованной воде. Для борь-бы с биологическим разложением ПАА в процессеприготовления растворов рекомендуется вводитьбактерициды и чередовать их для предотвраще-ния адаптации микроорганизмов к новым усло-виям.

Влияние биологической деструкции на эффек-тивность полимерных растворов отмечалось и впромысловых условиях, несмотря на то, что былиприняты меры по стерилизации наземных соору-жений и применен формальдегидный биоцид[47]. Всего через 6 мес, несмотря на значительныйобъем сформированной оторочки, она утратиласвои свойства и перестала создавать дополнитель-ные фильтрационные сопротивления. Общаядеструкция полимера достигла 85 %, а эффект отфизико-химического воздействия был обеспеченсозданием сложной оторочки раствора ПАВ передначалом полимерного заводнения.

Таким образом, полимерные оторочки не могутсуществовать длительное время. Их необходиморегулярно восстанавливать. Средняя продолжи-тельность эффекта от обработок скважин поли-мерными составами составляет около 0,5 года(рис. 8).



Влияние свойств поверхностиРезультаты экспериментов на насыпных линей-

ных моделях с искусственно изменяемой смачи-ваемостью поверхности показали, что эффект отполимерного заводнения (увеличение коэффици-ента вытеснения) наблюдается только в гидро-фобной пористой среде [48]. Аналогичные резуль-таты получены на слоисто-неоднородной состав-ной модели, включающей песчаник проницае-мостью 0,5 мкм2 и карборунд проницаемостью5 мкм2 [49]. При этом отмечено, что суммарныйКИН выше в гидрофильных пористых средах. Этоможно объяснить, во-первых, тем, что в гидро-фильных пористых средах вытеснение нефтиводой осуществляется практически в «поршне-вом» режиме, когда за безводный период вытес-няется 85-90 % всей подвижной нефти (девонскиепесчаники Архангельского месторождения [33], атакже терригенные пласты месторожденийЗападной Сибири [50]). Во-вторых, гидрофильнаяповерхность каналов фильтрации встречается, какправило, в коллекторах, содержащих маловязкие ималосернистые нефти, когда подвижности вытес-няемой и вытесняющей жидкостей близки и вполимерном воздействии нет необходимости.

Спи сок ли те ра ту ры

1. Сравнение экономических показателей методов повышениянефтеотдачи и некоторых процессов получения искусствен-ного жидкого топлива// ЭИ. Сер. Нефтепромысловое дело.Зарубежный опыт. – 1982. – № 16. – С. 1-5.2. Состояние изученности методов повышения нефтеотдачипластов/М.Л. Сургучев, С.А. Жданов, В.Е. Кащавцев,Г.С. Малютина// Нефтяное хозяйство. – 1980. – № 11. – С. 27-29.3. Миронов Т.П. [и др.]. Добыча нефти в США/ // ОИ. Сер.Нефтепромысловое дело. – 1980. – 52 с.

4. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи. – ЭИ.Сер. Нефтепромысловое дело. – 1982. – № 16. – С. 6-8.5. Chemical Floods: Costly but Emerging// J. of Petrol. Technol. –1981. – V. 33. – № 12. – P. 2409-2411.6. Seymour R.B. Polimerov solubles en aqua utilizados para mejo-rar la recuperacion de petroleo // Rev. Plast. Mod. – 1985. – V. 36. –№ 353. – C. 592, 597.7. Байков Н.М. Зарубежный опыт внедрения методов увеличе-ния нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 7. – С. 120-122.8. Гумерский Х.Х., Мамедов Ю.Г. Состояние и перспективывнедрения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов вмире// Интервал. – 2001. – № 12(35). – С. 10-17.9. Оценка преимуществ и недостатков полимерного заводне-ния в США// ЭИ. Сер. Нефтепромысловое дело. Зарубежныйопыт. – 1986. – № 10. – С. 11-14.10. Методы повышения нефтеотдачи в США и применяемоеоборудование для тепловых методов// ЭИ. Сер.Нефтепромысловое дело. Зарубежный опыт. – 1982. – № 5. – С. 1-6.11. Иванова Е.Г. Добыча нефти в результате реализации мето-дов повышения нефтеотдачи в США и других странах Мира//ЭИ. Сер. Разработка нефтяных месторождений и методыповышения нефтеотдачи. – 1992. – № 11. – С. 1-9.12. Боксерман А.А., Мищенко И.Т. Потенциал современныхметодов повышения нефтеотдачи пластов// Нефть и Капитал.«Технологии ТЭК». – 2006. – № 6 (31). – С. 47-52. 13. Масштабы внедрения методов повышения нефтеотдачипласта и мировые цены на нефть// ЭИ. Сер.Нефтепромысловое дело. Зарубежный опыт. – 1986. – № 19. –С. 1-5.14. Полимер для обработки призабойной зоны скважин вцелях уменьшения обводненности продукции// ЭИ. Сер.Нефтепромысловое дело. – 1982. – № 13. – С. 19-20.15. Состояние применения третичных методов увеличениянефтеотдачи в России и бывшем СССР/ В.П. Филиппов,С.А. Жданов, В.Е. Кащавцев, В.И. Сафронов//Нефтяное хозяй-ство. – 1993. – № 10. – С. 16-17, 19-20.16. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов/М.Л. Сургучев, В.И. Колганов, А.В. Гавура [и др.]. – М.: Недра,1987. – 230 с.17. Современное состояние химических методов повышениянефтеотдачи// ЭИ. Сер. Нефтепромысловое дело. – 1982. –№ 14. – С. 3-7.18. Арье А.Г. Физические основы фильтрации подземных вод. –М.: Недра, 1984. – 101 с.19. Мартос В.Н. Применение полимеров в нефтедобывающейпромышленности//ЭИ. Сер. Нефтепромысловое дело. –1974. – 97 с.20. Леви Б.И., Санкин В.М. Влияние катионообменных процес-сов на эффективность полимерного заводнения //Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. – 1985. – № 5. –С. 14-17.



Рис. 8. Факторный анализ видов деструкции раство-ров полимеров

21. Кукин В.В., Соляков Ю.В. Применение водорастворимыхполимеров для повышения нефтеотдачи пластов//ЭИ. Сер.Нефтепромысловое дело. Зарубежный опыт. – 1982. – 45 с.22. Опыт проведения полимерного заводнения на месторож-дениях США// ЭИ. Cер. Нефтепромысловое дело. Зарубежныйопыт. – 1986. – № 12. – С. 9-14.23. Проведение полимерного заводнения на месторожденияхСША// ЭИ. Сер. Нефтепромысловое дело. Зарубежный опыт. –1986. – № 15. – С. 1-7.24. РД 39-23-666-81. Комплексное исследование водораствори-мых полимеров (методические указания). Куйбышев:Гипровостокнефть, 1981. – 84 с. 25. Lake L. EOR Fundamentals. University of Texas at Austin. TheSociety of petroleum engineer. (по материалам сайта www.оil-Info.ru.)26. Агзамов Ф.А., Морозов Д.В. Применение биополимеров дляводоизоляции пластов// По материалам сайтаhttp://www.ogbus.ru/authors/Agzamov/Agzamov_1.pdf 27. Стреков А.С. Оценка влияния геолого-физических пара-метров нефтяного пласта на фильтрационные свойства поли-мерных растворов//Изв. АН АзССР. – Сер. Науки о Земле. –1986. – №5. – С. 96-99.28. Берлин А.В. Результаты лабораторных исследований физи-ко-химического воздействия в карбонатных коллекторах//Нефтяное хозяйство. – 1998. – № 3. – С. 53-56.29. Исследование физико-химических и фильтрационныххарактеристик водных растворов полимеров/ А.С. Касов,Г.Б. Турбина, И.П.Тупицина, Т.К. Третьякова// В сб.: Вопросыинтенсификации разработки нефтяных месторожденийЗападной Сибири.- Тюмень: СибНИИНП, 1986. – С. 141-149.30. Уркаев К.Г., Швецов И.А., Соляков Ю.В. Влияние проницае-мости пористой среды на фильтрационные свойства растворовполимеров// Нефтепромысловое дело. – 1976. – № 7. – С. 17-19.31. Исследование возможности применения полимерногозаводнения на месторождении Каламкас/ И.А. Швецов,К.Г. Уркаев, А.Н. Горбатова, Г.А. Бакаев – В кн.: Разработканефтяных месторождений и увеличение нефтеотдачи пластов:Тр. ин-та/Гипровостокнефть. – 1982. – С. 109-115.32. Повышение эффективности использования полимеровпутем снижения механической деструкции/ В.В. Кукин,И.Д. Пик, Ю.В. Соляков, И.А. Швецов// В кн.: Разработка неф-тяных месторождений и увеличение нефтеотдачи пластов:Тр. ин-та/Гипровостокнефть. – 1982. – С. 104-108.33. Берлин А.В. Микронеоднородность нефтесодержащихпород// Нефтяное хозяйство. – 1992. – № 6. – С.34-36.34. Калашников В.Н. Гидродинамика разбавленных растворовполимеров// Тр ин-та/МИНГ. – 1991. – № 228. – С. 43-57.35. Алмаев Р.Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти// Нефтяное хозяйство. – 1993. – № 12. –С. 22-24.36. Исследование эффективности применения водных раство-ров ОП-10 совместно с полимерами акриламида/ Р.Х. Алмаев,Л.В. Базекина, А.В. Губцина, Р.К. Ханов // Тр. ин-та/БашНИПИнефть. – 1984. – Вып. 69. – С. 102-109.

37. Исследование условий эффективного применения химиче-ских реагентов для повышения нефтеотдачи пластов призаводнении. Этап 1. Мишкинское месторождение/ Отчет оНИР/ Рук. А.В. Берлин. Ижевск, 1993, фондыУдмуртНИПИнефть (ныне фонды ЗАО «ИННЦ»).38. Повышение эффективности использования полимеровпутем снижения механической деструкции/В.В. Кукин,И.Д. Пик, Ю.В. Соляков, И.А. Швецов // Разработка нефтяныхместорождений и увеличение нефтеотдачи пластов//Тр. ин-та/Гипровостокнефть. – 1982. – С. 104-108.39. Оганджанянц В.Г., Афанасьев Д.Е., Щербинова Т.Г.Характеристики фильтрации водных растворов ПАА в низко-проницаемых коллекторах// Методы повышения нефтеотдачипластов/ Тр. ин-та/ВНИИнефть. – 1986. – Вып. 96. – С. 5-13.40. Плотников И.Г. [и др.]. Технология повышения нефтеотда-чи с применением композиции биоПАФ и ПАА/Высоковязкиенефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатывае-мых месторождений: Тр. науч.-практич. конф. VI междунар.специализ. выставки «Нефть, газ – 99» (Казань, 8-9 сентября1999 г.). – В 2-х томах. – Т.I. – Казань: Экоцентр, 1999. – 480 с.41. Martin F.D. Mechanical degradation of polyacrilamide solu-tions in core plugs from several carbonate reservoirs. SPE / DOE4th Symp. Enhanc. Oil Recov. Tulsa, Okla, Apr. 16-18, 1984. Proc.V.1. Dallas, Tex., 1984. – P. 209-222.42. Алмаев Р.Х., Базекина Л.В., Рахимкулов И.Ф. Адсорбцияполимеров акриламида на кварцевых песчаниках//Нефтепромысловое дело. – 1982. – №6. – С. 13-15.43. Хисамутдинов Н.И. [и др.]. Опыт применения физико-химического циклического заводнения для повышения неф-теотдачи пластов. Сер. Техника и технология добычи нефти иобустройство нефтяных месторождений. – 1991. – 80 с. 44. Патент на полезную модель № 74162.45. Гарейшина А.З. [и др.]. Сравнительная оценка биологиче-ской деструкции полимерных растворов// ЭИ. Cер.Нефтепромысловое дело. – 1987. – №2. – C.8-10.46. Оценка биодеградации полиакриламидов в процессе поли-мерного заводнения нефтяных пластов и способы ее пред-отвращения/ Л.И. Яюс, Е.Е. Лебедева, А.З. Гарейшина,Р.С. Гиниятуллин// 3 Всес. конф. по биоповреждениям.Донецк, 19-21 окт., 1987. Тез. докл. Ч. 1. – М.: 1987. – 147 с.47. Мицеллярно-полимерное заводнение с использованием бак-терицидов в США// ЭИ. Сер. Нефтепромысловое дело.Зарубежный опыт. – 1986. – № 19. – С. 9-10.48. Мазер А.О. Экспериментальное изучение влияния смачи-ваемости на эффективность полимерного заводнения. Деп. ВоВНИИОЭНГ 16.01.85 г., № 1135нг-85 Деп.49. Novosad J. The effect of rock heterogeneity and wettability onchemical flooding. «3rd Eur.Veet. Impr. Oil Recovery, Roma, 16-18Apr., 1985. Proc. Vol. 2». Roma, 1985. – P. 145-153.50. Телин А.Г. [и др.]. Оценка факторов, влияющих на коэффи-циенты вытеснения нефти для условий месторожденийАО «Юганскнефтегаз»// Нефтяное хозяйство. – 1994. – № 2. –С. 32-35.





Селективная изоляция водопритоков в скважинах ОАО «Самаранефтегаз»

ВведениеЭффективная система разработки нефтяных

месторождений на поздней стадии предусматриваетвыполнение комплекса работ по снижению эксплуа-тационных затрат на добычу попутно добываемойводы. Одним из основополагающих элементов дан-ного комплекса является проведение ремонтно-изо-ляционных работ (РИР). Из литературных источни-ков [1,2] следует, что РИР по устранению дефектовконструкции скважин и отключению отдельных пла-стов с переходом на другие горизонты отличаютсявысокой успешностью, целесообразность их прове-дения на многих месторождениях не вызываетсомнений.

Особое место в решении проблемы ограничениядобычи попутно добываемой воды занимают РИР поизоляции отдельных обводненных интервалов пласта(так называемые работы по селективной изоляции).Сущность этих работ заключается в выборочной изо-ляции высокопроницаемых и поэтому, как правило,обводненных прослоев неоднородного по проницае-мости пласта. Обязательным условием «селективно-сти» является расчлененность пласта глинистыминепроницаемыми перемычками [3]. Селективнаяизоляция может также проводиться в монолитномпласте, но при наличии непроницаемых перемычекмалой толщины, не выявляемых по данным геофизи-ческих исследований скважин.

