85КОНФЕРЕНЦИИ, СЕМИНАРЫ 4 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК...

6Новые технологии и подходы

интерпретации данныхгеофизических исследований

горизонтальных скважин

46Резервуары нефти и газа

в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна

85Опыт крупномасштабных испытанийпрочности ледяных полей на изгиб в Карском море и море Лаптевых

КОНФЕРЕНЦИИ, СЕМИНАРЫ4 Итоги научно-практического семинара

ОАО «НК «Роснефть» «Пространственнаяинтерпретация данных геофизическихисследований в горизонтальных скважинах»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА6 Щетинина Н.В., Мальшаков А.В.,

Басыров М.А., Зырянова И.А., Ганичев Д.И., Яценко В.М.Новые подходы и технологии интерпретацииданных геофизических исследованийгоризонтальных скважин

15 Гагарин А.В., Газизов Р.К., Новиков Н.О.,Кудашов К.В., Филимонов В.П.Перспективы использования информации,полученной при исследовании горизонтальныхскважин, в корпоративных инструментахгеологического моделирования

20 Яруллин Р.К., Валиуллин Р.А., Дармаев Б.А.Геофизическое сопровождение эксплуатациидействующих горизонтальных скважин наВерхнечонском месторождении: текущеесостояние и перспективы развития

28 Хайрутдинов Р.А., Филинкова Е.С.,Бутенкова А.С., Гаврик С.C.Расчет электрической анизотропии по данным азимутального датчика глубокогоизмерения удельного электрическогосопротивления ADR™ в процессе бурения

32 Запивалов Н.П.Нефтегазовая наука и практика XXI века:новые идеи и парадигмы

38 Арутюнов Т.В., Савенок О.В.Экспериментальные исследования глинисто-кремнистых сланцевых пород с точки зренияспособности создания новых поверхностей

42 Елисеев А.Н., Скуба Д.А., Томашев Д.В., Чумичева А.А., Савинов А.В.Перспективы доразведки берриасскихотложений нижнего мела ВосточногоСтаврополья

46 Ступакова А.В., Калмыков Г.А., Коробова Н.И., Суслова А.А., Фадеева Н.П.,Савченко С.И., Тимошенко О.М.Резервуары нефти и газа в доманиковыхотложениях Волго-Уральского бассейна

НАУЧНО−ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Издается с 2006 года

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯМиловидов В.Д.(главный редактор) Аржиловский А.ВБайков В.А.Басыров М.А.Васильев В.В.Гончаров И.В.Давыдова Е.А.Корнеева Г.А.Кузнецов А.М.Малышев Н.А.Мальшаков А.В.Рудяк К.Б.Телин А.Г.Тыщенко В.А.Финагенов О.М.Якимов С.Б.

Журнал по решению Высшей Аттестационной КомиссииМинобрнауки России включен в «Перечень рецензируемыхнаучных изданий, в которых должны быть опубликованыосновные научные результаты диссертаций на соисканиеученой степени кандидата наук, на соискание ученойстепени доктора наук» (редакция от 1.12.2015 г.)

Журнал включен в международную реферативную базуданных CAS(pt) – Chemical Abstracts.

Журнал включен в Российский индекс научного цитирования

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

Сдано в набор 11.04.2016Подписано в печать 14.06.2016Тираж 1000 экз.

© ОАО «НК «Роснефть», 2016

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»115998, РФ, г. Москва, Софийская наб., 26/1

www.oil-industry.ru

СОДЕРЖАНИЕ

2−2016 [апрель−июнь]Выпуск 43

При оформлении номера использованыфотографии ОАО «НК «Роснефть»

ЭКОНОМИКА, УПРАВЛЕНИЕ, КАДРЫ53 Гилаев Г.Г., Гладунов О.В.,

Гришагин А.В., Гуров А.Н., Каверин А.А. Повышение достоверности экономических оценок мероприятий по оптимизациисооружений при наземном обустройстве нефтяных одиночных скважин

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ56 Анурьев Д.А., Гладков А.В.,

Игнатьев Н.А., Чупров А.А., Мусин Р.А., Баянов В.А.Мониторинг разработкиВерхнечонскогонефтегазоконденсатногоместорождения

60 Останков Н.А., Козлов С.А., Кашаев Д.В., Нечаев А.С., Гилаев Г.Г., Дьячук И.А., Князева Е.В.Довыработка истощенных нефтяных коллекторов на примереКазанского и Медведевскогонефтяных месторождений АО «Самаранефтегаз»

65 Сидоров И.В., Фоминых О.В., Ведерников Н.Е.Оценка эффективности реализациитехнологии площадной циклическойзакачки пара при разработкеместорождений высоковязких нефтей

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА68 Клюшин И.Г., Уразаков К.Р.,

Сливка П.И., Габдулов Р.Р., Байбурин Б.Х., Усманов Р.В.Тепловой режим работы скважинной насосной установки для одновременно-раздельнойэксплуатации пластов

72 Бакиров Р.И., Попов М.С., Бердин С.М. Первый опыт применения плунжерных насосов с погружнымлинейным электроприводом в ОАО «НК «Роснефть»

СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ76 Гилаев Г.Г., Гладунов О.В., Гришагин А.В., Кологреева Т.И.

Промышленное внедрение отечественного инновационного оборудования для подготовки нефти на промысле Самарской области

80 Смыслов В.А., Мелешко М.С., Чаплыгина Т.П., Хамитов И.Г., Гладунов О.В., Попов Ю.Ю. Математические подходы к решению задач реинжиниринга

ОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФА85 Корнишин К.А., Павлов В.А., Смирнов В.Н., Нюбом А.А., Ефимов Я.О.

Опыт крупномасштабных испытаний прочности ледяных полей на изгиб в Карском море и море Лаптевых

СТАНДАРТИЗАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ90 Запевалов Д.Н., Маянц Ю.А., Елфимов А.В.

Актуальные вопросы совершенствования нормативной документации для объектов нефтегазового комплекса

94 Рефераты

КОНФЕРЕНЦИИ, СЕМИНАРЫ

4 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 2’2016

Итоги научно-практического семинара ОАО «НК «Роснефть» ПРОСТРАНСТВЕННАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Обсуждение результатов семинараВ ходе работы семинара были представлены мето-

дические подходы к количественной интерпретацииданных ГИС в ГС/ННС на основе численного моделиро-вания методов ядерной геофизики и электрометрии.Рассмотрены результаты апробации методики про-странственной интерпретации данных геофизическихисследований (включая азимутальные замеры) в гори-зонтальных скважинах Среднеботуобинского, Ванкор-ского, Верхнечонского и Усть-Тегусского месторожде-ний, каротажа во время бурения (LWD), полученные вконце 2015 г. специалистами ООО «ТННЦ». Результатыубедительно показали, что пространственная интер-претация данных ГИС позволяет более корректно оце-нивать фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) тер-ригенных пород, строить геологические и гидродина-мические модели и уточнять запасы.

На семинаре были обсуждены вопросы влияния ка-чества ГИС в горизонтальных скважинах на результатыих интерпретации. Показано, что некачественные дан-ные часто связаны с отсутствием метрологическогообеспечения. Нормировка некачественных ГИС, осо-бенно в ГС, является весьма субъективной, поэтому нерекомендуется включать в геологическую модель дан-ные ГИС низкого качества.

Были представлены современные подходы к сопро-вождению бурения ГС. Специалисты ООО «ТННЦ» при-вели примеры успешного решения задачи оптимально-

Для обмена опытом и знаниями в области интер-претации данных ГИС 23 марта 2016 г. в г. Тюменина базе ООО «Тюменский нефтяной научный центр»для специалистов ОАО «НК «Роснефть» был прове-ден семинар по петрофизике «Пространственнаяинтерпретация данных геофизических исследова-ний в горизонтальных скважинах».

Семинар, инициаторами которого выступилиЦАУК и ООО «ТННЦ», становится традиционным еже-годным мероприятием. В нем приняли участиеболее 60 специалистов научно-исследовательскихпроектных институтов ОАО «НК «Роснефть»:ООО «РН-УфаНИПИнефть», ОАО «ТомскНИПИнефть»,ООО «СамараНИПИнефть», ООО «РН-Красно-ярскНИПИнефть», ООО «НК «Роснефть» – НТЦ»,ЗАО «Ижевский ННЦ», а также добывающих об-ществ компании. В рамках семинара были заслу-шаны доклады специалистов сервисных компаний,таких как Schlumberger, Weatherford и Halliburton.

С конца XX века развитие нефтегазовой отраслихарактеризуется активным бурением наклонно на-правленных (ННС) и горизонтальных (ГС) скважин.Значительно увеличилась доля горизонтального бу-рения в общем объеме бурения за последние 20 лет.Разработка некоторых месторождений России ведет-ся преимущественно горизонтальными скважинами.

Новые технологии освоения месторожденийнефти и газа требуют разработки новых подходов канализу получаемой информации. Особенно это от-носится к интерпретации данных геофизических ис-следований в ГС. В настоящее время в мировой иотечественной практике не существует общепри-знанных методических рекомендаций и стандарт-ных подходов к использованию этих данных. Разви-тие методологической базы интерпретации ГИС вгоризонтальных стволах существенно отстает от тех-нологий бурения. В основном продолжают приме-няться принципы и подходы, унаследованные отвертикальных скважин. Нет четкого представленияо задачах и путях их решения в области интерпрета-ции (C. Clavier, 1991).

Основные проблемы интерпретации данных гео-физических исследований горизонтальных скважинобусловлены следующими факторами.

– Большинство методов ГИС при применении в ГСрегистрируют кажущиеся кривые геофизических па-раметров, на которые влияют выше- и нижележащиепрослои на протяжении значительного интервалаглубин.

– Интегральные (неазимутальные) замеры ГИСнаиболее сильно подвержены влиянию близлежа-щих пластов и наименее надежны при использова-нии напрямую при количественной интерпретации.

– Азимутальные замеры в большинстве случаевтакже нельзя напрямую использовать для количе-ственной оценки параметров пласта из-за различно-го радиуса исследования и, как следствие, различно-го влияния близлежащих пластов на их показания.

– Сложная геометрия системы скважина – пластне позволяет использовать коаксиально-цилиндри-ческую модель для оценки истинных параметров вданной точке глубины.

– Состояние ствола горизонтальной скважины(наличие желобов, вывалов и др.) оказывает несрав-нимо большее влияние на результаты ГИС, чем со-стояние вертикального ствола, и требует тщательно-го учета при проведении количественных оценок.

го проведения ствола горизонтальных скважин в фа-циально-изменчивых низкопроницаемых объектах тю-менской свиты Красноленинского месторождения

Представители ООО «РН-УфаНИПИнефть» рассказалио перспективах использования информации, получен-ной при исследовании горизонтальных скважин, в кор-поративных инструментах геологического моделирова-ния. Были представлены основные функции программ-ного модуля «Горизонт+», позволяющие решать задачисопровождения бурения горизонтальных скважин.

Специалисты сервисных компаний (Schlumberger,Weatherford и Halliburton) в своих докладах основной ак-цент сделали на комплекс ГИС, используемый в процес-се бурения ГС/ННС, принципы работы методов, контролькачества измерений, осевое и вертикальное разреше-ние методов. Особое внимание было уделено интерпре-тации данных электромагнитного каротажа, а именно,учету диэлектрического эффекта и эффекта анизотропиив поведении кривых электромагнитного каротажа.

Большой интерес вызвал доклад об азимутальнойоценке ФЕС по данным имиджа-развертки плотностно-го каротажа и каротажа в процессе бурения (Schlum-berger). Было показано, что возможен недоучет ФЕС иэффективных толщин при интерпретации ГИС в гори-зонтальных скважинах при использовании стандарт-ного подхода к интерпретации.

В целом коллеги из научных институтов и дочерних об-ществ высоко оценили уровень мероприятия, были вы-сказаны пожелания о проведении подобных научно-практических семинаров на регулярной основе.

Решения по итогам семинара• Участники семинара отмечают перспективность ис-

пользования азимутальных замеров методов ГИС и ихпространственной интерпретации для повышения досто-верности оценки подсчетных параметров разрезовГС/ННС, а также для геологического и гидродинамиче-ского моделирования месторождений нефти и газа.

• Перспективы развития интерпретации данныхгеофизических исследований в ГС/ННС связаны в

первую очередь с дальнейшим совершенствованиемметодики пространственного моделирования, учетоманизотропии электрических и акустических свойствпород, восстановлением истинных значений верти-кальных и горизонтальных электрических сопротивле-ний, продольных и поперечных волн и сейсмофациаль-ного моделирования.

• Участники семинара настоятельно рекомендуютдобывающим предприятиям не сокращать комплексГИС из-за высоких рисков потери геологической ин-формации. Кроме того, расширенный комплекс ГИСповышает эффективность проводки горизонтальныхскважин.

• Каротаж во время бурения (комплекс LWD) вбольшинстве случаев полностью заменяет оконча-тельный каротаж, обеспечивая возможность эффек-тивного решения геологических задач: определенияФЕС пласта, характера насыщения, отбивки уровнейГНК/ВНК в разрезах, вскрываемых горизонтальнымискважинами и скважинами с большими углами накло-на, а также позволяет снизить риск аварийности, свя-занный с прихватом каротажного прибора.

Проведенный семинар стал, безусловно,значимым событием в масштабах всей компании.Участники семинара, представители КНИПИ и до-бывающих предприятий ОАО «НК «Роснефть» оста-лись довольны работой семинара, а именно – уров-нем докладов, активным их обсуждением, высо-кой заинтересованностью в объединении усилий,опыта и знаний по заявленной тематике семинара.Было выражено единодушное одобрение целесо-образности проведения подобных встреч.