В работе изложены методологические подходы крешению проблемы ограничения попутно добывае-мой воды путем проведения селективной изоляциина примере скважин ОАО «Самаранефтегаз», где внастоящее время в разработке находится более 100нефтяных месторождений, сложенных терригенны-ми и карбонатными коллекторами. Подавляющеебольшинство месторождений, в том числе и наиболее

крупные, находится на поздней или даже завершаю-щей стадии разработки.

Алгоритм проведения РИРНа рисунке представлен алгоритм проведения РИР

по селективной изоляции попутно добываемой воды. На первом этапе, перед проведением опытно-про-

мышленных работ (ОПР) по селективной изоляциипластов, были разработаны критерии выбора сква-жин-кандидатов. К основным критериям можноотнести следующие.

1. Высокая обводненность продукции. Мировой и оте-чественный опыт проведения РИР свидетельствует отом, что работы по ограничению отбора попутнодобываемой воды, как правило, проводятся в высоко-обводненных скважинах при условиях, когда дальней-шая их эксплуатация становится нерентабельной.Обводненность продукции рассчитывается индивиду-ально для каждой скважины ОАО «Самаранефтегаз» ив среднем составляет 95 % и более.

2. Низкий дебит нефти. Данный показатель в опре-деленной степени связан с высокой обводненностьюпродукции. Предлагается проводить РИР в скважи-нах с дебитом нефти от 0 (скважины, находящиеся вбездействии, накоплении) до 5 т/сут.

3. Дебиты жидкости не менее 40 м3/сут. Как прави-ло, селективная изоляция пластов вызывает сниже-ние продуктивности пласта. С учетом того, что сква-жины ОАО «Самаранефтегаз» эксплуатируются восновном с использованием установок электроцент-робежных насосов (УЭЦН), проведение данныхработ, как правило, не должно приводить к измене-нию способа эксплуатации скважин.

4. Наличие остаточных запасов нефти.Обязательным условием проведения работ по селек-тивной изоляции являлось сокращение отбора

С.А. Урусов, В.А. Елесин (ОАО «Самаранефтегаз»), В.К. Бочкарёв, к.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»),

В.А. Стрижнев, к.т.н., А.Ю. Пресняков (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

УДК 622.276 Коллектив авторов, 2011

Ключевые слова: cелективная изоляция водопритоков, гелеобразующие составы, синтетические смолы.


попутно добываемой воды и увеличение дебитанефти. Последнее достигается путем вовлечения вэксплуатацию ранее не работавших нефтенасыщен-ных интервалов пласта. При этом, согласно эксперт-ной оценке, остаточные запасы нефти на анализируе-мую скважину должны составлять не менее 10 тыс. т.

5. Наличие выдержанных по площади глинистыхперемычек в продуктивном пласте. Опыт проведенияРИР по селективной изоляции пласта свидетельству-ет о низкой эффективности работ в монолитных пла-стах [3]. При выполнении РИР в данных пластах вме-сте с ограничением отбора попутно добываемойводы наблюдается снижение дебита нефти. Это объ-ясняется тем, что через высокопроницаемые интер-валы пласта за счет капиллярной пропитки происхо-дит отбор нефти из низкопроницаемых нефтенасы-щенных интервалов пласта. В высокопроницаемыеже интервалы поступает основной объем изоляцион-ного материала.

6. Точная идентификацияисточника обводнения пластапо данным промыслово-геофизи-ческих исследований (ПГИ). Дляпринятия решения о проведе-нии РИР по ограничению водо-притоков рекомендуется прове-дение ПГИ по определениюисточника обводнения.

7. Возможность закачиваниятампонажного состава в запла-нированный водонасыщенныйинтервал изоляции. Данныйкритерий вводится для сниже-

ния рисков перекрытия нефтенасыщенных интерва-лов пласта тампонажными составами.

Проведение опытно-промышленных работДля проведения изоляционных работ в качестве

тампонажных составов рекомендованы неселектив-ные составы: полимерная композиция VEC, гелеоб-разующие составы (ГОС), синтетическая смола(«Софит»), полимерно-эмульсионный состав (ПЭС),отверждающиеся в полном объеме или образующиеводоизолирующую массу. Основанием для примене-ния неселективных составов послужило предположе-ние о их попадании при закачивании в первую оче-редь в наиболее проницаемые прослои, по которым ипоступает основной объем попутно добываемойводы. После закачивания составов VEC, ГОС, ПЭСцелесообразно проводить их докрепление цемент-ным раствором. Физико-химические свойства дан-ных составов представлены в табл. 1.



Алгоритм проведения РИР по селективной изоляции попутно добываемой воды

Состав Тип Компонентный состав Эффективная

вязкость композиции, Па·с

Структурно-механические свойства, Па

VEC Гель ПАА– до 2 %

Сшиватель – ацетат хрома – до 0,5 %

20-60 15-30 Па*

ГОС Гель Стекло натриевое

порошкообразное – 8 % Кислота – 1,6 %

1-3 500-600 Па*

Софит Синтетическая

смола Синтетическая смола – 90 %, Щелочной отвердитель – 10 %

80-200 (10,5-12,5) ·106**

1·106***

ПЭС Обратная эмульсия

Бентонит – до 1,0 % ПАА – до 0,5 %

Эмульгатор – до 0,35 % 100-400

Не оценивались из-за особенностей измерений

* Предельное напряжение сдвига ** Прочность на сжатие *** Адгезия

Таблица 1

Область эффективного применения данных там-понажных составов определяется следующими фак-торами. Тампонажный состав «Софит» рекоменду-ется использовать в первую очередь в скважинах, вкоторых причиной обводнения являются прорывзакачиваемой либо контурной воды по прослоям ипоступление воды из водоносного пласта по негер-метичному цементному кольцу. Данный состав целе-сообразно применять в скважинах, в которых досто-верно установлены обводненные прослои и имеетсятехнологическая возможность доставки в них соста-ва. Желательный диапазон приемистости интервалаизоляции в данном случае составляет 150-200 м3/сут.

Полимерная композиция VEC рекомендована дляиспользования в скважинах, в которых обводненвесь перфорированный пласт или его различныечасти по высоте. В таких условиях направленноезакачивание тампонажного состава невозможно.Также данный состав может применяться в скважи-нах, одновременно обводненных по прослоям инегерметичному цементному кольцу (при наличиинепроницаемой глинистой перемычки толщинойболее 3 м). Условия применения данного состава –терригенные коллекторы приемистостью более200 м3/сут при давлении 8 МПа.

Состав ГОС целесообразно использовать в сква-жинах, в которых достоверно установлены обвод-ненные прослои в пределах интервала перфорации, атакже в скважинах с приемистостью пласта до 200-300 м3/сут. Данный состав может быть рекомендовандля изоляции воды, поступающей в продуктивныйинтервал по трещинам в карбонатных коллекторах.

Использование состава ПЭС рекомендовано вскважинах, в которых установлено обводнениеподошвы интервала перфорации при высокойпоглотительной способности (более 300 м3/сут)интервала изоляции. Данный состав не являетсяструктурообразующим и требует обязательногодокрепления цементным раствором.

Первоначально в рамках ОПР по каждой из четырехтехнологий планировалось провести три скважино-операции, т.е. выполнить работы в 12 скважинах. Фак -тически состав VEC был испытан в пяти сква жи нах,ПЭС и «Софит» – в трех и ГОС – в одной. По полу-ченным результатам скважины можно разделить начетыре группы.

1. Скважины, по которым в результате проведен-ных работ наблюдается снижение дебита жидкостии обводненности, увеличение дебита нефти. К этойгруппе отнесено 5 скважин из 12, или 42 %.Средний дебит жидкости по ним до и после РИР

составил соответственно 134 и 71 м3/сут; нефти –4,5 и 20 т/сут при обводненности соответственно97 и 61 %.

2. Скважины, по которым в результате выполнен-ных РИР отмечается некоторое повышение дебитанефти и снижение обводненности. При этом дебитжидкости остался на уровне дебита до РИР. К даннойгруппе относятся три скважины, или 25 %. При этомсредний дебит жидкости по ним до и после РИРсоставил соответственно 147 и 142 м3/сут; нефти –6,6 и 12,3 т/сут при обводненности соответственно94 и 87 %.

3. Скважины, по которым в результате проведенныхРИР наблюдается снижение дебита жидкости иобводненности. При этом дебит нефти равен дебитунефти до РИР. К этой группе отнесены две скважины.

4. Скважины, по которым после РИР не полученприток нефти. Таких скважин две, или 17 %.

К скважинам с успешными РИР можно отнестискважины 1 и 2 группы. Наилучшие результатыдостигнуты при реализации технологии селективнойизоляции составом VEC. Данные работы проведены впяти скважинах с успешностью 100 %. Все эти сква-жины можно отнести к 1 группе, по которым снизил-ся объем попутно добываемой воды и увеличиласьдобыча нефти. По данным скважинам получены сле-дующие показатели: дебит жидкости сократился с 133до 74 м3/сут, дебит нефти увеличился от 4 до 21 т/сут,обводненность снизилась с 96 до 59 %.

Работы с использованием ПЭС были проведены втрех скважинах с успешностью 66 %. По этим сква-жинам дебит жидкости уменьшился со 107 до54 м3/сут, дебит нефти увеличился от 4 до 7 т/сут приснижении обводненности с 95 до 62 %.

Следует отметить, что при использовании техноло-гии «Софит» положительные результаты не былиполучены. Особенностью данного состава являетсято, что его применение возможно без проведениядополнительных работ по докреплению цементнымраствором. Данный состав рекомендуется использо-вать в первую очередь при наличии заколонных пере-токов жидкости между нефте- и водонасыщеннымиинтервалами.

Испытания состава ГОС проведены в одной сква-жине. Результаты опытных работ показали необходи-мость доработки его рецептуры.

В четырех скважинах (33 % всего объема выпол-ненных работ) продуктивные пласты сложены карбо-натным коллектором, в восьми (66 %) – терриген-ным. При этом успешность выполняемых работсоставила: в терригенных пластах 75 % (шесть сква-



жин из восьми), в карбонатных коллекторах 50 %(две скважины из четырех). Одной из причин низкойуспешности работ в карбонатных коллекторахявляется проведение до РИР соляно-кислотных обра-боток с целью увеличения приемистости интервалазакачивания изоляционного состава. По-видимому, вэтом случае происходят расширение существующихи образование новых трещин между нефте- и водона-сыщенными интервалами пласта. Под тверждениемданного факта служит величина приемистости до ипосле кислотных обработок, которая может увеличи-ваться в 2 раза и более. Представляется целесообраз-ным усовершенствование технологии РИР в карбо-натных коллекторах. В табл. 2 представлены парамет-ры эксплуатации скважин до и после проведения РИРпо селективной изоляции пласта.

В результате проведенных работ планировалосьобеспечить дебит нефти одной скважины Qн = 17 т/сут, фактически дебит нефти составил12 т/сут, дебит жидкости Qж = 80 м3/сут. При этомсредняя обводненность после РИР составила 71 %.Обращает внимание тот факт, что при последующейэксплуатации скважин наблюдается постепенноеобводнение добываемой продукции. Так на 14.01.11 г.обводненность одной скважины составила в среднем80 %. Вследствие проведенных работ дополнительнодобыто 5,4 тыс. т нефти, или 544,5 т на одну скважи-ну, экономический эффект составил 20 млн. руб.

ЗаключениеТаким образом, по результатам ОПР определена

возможность использования тампонажных составовнеселективного действия для изоляции водоприто-ков. Из четырех испытанных технологий наиболь-шую эффективность показали работы с использова-нием составов VEC. По итогам работы намеченыдальнейшие пути совершенствования технологиипутем применения однокомпонентных составов бездокрепления цементным раствором.


1. Пути повышения эффективности ремонтно-изоляционныхработ / О.А. Тяпов, А.Г. Михайлов, А.В. Корнилов [и др.] // Бурениеи нефть. – 2008. – № 9. – С. 44-47.

2. Соркин А.Я., Ступоченко В.Е., Горобец Е.А. Результаты проведе-ния ремонтно-изоляционных работ на Самотлорском месторож-дении // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 2. – С. 54-57.

3. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоля-ционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. –М.: Недра, 1981. – 232 с.



Параметры до РИР Пусковые параметры Текущие параметры (на

14.01.11) Место-

рождение Номер

скважины Техно-логия

Коллектор

Дата внед-рения

техно- логии

Qж, м3/сут

Qн, т/сут

В, % Qж, м3/сут

Qн, т/сут

B, % +Qн, т/сут

Qж, м3/сут

Qн, т/сут

B, % +Qн, т/сут

Дополни- тельная добыча нефти, т

Западно-Коммунарское

142 СОФИТ Карбонатный 16.08.10 Эффект отсутствует, проведен ПВЛГ

Мухановское 86 СОФИТ Терригенный 30.06.10 36 2 94 2 28 1 97 1 921

Мухановское 1114 СОФИТ Терригенный 22.09.10 50 1 98 1 76 22 66 22 174

Сидоровское 86 ПЭС Карбонатный 23.08.10 150 4 97 7 5 18 1 Остановлена

Ветлянское 323 ПЭС Карбонатный 09.09.10 103 6 93 6 72 1 98 1 257

Половецкое 71 ПЭС Карбонатный 26.09.10 58 5 90 53 11 76 6 Остановлена -5

-4

426

Радаевское 157 VEC Терригенный 27.07.10 32 23 20 23 8 4 45 4 1057

Дмитриевское 308 VEC Терригенный 29.07.10 131 6 95 110 11 89 5 112 10 89 5 1530

Радаевское 214 VEC Терригенный 26.10.10 195 7 96 79 30 58 23 56 5 91 -2 820

Казанская площадь

17 VEC Терригенный 28.11.10 100 3 97 75 19 71 16 77 5 92 3 144

Лагодская площадь

51 VEC Терригенный 16.12.10 110 2 98 60 17 69 15 65 28 52 26 112

Мухановское 342 ГОС Терригенный 26.10.10 271 12 95 270 20 91 8 240 14 93 1 4

ИТОГО 145 3 97 80 12 71 9 82 7 80 4 5445

Примечание. Qж, Qн – дебит соответственно жидкости и нефти; Qн – увеличение (уменьшение) дебита нефти; В – обводненность.