Необходимость в подобных семинарах вОАО «НК «Роснефть» связана с усложняющимисязадачами, стоящими перед геологической служ-бой компании. Такого рода корпоративные семи-нары являются хорошей площадкой для обменаопытом и знаниями между КНИПИ и структурны-ми подразделениями ОАО «НК «Роснефть».

КОНФЕРЕНЦИИ, СЕМИНАРЫ

52’2016 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»

В этом номере журнала публикуется ряд статей, подготовленных по материалам наиболее интересных докладов, представленных на семинаре.

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА


Новые подходы и технологии интерпретацииданных геофизических исследованийгоризонтальных скважин

ВведениеИдея бурения первых горизонтальных скважин

(ГС) для добычи нефти из истощенных месторожде-ний появилась в США еще в 1925 г. Однако единич-ные попытки бурения в 1929 г. (шт. Техас) и 1944 г.(шт. Пенсильвания) не имели заметного экономиче-ского эффекта и поэтому не получили дальнейшегоразвития.

В 1941 г. в СССР А.М. Григорян разработал техно-логию, с помощью которой была пробурена пер-вая в мире наклонно направленная скважина.В 1947 г. для увеличения продуктивности предло-жено бурить горизонтально-разветвленные (мно-гоствольные) скважины. Первая успешная с эко-номической точки зрения многоствольнаяскв. 66/45 была пробурена в Башкирии в 1953 г. Посравнению с традиционными скважинами, пробу-ренными на том же месторождении, затраты настроительство этой скважины были в 1,5 разавыше, а дебит нефти – в 17 раз больше.

С 1953 по 1980 г. в Советском Союзе было пробу-рено еще 110 горизонтально-разветвленных сква-жин в Восточной Сибири, Западной Украине и вбли-зи Черного моря. Однако в мире масштабное буре-ние ГС началось лишь в начале 80-х годов ХХ векапосле появления усовершенствованных скважин-ных буровых двигателей и скважинной телеметри-ческой аппаратуры.

Комплекс геофизических исследованийскважин и аппаратура для их проведения

Поскольку на начальном этапе развития техно-логий бурения ГС в 1953–1980 гг. основной задачейкаротажа являлось облегчение проводки скважи-ны к определенному объекту, оптимальный ком-плекс геофизических исследований горизонталь-ных скважин был ограничен и включал гамма-ка-ротаж (ГК) и электрометрию. Однако начиная с80-х годов ХХ века с развитием технологий буре-ния ГС спектр решаемых задач существенноусложнился (определение интервала заканчиванияскважины, оценка свойств пласта и флюидов идр.). Стало очевидно, что для выполнения указан-ных задач двух методов исследований недостаточ-но. Ситуация усугубляется геологическими не-определенностями в зонах бурения ГС.

Это обусловило развитие и совершенствованиекомплекса геофизических исследований горизон-тальных скважин. Большинство отечественных(«Тюменьпромгеофизика», «Когалымнефтегеофи-зика», ТНГ-Ижгеофизсервис и др.) и зарубежных(Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton, Weatherford,GE Oil&Gas) сервисных компаний предоставляетсредства для проведения гамма-гамма плотностного(ГГКп), акустического (АК) и нейтронного (НК) ка-ротажей в их интегральной модификации для оцен-ки коэффициентов пористости Kп и глинистости

Н.В. Щетинина, А.В. Мальшаков, к.г.-м.н.(ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), М.А. Басыров, к.т.н., И.А. Зырянова, к.г.-м.н.,

Д.И. Ганичев, В.М. Яценко (ОАО «НК «Роснефть»)

УДК 550.832:622.243.24 Коллектив авторов, 2016

Ключевые слова: традиционная и пространственная интерпретация данных геофизических исследований скважин (ГИС), азимутальные замеры, горизонтальные скважины, анизотропия, эффективный объем исследования, инверсия каротажных данныхKey words: conventional and spatial interpretation, azimuthal measurements, horizontal wells, anisotropy, effective volume of investigations, inversion of logging data

Адрес для связи: [email protected]



коллекторов в ГС/ННС. Зарубежные сервисные ком-пании дополнительно обеспечивают возможностьрегистрации данных измерений в режиме реальноговремени и азимутальных замеров фокусированныхметодов ГИС: литоплотностного гамма-гамма каро-тажа и каротажа сопротивления.

В связи с большим выбором аппаратуры для прове-дения ГИС особую актуальность приобретает задачавыбора оптимального комплекса исследований длярешения текущих геолого-геофизических задач,таких как оценка положения газонефтяного (ГНК) иводонефтяного (ВНК) контактов, литологическоерасчленение разреза, выделение коллекторов, опреде-ление их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).Практический анализ каротажных материалов, полу-ченных на местрождениях Западной и Восточной Си-бири, а также официальной информации об аппара-туре зарубежного и отечественного производствапозволил выделить некоторые проблемы, связанныес техническими ограничениями приборов.

Значительная часть зондов ГГКп отечественногопроизводства для каротажа в ГС – неприжимные,исключение составляют зонды Memory Combo(«Когалымнефтегеофизика»). Также отсутствуютмеханизмы центрирования аппаратуры АК, исполь-зуются слабые радиоактивные источники НК иГГКп, за исключением приборов МЕГА-3 («Тюмень-промгеофизика») и Memory Combo. Это приводит кзначительному влиянию скважины на измерения, всвязи с чем полученные данные не всегда отражаютистинное геологическое строение пласта.

Влияние качества исходных (зарегистрированных) данных ГИС на оценку геологических запасов

Результаты каротажа во время (комплекс ADN, Im-Pulse, SonicScope) и после (АМК-Каскад) бурения,выполненного двумя разными подрядчиками водной и той же скважине месторождения X показа-ли, что положение ГНК с учетом критериев его выде-ления (KпГГК>KпНГК; KпАК>KпНГК; НКТб > НКТм,Jнгк>0,4) по данным ГИС с применением комплексаАМК-Каскад однозначно не определяется. Также за-труднительно оценить пористость даже нефтенасы-щенной части пласта, поскольку по данным различ-ных методов (ГГКп, ННК, АК) она существенно раз-личается и составляет соответственно 13, 17 и 24 %.По данным всех методов каротажа во время бурения(ADN, ImPulse, SonicScope) ГНК достоверно опреде-ляется всеми методами на одной абсолютной отмет-ке, достоверность оценки коэффициента пористо-сти также не вызывает сомнений.

На качество данных ГИС влияют не только техни-ческие характеристики аппаратуры, но и состояниествола скважины: его спирализация, наличие каверни желобов, шламовых подушек, расслоение бурово-го раствора и его проникновение в пласт. При этомследует иметь ввиду, что состояние ствола скважи-ны после окончания бурения только ухудшается, чтоснижает качество данных ГИС, получаемых послебурения ГС/ННС.

Как показала настройка геолого-гидродинамиче-ской модели месторождения Y, учитывающая ре-зультаты интерпретации данных геофизических ис-следований ГС и ННС, качество данных играетзначительную роль. Так, одинаковый фактическийдебит двух соседних горизонтальных скважин одно-го куста, составлявший около 220 м3/сут, не настраи-вался на фактическую историю разработки из-зазначительных расхождений ФЕС по результатам ин-терпретации. В обеих скважинах был проведен ком-плекс АМАК, показание нейтронного каротажа ко-торого оказалось отличным от показаний НК в со-седних вертикальных скважинах с отбором керна.Анализ исходных зарегистрированных данных ГИСи результатов интерпретации данных ГИС осталь-ных скважин куста выявил низкое качество ней-тронного каротажа: по ряду скважин кривые НКбыли существенно смещены левее или правее лито-логического треугольника в поле палетки ГГКп –НК, что обусловило ошибки при интерпретацииданных ГИС. Так, завышенные значения водородо-содержания приводили к тому, что большая частьэффективной длины ГС Lэф попадала в глины(рис. 1, а), а заниженные – к переходу Lэф в интервалзасолоненных неколлекторов. Переинтерпретацияданных всех горизонтальных скважин куста по ре-зультатам нормализации НК (рис. 1, б) позволилаопределить погрешность оценки запасов при ис-пользовании некачественных материалов ГИС.

После переинтерпретации пористость снизиласьна 10 %, эффективные и эффективные нефтенасы-щенные длины увеличились на 50 %, геологическиезапасы по кусту приросли на 24 %. Таким образом,использование некачественных данных ГИС гори-зонтальных скважин в геолого-гидродинамическихмоделях может приводить к существенной недо-оценке запасов.

Общие проблемы интерпретации данныхГИС в ГС и ННС

Кроме технических недостатков приборов дляисследований в ГС (ННС), а также недостаточногометрологического обеспечения, существует ряд

общих методологических проблем. Поэтому ис-пользование даже самых современных комплексовгеофизических исследований и каротажа во времябурения не всегда позволяет получать качествен-ные оценки ФЕС при традиционных подходах кинтерпретации. В первую очередь указанное связа-но с тем, что подходы в интерпретации были раз-работаны для вертикальных скважин с коаксиаль-но-цилиндрической моделью изотропных сред, абольшинство методов ГИС в ГС/ННС регистри-руют кажущиеся кривые геофизических парамет-ров, на которые оказывают влияние выше- и ниже-лежащие прослои. Основными проблемами приинтерпретации данных геофизических исследова-

ний горизонтальных скважин являются: влияниеобъема исследования на регистрацию кривыхГИС; возможность одинаковых показаний кривыхГИС при равновероятных сценариях положенияпластов по отношению к стволу скважины; влия-ние эффекта макроанизотропии.

При измерении объемным методом, выполнен-ном при малом угле наклона ствола ГС к границепластов, ближний слой из-за глубинности исследо-вания определяется до того, как ствол скважины пе-ресечет границу, что приводит к кажущемуся «раз-мазыванию» кривой по измеренной глубине посравнению с вариантом пересечения границы вер-тикальной скважиной.

Без применения азимутальных замеров LWD илимикроимиджей разделить равновероятные геологи-ческие сценарии, например, когда глинистые про-слои пересекают ствол ГС или приближаются кнему, по данным только интегральных замеров непредставляется возможным. Без данных азимуталь-ных замеров наличие карбонатизированных кон-креций неколлекторов в разрезе может также при-водить к некорректным оценкам эффективныхдлин ГС.

Переслаивание песчаников и глин может даватьразличные отклики электрического сопротивленияв зависимости от анизотропии разреза и угла накло-на скважины. При возрастании угла наклона сква-жины до 60–70° одним из первых развивается эф-фект поляризации на границах пород, наблюдаемыйпо показаниям индукционного каротажа.

Различия полученных сопротивлений для ГС(ННС) и вертикальных скважин усложняют интер-претацию данных ГИС. За счет анизотропии, наблю-даемой во многих продуктивных коллекторах, заме-ры сопротивлений (ГС) ННС могут характеризо-ваться значительно большими значениями. Анизо-тропия приводит к искажению и акустическихсвойств разреза в его вертикальном и горизонталь-ном направлениях при углах более 20°.

В скважинах с большими углами наклона схемаинтерпретации данных ГИС должна учитывать гео-метрию прослоев по отношению к стволу скважи-ны, периферическое направление и эффективныйобъем измерения, влияние эффекта анизотропии напоказание методов, а также профиль проникнове-ния, отклонение приборов под действием гравита-ции, скопление шлама в нижней части ствола сква-жины.

Уже на протяжении более 35 лет различные спе-циалисты нефтегазовой отрасли и научных инсти-тутов [1–7] занимаются разработкой оптимальных



Рис. 1. Сравнительный анализ показаний ГГКп – НК,зарегистрированных (а) и нормированных (б) (грани-цы красного треугольника соответствуют границамлитологического треугольника: левая – песчаники сприсутствием соли в порах, правая точка треугольни-ка – точка глин)

подходов к интерпретации данных геофизическихисследований горизонтальных скважин. Значитель-ный прорыв, совершенный в последние годы в во-просах численного моделирования методов ядернойгеофизики и электрометрии [6–10], позволил повы-сить качество интерпретации каротажных данных вэтих условиях, хотя и не ответил на все вопросы[11, 12]. Появление быстрых алгоритмов моделиро-вания показаний методов ГИС дало возможностьприменить их к реальным данным методов, зареги-стрированным в скважине [13–15].

Программное обеспечение для интерпретации данных геофизических исследований ГС

С начала развития технологий направленного бу-рения стали активно развиваться подходы к опти-мизации проводки и геонавигации ГС (ННС), кото-рые впоследствии легли в основу пространственнойинтерпретации данных ГИС. В качестве основногоподхода при планировании бурения ГС (ННС) ис-пользуется моделирование откликов каротажныхприборов на основании ожидаемых отложений, на-блюдаемых в опорной скважине.

В настоящее время для геонавигации разработа-но и активно используется сервисными компания-ми как собственное, так и стороннее программноеобеспечение (ПО). Несмотря на широкий спектргеонавигационных услуг, специализированныхпрограммных продуктов для интерпретации дан-ных геофизических исследований горизонтальныхскважин немного: модуль 3DP программного ком-плекса (ПК) Techlog (Schlumberger) [6, 8], LogXD(Maxwell Dynamics) и внутренние разработкиИНГГ СО РАН [7].

Проведенный анализ показал, что большинствопрограммных комплексов для интерпретации дан-ных ГИС обладают программными пакетами длявыполнения геонавигационных работ высокойсложности. Оценка ФЕС коллекторов в горизонталь-ных и скважинах с большим отходом от вертикалипо-прежнему часто выполняется в программныхпродуктах, разработанных для интерпретации дан-ных ГИС вертикальных скважин.