–

+–

Бездействует





Таблица 2

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

30 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Решение проблемы пескопроявлений в водозаборных скважинах Ванкорского месторождения

ВведениеПредотвращение разрушения слабосцементиро-

ванных коллекторов и выноса диспергированнойтвердой фазы (песка и глины) представляет собойсложную и до настоящего времени не решеннуюпроблему. Устойчивость призабойной зоны сква-жин тесно связана с геолого-петрографической ха-рактеристикой разрабатываемых пластов и техноло-гическим режимом эксплуатации добывающихскважин [1].

В результате пескопроявлений возникают такиеосложнения, как образование песчаных пробок, эро-зия внутрискважинного и наземного оборудования,ликвидация которых обусловливает значительныефинансовые затраты. Очевидно, что к выбору техно-логии снижения выноса механических примесей не-обходим индивидуальный подход, основанный научете геолого-физических особенностей продуктив-ного горизонта и технологического режима работыскважины. Правильный выбор метода закрепленияпризабойной зоны, тщательное соблюдение элемен-тов технологического процесса являются необходи-мым условием и гарантией обеспечения технико-экономической эффективности работ.

На Ванкорском месторождении при организа-ции системы поддержания пластового давления(ППД) используется попутно добываемая вода ивода из водозаборных скважин. Последние экс-плуатируют два водонасыщенных горизонта насо-новской и долганской свит. Запланировано буре-ние водозаборных скважин с семи кустовых пло-щадок, находящихся на существенном удалениидруг от друга.

При запуске первых водозаборных скважинВанкорского месторождения с целью ППД выносмеханических примесей явился основным ослож-няющим фактором при эксплуатации установокэлектроцентробежных насосов (УЭЦН). В периодвывода скважины на режимные параметры анализконцентрации взвешенных частиц (КВЧ) в лабора-торных пробах показал, что содержание механиче-ских примесей достигает 50 тыс. мг/л. После запускаи начала освоения скважин произошли три отказаУЭЦН: два из-за слома вала с наработками УЭЦН7 и 11 сут, один вследствие ухудшения изоляции сна ра боткой УЭЦН 29 сут, вызванный высокой КВЧ.

Анализ характеристик породыОдним из основных методов исследования поро-

ды-коллектора для выбора подхода к контролюпескопроявлений является гранулометрическийанализ кер на, который предусматривает определе-ние содержания в породе частиц различных раз-меров. По разведочным скважинам фракционныйсостав определялся ситовым методом (ГОСТ12536-79). Согласно ме тодике [2] проэкстрагиро-ванный и высушенный об ра зец дезинтегрировалсяи обрабатывался 10%-ным раствором соляной кис-лоты для удаления карбонатов. После этого обра-зец очищался от глинистой фракции, высушивалсяи рассеивался на ситах. По добывающим скважи-нам процентное содержание частиц различнойкрупности, входящих в состав горной породы,определяли методом светового сканирования с по-мощью лазерного анализатора размера частиц.Данный метод позволяет регистрировать частицы

А.А. Семёнов, Г.Н. Булчаев, Н.Н. Кислов, А.В. Дриллер (ЗАО «Ванкорнефть»)

УДК 622.276.74.05 Коллектив авторов, 2011

Ключевые слова: водозаборные скважины, контроль выноса песка, стабильность породы, гранулометрия,ЭЦН, отказы, фильтры, Ванкорский проект.


диаметром от 1,408 до 0,000289 мм. Используетсяэффект рассеивания света от пучков лазера, прохо-дящих через поток частиц. Величина и направле-ние рассеивания света частицами измеряется опти-ческими детекторами и анализируется в программ-ном комплексе. Исходя из анализа 82 проб керна извосьми скважин долганской свиты и 14 проб кернаиз одной скважины насоновской свиты, были полу-чены распределения частиц по массе (рис. 1).Данные распределения позволяют определить диа-пазон размеров частицкерна, а также визуальнооценить не об ходимый диа-метр щели (сетки) фильтрадля задержания основногоколичества частиц. Отме -чаются существенная ди с -

персия распределения ча с тиц по размерам, атакже отсутствие корреляции гранулометриче-ского состава с глубиной. С целью максимиза-ции притока воды из скважин перфорируетсявесь интервал водонасыщенного коллектора внасоновской и дол ганской свитах.

Выбор типа и размера ячейки фильтраТипичным подходом к выбору средства для

контроля пескопроявлений является исполь-зование матриц диапазонов применимоститехнологий (МДПТ) [3] - таблиц, в которыхсобраны рекомендации по применению раз-личных технологий в зависимости от характе-ристик гранулометрического состава породы.На рис. 1 видна неоднородность распределе-ния гранулометрического состава как для каж-дой свиты, так и для проб одной свиты, ото-бранных с разной глубины, поэтому предлага-ется усреднить данные характеристики длякаждой свиты (рис. 2). Исходя из усредненныхкривых, определяются характеристики кернадля каждого пласта (табл. 1).

Согласно рекомендациям производителя фи -ль тров МДПТ контроля пескопроявленийимеет вид, показанный на рис. 3. В данной мат-рице на основе двух характеристик кернапредлагается ряд технологий для ограничениявыноса песка. Иногда возможно не единствен-ное решение задачи: так, для очень мелкогопеска при коэффициенте однородностименее 5 не исключается использование какмногослойных сетчатых фильтров, так и гра-

вийной набивки или расширяемых фильтров.Для пластов долганской свиты рекомендуется

применение гравийной набивки или расширяемыхфильтров, для пластов насоновской свиты возмож-но также использование многослойного сетчатогофильтра. Из-за технических сложностей с опера-тивной организацией гравийной набивки решенобыло остановиться на использовании фильтровразличных типов и провести опытные испытанияс целью выбора наилучшей технологии контроляпескопроявлений.



Рис. 1. Распределение массы частиц по размеру для раз-личных проб керна долганской (а) и насоновской (б) свит

Рис. 2. Усредненные кривые распределения массы частиц для долганской (1) и насоновской (2) свит

Свита D10 D40 D50 D90 D95 D10 /D95 (коэффициент

отсортированности)

D40/D90 (коэффициент однородности)

Содержание мелких фракций

(<44 мкм), %

Насоновская 195 130 115 30 20 10 4 13

Долганская 225 130 100 5 5 45 26 30 Примечание. Под Dx подразумевается размер частиц, при котором накопленная масса частиц

(относительная) с размером ≥ Dx равна x

Опытно-промысловые испытания (ОПИ)фильтров

В течение 2010 г. были проведены ОПИ фильтровразличной конструкции: щелевых (двух типов: Iщ иIIщ); многослойных сетчатых (двух типов: Iс и IIc). Кданным фильтрам предъявляются следующие ос-новные технические требования. Про пус к ная спо-собность должна быть не менее 2000 м3/сут. Общаядлина компоновки 200 м, длина фильтра не менее160 м. Фильтр сетчатого типа имеет два слоя сетки сточностью фильтрации 100 мкм (фильтрующаясетка) и 200 мкм (дренажная сетка). Ширина щелифильтра щелевого типа равна 100 мкм.

Фильтры спускаются на пакере в зону интервалаперфорации и размещаются напротив всего интер-вала перфорации с целью минимизации скин-эф-фекта. Скважина эксплуатируется с помощью высо-копроизводительной УЭЦН. Одним из «слабыхмест» данной конструкции является пакер подвескихвостовика, который в ряде случаев не удавалосьопрессовать до требуемого перепада давлений.

Результаты испытаний при выводе скважин нарежим показали, что для обоих типов фильтров от-мечается постепенное снижение КВЧ после запускаустановки (рис. 4). Наилучшие результаты как потемпу снижения КВЧ после запуска, так и по мини-мальному значению КВЧ при запуске получены прииспользовании фильтров сетчатого типа.

Результаты использования фильтровНа рис. 5 представлены усредненные КВЧ по ме-

сяцам за скользящий год для водозаборных сква-жин, в которых проводились ОПИ фильтров раз-личных типов. Исходя из тренда изменения и ко-нечных значений КВЧ, наилучшие результаты по-лучены при использовании многослойного сетча-того фильтра Ic.

На основании данных ОПИ противопесочныхфильтров было принято решение оборудовать весьфонд водозаборных скважин Ванкорского место-рождения забойными фильтрами сетчатого типа.Число скважин, эксплуатируемых с помощью сетча-тых фильтров, за 2010 г. увеличилось от 1 до 27.

В результате внедрения противопесочных фильт-ров в водозаборных скважинах Ванкорского место-рождения в течение 12 мес средняя наработка УЭЦНна отказ возросла от 16 сут (без использованияфильтров) до 77 сут. Вынос механических примесейна начальной стадии в скважинах с фильтрамизначительно ниже, чем в скважинах, работающихбез фильтров. Среднее значение КВЧ составляет1800 мг/л по скважинам с проволочными фильтра-ми, 600 мг/л по скважинам с сетчатыми фильтрами,15 000 мг/л по скважинам без фильтров. После ста-билизации режима работы и создания естественно-го фильтрующего прослоя в призабойной зоне(15 сут в скважинах с сетчатыми фильтрами, 30 сут



Рис. 3. Матрица диапазонов применимости технологий контроля пескопроявлений

в скважинах с проволочными фильтрами) наблюда-ется снижение КВЧ до 100-200 мг/л.

Выводы1. Изначальная проектная конструкция водоза-

борных скважин не предусматривала использова-ния каких-либо средств для контроля выноса песка,что привело к низким наработкам УЭЦН на отказ(16 сут), невозможности обеспечения требуемыхуровней закачки и риску невыполнения всей про-граммы ППД на Ванкорском месторождении.

2. Результаты испытаний различных типов фильт-ров показали, что многослойные сетчатые фильтрыобеспечивают наилучший контроль пескопроявле-ний. В результате наработка на отказ УЭЦН увеличи-лась в 5 раз (до 77 сут). Появилась возможность обес-печить необходимые объемы добычи воды, а следо-вательно, и закачки для системы ППД. Сни же ниеКВЧ в воде из водозаборных скважин позволило су-щественно упростить ее подготовку и получить ха-рактеристики, необходимые для закачки воды в неф-тенасыщенные пласты Ванкорского месторождения.


1. Вопросы теории и практики ограничения пескопроявлений внефтедобывающих и водозаборных скважинах/Г.Г. Гилаев.,М.А. Бурштейн, Г.Т. Вартумян, А.Т. Кошелев. – Краснодар:Советская Кубань, 2004. – 224 с.

2. Методические рекомендации по исследованию пород-коллек-торов нефти и газа физическими и петрографическими метода-ми. – М.: ВНИГНИ, 1978. – 396 с.

3. Шаблоны Применения Технологий – эффективный способ си-стематизации знаний/С.И. Кудряшов, М.М. Хасанов, В.А. Краснов[и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 11. – C. 7-9.



Рис. 4. Динамика усредненного значения КВЧ при выводе скважины на режим: a – скв. Вз-4 (фильтр Iщ), б – скв. Вз-3 (фильтр IIщ), в – скв. Вз-5 (фильтр IIc), г – скв. Вз-12 (фильтр Ic)

Рис. 5. Динамика усредненного значения КВЧ

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗОКОНДЕНСАТА

34 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

ВведениеТенденция постоянного увеличения глубины

переработки нефти обусловливает необходи-мость более широкого использования для про-изводства топлив продуктов с повышеннымсодержанием сернистых соединений и непредель-ных углеводородов при соблюдении все ужесто-чающихся современных требований к качествутоплива. Для решения данной задачи проводитсяинтенсификация процессов гидрокондициониро-вания, и широко используются функциональныеприсадки.

Однако при производстве современных дизель-ных топлив необходимо иметь данные о влиянииприроды сырья, глубины и условий процессов гид-рокондиционирования на весь комплекс эксплуата-ционных характеристик (низкотемпературныесвойства, цетановое число и смазывающую способ-ность дизельных топлив), а также о приемистостибазовых дизельных фракций к присадкам.

Целью данной работы является подбор функцио-нальных присадок для улучшения эксплуатацион-ных и экологических свойств дизельных топлив,произведенных по различным технологиям на осно-ве продуктов первичных и вторичных процессов.

Исследование дизельных фракций с ульт-ранизким содержанием серы, произведен-ных по разным технологиям

В результате исследований дизельных фракций сразличным содержанием серы, полученных при

переработке западносибирской нефти на установкахпервичной переработки (АВТ-6, АТ ГК-3), гидро-очистки (Л-24/6) и гидрокрекинга на блоках высоко-го давления, определены зависимости цетановогочисла и смазывающей способности от фракционно-го состава (рис. 1).

Коэффициенты корреляции для зависимостейдиаметра пятна износа и цетанового числа от темпе-ратуры выкипания фракции объемной долей 50 %составляют соответственно 0,60 и 0,73. Таким обра-зом, смазывающая способность и цетановые числадизельных фракций зависят не только от содержа-ния общей серы, но и от фракционного, групповогоуглеводородного и полного химического состава,определяемого технологией получения дизельноготоплива. При этом, как следует из рис. 1, основные

В.П. Томин, д.т.н., Л.С. Хомина, к.т.н., О.В. Старикова, В.А. Микишев, к.т.н. (ОАО «Ангарская нефтехимическая компания»)

УДК 665.753.4.035(211) Коллектив авторов, 2011

Ключевые слова: дизельное топливо, цетановое число, противоизносные свойства, функциональные присадки

Адреса для связи: [email protected], [email protected]

Эксплуатационные свойстватоварных зимних дизельныхтоплив с ультранизкимсодержанием серы

Рис. 1. Зависимость цетанового числа (ЦЧ) и диаметрапятна износа от температуры выкипания дизельных фрак-ций объемной долей 50 %

проблемы связаны с получением дизельных топливдля холодного и арктического климата, соответ-ствующих требованиям ГОСТ Р 52368-2005.