Сравнение возможностей и основных характери-стик ПО для интерпретации данных LWD в гори-зонтальных и сильно искривленных скважинах поз-воляет говорить о лидирующих позициях Schlum-berger (3DP Techlog) и Maxwell Dynamics (LogXD),программные продукты которых коммерциализи-рованы.

Развитие новых технологий пространственнойинтерпретации данных каротажа в горизонтальных скважинах ОАО «НК «Роснефть»

Число горизонтальных скважин в компании «Рос-нефть» постоянно увеличивается. Интерпретацияматериалов ГИС для всех ГС ведется с применениемкоаксиально-цилиндрической модели пласта, разра-ботанной для вертикальных и субвертикальныхскважин. Как следствие, при интерпретации каро-тажных данных в ГС результаты оценки ФЕС не все-гда имеют достаточноую точность. Для повышенияточности необходимо учитывать 2D модель напла-стования вдоль траектории ствола горизонтальнойскважины, в связи с чем в ОАО «НК «Роснефть» с2012 г. активно развиваются новые технологии посовершенствованию имеющихся подходов к интер-претации геофизических исследований ГС с при-влечением пространственного анализа 3D каротаж-ных данных (азимутальных замеров) и построением2D петрофизических моделей.

Первый пилотный проект, выполненный в2012–2013 гг. в модуле 3DP ПК Techlog, показалпринципиальную возможность повышения каче-ства геолого-гидродинамической модели на основепространственной интерпретации и, как следствие,необходимость дальнейшего развития и совершен-ствования имеющихся разработок [13]. В результатепоявилась идея второго пилотного проекта, реали-зованного в рамках договора «Составление методи-ческих указаний по пространственной интерпрета-ции геофизических исследований в горизонтальныхскважинах».

Физические основы методики пространственнойинтерпретации данных ГИС заключаются в том, чтовлияние вмещающих пород, угла падения и макро-анизотропии в ГС и ННС с большим отходом отвертикали учитывается посредством прямого моде-лирования и последующей процедуры сравнения иуточнения, основанной на уравнении Морана [1]

где Ra – кажущееся удельное электрическое сопро-тивление (УЭС) пласта; Rh, Rv – соответственно гори-зонтальное и вертикальное УЭС; θ – угол между осьюприбора и нормалью к плоскости пласта; λ – коэффи-циент анизотропии УЭС.

RR R

RR

RR

sin cos; ,a

h

h

h2 2

=⋅

θ+ ⋅ θ

λ =v

v

v



Общий метод определения параметров пласта за-ключается в нахождении среди всех возможных па-раметров модели одного, наилучшим образом соот-ветствующего фактическим замерам. Относитель-ный угол падения и анизотропия объединены и дляних нельзя получить одновременное решение прииспользовании только коаксиальных измеренийУЭС. Пересечения границ пластов, прослеживаемыепо данным азимутальных замеров, дают дополни-тельную информацию об относительном угле паде-ния, позволяющую отделить относительный уголпадения от анизотропии. Этот эффект границ пла-ста основывается на корреляции расстояния от при-бора до границы и относительного угла падения.

В основе методики пространственной интерпрета-ции лежат два допущения: отсутствуют проникно-вение фильтрата бурового раствора в пласт и влия-ние скважины; глины – анизотропны, песчаники –изотропны. На основе методики, имеющихся допу-щений и изу чения мирового опыта [1–15] была про-ведена пространственная интерпретация данных де-вяти ГС Усть-Тегусского, Верхнечонского, Среднебо-туобинского и Ванкорского месторождений. Крите-рием отбора ГС для проекта являлось наличие со-временных азимутальных замеров во время буре-ния, пилотных стволов, кернового материала, ото-бранного из исследуемого интервала при бурениивертикальных скважин с расширенным комплексомГИС, выполненным после завершения бурения.

На первом этапе проекта была выполнена оценкакачества исходной геолого-геофизической информа-ции всех горизонтальных скважин проекта. В связи сналичием двух кривых плотностного каротажа: ин-тегральной кривой ГГКп, полученной по 16 секто-рам, и кривой ГГКп нижнего квадранта скважины(ROBB) – дополнительно был проведен их сравни-тельный анализ. На кросс-плотах нейтронного иплотностного каротажа наблюдалось рассеяниеточек по данным нижнего сектора, что, по-видимо-му, связано с различными объемами и направления-ми исследования. Использование интегральной кри-вой ГГКп (RHOB), вычисленной по 16 секторамокружности скважины, дает более строгое и упоря-доченное положение точек относительно показанийестественной радиоактивности. Практически всеточки вписываются в рабочую область палетки при-бора ADN, что свидетельствует о необходимостикомплексирования данных одного объема и направ-ления исследования. В дальнейшем данные этой ин-тегральной кривой использовались для оценки ко-личественных характеристик горных пород и про-странственного моделирования.

Оценить качество данных электромагнитного каро-тажа сложно, поскольку даже на изначально каче-ственные данные могут влиять разнообразные фак-торы, например, скважина, проникновение фильтратабурового раствора, вмещающие породы, угол паденияи анизотропия горных пород. Поправки на скважинуобычно незначительны, особенно при каротаже вовремя бурения, когда диаметр ствола близок к номи-нальному. Исключения составляют ситуации, когдаинструмент смещен. При измерении сопротивленияпри каротаже во время бурения прибор ImPulse рас-полагают в бурильной компоновке чаще всего ближек долоту, что обеспечивает возможность вскрытияпласта в условиях отсутствия зоны проникновения.Вмещающие породы, угол падения и анизотропияоказывают различное влияние на результаты измере-ния кажущегося УЭС в горизонтальных и вертикаль-ных скважинах. Поэтому на данном этапе УЭС былиприняты качественными и использовались при тра-диционной интерпретации без изменений.

На следующем этапе была проведена стандартнаяинтерпретация данных ГИС с применением коакси-ально-цилиндрической модели изотропного пласта,разработанной для вертикальных и субвертикаль-ных скважин. В результате получены поточечныекривые УЭС пласта Rп, коэффициентов пористостиКп, водонасыщенности Kв и проницаемости kпр.Сравнение результатов интерпретации данных ГИСв ГС с аналогичными данными соседних вертикаль-ных скважин, данными анализа керна показалозначительное расхождение оценок Rп, Kв и kпр –выше погрешности их определения (рис. 2, а). Этовероятнее всего связано с анизотропией разреза ивлиянием вмещающих пород. Это свидетельствует онеобходимости пространственной интерпретацииданных.

Затем был выполнен анализ азимутальных заме-ров. Все имиджи в ГС были ориентированы относи-тельно верха скважины и обработаны с учетом осо-бенностей аппаратуры, номинального диаметраскважины и данных кавернометрии для дальнейшейгеологической интерпретации.

Непосредственно сама геологическая интерпрета-ция имиджа ГГКп заключалась в выделении конт-растных границ наиболее крупных и протяженныхгеологических тел с различными литологическимихарактеристиками, которые пересечены траекториейскважины.

Границы залегания прослоев определялись посере-дине аномалии синусоиды. Поскольку на имиджахГГКп карбонатные и глинистые прослои выглядяткак аномалии одного цвета, для их литологической



классификации использовался весь комплекс каро-тажных данных.

Проблема измерения относительного угла накло-на по любому имиджу заключается в том, что на ка-жущийся угол наклона на имидже влияют глубинаисследования и вертикальное разрешение измере-ний. Эта проблема минимизирована для скважин-ных микроимиджеров на кабеле за счет оченьмалой глубины исследования и высокого верти-кального разрешения датчика. Для имиджеровплотности и сопротивления, получаемых в процес-се бурения, неопределенность намно-го больше вследствие более низкоговертикального разрешения и боль-шего радиуса исследования. Разли-чие в радиусах исследования плот-ностного метода в песчаниках и гли-нах может привести к ошибочномуопределению углов падения пластапри относительных углах до 30°, по-этому необходимо контролироватьполученные результаты, сравниваяих с углами залегания пластов поданным микроимиджеров, структур-ными сейсмическими поверхностя-ми, результатами секторного геоло-гического моделирования. В случаенезначительных расхождений ре-

зультаты интерпретации углов по данным LWDимиджей можно использовать совместно с выде-ленными границами залегания прослоев. Призначительных расхождениях в оценке углов залега-ния рекомендуется опираться на данные априорнойинформации. Кроме того, значительные расхожде-ния могут свидетельствовать о том, что скважинапересекает границы внутренней неоднородностипласта, которые обычно прослеживаются в интер-валах разреза одного литологического состава, углызалегания границ неоднородности могут отличать-ся от углов залегания самого пласта.

Для построения первого приближения крупно-масштабной слоистой модели среды в горизон-тальных скважинах исследуемых месторожденийбыло выполнено комплексирование всего спектрагеолого-геофизической информации: имиджейГГКп во время бурения, сейсмических и геологиче-ских разрезов вдоль траектории скважины со стан-дартным комплексом ГИС (рис. 3). Такой подходпозволил уменьшить геологические неопределен-ности и, как следствие, усовершенствовать методи-ку интерпретации.

Далее свойства пластов уточненной геологическоймодели задавались на основе зарегистрированныхданных естественной гамма-активности, плотност-ного и нейтронного каротажей, УЭС и др. При этомпредполагалось, что показания ближнего зонда(PH16, PH22) характеризуют УЭС вскрытого сква-жиной прослоя и ближе к горизонтальной состав-ляющей УЭС, а показания дальнего зонда (PH34,AH34) – сопротивление вмещающих пород и ближепо своим значениям к вертикальной составляющейУЭС. Для пластов, не затронутых траекторией, пер-



Рис. 2. Оценка коэффициента водонасыщенности поданным электрической модели насыщения в верти-кальной и трех соседних горизонтальных скважинахпо данным традиционной (а) и пространственной (б)интерпретации данных ГС (пласт БТ Среднеботу-обинского месторождения)

Рис. 3. Сейсмический разрез (а), данные имиджа ГГКп (б), геологическийразрез вдоль траектории ГС (в) и пример построения на их основе перво-го приближения каркаса крупномасштабной слоистой модели (г)

а

б

в

г

вое приближение свойств вводилось вручную на ос-нове априорной информации. Первоначальное за-дание и последующий итерационный подбор верти-кального и горизонтального сопротивлений в ходепространственной интерпретации – сложная задача,напрямую зависящая от соблюдения основных до-пущений, а также масштабов наблюдаемой макро-анизотропии разреза.

На следующем этапе работы применялась методи-ка прямого моделирования откликов каротажныхкривых ГГКп, ГК, УЭС, зависящих прежде всего отгеометрии геологической структуры и ее петрофи-зических свойств. Критерием корректности такогомоделирования является сходимость полученнойсинтетической и записанной в скважине фактиче-ской кривых.

Далее было выполнено уточнение крупномас-штабной слоистой модели до детальной в интерва-лах значительных расхождений и последующая ите-ративная корректировка свойств слоев до достиже-ния максимальной сходимости синтетических ифактических кривых.

Результатом итерационного процесса явиласьслоистая модель среды с восстановленными сту-пенчатыми кривыми геофизических параметровГГКп, НК, ГК, УЭС (рис. 4). Эти кривые отражают«восстановленные» значения геофизических пара-метров пластов, пересекаемых горизонтальнойскважиной, свободные от влияния свойств вме-щающих пород, и могут быть использованы длятрадиционной интерпретации и последующегогеолого-гидродинамического моделирования.

Сравнение результатов традиционной и простран-ственной интерпретации данных ГИС горизонталь-ных скважин с фактическими параметрами, опреде-ленными по керну Верхнечонского и Среднеботу-обинского месторождений, показало, что использо-вание традиционных подходов при интерпретацииданных ГИС горизонтальных скважин приводит кзанижению проницаемости в области ухудшенныхФЕС и ее завышению – в области улучшенных ФЕС.В то же время результаты пространственной интер-претации укладываются в «облако» керновых дан-ных и лишены указанных недостатков.

Для оценки влияния пространственной интерпре-тации данных ГИС на геологическую модель быловыполнено сравнение расчлененности, полученнойпо результатам двух вариантов интерпретации мате-риалов ГИС и данных ГИС соседних вертикальныхразведочных скважин: расчлененность Красч по дан-ным традиционной интерпретации в 5 раз и болеепревышает Красч по соседним вертикальным сква-жинам, в то время как Красч по результатам про-странственной интерпретации сопоставимо с Kрасчсоседних скважин. Повышенная расчлененностьуменьшает эффективные объемы коллектора на 4 %и, как следствие, запасы – до 3 %.

По результатам стандартной интерпретации ма-териалов ГИС Среднеботуобинского месторожде-ния отмечается низкая водонасыщенность вблизиВНК по данным ГС (см. рис. 2, а). По результатамлокального обновления геологической моделиустановлено, что в пределах полигона обновлениямодели при пространственной переинтерпретации

запасы уменьшаются на 4 % за счетувеличения коэффициента водона-сыщенности на 24,5 %. Согласно те-кущей схеме разработки ГС Средне-ботуобинского месторождения бу-рятся на расстоянии 1–3 м от ВНК,следовательно, Кв должен быть не-сколько выше, чем в зоне предель-ного насыщения, что и подтвер-жают результаты интерпретации вмодуле 3DP ПК Techlog (см. рис. 2).

Коэффициент продуктивности, вы-численный по данным пространствен-ной интерпретации данных ГИС c ис-пользованием уравнения С.Д. Джоши,ближе к фактическим данным, чемкоэффициент продуктивности, полу-ченный по результатам традиционнойинтерпретации (систематически пре-вышал фактические данные).