Для определения влияния технологических факто-ров на эксплуатационные характеристики былиисследованы физико-химические свойства дизель-ных фракций, близких по фракционному составу иудовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 52368-2005на дизельное топливо «Евро-4» по низкотемпера-турным показателям, но произведенных по различ-ным технологиям:

– дизельное зимнее экологически чистое топливо сустановки 209 (соответствует ГОСТ Р 52368 класс 4,вид III, «Евро-5»), полученное гидрокрекингом вто-ричных газойлевых фракций (легкий газойль ката-литического крекинга и дизельная фракция уста-новки замедленного коксования);

– дизельное зимнее топливо с установки 332, полу-ченное гидрокрекингом прямогонных газойлевыхфракций (соответствует ГОСТ Р 52368 класс 4,вид III, «Евро-5»);

– прямогонное дизельное арктическое топливо сустановки АТ ГК-3 (соответствует ГОСТ 305-82);

– гидроочищенные прямогонные фракциидизельного арктического топлива с различной сте-пенью гидроочистки (соответствуют ГОСТ Р 52368класс 4, вид I, II, III).

Усредненные физико-химические показателикачества дизельных фракций с установок 209, 332 иАТ ГК-3 представлены в табл. 1. Из нее видно, что понизкотемпературным свойствам, фракционномусоставу, кинематической вязкости, содержаниюполициклических ароматических углеводородов исеры, температуре вспышки фракции с установок209 и 332 соответствуют требованиям ГОСТ Р 52368класс 4. Значения смазывающей способности и цета-нового числа указывают на необходимость исполь-зования соответствующих присадок.

Особо следует отметить, что для прямогоннойдизельной фракции с установки АТ ГК-3 цетановоечисло ниже, а скорректированный диаметр пятнаизноса выше соответствующего значения длядизельных фракций – продуктов гидрокрекинга,несмотря на значительно более высокое содержаниесеры и ароматических углеводородов.

Результаты детального исследования физико-химических свойств (см. табл. 1) и распределениязначений кинематической вязкости по фракционно-му составу изучаемых фракций позволили предпо-ложить, что пониженная смазывающая способностьпрямогонной дизельной фракции связана с более

высокой вязкостью базовых дизельных фракцийгидрокрекинга во всем диапазоне температур ифракционного состава (рис. 2).

Для определения влияния глубины гидроочисткина физико-химические свойства дизельного топли-ва для холодного и арктического климата (класс 4 поГОСТ Р 52368) авторами проведены исследования



Таблица 1

Установка Показатели

АТ ГК-3 332 209

Плотность при температуре 15 оС, кг/м3 801 833 840

Фракционный состав, оС начало кипения 142

168

179

доля отгона 50 % 190 234 230

доля отгона 96 % 282 285 282

Температура, оС: вспышки 39 55 63

застывания -60 -58 -59

помутнения -47 -46 -48

Предельная температура фильтруемости оС

-45 -45 -47

Вязкость кинематическая, мм2/с: при температуре 40 оС 1,19 1,97 1,91

при температуре 20 оС 1,55 2,86 2,76

при температуре 0 оС 2,36 4,57 4,72

при температуре -20 оС 3,84 9,05 9,53



Смазывающая способность – диаметр пятна износа, мкм

692 652 648

Цетановое число 40 42 43

Содержание серы, мг/кг 640 < 5 < 5

Содержание ароматических углеводородов, %:

моноциклических 18,7 0,8 6,3

бициклических 2,3 < 0,1 < 0,1

трициклических и более < 0,1 < 0,1 < 0,1

Сумма полициклоароматических углеводородов, %

2,3 < 0,1 < 0,1

Общая сумма ароматических углеводородов, %

21 0,8 6,3

Рис. 2. Распределение узких фракций по кинемати-ческой вязкости при температуре 40 °С с установокАТ ГК-3 (1), 332 (2) и 209 (3)

гидрогенизатов прямогонной дизельной фракции сразличной степенью гидрокондиционирования.Гидроочистку прямогонной дизельной фракциипроводили в типичных условиях на лабораторнойустановке моделирования технологических процес-сов OL-105/02. Загрузка катализатора АГКД-400соответствовала условиям установки Л-24/6 ОАО«АНХК» [1]. В процессе исследований поддержива-лось давление водорода 4 МПа, объемное соотноше-ние водород: сырье 400:1. Глубину гидроконверсиисераорганических соединений регулировали изме-нением температуры и объемной скорости подачисырья (табл. 2).

В результате проведения гидроочистки на лабо-раторной установке получены три вида топлива сразличным содержанием серы (табл. 3). Согласноприведенным в табл. 3 данным особое вниманиеследует обратить на увеличение скорректирован-ного диаметра пятна износа от 697 до 950 мкм приуменьшении содержания серы в базовой дизель-ной фракции с 640 до 6 мг/кг и полициклоарома-тических соединений с 2,0 до 0,2 %. При этом непроисходит принципиального изменения группо-вого углеводородного состава и соответственно

цетанового числа, что свидетельствует о проблема-тичности получения товарных дизельных топлив 4класса посредством гидроочистки прямогонныхдизельных фракций и предпочтительностииспользования с этой целью продуктов гидрокре-кинга.

Как видно из табл. 1 и 3, производство топлива,отвечающего требованиям ГОСТ Р 52368-2005,невозможно без добавления противоизносных ицетаноповышающих присадок. На испытываемыхдизельных фракциях были изучены две цетанопо-вышающие присадки алкилнитратного типа отече-ственного и зарубежного производства. Результатыпроведенных исследований позволяют сделатьвывод, что приемистость исследуемых фракций кобеим цетаноповышающим присадкам практиче-ски одинакова. Прямогонные дизельные фракциикак гидроочищенные (содержание серы 6 мг/кг), таки негидроочищенные (содержание серы 640 мг/кг)менее приемисты к цетаноповышающим присадкампо сравнению с дизельными фракциями продуктовгидрокрекинга (рис. 3).

Фракции на основе продуктов гидрокрекингадостигают нормированного значения по цетаново-му числу (47) при добавлении 1000 мг/кг цетанопо-вышающей присадки, в то же время для прямогон-ной дизельной фракции (гидоочищенной и негид-роочищенной) необходимо добавление присадки вко ли честве более 1500 мг/кг.

Для доведения товарных дизельных топлив до рег-ламентных требований по показателю «Скор рек ти -ро ванный диаметр пятна износа» было изученовлияние двух противоизносных присадок подобно-го состава на основе смеси карбоновых кислот оте-чественного и зарубежного производства. В резуль-тате исследований установлено, что данные фрак-ции проявили практически одинаковую приеми-стость к обеим противоизносным присадкам. Для



Таблица 2 Режим гидроочистки

Показатели 1 2 3

Температура в реакторе, °С 300 253 200

Объемная скорость подачи сырья, ч-1 2 3 3

Таблица 3 Режим гидроочистки

Показатели Сырье 1 2 3

Плотность при температуре 15 оС, кг/м3

800 800 797 798

Цетановое число 40 40 40 40

Содержание серы, мг/кг 640 340 47 6

Температура вспышки, °С 35 36 36 39

Фракционный состав, °С, с низкокипящей долей, %

141 144 147 145

50 190 190 191 190

96 273 273 273 273

Содержание ароматических углеводородов, %:

моноциклических 18,5 19,7 19,6 19,6

дициклических 2,0 1,2 1,1 0,2

трициклических и более < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1

Сумма полициклоароматических углеводородов, %

2,0 1,2 1,1 0,2

Общая сумма ароматических углеводородов, %

20,5 20,9 20,7 19,8

Смазывающая способность –диаметр пятна износа, мкм

697 735 775 950

Рис. 3. Приемистость дизельных фракций к цетано-повышающим присадкам

обеспечения смазывающей способности в пределахнормы (460 мкм) достаточно 150 мг/кг присадки длядизельных фракций, полученных гидрокрекингом, инегидроочищенной фракции с установки АТ ГК-3(рис. 4), с учетом обеспечения необходимого запасакачества (повторяемость метода составляет 63 мкм).

Однако дизельная прямогонная фракция, под-вергшаяся гидроочистке, требует большего количе-ства противоизносных присадок. В гидрогенизатпрямогонной дизельной фракции с содержаниемсеры 6 мг/кг необходимо добавить более 250 мг/кгсмазывающих присадок для уменьшения диаметрапятна износа до уровня требований ГОСТ Р 52368 снеобходимым запасом качества.

Результаты проведенных исследований показали,что добавление цетаноповышающей присадки ухуд-шает смазывающие свойства дизельных топлив на15-24 %. Алкилнитраты представляют собой силь-ные поверхностно-активные вещества, которыевытесняют с поверхности активное вещество про-тивоизносной присадки, снижая ее эффективность,согласно литературным данным, в 3-5 раза [2]. Приэтом противоизносные присадки не влияют на цета-новое число дизельного топлива, что подтвержденои результатами наших испытаний.

Полученные нами экспериментальные данныепоказали, что для приведения к требованиям ГОСТР 52368 класс 4 дизельных фракций гидрокрекинганеобходимое количество противоизносной присад-ки возрастает от 150 до 200 мг/кг в случае добавле-ния 1000 мг/кг цетаноповышающей присадки.Однако для негидроочищенной и гидроочищеннойпрямогонных дизельных фракций необходимоеколичество цетаноповышающей присадки состав-ляет 1500 мг/кг, при этом требуемое количество сма-зывающей присадки возрастает соответственно до250 и 350 мг/кг.

Таким образом, негидроочищенная прямогоннаядизельная фракция и ее гидрогенизат требуют боль-шего добавления противоизносных и цетаноповы-шающих присадок.

Выводы1. Эксплуатационные свойства дизельных топлив,

полученных прямой перегонкой нефти, гидрирова-нием или гидрокрекингом из разного сырья,являются многофакторной функцией. Наиболеесложно достичь смазывающей способности и цета-нового числа, удовлетворяющих требованиям ГОСТР 52368, в случае дизельных топлив для холодного иарктического климата.

2. Дизельные фракции гидрокрекинга и гидриро-вания обладают более высокими показателями (сма-зывающей способностью, цетановым числом, прие-мистостью к противоизносным и цетаноповышаю-щим присадкам), чем прямогонные гидроочищен-ные дизельные фракции. Производство зимнегодизельного топлива в соответствии с требованиямиГОСТ Р 52368 на основе гидроочищенных прямо-гонных фракций является затруднительным.

3. Введение цетаноповышающей присадки значи-тельно ухудшает смазывающие свойства дизельно-го топлива. При производстве дизельных топлив спакетом присадок необходимо учитывать взаимноевлияние присадок различного функциональногоназначения.

4. В результате исследований установлено, чтопакет присадок отечественного производства неуступает зарубежному аналогу.

5. Разработана технология получения товарныхдизельных топлив 4+ по спецификации «Евро»(ГОСТ Р 52368) с соблюдением современных экс-плуатационных и экологических требований.


1. Производство экологически чистых дизельных топлив нареконструированной установке Л-24/6 /И.В. Кукс, И.Е. Кузора,И.Д. Резниченко [и др.] // ХТТМ. – 2008. – №2. – С. 36-38.

2. Данилов А.М. Применение присадок в топливах. – М.: Мир,2005. – 288 с



Рис. 4. Приемистость дизельных фракций к противо-износным присадкам:условные обозначения те же, что на рис. 3

ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ


Снижение капитальных и операционных затрат на подготовку нефти за счет применениятехнологии кустового сброса воды

ВведениеОАО «НК «Роснефть» – лидер российской неф-

тяной отрасли и одна из крупнейших публичныхвертикально интегрированных нефтегазовыхкомпаний мира. Из года в год компания сохраняетустойчивый прирост добычи нефти. Вместе с темнаряду с приростом добычи нефти наблюдаетсяувеличение количества попутно добываемой пла-стовой воды (табл. 1).

Дальнейшее стабильное развитие компании,направленное на получение прибыли, связано срешением постоянных, сопутствующих развитиюпроблем, к которым, в частности, относитсясокращение капитальных (CAPEX) и операцион-ных (OPEX) затрат на добычу и подготовку нефти.

Увеличение капитальных и операционныхзатрат обусловлено характерной особенностьюбольшинства современных нефтяных месторож-дений – вступлением в позднюю стадию разработ-ки, характеризующуюся прежде всего постепен-ным снижением добычи нефти и интенсивным

увеличением обводненности добываемой продук-ции (табл. 2).

Рост обводненности продукции добывающихскважин наравне с увеличением объемов добычиприводит к росту нагрузки на оборудование суще-ствующих установок предварительного сбросаводы (УПСВ) и подготовки нефти (УПН).Практикуемым решением в данной ситуацииявляется расширение существующих установок,что не всегда обеспечивает максимальную эконо-мическую эффективность, так как процесс подго-

А.Ю. Юков (ООО «РН-Юганскнефтегаз»), В.Г. Бедрин (ООО «РН-Пурнефтегаз»), В.В. Акименко (ОАО «НК «Роснефть»),

А.Р. Латыпов, к.т.н., М.В. Голубев, д.т.н., М.Х. Газизов, к.т.н., Г.К. Борисов, А.Н. Винокуров, А.Р. Хуснутдинов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

УДК 622.276 Коллектив авторов, 2011

Ключевые слова: установка кустового сброса воды, трубные устройства, узел фазового разделения эмульсии(УФРЭ), трубный водоотделитель (ТВО), установки скважинного сброса воды, производительность, обводнен-ность, подготовка воды, технология, экономические показатели, капитальные и операционные затраты.

Адреса для связи: [email protected]; [email protected]

Добыча, тыс. т Годы нефти (с учетом доли

в добыче зависимых обществ) попутно извлекаемой

пластовой воды

2006 80 162 381 682

2007 101 157 420 287

2008 106 125 452 119

2009 108 873 481 797

2010 116 101 519 733

Дочернее добывающее общество

Средняя обводненность

месторождений, %

Средний дебит по всему фонду

скважин, т/сут

«Юганскнефтегаз» (Западная Сибирь)

77,9 22,2

«Самаранефтегаз» (Центральная Россия)

84,1 7,2

«Пурнефтегаз» (Западная Сибирь)

83,9 11,4

«Северная нефть» (Тимано-Печора)

43,0 49,7

«Ванкорнефть» (Восточная Сибирь)

5,5 428,5

«Сахалинморнефтегаз» (Дальний Восток)

86,3 3,8

«Грознефтегаз» (Южный ФО)

49,1 22,5

«Краснодарнефтегаз» (Южный ФО)

80,8 2,1

«Ставропольнефтегаз» (Южный ФО)

92,2 10,0

«Дагнефтегаз» (Южный ФО) 77,8 3,1

«Дагнефть» (Южный ФО) 87,6 7,5

Таблица 1

Таблица 2

товки попутно добываемой пластовой воды зача-стую ведет к росту капитальных и операционныхзатрат на подготовку нефти без увеличения при-были компании.

Технология раннего предварительногосброса воды

Перспективной технологией, направленной наснижение нагрузки на существующее оборудова-ние системы сбора и подготовки, а также затрат наперекачку балластной воды, является технологияраннего предварительного сброса воды [1, 2].Идея разрабатываемой технологии заключается вкомплексном подходе к обустройству нефтяныхместорождений, позволяющем отделять, подго-тавливать и утилизировать большую часть попут-но добываемой пластовой воды непосредственнов районе добычи с привлечением трубныхустройств [3, 4] типа устройства фазового разде-лений эмульсии (УФРЭ) или трубного водоотдели-

теля (ТВО) (рис. 1, 2), установок скважинногосброса воды [5, 6] типа скважинная установка

предварительного сброса воды и шурф-колодец (рис. 3).

Модельный ряд установок кустовогосброса воды дает возможность осущес т -влять сброс воды в широком диапазоненагрузок по поступающему количествужидкости (табл. 3).

Отделение, сброс и подготовка попутнодобываемой пластовой воды непосред-ственно в районе добычи позволят сни-зить капитальные вложения в строитель-ство протяженных водоводов и опера-ционные затраты на перекачку воды всистему поддержания пластового давле-ния (ППД).

Малогабаритные установки раннегопредварительного сброса воды в труб-ном исполнении обладают рядом техни-

ческих и технологических преимуществ:– простота изготовления и монтажа;– возможность монтажа оборудования

на стальных конструкциях (опорах) безприменения капитальных фундаментов;

– меньшие капитальные вложения (посравнению с емкостным вариантом);

– простота технического обслуживания;– возможность работы оборудования

без постоянного контроля обслуживаю-щего персонала.

Основными задачами разрабатывае-мой технологии являются: разгрузка



Рис. 1. Схема устройства фазового разделения эмульсии (ГЖС – газожидкостная смесь)

Рис. 2. Схема трубного водоотделителя

Рис. 3. Скважинная сепарационная установка

оборудования системы сбора; сокращение протя-женности и диаметров трубопроводов; снижениедавления в системе сбора; уменьшение расходовна предотвращение коррозии оборудования изатрат на подготовку нефти (сокращение расходовна электроэнергию, реагенты, топливо и др.).

Особенностью трубных устройств по сбросу водына базе УФРЭ и ТВО является то, что на них не рас-пространяется действие правил промышленнойбезопасности ПБ 03-576-03 «Правила устройства ибезопасной эксплуатации сосудов, работающих поддавлением», так как данное оборудование выполне-но из труб различного диаметра и не является сосу-дом, работающим под давлением. Таким образом,при согласовании проектной документации органы«Ростехнадзора» предъявляют менее жесткие тре-бования к таким установкам, что позволит сокра-тить сроки согласования.

Принципиальные технологические схемы уста-новок имеют схожие выполняемые функции(гашение пульсации потока, отделение и подго-товка воды с последующей утилизацией в системеППД), но в зависимости от условий осуществле-ния технологического процесса (уровня нагрузкипо жидкости, обводненности продукции, газовогофактора, давления и др.) они могут незначительноменяться.

Перспективы внедрения технологии на месторож-дениях компании весьма высокие. Например, поданным, полученным от Управления перспективно-го планирования ООО «РН-Юганскнефтегаз», напериод 2010-2014 гг. запланировано внедрение пятиустановок, из которых одна установка запущена вработу в 2010 г. (табл. 4).

В качестве схемы размещения малогабаритныхустановок раннего предварительного сброса водыпредлагается рассмотреть участок Приобскогоместорождения – Правый берег (Северная часть),по данным табл. 4 – УПВО-203 (рис. 4).

Ввод в эксплуатацию нового объекта раннегопредварительного сброса позволит существенноразгрузить существующую ДНС с УПСВ-к.201Приобского нефтяного месторождения – около21000 м3/сут жидкости (рис. 5).

Оценка экономического эффекта от строитель-ства установок раннего сброса воды на объектахПриобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» проводилась на основе расчетовOPEX на электроэнергию, необходимую для пере-качки подтоварных балластных вод. Данные, полу-ченные в ходе расчета, приведены ниже.

Дебит:жидкости, м3/сут .......................................29512нефти, т/сут .................................................6533воды, т/сут .................................................21916

Накопленный дисконтированный доход NPV, млн. руб. .....................................225,3Внутренняя норма прибыли IRR, % ..............580Индекс рентабельности инвестиций PI ...................................................5,7DPP, число лет ...................................................1,2

Общий уровень снижения затрат при строитель-стве УПВО-203 складывается из экономии капи-тальных вложений (отказ от реконструкции УПСВ –70363 тыс. руб.) и операционных затрат (перекачкабалластной жидкости – 49408 тыс. руб/год.)

Для сравнения был проведен расчет экономиче-ской эффективности расширения УПСВ-4Барсуковского месторождения ООО «РН-Пур -нефтегаз» в классическом варианте и строительстваустановки раннего предварительного сброса водынепосредственно в районе добычи нефти. В расчетебыли приняты данные по уровням добычи жидко-сти, нефти и воды в объединении, исходя из которыхбыли определены показатели экономической эффек-тивности расширения УПСВ-4, установки ТВО наплощадке объекта и строительства УПВО. Данныерасчета приведены в табл. 5.



Технические характеристики Тип установки Диаметр, мм;

площадка, м Производительность по

жидкости Qжид, м3/сут

127 120

200 300

300 670

400 1 200

Установка скважинногосброса воды

500 1 860

1000; 20 20 2 000

1200; 20 20 4 000

1200; 30 30 6 000 Трубная установка

1300; 30 30 10 000

Таблица 3

Месторождение Объект сброса

Qжид.вход, м3/сут

Qжид.выход, м3/сут

Qсброса, м3/сут

Приобское УПВО-203

(УСН) 29 512 8 440 21 072

Правдинское ПТВО-126 6 635 1 022 5 613

Усть-Балыкское ПТВО-к.69 13 252 1 493 11 759

Усть-Балыкское ПТВО-к.32а 8 129 536 7 593

Примечание. Qжид.вход, Qжид.выход – производительность установки на входе и выходе жидкости, Qсброса – количество сбрасываемой воды.

Таблица 4



Рис. 4. Схема размещения УПВО-203 (Приобское месторождение)

Рис. 5. Профиль-дизайн загрузки ДНС с УПСВ-к.201 Приобского месторождения

В ходе расчета эффективности капитальных вло-жений на расширение УПСВ-4 Барсуковскогоместорождения ООО «РН-Пурнефтегаз» былитакже определены NPV проекта, который составил–46 252 тыс. руб. при ставке дисконтирования 20 %,IRR = 11,9 % и PI = 0,77. Таким образом, расшире-ние УПСВ-4 не соответствует требованиям про-екта (требования к IRR по ОАО «НК «Роснефть»более 20 %).

Вместе с тем расчетным путем было получено,что строительство ТВО на площадке УПСВ-4 илиполноценной УПВО позволит не только увели-чить рентабельность проекта, но и сократитьзатраты на добычу и перекачку жидкости.

ЗаключениеПроведенный предварительный экономический

расчет показывает актуальность применения тех-нологии раннего сброса воды с использованиемтрубных устройств на нефтяных месторожденияхкомпании. При этом необходимо отметить важ-ность проведения детального обследованияинфраструктуры системы сбора с последующейразработкой оптимального варианта развитиясистемы сбора, транспорта и подготовки нефти.


1. Развитие технологии путевого предварительного сбросапластовой воды/ В.А. Крюков, А.А. Кольцов, А.В. Крюков//Нефть. Газ. Новации. – 2010. – №11. – С. 34 – 37.

2. Стратегическое развитие системы сбора и транспортавысокообводненной продукции скважин ОАО «АНК«Башнефть»/ Д.Ю. Гизбрехт, С.Ф. Пивоварова, В.Н. Князев,Д.К. Гайсин// Нефтяное хозяйство. – 2010. – №2. – С. 102 – 105.

3. Пат. 2329850 РФ, МПК51 B01D17/00. Трубная сепарацион-ная установка/ Э.Ю. Тропин, А.Р. Латыпов, В.Г. Бедрин [и др.];заявитель и патентообладатель ООО «РН-УфаНИПИнефть». –№ 2007114868/15; заявл. 19.04.2007; опубл. 27.07.2008.

4. Пат. 2336114 РФ, МПК51 B01D17/00. Трубная сепарацион-ная установка/ Э.Ю. Тропин, А.Р. Латыпов, В.Г. Бедрин [и др.];заявитель и патентообладатель ООО «РН-УфаНИПИнефть». –№ 2007123059/15; заявл. 06.06.2007; опубл. 20.10.2008.

5. Пат. 72721 РФ, МПК51 Е21В43/34. Сепарационная установ-ка для подготовки воды/ А.Р. Латыпов, В.Ф. Голубев,В.Ф. Шаякберов, М.В. Голубев; заявитель и патентообладательООО «РН-УфаНИПИнефть». – № 2007138354/22; заявл.05.10.2007; опубл. 27.04.2008.

6. Пат. 96176 РФ, МПК51 Е21В43/38. Устройство скважинногосброса воды/ А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов, Р.Р. Исмагилов [и др.];заявитель и патентообладатель ООО «РН-УфаНИПИнефть». –№ 2009140275/22; заявл. 30.10.2009; опубл. 20.07.2010.



Годы Показатели

1-й 2-й 3-й 4-й 5-й 6-й 7-й 8-й 9-й 10-й Итого

Добыча нефти, млн. т 1,24 1,2 1,15 1,11 1,05 1,04 1,04 1,02 1 0,9 10,8

Добыча жидкости, млн. м3 16,1 14,9 14,4 14,4 15,2 16,1 16,5 16,7 16,6 16,2 157,1

Затраты всего (opex + capex), млн. руб., из них 597,5 54,3 54,3 54,3 54,3 54,3 54,3 54,3 54,3 54,3 1086

на строительство объектов 533,9 533,9

на низконапорный водовод 9,3 9,3

Доходы + экономия, млн. руб. 370,4 26,5 27,8 29,3 30,9 32,9 35,0 37,5 40,3 43,5 674,3

Затраты на строительство трубопроводов и реконструкцию ДНС, млн. руб.

344,9 344,9

Экономия затрат на перекачку жидкости, млн. руб. 18,3 20,1 22,1 24,3 26,8 29,5 32,4 35,6 39,2 43,1 291,5

Накопленный дисконтированный поток наличности, млн. руб. -172,8 -150,7 -131,4 -114,4 -99,5 -86,3 -74,5 -64,1 -54,7 -46,3

Таблица 5

Геоинформатика в нефтегазовой отрасли

Организаторы конференции: ОАО «НК «Роснефть» и Межрегиональная общественная организация «ГИС-

Ассоциация» при поддержке Минэкономразвития России, Росреестра, Минэнерго России, Союза маркшейде-

ров России

Спонсорами конференции выступили ООО «ЭСТИ МАП» и компания «Совзонд», входящие в состав лиди-

рующих коммерческих организаций рынка геоинформатики России. Национальным информационным

партнером конференции стал аналитический журнал «Нефтегазовая Вертикаль». Информационную под-

держку конференции обеспечивали также портал Neftegaz.ru, журналы «Нефтяное хозяйство», «Сфера

Нефтегаз», «Oil & Gas».

В конференции приняли участие около 200 специалистов, представлявших 58 организаций из 26 горо-

дов России – руководители и специалисты маркшейдерских, геологических, информационных, экологиче-

ских, проектных, кадастровых служб ведущих нефтегазовых компаний, представители компаний – постав-

щиков IT-решений и услуг, проектных, изыскательских и научных организаций, вузов.

Конференцию открыли президент «ГИС-Ассоциации» С.А. Миллер и заместитель директора КНТЦ ОАО

«НК «Роснефть» А.М. Кузнецов.

В работе конференции приняли участие представители органов федерального управления: заместите-

ли руководителя Росреестра В.С. Кислов и С.А. Сапельников; начальник ВТУ ГШ ВС РФ С.В. Козлов, началь-

ник отдела ФГАУ «САЦ Минэнерго России» А.С. Колмыков .

На пленарных сессиях обсуждались вопросы использования геоинформационных систем (ГИС), систем

автоматизированного проектирования (САПР), спутниковых навигационных систем GPS и ГЛОНАСС, про-

граммно-аппаратных средств обработки и анализа данных дистанционного зондирования (ДДЗ) Земли при

решении задач управления и производства, стоящих перед нефтегазовыми компаниями, проектными

институтами, геолого-разведочными и экологическими организациями и предприятиями, курирующими

разведку и разработку месторождений полезных ископаемых, а также использование геоинформацион-

ных технологий при решении задач управления территориями РФ, на которых активно разрабатываются

нефтегазовые ресурсы.

В рамках конференции прошли секционные заседания:

– ГИС-технологии в решении экологических задач.

– Использование ГИС и САПР-технологий в трубопроводном транспорте.

–� Геодинамика и геоинформатика.

С успехом прошли заседания Круглых столов:

– Использование ГЛОНАСС/GPS-технологий в обустройстве и эксплуатации месторождений и объектов

трубопроводного транспорта.

– Классификаторы, модели пространственных данных и информационная архитектура отраслевых и кор-

поративных ИТ-систем.

– Проблемы секретности и защиты пространственных данных корпоративных информационных систем

нефтегазовых предприятий».