Рис. 4. Пример восстановленных ступенчатых каротажных кривых ГГКпи НК (черная и красная кривые на нижнем треке), ГК и ФЭФ (зеленая ичерные кривые на центральном треке), вертикального и горизонталь-ного удельного электрического сопротивления (синяя и красная кри-вые на верхнем треке) по данным слоистой 2D модели пласта

Таким образом, использование технологии про-странственной интерпретации данных ГИС позво-ляет повысить достоверность определения ФЕС гор-ных пород и, как следствие, прогнозирующую способ-ность петрофизических моделей интерпретации дан-ных горизонтальных скважин.

Перспективы развития технологии интерпретации данных ГИС

Дальнейшее развитие технологий интерпретацииданных геофизических исследований горизонталь-ных скважин в первую очередь связано с развитиемалгоритмов комплексной инверсии. Представляетсяважным использование всех кривых электромагнит-ного каротажа ГС для автоматического задания вер-тикального и горизонтального сопротивлений с уче-том имеющихся ограничений метода. В дополнение кэтому целесообразно ввести опцию учета результатовинтерпретации данных ГИС соседних вертикальныхскважин и пилотных стволов, как это выполнено в ин-струментах для геостиринга (априорная информацияо встречающихся диапазонах изменения толщиныгеологических тел и их петрофизических свойств) дляминимизации невязок при поиске решения и умень-шения неопределенностей.

Кроме того, необходимы учет результатов исследо-вания анизотропии по образцам керна, что можетрешить некоторые проблемы при интерпретацииданных геофизических исследований ГС, а такжеразработка моделей инверсии акустического карота-жа, восстановления истинных значений продольныхи поперечных волн.

Автоматический перенос геологических, сейсми-ческих разрезов и реперных поверхностей, распро-страняющихся вдоль траектории горизонтальнойскважины, как это сделано в инструментах для гео-навигации, а также автоматизация задания свойствслоев в цикле моделирование – сравнение – уточне-ние (в первую очередь вертикального и горизон-тального сопротивлений) позволят существенно со-кратить временные затраты на интерпретацию.

ЗаключениеПолученные в ходе выполнения проекта результа-

ты позволили уточнить область применения техно-логии пространственной интерпретации данныхГИС в ГС, а также усовершенствовать сам алгоритминтерпретации. Так, использование пространствен-ной интерпретации для количественных оценок не-обходимо в случае наличия анизотропии разреза,вскрываемого стволом горизонтальной или сильноискривленной скважины, что может быть обнару-

жено в результате сравнения с результатами интер-претации данных соседних вертикальных скважинили данных горизонтальных скважин между собой.

Как было показано выше, анизотропия разрезаобычно ярче всего проявляется на показаниях мето-дов сопротивления, радиоактивные методы такжеподвержены ее влиянию, но масштаб этих измене-ний, как правило, меньше.

Результаты геологического и гидродинамическогомоделирования показали, что пространственная ин-терпретация данных ГИС даже в ее текущем видепозволяет более корректно оценивать фильтра-ционно-емкостные свойства макроанизотропныхтерригенных пород, строить геологические и гидро-динамические модели и уточнять запасы, хотя и нелишена при этом определенных недостатков.

Для внедрения имеющейся технологии в про-изводственных масштабах необходима автоматиза-ция всего процесса моделирования – сравнения –уточнения.

Список литературы

1. Moran J.H., Gianzero S. Effects of formation anisotropy on resistivity-logging measurements // Geophysics. – 1979. – № 7. – pp. 1266 – 1286.

2. Singer J.M. An Example of Log interpretation in horizontal wells. –ONGC-Schlumberger Wireline Center: The Log Analyst. – New Dehli, India,March-April. – 1992. – pp. 85-95.

3. Hal Meyer W. Interpretation of propagation resistivity logs in highangle wells. – SPWLA 39th Annual Logging Symposium. – May 26-29,1998. – P. 1-13.

4. Overview of high-angle and horizontal well formation evaluation: is-sues, learnings and future directions/ Q.R. Passey, H. Yin, C.M. Rendeiro,D.E. Fitz. – SPWLA 46th Annual Logging Symposium, June 26-29, 2005. –P. 1-15.

5. Возможности комплекса ГИС в процессе бурения сильно пологихи горизонтальных скважин при количественных оценках емкостныхпараметров продуктивных пород, Schlumberger, 2011. – Август.

6. Formation Evaluation in High Angle and Horizontal Wells – A New andPractical Workflow / R. Griffiths, Ch. Morriss, K. Ito [et al.]. – SPWLA 53rdAnnual Logging Symposium, 2012. – June 16-20. – P. 1-16.

7. Эпов М.И. Электромагнитное зондирование в наклонных и гори-зонтальных кважинах: численное моделирование и интерпретацияпрактических данных. – SPE 162034.

8. Improved Petrophysical Analysis in Horizontal Wells: From Log Model-ing Through Formation Evaluation to Reducing Model Uncertainty –A Case Study / A. Valdisturlo, M. Mele [et al.] // SPE-164881-MS.

9. Automated resistivity inversion for efficient formation evaluation inhigh-angle and horizontal wells / K. Sun, Ch. Morriss, J. Rasmus [et al.] //SPWLA 55th Annual Logging Symposium, May 18-22, 2014.



10. Inversion-Based Interpretation of Logging-While-Drilling Resistivityand Nuclear Measurements: Field Examples of Application in High-Angleand Horizontal Wells / O. Ijasan, C. Torres-Verd�n, W.E. Preeg [et al.] // Petro-physics. – V. 55. – N. 5 (October 2014). – P. 374–391.

11. Парфенов Н.А., Барашков С.В. Особенности интерпретациитипового комплекса ГИС в горизонтальных и наклонных скважи-нах // В сб. «Проблемы геологии и освоения недр». – Томск, 2012. –C. 404-405.

12. Вопросы оптимизации комплекса ГИС, ПГИ и методик их обра-ботки и интерпретации в условиях горизонтальных и сильноискрив-ленных скважин / К.О. Шмыгля [и др.] // Материалы семинара НАЭН,16-17 апреля, 2012.

13. Сравнительный анализ результатов интерпретации ГИС в гори-зонтальных скважинах при использовании «стандартных» приемовобработки и составлении слоистой модели вблизи ствола скважины,на примере Верхнечонского месторождения / С.Е. Бобров, М.А. Басы-ров, И.А. Зырянова, А.Б. Лубинец // Материалы семинара SPE «Гори-зонтальные скважины», 2013, Апрель.

14. Проблемы, состояние и перспективы развития интерпретацииданных геофизических исследований в горизонтальных скважинахРоссийской Федерации / Н.В. Щетинина, А.В. Мальшаков, М.А. Басы-ров, И.А. Зырянова // Тезисы научного семинара «Горизонтальныескважины. Проблемы и перспективы». – М.: EAGE, 2015.