Большой интерес у участников вызвала выставочная экспозиция «Геоинформационные технологии, про-

странственные данные и услуги для проектирования, строительства и эксплуатации нефтегазовых месторож-

дений, сооружений и коммуникаций»

С подробным отчетом и решениями конференции можно ознакомиться на портале

ГИС-Ассоциации по ссылке http://www.gisa.ru/oil_2011.html

16-18 февраля в конференц-зале центрального офиса ОАО «НК «Роснефть»прошла 12-я Всероссийская научно-практическая конференция «Геоинформатика в нефтегазовой отрасли»

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 43

КОНФЕРЕНЦИЯ

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ


Технология оптимизации маркшейдерских работ в ООО «РН-Юганскнефтегаз»1

ВведениеУспешная деятельность нефтедобывающего

предприятия во многом зависит от способностиего персонала оперативно принимать правильныеуправленческие решения, что связано с необходи-мостью анализа больших объемов информации,накапливаемой в различных базах данных и файло-вых массивах предприятия. Эффективное управле-ние информацией и наличие средств ее представле-ния в удобной для пользователя форме зачастуюимеют первостепенное значение в процессе приня-тия решений. Следует отметить, что сегодня всебольшую долю информации на нефтедобывающемпредприятии составляют пространственно-привя-занные данные (геоданные), значительное внима-ние уделяется геоинформационным технологиям,являющимся основным средством управления гео-данными. В 2008 г. отсутствие единого корпоратив-ного стандарта на сбор, хранение и представлениегеоданных, а также несовершенство файловой ор-ганизации системы их накопления послужилитолчком к началу проработки вопроса созданияединой корпоративной геоинформационной систе-мы (КГИС), позволяющей унифицировать подходк управлению геоданными и обеспечить оператив-ный доступ к единой базе геоданных (БГД).

Разработка КГИС для ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Основными предпосылками к созданию централи-зованной КГИС послужили проблемы в части управ-ления геоданными, среди которых можно выделитьследующие.

• Разрозненность хранения цифровых картматериа-лов и планов технологической инфраструктуры вформатах различных систем.

• Отсутствие унифицированных средств доступа кгеоданным и средств оперативной отчетности.

• Отсутствие эффективных механизмов представле-ния оперативной информации по деятельности под-разделений различных служб из других информа-ционных систем.

• Неэффективность локальных решений по управ-лению геоданными внутри отдельных служб (дубли-рование геоданных, затрудненность поиска и др.).

Создание КГИС главным образом призвано решитьуказанные проблемы с целью обеспечения эффектив-ного управления географическими информационны-ми ресурсами. На КГИС возложены функции интег-ратора информации по объектам технологическойинфраструктуры, земельным участкам, экологиче-ским данным, а также по любым другим простран-ственно распределенным объектам. В результате соз-дания такой интегрированной геоинформационнойсистемы у ее пользователей появляются большие воз-можности для решения задач учета имущества (объ-ектов недвижимости), анализа эффективности про-изводственной деятельности, принятия оптимальныхстратегических и тактических решений, обеспеченияподдержки управленческих задач разных уровней.

В ходе анализа потребностей было выявлено, чтодля успешного решения поставленных задач КГИСдолжна отвечать следующим требованиям:

– хранить информацию в единой базе данных,структура хранилища должна быть иерархичной дляудобства управления данными;

– уметь предоставлять векторную картографиче-скую информацию в виде растровых изображенийдля использования в «тонких» клиентах;

– иметь возможность интеграции с другими ин-формационными системами, используемыми напредприятии.

Е.В. Шатилов (ООО «РН-Юганскнефтегаз»), О.А. Галкин (ОАО «ТомскНИПИнефть»),

А.А. Скороходов (ООО «ТомскАСУпроект»)

УДК 622.276 Е.В. Шатилов, О.А. Галкин,

А.А. Скороходов, 2011

Ключевые слова: КГИС, геоданные, БГД, зоны затопления, оптимальный маршрут, реестр карьеров, АРМ маркшейдера,реестр нефтезагрязнений, веб-клиент, УЗиМР, эффективность.

Адреса для связи: [email protected]; [email protected]; [email protected]

1 Статья подготовлена по докладу, сделанному на 12-й Всероссийской научно-практической конференции «Геоинформатика внефтегазовой отрасли», организованной ОАО «НК «Роснефть» и «ГИС-Ассоциация» (16-18 февраля 2011 г.)

– быть расширяемой в части ин-струментов для анализа данных и спе-циализированых модулей.

Реализация проекта по созданиюКГИС была начата с проектированияструктуры базы геоданных в иерархи-ческом виде: все геоданные сгруппи-рованы по разделам в соответствии сих тематикой. Отдельно для каждогораздела разрабатывалась схема хране-ния данных на уровне БГД с учетомвсех особенностей информации. Наперспективу в структуру БГД была за-ложена возможность гибкого расши-рения списка разделов. Следующимуровнем иерархии БГД является разделение каждо-го раздела на группы объектов – проекты, обоб-щенные по пространственному критерию. Такаясвязь обеспечивает более удобный доступ к гео-данным в БГД, так как часто пользователи хотятполучить информацию по конкретному объектуинфраструктуры в разрезе различных тематиче-ских разделов.

Для администрирования системы и управленияструктурой данных был разработан отдельный мо-дуль, позволяющий полностью управлять КГИСпри отсутствии навыков работы с базами данных ираспределенными геоинформационными система-ми. Также был разработан отдельный модуль длязагрузки информации в БГД в форматах ESRI иMapInfo Professional и получения геопривязанныхрастровых снимков местности.

Доступ пользователей к просмотру геоданныхосуществляется посредством веб-клиента черезинтернет браузер. Помимо стандартных инстру-ментов для работы с картами в веб-клиенте реали-зован ряд специализированных инструментов имодулей.

• Инструмент автоматического поиска оптималь-ного маршрута. Пункты маршрута могут задавать-ся точками на карте или выбором объектов изсписка.

• Инструмент моделирования затоплений мест-ности. Для построения на карте зон затопленияпользователю достаточно ввести предполагаемыйуровень подъема воды (рис. 1).

• Модуль ведения реестра карьеров, позволяю-щий автоматизировать учет остатков грунта вкарьерах.

• Модуль ведения реестра нефтезагрязнений,обеспечивающий автоматизированный учет неф-тезагрязнений и состояние дел по ним.

Инструмент автоматического поиска оптимального маршрута

В системе эффективной организации деятельно-сти предприятий фактически любой сферы деятель-ности логистика занимает одну из ключевых пози-ций. Ее основной задачей является наиболее опти-мальное построение маршрутов между пунктамиследования грузов.

Система поиска маршрутов позволяет находитьнаиболее оптимальные маршруты между выбранны-ми пунктами на карте с учетом не только расстояния,но и качества дорог, в том числе с учетом зимних до -рог. В случае, если пользователь не знает точного ме-стоположения пункта маршрута, то ему предостав-ляется возможность его выбора из списка, которыйможет фильтроваться по месторождениям, городам,типам объектов.

Географическая и атрибутивная информация онайденном маршруте распечатывается и передаетсязаказчику. На рис. 2 представлен пример найденногомаршрута в КГИС.

Данная система значительно ускоряет работу со-трудников Управления землепользования и марк-шейдерских работ (УЗиМР) ООО «РН-Юганскнеф-тегаз». Любой пользователь, имеющий доступ кКГИС, может рассчитать маршрут самостоятельно,что в свою очередь снижает загруженность сотруд-ников управления.

Реестр карьеровИнформация по карьерам довольно обширна: доку-

менты по аренде, лицензии на разрабатываемые уча-стки, множество накладных, выписываемых подряд-чикам на вывоз грунта, исполнительные съемки, вы-полняемые на карьерах. Для контроля вывоза грунта,его остатка необходимо иметь все указанные доку-менты под рукой, желательно знать, сколько грунта за-



Рис. 1. Моделирование зон затопления

резервировано в карьере для строительства объекта,что не всегда возможно. Так как намытый грунтукладывается в штабели, а штабель делится на блоки,мониторинг остатка грунта еще более усложняется.Возникают ситуации, когда по документам грунт ещеесть, а фактически его не осталось, когда подрядчиквывозит больше песка, чем ему отведено по наклад-ной, когда неожиданно истекает срок аренды или ли-цензии на участок. Поэтому разработка системы учетасостояния карьеров, позволяющей хранить всю ин-формацию в единой базе, была необходима.

Для определения требований к функционалу систе-мы выявлены подразделения, участвующие в учетекарьеров, проведена формализация бизнес-процес-сов, протекающих между ними.

В результате проведенного анализа определены за-дачи, которые должна решать система.

• Отображение полного «жизненного» цикла карь-ера от проектирования до сдачи.

• Обеспечение централизованного взаимодействиямежду проектирующими и строительными организа-циями, эксплуатирующими грунт.

• Хранение информации о карьерах и строящихсяобъектах, резервирование грунта на объект.

• Отображение выбранного пользователем карьераили штабеля на карте.

• Реализация части документооборота (договорылицензии и аренды, исполнительные съемки, наклад-ные, вывозки).

• Отображение вывозок грунта, остатка грунта вкарьере.

• Оповещение пользователей системы о появленииважной информации.

• Защита от несанкционированного использования.Система учета состояния карьеров представляет

собой веб-клиент, для работы с которым требуетсятолько наличие веб-браузера.

Пользователями системы являют-ся сотрудники проектной и экс-плуатирующей организаций. Поль-зователям эксплуатирующих орга-низаций доступны функции созда-ния и редактирования штабелей иблоков карьера, накладных и выво-зок по ним, но недоступны фун -кции создания и редактированиясооружений, резервов грунта на со-оружения. Пользователи про-ектных организаций наоборотмогут создавать и редактироватьтолько сооружения и резервы.

Практическая значимость заклю-чается в том, что система значительно ускоряет по-лучение информации по карьерам, уменьшает ве-роятность неэффективного использования добы-того грунта, упрощает мониторинг состояниякарьера, остатка грунта, что в свою очередь значи-тельно снижает издержки, связанные с учетом со-стояния карьеров. Ведение базы строящихся объ-ектов позволяет легко резервировать грунт из лю -бых карьеров, что обеспечивает более оперативноеполучение информации проектирующими и экс-плуатирующими организациями. Данная системавнедрена в УЗиМР ООО «РН-Юганск нефтегаз».

Реестр нефтезагрязненийРазработка системы, позволяющей хранить ин-

формацию по нефтезагрязненным участкам в еди-ном реестре, актуальна практически для всех круп-ных нефтедобывающих компаний. Были определе-ны задачи, которые должна решать система веденияреестра нефтезагрязненных участков.

• Отображение полного цикла прохождения неф-тезагрязненного участка от обнаружения до завер-шения работ по устранению аварии.

• Введение единых правил идентификации участков.• Реализация части документооборота (паспорт

аварии, абрис съемки, контур участка).• Быстрый поиск нефтезагрязненного участка и

данных по нему из реестра.Система состоит из двух основных элементов:

реестра нефтезагрязнений и реестра контуровнефтезагрязненных участков. Реестр нефтезагряз-нений представляет собой веб-клиент, для работыс которым требуется только наличие веб-браузера.Реестр контуров – это надстройка в МapInfo, уста-навливаемая в комнате для служебного пользов-ния (ДСП) и позволяющая хранить контуры уча-стков в единой ба зе. Связь между контуром и соот-



Рис. 2. Система поиска оптимальных маршрутов в КГИС

ветствующим ему участком из реестранефтезагрязнений осуществляется с по-мощью уникального ключа. Данное раз-деление системы необходимо, так какконтуры нефтезагрязнений являютсясекретной информацией, выносить кото-рую в открытую сеть недопустимо.

Практическая значимость заключается втом, что система налаживает более эффек-тивное взаимодействие между подразделе-ниями, помогает быстрее устранять ава-рии на промысле и соответственно снижа-ет издержки, связанные с учетом и ликви-дацией разливов нефти. Система внедренав УЗиМР ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Автоматизированное рабочее местомаркшейдера

УЗиМР ООО «РН-Юганскнефтегаз» проводитконтроль разработки месторождения, выдает данныебуровым бригадам для проведения наклонно направ-ленного бурения, ведет архив всей сопутствующейбурению информации: координаты забоев, устьевскважин с учетом направления движения станка бу-рильной установки, пластов, встреча е мых при буре-нии, данные иклинометрии скважин. Отсутствиецентрализованного, структурированного хранениятакого большого объема информации неизбежноприводит к потере или дублированию данных, уве-личению времени поиска нужной информации. Дляоптимизации указанного процесса в конце 2009 г. дляУЗиМР ООО «РН-Юганск нефтегаз» была начата раз-работка системы «Автоматизированное рабочееместо маркшейдера», которая в настоящее времявнедрена и активно применяется.

АРМ маркшейдера представляет собой клиентскоеприложение, которое для хранения информации ис-пользует централизованную базу данных. Данноепрограммное обеспечение размещается в ДСП ком-нате УЗиМР, так как содержащаяся там информацияявляется секретной. Схема взаимодействия прило-жения АРМ маркшейдера с базой данных представ-лена на рис. 3.

Система автоматически рассчитывает координатыустьев скважин по направлению движения станка иперемещения относительно предыдущего пробу-ренного станком устья.

Реализован расчет «шахматки», которая передает-ся буровым бригадам, азимута и смещения на забой,фактических координат забоя, фактического отходаот него и др.

Система позволяет создавать различные отчеты, бы-стро запрашивать необходимые данные из базы и пре-доставляет их просмотр в удобном для пользователясистемы виде, отображать скважины и кусты на картеместорождения с помощью ГИС MapInfo Professional.

ЗаключениеВ настоящее время корпоративная геоинформа-

ционная система внедрена не только в ООО «РН-Юганск нефтегаз», но и на всех дочерних пред-приятиях ОАО «НК «Роснефть».

Возможность работать с общим банком картогра-фических данных для недропользователей и инсти-тутов уменьшает противоречивость данных, позво-ляет генерировать практически любые электронныекарты с необходимым наполнением, значительноуменьшает нагрузку на УЗиМР, уменьшает числоошибок, связанных с использованием неактуальныхкарт материалов при принятии управленческих ре-шений во всех подразделениях предприятия. Разра-ботанные инструменты и модули для КГИС, такиекак поиск оптимальных маршрутов, моделированиезон затоплений, реестр карьеров и нефтезагрязне-ний, способны решать специализированные задачиподразделений предприятия.

Начиная с середины 2010 г. АРМ маркшейдера ак-тивно используется в ООО «РН-Юганскнефтегаз».Деятельность УЗиМР стала намного эффективнеевследствие получения возможности расчета предва-рительных данных для наклонно направленного бу-рения и выдачи таких данных буровым бригадам, ге-нерации отчетов, поиска необходимой информациив базе данных, отображения скважин и кустов накарте месторождения.



Рис. 3. Схема взаимодействия АРМ маркшейдера с базой данных



Организация работы отделагеоинформационного обеспечения в составе маркшейдерской службынефтегазодобывающего предприятия1

ВведениеСегодня успех любого предприятия напрямую

зависит от уровня внедрения на нем новыхинформационных технологий, эффективного играмотного их применения. В настоящее времяотдел геоинформационного обеспечения марк-шейдерской службы ОАО «Самаранефтегаз»активно занимается развитием географическойинформационной системы (ГИС), использованиекоторой в значительной степени повысит опера-тивность решения производственных задач наэтапах геологоразведки, планирования, проекти-рования, строительства, обустройства и экологи-ческого мониторинга месторождений ОАО «Сама -ранефтегаз».

Необходимость создания ГИС в ОАО «Самара -нефтегаз» возникла уже давно. Для предприятияхарактерны существенная протяженность и тер-риториальная распределенность объектов ответ-ственности: месторождения, лицензионные уча-стки на добычу и геологическое изучение, скважи-ны, площади проведения геолого-поисковыхработ, инженерно-геологические изыскания, тру-бопроводы, земельные участки, здания, сооруже-ния и др.

Для эффективного управления этими объектаминеобходима цифровая информация об их про-странственном положении, интегрированная с

данными других информационных систем в рам-ках единой инфраструктуры пространственныхданных для обеспечения сбора, хранения, обработ-ки пространственной информации, интеграции,использования геоданных для поддержки приня-тия эффективных управленческих решений.

Первый опыт разработки ГИСДля предоставления оперативных сведений о

любом производственном объекте было решеноорганизовать такой сетевой ресурс, который обес-печивал бы получение и комплексный анализинформации с учетом географического располо-жения объектов. Решением данной проблемыстало создание и внедрение специалистами отделагеоинформационного обеспечения маркшейдер-ской службы географической информационнойсистемы. Организация и внедрение ГИС обуслов-лены также тем, что материалы по деятельностипредприятия были оформлены в основном набумажном носителе и их актуализация проводи-лась медленно или не проводилась вообще. Крометого, данные занимают большие объемы служеб-ных и архивных помещений, а также требуютзначительных затрат времени для работы с ними.Следует отметить, что ГИС – это особая информа-ционная система, поскольку она ориентированана манипулирование географическими (про-

Р.В. Бабкин (ОАО «Самаранефтегаз»)

УДК 681.518:622.1 Р.В. Бабкин, 2011

Ключевые слова: геоинформационные системы (ГИС), маркшейдерская служба, геоданные, отдел геоинформационного обеспечения.


1 Статья подготовлена по докладу, сделанному на 12-й Всероссийской научно-практической конференции «Геоинформатика внефтегазовой отрасли», организованной ОАО «НК «Роснефть» и «ГИС-Ассоциация» (16-18 февраля 2011 г.)

странственно распределенными) данными. Схемаработы с этим ресурсом достаточно проста.Пользователю-клиенту требуются только ком-пьютер, подключенный к сети ОАО «Самара -нефтегаз», и базовые навыки работы с ним.Набрав в адресной строке браузера адрес локаль-ного ГИС-сервера, пользователь открывает Web-сайт маркшейдерской службы, в составе которогои функционирует геосервис ГИС ОАО «Самара -нефтегаз». Легко управляемый интерфейс ресурсаобеспечивает доступность, анализ и наглядноеотображение картографического материала и про-странственных данных. Особенно удобен инстру-мент поиска, который выражен в форме обычнойпоисковой строки. По начальным буквам назва-ния можно легко найти необходимый объект накарте. Если увеличить нужный фрагмент карты,нанести точку и внести необходимый коммента-рий, то будет готова ситуационная схема, которуюможно отправить по электронной почте всемсотрудникам, участвующим, например, в ликвида-ции аварии или в другом производственном про-цессе. Активное использование инновационныхметодов обработки пространственной информа-ции, которая при «классическом» подходе занима-ет годы, значительно сокращает трудозатраты.Кроме того, специалистами отдела геоинформа-ционного обеспечения особое внимание былоуделено такому немаловажному вопросу, какзащита информации. В работе ресурса предусмот-рены дополнительные степени защиты, в томчисле маркеры IP-адресов на каждый фрагментгенерируемой схемы. Повредить или испортитьданные системы невозможно.

Важно отметить, что геоданные о каждом объ-екте требуют постоянного обновления. К сожа-лению, малочисленный состав отдела геоинфор-мационного обеспечения не позволяет занятьсякомплексным наполнением этого интерактив-ного ресурса. Однако сотрудники отдела нахо-дят время выступать с индивидуальными про-ектами по направлению своей деятельности изанимать призовые места на научно-техниче-ских конференциях всех уровней.

ЗаключениеНа первом месте в планах дальнейшего развития

стоят организация инфраструктуры простран-ственных данных и масштабирование ГИСОАО «Самара нефтегаз». Для реализации этойидеи между ОАО «Самаранефтегаз» и ООО«СамараНИПИнефть» было заключено Сог ла ше -ние о сотрудничестве и взаимодействии в сферегеоинформационного обеспечения производ-ственных процессов с целью создания инфра-структуры пространственных данных на террито-рию деятельности ОАО «Са ма ра неф те газ». Соз да -ны комиссия и рабочая группа, проводятся орга-низационные и технические совещания. Цельмероприятий – эффективное совместное исполь-зование пространственных данных на территориидеятельности ОАО «Самаранефтегаз». За дача –создать коммуникационный ГИС-комплекс, объ-единяющий руководителей и специалистов ОАО«Самаранефтегаз» и ООО «Са ма ра НИПИ нефть».Перспективные области его применения вСамарском регионе:

– геологоразведка и управление запасами;– маркшейдерия и землеустройство;– проектирование и строительство;– эксплуатация трубопроводов;– экологический мониторинг; – инженерно-техническое обслуживание и про-

мышленная безопасность;– имущественный комплекс.



Интегрирование необходимой произ -вод ственной информации в единую сис -тему дало бы возможность четко контро-лировать бизнес-процессы, быс тро реа-гировать на нестандартные си туации, атакже проводить мониторинг сос тоянияобъектов, прогноз возможных ситуаций исвоевременно принимать эффективныеуправленческие решения.


Рефераты. Выпуск 22 (январь−март 2011 г.)

Объемная геологическая модель осадоч−ных бассейнов на основе анализа данных3D сейсморазведкиО.А. Альмендингер, А.В. Митюков, Н.К. Мясоедов(ООО «РН-Шельф-Юг), А.М. Никишин (МГУ им. М.В. Ломоносова), В.В. Гайдук, М.В. Губарев (ОАО «НК «Роснефть-НТЦ)

Рассмотрены материалы ОАО «НК «Роснефть» по лицен-зионным участкам в Черном море. Район работ располо-жен в Туапсинском прогибе и характеризуется сложнымстроением целевого майкопского интервала. В результатеанализа 3D сейсмических данных была построена модельтектонических нарушений. Проведен фациальный ана-лиз целевых интервалов разреза. Выявлены интервалы изоны наиболее вероятного распространения коллекто-ров. Построена детальная геологическая модель изучае-мой территории.Ключевые слова: Черное море, Туапсинский

прогиб, вал Шатского, складки, тубидиты, май−

копская серия.

Организация работы отдела геоинформа−ционного обеспечения в составе марк−шейдерской службы нефтегазодобываю−щего предприятия Р.В. Бабкин (ОАО «Самаранефтегаз»)

На примере ОАО «Самаранефтегаз» рассмотрены основ-ные проблемы обеспечения бизнес-процессов картогра-фической информацией. Приведен пример решения ука-занной проблемы при помощи организации геосервиса влокальной вычислительной сети. Обозначены основныеперспективы развития геоинформационного обеспече-ния предприятия.Ключевые слова: геоинформационные систе−

мы (ГИС).

Методические рекомендации по расчетустоимости лабораторных исследованийЕ.Ю. Белкина, И.Ш. Хасанов (ОАО «НК «Роснефть»)

Выполнен обзор существующих способов расчета расце-нок на лабораторные услуги. Рассмотрены их преимуще-ства и недостатки. Предложен новый метод расчета стои-мости лабораторных исследований, удовлетворяющийтребованиям компании ОАО «НК «Роснефть».Ключевые слова: стоимость лабораторных

исследований.

Физико−химические методы повышениянефтеотдачи. Полимерное воздействие(обзор). Часть IА.В. Берлин (ЗАО «ИННЦ»)

Выполнен обзор результатов лабораторных и промысло-вых экспериментов по физико-химическому воздей-ствию с применением растворов полимеров на нефтяные

Geological model of sedimentary basinsbased on analysis of 3D seismic dataO.A. Almendinger, A.V. Mityukov, N.K. Myasoedov (RN-Shelf-South LLC), A.M. Nikishin (Lomonosov MoscowState University), V.V. Gayduk, M.V. Gubarev (Rosneft Oil Company-NTC JSC)

This study is based on the materials of Rosneft company,which owns the license areas in Black Sea. The study area islocated in the Tuapse trough, and characterized by a complexstructure of the target maikop interval. Based on the analysesof 3D seismic data the tectonic and facial models were build.This allowed us to reveal the most prospect zones and inter-vals, to prepare the detailed geological model of study area.Key words: Black Sea, Tuapse trough, Shatsky

swell, folds, turbidites, maikop.

Managing the department of geoinforma−tional support as a part of a geological sur−veying service of an oil−and−gas productionenterpriseR.V. Babkin (Samaraneftegaz JSC)

On Samaraneftegaz JSC example the basic problems of main-tenance of business processes are designated by the carto-graphical information. The example of the decision of thespecified problem by means of the geoservice organisation inthe local computer network is resulted. The basic prospects ofdevelopment of a geoinformation support of the enterpriseare designated.Key words: geoinformation system (GIS).

Methodical recommendations on calcula−tion of laboratory research costE.Yu. Belkina, I.Sh. Khasanov (Rosneft Oil Company OJSC)

Existing ways of calculation of cost of laboratory services werereviewed in the research, their positive and negative sides wereconsidered. The new calculation method of cost of the labora-tory research complying with Rosneft oil company require-ments, was offered.Key words: cost of laboratory research.

Physical and chemical methods of enhan−ced oil recovery. Polymer flooding (review).Part IA.V. Berlin (INNC CJSC)

The article presents a review of laboratory and field experi-ments on physical and chemical treatment using polymerssolutions in oil reservoirs in Russia and worldwide. Part I


пласты в России и за рубежом. В части I рассмотреныосновные физические предпосылки применения поли-мерных растворов при заводнении пластов.Ключевые слова: физико−химические техноло−

гии повышения нефтеотдачи, полимерное

заводнение, адсорбция, фактор сопротивления,

деструкция.

Опыт бурения многоствольных скважин вРеспублике КомиИ.П. Заикин, К.В. Кемпф (ОАО «НК «Роснефть»), А.И. Федоров, В.А. Сурмин, А.В. Львов, А.А. Немцов(ООО «РН-Северная нефть»)

Представлен опыт ООО «РН-Северная нефть» по повы-шению коэффициента извлечения нефти методом буре-ния боковых стволов на этапе строительства скважины.Описаны некоторые технические вопросы такого буре-ния. Проведено сравнение дебитов наклонно направлен-ных, горизонтальных и многоствольных скважин.Ключевые слова: бурение, многоствольные

скважины, интенсификация добычи нефти.

Решение проблемы пескопроявлений вводозаборных скважинах ВанкорскогоместорожденияА.А. Семёнов, Г.Н. Булчаев, Н.Н. Кислов, А.В. Дриллер(ЗАО «Ванкорнефть»)

Слабая сконсолидированность песчаников пластов дол-ганской и насоновской свит привела к существенномувыносу песка при эксплуатации водозаборных скважин,что стало причиной ранних отказов УЭЦН. На основегранулометрического анализа керна из ряда скважин иматриц диапазонов применимости технологий было при-нято решение об использовании противопесочныхфильтров для контроля выноса породы. Испытанияфильтров различных типов позволили выбрать много-слойные сетчатые фильтры как наилучшее решение, чтопривело к увеличению срока наработки на отказ УЭЦН в5 раз на всем фонде водозаборных скважин.Ключевые слова: водозаборные скважины,

контроль выноса песка, стабильность породы,

гранулометрия, электроцентробежный насос

(ЭЦН), отказы, фильтры, Ванкорский проект.

Эксплуатационные свойства товарныхзимних дизельных топлив с ультранизкимсодержанием серыВ.П. Томин, Л.С. Хомина, О.В. Старикова, В.А. Мики-шев (ОАО «Ангарская нефтехимическая компания»)

Приведены результаты исследований влияния глубиныгидрокондиционирования на эксплуатационные свой-ства дизельных топлив для холодного и арктическогоклимата. Показано, что основные эксплуатационныесвойства дизельных топлив являются многофакторнойфункцией фракционного, химического и групповогоуглеводородного состава.Ключевые слова: дизельное топливо, цетановое

число, противоизносные свойства, функцио−

нальные присадки.

describes the basic physical preconditions of polymer floodingapplication.Key words: physical and chemical methods of

enhanced oil recovery, polymeric flooding,

adsorption, resistance factor, destruction.

Multilaterals wells drilling in the KomiRepublicI.P. Zaikin, K.V. Kempf (Rosneft Oil Company OJSC), A.I. Fedorov, V.A. Surmin, A.V. Lvov, A.A. Nemtsov (Severnaya neft LLC)

The experience of Severnaya neft LLC when using sidetrackedwells to enhance oil recovery is considered. Various configura-tions of wells are given, including multilateral sidetracks. Theefficiency of different wells construction methods, such asdrilling deviated wells with various profiles, are compared. Therelevancy of multilaterals wells drilling is also discussed.Key words: drilling, multilaterals wells (down−hole

splitters), oil recovery enhancement.

Sand control on water production wells inthe Vankor field

A.A. Semenov, G.N. Bulchaev, N.N. Kislov, A.V. Driller (Vankorneft CJSC)

Low sand-face stability of Dolgan and Nason formations caus-es high sand production in water production wells and earlyfaults of ESP. Based on the grain size distributions (sieve andlaser particle size analysis) of core samples from the number ofwells and matrixes screens technologies application wereselected for sand control. Screens with multiples layers of meshwere selected as the optimal solution from tests of differentscreens on the number of wells. Implementation of the tech-nology resulted in ESP life 5 time increase.Key words: water production wells, sand control,

core stability, sieve analysis, ESP, failure, screens,

Vankor project.

Exploitative properties of diesel fuels forarctic or severe winter grades with ultra−low maintenance of sulfurV.P. Tomin, L.S. Khomina, O.V. Starikova, V.A. Mikishev(Angarsk Petrochemical Company JSC)

This paper describes the results of influence of the depth theprocess of hydrogenation on the physicochemical andexploitative properties diesel fuels for arctic or severe wintergrades. It is shown that basic exploitative properties diesel fuelsare multiple-factor function of fractional, chemical and grouphydrocarbonic structure.Key words: diesel fuel, cetane number, lubricating

properties, functional additives


Селективная изоляция водопритоков вскважинах ОАО «Самаранефтегаз»С.А. Урусов, В.А. Елесин (ОАО «Самаранефтегаз»), В.К. Бочкарёв (ОАО «НК «Роснефть»), В.А. Стрижнев,А.Ю. Пресняков (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Представлен алгоритм проведения работ по селективнойизоляции водопритока на примере скважин ОАО «Сама-ранефтегаз». Определена область эффективного приме-нения выбранных тампонажных составов. Приведенырезультаты опытно-промышленных работ.Ключевые слова: cелективная изоляция водо−притоков, гелеобразующие составы, синтетиче−ские смолы.

Технология оптимизации маркшейдерскихработ в ООО «РН−Юганскнефтегаз»Е.В. Шатилов (ООО «РН-Юганскнефтегаз»),О.А. Галкин (ОАО «ТомскНИПИнефть»), А.А. Скороходов (ООО «ТомскАСУпроект»)

Представлены основные проблемы, связанные с хранениеминформации на нефтедобывающих предприятиях, накап-ливаемой в различных базах данных. Показано, как в ООО«РН-Юганскнефтегаз» осуществляется управление такойинформацией, какие системы внедрены для того, чтобыпредставить эту информацию в удобной для пользователяформе. Описаны внедренные на предприятии системы,возможности таких систем и их эффективность.Ключевые слова: КГИС, геоданные, БГД, зонызатопления, оптимальный маршрут, реестркарьеров, АРМ маркшейдера, реестр нефтеза−грязнений, веб−клиент, УЗиМР, эффективность.

Снижение капитальных и операционныхзатрат на подготовку нефти за счет приме−нения технологии кустового сброса воды А.Ю. Юков (ООО «РН-Юганскнефтегаз»), В.Г. Бедрин (ООО «РН-Пурнефтегаз»), В.В. Акименко(ОАО «НК «Роснефть»), А.Р. Латыпов, М.В. Голубев,М.Х. Газизов, Г.К. Борисов, А.Н. Винокуров, А.Р. Хуснутдинов (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Рассмотрено решение проблемы увеличения уровнякапитальных и операционных затрат на подготовкунефти, обусловленного ростом обводненности добывае-мой продукции скважин нефтяных месторождений,находящихся на поздней стадии разработки. Перспектив-ными представляются технологии сепарации и подготов-ки попутно добываемой пластовой воды непосредствен-но в районе кустов добывающих скважин. Для сокраще-ния затрат на строительство разрабатываемых установокпредлагается применение устройств, выполненных втрубном исполнении, или устройств скважинного сбросаводы. Приведен потенциал внедрения установок на неф-тяных месторождениях компании. Рассчитаны затраты настроительство и эксплуатацию разрабатываемых устано-вок. Показана экономическая эффективность предлагае-мых технических и технологических решений.Ключевые слова: установка кустового сбросаводы, трубные устройства, узел фазового разде−ления эмульсии (УФРЭ), трубный водоотделитель(ТВО), установки скважинного сброса воды, про−изводительность, обводненность, подготовкаводы, технология, экономические показатели,капитальные и операционные затраты.

Selective water shut−off technologies for oilwells of Samaraneftegaz JSCS.A. Urusov, V.A. Elesin (Samaraneftegaz JSC), V.K. Bochkarev (Rosneft Oil Company OJSC), V.A. Strizhnev, A.Yu. Presnyakov (RN-UfaNIPIneft LLC)

An algorithm is presented for selective water shut-off in thelayered reservoir based on the case studies ofSamaraneftegaz JSC wells. The paper presents an area of effec-tive application of the selected plugging materials as well as theresults of pilot project in the field. Key words: selective water shut−off, gellant com−positions, synthetic resins.

Technology of geological surveying workoptimization in RN−Yuganskneftegaz LLCE.V. Shatilov (RN-Yuganskneftegaz LLC), O.A. Galkin (TomskNIPIneft JSC), A.A. Skorokhodov (TomskASUproekt LLC)

The main problems associated with storage of information inoil companies and stored in different databases and the way inthe RN-Yuganskneftegaz LLC the process of managing suchinformation systems which have been introduced in order toprovide this information in human readable form. In the mainpart of the article discusses embedded in the enterprise sys-tems, the possibilities of such systems and their effectiveness.Key words: corporate geoinformation system,geodata, geodata base, flooding zone, optimalroute, automated work place of mining surveyor,oil pollution register, web−client, Department ofland tenure and surveying work, efficiency.

Reducing oil treatment opex/capex usingwell cluster water disposal technology

A.Yu. Yukov (RN-Yuganskneftegaz LLC), V.G. Bedrin (RN-Purneftegaz LLC), V.V. Akimenko (Rosneft Oil Company OJSC), A.R. Latypov, M.V. Golubev, M.Kh Gazizov, G.K. Borisov, A.N. Vinokurov, A.R. Khusnutdinov (RN-UfaNIPIneft LLC)

The paper deals with the issue of rising capital and operatingexpenditures on oil treatment due to increasing water cut lev-els in production wells of mature fields. Produced waterknockout and disposal at the well clusters is considered as avery promising technology to counteract this process. In orderto reduce capital expenditures on the construction of such dis-posal units, the advantages of using pipeline systems and dis-posal wells are considered. The potential effect of using suchsystems on the company’s fields is assessed, the associatedcapex/opex are calculated, and the overall economic profitabil-ity of applying these systems and techniques is cited.Key words: well water disposal, pipe system,phase separation unit, pipe water catcher, dispo−sal well, productivity, water cut, water trea−tment, technology, economic indicator,capex/opex.

Статья дол жна быть напи са на гра мот ным науч ным языком, отра жать досто вер ные факты, изло -

же ние мате ри а ла дол жно быть постро ено по схеме «ана лиз – вывод» с обя за тель ным выде ле ни -

ем Вве де ния и Заклю че ния.

Автор ский кол лек тив дол жен быть не более четы рех чело век.

В све де ниях об авто рах необхо ди мо ука зать фами лию, имя, отче ство пол но стью; место рабо ты

и зани ма емую дол жность; уче ные сте пень, зва ние (если есть); рабо чий поч то вый адрес, рабо чий

теле фон/факс; элек трон ную почту.

Объем статьи: от 12 до 16 тысяч зна ков (с про бе ла ми),

число рисун ков – не более 4, число таблиц – не более 4.

Фор мат рисун ков: Word, Excel, CorelDraw, Adobe Illustrator (текстовая информация в кривых),

Photoshop (тип фай лов jpg или tif; раз ре ше ние не менее 300 dpi).

Статьи сле ду ет пред оста влять на элек трон ных носи телях или пере сы лать по элек трон ной

почте. Если объем файла соста вля ет 1 МГб и более, то при отпра вле нии ста тей необхо ди мо

исполь зо вать архи ва тор RAR, ZIP.

Вниманию авторов статей, публикуемых в Научно−техническом вестнике

ОАО «НК «Роснефть»

Науч но�тех ни че ские статьи, пла ни руе мые к опу бли ко ва нию в нашем изда нии, про хо дят

про це ду ры рецен зи ро ва ния и утвер жде ния на редак ци он ной кол ле гии. При поло жи тель -

ных заклю че ниях мате ри а лы поме ща ют ся в «порт фель» редак ции для даль ней ше го публи -

ко ва ния.

Про це ду ра рецен зи ро ва ния�утвер жде ния зани ма ет срок от 1 до 3 мес, далее – статья

публи ку ет ся в поряд ке оче ре ди. Поря док публи ка ции зави сит от акту аль но сти мате ри а ла.

За допол ни тель ной инфор ма ци ей обра щай тесь

в Кор по ра тив ный науч но-тех ни че ский центр ОАО «НК «Рос неф ть»

к ученому секретарю Марине Эдуардовне Хлебниковой

E�mail: m_khleb ni ko va@ros neft.ru

Тел. (495) 229-47-28 или 65�55 (Меридиан)

ТРЕБОВАНИЯк тек сто вым и иллю стра тив ным мате ри а лам

для публи ка ции в Науч но−тех ни че ском вест ни ке ОАО «НК «Рос неф ть»


Подведены итоги конкурса на лучшуюпубликацию в Научно-техническомвестнике ОАО «НК «Роснефть» за 2010 г.

1 местоМалышев Н.А. (ОАО «НК «Роснефть»), Обметко В.В. (ООО «СахалинНИПИморнефть»),Бородулин А.А. (ОАО «НК «Роснефть»)

Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейновВосточной Арктики

№1-2010, стр. 20, рубрика «Геология и геофизика»

2 место Афанасьев И.С., Гаврилова Е.В.,Бирун Е.М. (ОАО «НК «Роснефть»), Калмыков Г.А., Балушкина Н.С. (МГУ им. М.В. Ломоносова)

Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы

№4-2010, стр. 20, рубрика «Геология и геофизика»

3 местоБарсуков Д.В., Крутиков А.С. (Нефтеюганский филиал ООО «РН-Бурение»)

Эффективность рационального использования систем очистки бурового раствора

№3-2010, стр. 14, рубрика «Бурение скважин»

В конкурсе участвовали авторские коллективы статей, опубликованных в четырехвыпусках журнала (44 статьи).

По итогам голосования места распределились следующим образом:

Представленная работа «Оценка перспектив нефтегазоносно-

сти осадочных бассейнов Восточной Арктики» (Н.А. Ма лы шев,

В.В. Обметко, А.А. Бородулин) освещает одну из наиболее неис-

следованных проблем, а именно оценку углеводородного потен-

циала восточно-арктических морей.

При этом важно отметить, что в работе приво-

дятся новые оригинальные данные комплексной

переобработки всего имеющегося по данному

региону геолого-геофизического материала, а не

просто дается реферативный обзор имеющихся

представлений.

Предложенная методика создания современ-

ных региональных геологических моделей оса-

дочных бассейнов, включая восточно-арктиче-

ские моря, с крайне низкой степенью сейсмиче-

ской изученности и отсутствием глубоких сква-

жин позволяет значительно улучшить результаты

бассейнового моделирования с независимой

оценкой ресурсов и геологических рисков.

Проведенный анализ позволил переоценить

углеводородный потенциал восточно-акртиче-

ских морей, выделить наиболее перспективные

участки и объекты, а также наметить направле-

ния дальнейших исследований.

Считаю, что геологические результаты, приве-

денные в статье, дадут возможность не только

компании ОАО «НК «Роснефть», но и РОСНЕДРА

выбрать первоочередные объекты для лицензи-

рования.

Г.И. Иванов, д.г.-м.н.,

Федеральное государственное унитарное

научно-производственное предприятие

по морским геолого-разведочным работам «Севморгео»


Отзывы о статье, занявшей 1 место в конкурсе

Несмотря на то, что новой геолого-геофизической

информации по восточно-арктическим морям почти

не появляется, статья Малышева Н.А., Об мет ко В.В. и

Бородулина А.А. «Оценка перспектив нефтегазонос-

ности осадочных бассейнов Восточной Арктики» пред-

ставляет собой прекрасный системный анализ

результатов ранее проведенных работ на основе

современных теоретических представлений о геоди-

намике и углеводородных системах. С этих позиций

по-новому проинтерпретированы известные данные

и создана уникальная модель развития бассейнов

Восточной Арктики, позволяющая более обоснован-

но оценивать перспективы открытия залежей углево-

дородов в этом регионе. Статья представляет огром-

ный интерес для широкого круга специалистов, зани-

мающихся изучением геологии и нефтегазоносности

российского сектора Арктики.

Н.Н. Косенкова,

Начальник Управления

изучения континентальных шельфов

ООО «Газпром нефть НТЦ»

I Научно-практическая конференция

ИНЖИНИРИНГ СТРОИТЕЛЬСТВА ИРЕКОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

1-3 июня 2011 года, г. Самара

Заявки на участие в конференции отправлять до 20 апреля 2011 г. Анастасии Давыдовой

[email protected]

тел. +7 (495) 730-07-17/2281

тел./факс +7 (495) 620-9610

Организаторы:ОАО «НК «Роснефть»ООО «СамараНИПИнефть»Самарская секция SPEЖурнал «Нефтяное хозяйство»

Тематика докладов:• Создание и развитие системы инжиниринга бурения.

• Автоматизация процесса разработки проектно-сметной документации.

• Инженерно-технологическое сопровождение буровых работ.

• Проектное обеспечение функционирования раздельного сервиса.

• Совершенствование проектных решений.

В работе конференции предполагается участиеведущих специалистов ОАО «НК «Роснефть», рос-сийских и зарубежных нефтедобывающих, на-учно-исследовательских и сервисных компаний.

Конференция будет проходить в формате пле-нарного заседания.

5 16 14 54 - rosneft.ru · Физик-химические ... В 2010 г. начал...

Documents