15. Электрический и электромагнитный каротаж в горизонтальныхскважинах: особенности cигналов и возможности их численной ин-версии / К.В. Сухорукова, В.С. Аржанцев, А.А. Горбатенко [и др.] // Те-зисы научного семинара «Горизонтальные скважины. Проблемы иперспективы». – М.: EAGE, 2015.

References1. Moran J.H., Gianzero S., Effects of formation anisotropy on resistivity-log-

ging measurements, Geophysics, 1979, no. 7 (44), pp. 1266-1286.2. Singer J.M., An example of log interpretation in horizontal wells, ONGC-

Schlumberger Wireline Center: The Log Analyst, New Dehli, India, March-April 1992, pp. 85-95.

3. Meyer W.H., Interpretation of propagation resistivity logs in high anglewells, SPWLA 39th Annual Logging Symposium, 1998, May 26-29, pp. 1-13.

4. Passey Q.R., Yin H., Rendeiro C.M., Fitz D.E., Overview of high-angle and horizontal well formation evaluation: issues, learnings and fu-ture directions, SPWLA 46th Annual Logging Symposium, 2005,June 26-29, pp. 1-15.

5. Vozmozhnosti kompleksa GIS v protsesse bureniya sil’no pologikh i gori-zontal’nykh skvazhin pri kolichestvennykh otsenkakh emkostnykh parametrovproduktivnykh porod (Possibilities of logging complex in the process ofstrongly sloping and horizontal wells drilling in the quantitative estimates ofreservoir parameters of productive rocks), Schlumberger, 2011.

6. Griffiths R., Morriss Ch., Ito K., Rasmus J., Maggs Da., Formation eval-uation in high angle and horizontal wells – A new and practical workflow,SPWLA 53rd Annual Logging Symposium, 2012, June 16-20, pp. 1-16.

7. Epov M.I., Electromagnetic sounding in deviated and horizontal wells:mathematical modeling and real data interpretation (In Russ.), SPE 162034.

8. Valdisturlo A., Mele M., et al. Improved petrophysical analysis in horizon-tal wells: From log modeling through formation evaluation to reducing modeluncertainty – A case study, SPE-164881-MS.

9. Sun K., Morriss Ch., Rasmus J., Ito K., Asif Sh., Griffiths R., Maggs D.,Omeragic D., Crary S., Abubakar A., Automated resistivity inversion for effi-cient formation evaluation in high-angle and horizontal wells, SPWLA 55thAnnual Logging Symposium, 2014, 18-22 May.

10. Ijasan O., Torres-Verd�n C., Preeg W.E., Rasmus J., Stockhausen E.J., In-version-based interpretation of logging-while-drilling resistivity and nuclearmeasurements: Field examples of application in high-angle and horizontalwells, Petrophysics, V. 55, no. 5 (October 2014), pp. 374–391.

11. Parfenov N.A., Barashkov S.V., Osobennosti interpretatsii tipovogo kom-pleksa GIS v gorizontal’nykh i naklonnykh skvazhinakh (Features of standardwell survey interpretation in horizontal and deviated wells), Collected pa-pers “Problemy geologii i osvoeniya nedr” (Problems of geology and miner-al resources development), Tomsk, 2012, pp. 404-405.

12. Shmyglya K.O. et al., Voprosy optimizatsii kompleksa GIS, PGI i metodikikh obrabotki i interpretatsii v usloviyakh gorizontal’nykh i sil’noiskrivlennykhskvazhin (Questions of optimization of logging complex, field geophysicalsurvey and methods of their processing and interpretation in of horizontaland highly deviated wells), Proceedings of NAEN workshop, 16-17 April,2012.

13. Bobrov S.E., Basyrov M.A., Zyryanova I.A., Lubinets A.B., Sravnitel’nyyanaliz rezul’tatov interpretatsii GIS v gorizontal’nykh skvazhinakh pri ispol’zo-vanii «standartnykh» priemov obrabotki i sostavlenii sloistoy modeli vblizistvola skvazhiny, na primere Verkhnechonskogo mestorozhdeniya (Compara-tive analysis of well logging interpretation in horizontal wells using a «stan-dard» methods of processing and compilation of a layered model near thewellbore, the example of Verkhnechonskoe field), Proceedings of SPE Work-shop “Gorizontal’nye skvazhiny” (Horizontal wells), 2013, April.

14. Shchetinina N.V., Mal’shakov A.V., Basyrov M.A., Zyryanova I.A.,Problemy, sostoyanie i perspektivy razvitiya interpretatsii dannykh geofizich-eskikh issledovaniy v gorizontal’nykh skvazhinakh Rossiyskoy Federatsii (Prob-lems, state and prospects of development of well logging interpretation inhorizontal wells of the Russian Federation), Proceedings of EAGE workshop«Gorizontal’nye skvazhiny. Problemy i perspektivy» (Horizontal wells. Prob-lems and prospects), Moscow, 20-21 October 2015.

15. Sukhorukova K.V., Arzhantsev V.S., Gorbatenko A.A., Nikitenko M.N.,Epov M.I., Elektricheskiy i elektromagnitnyy karotazh v gorizontal’nykhskvazhinakh: osobennosti cignalov i vozmozhnosti ikh chislennoy inversii (Elec-tric and electromagnetic logging in horizontal wells: features of signals andpossibilities of their numerical inversion), Proceedings of EAGE workshop«Gorizontal’nye skvazhiny. Problemy i perspektivy» (Horizontal wells. Prob-lems and prospects), Moscow, 20-21 October 2015.



УДК 550.832 Коллектив авторов, 2016



Перспективы использования информации,полученной при исследовании горизонтальныхскважин, в корпоративных инструментахгеологического моделирования

ВведениеВ последние годы в ООО «РН-УфаНИПИнефть»

создано несколько инструментов1 для построениягеологических моделей месторождения. Изначальнотакие инструменты создавались как программныемодули (ПМ) к геологическому пакету Petrel, позже –как часть пакета гидродинамического моделирова-ния «РН-КИМ». Они предназначены для обработкиданных геофизических исследований скважин(ГИС). В качестве примера можно отметить модулипространственного анализа и распознавания формкаротажа, оперативной стандартизации и норми-ровки ГИС и распространения свойств в межсква-жинном пространстве.

Указанные модули ориентированы в первую очередьна работу с данными вертикальных и наклонно на-правленных скважин (ННС). Вместе с тем в настоящеевремя все большее значение при разработке место-рождений с трудноизвлекаемыми запасами и низкимифильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) при-обретает бурение горизонтальных скважин (ГС). В на-стоящее время модель системы разработки с преиму-щественным применением ГС характеризуется боль-шей неопределенностью геологических свойств, чеммодели систем с ННС. В связи с этим для повышениякачества и точности создаваемых геологических моде-лей предстоит выработать механизмы, позволяющиеиспользовать данные ГС в полном объеме.

Некоторые данные, полученные при исследова-ниях ГС, используются в программном модуле «Го-ризонт+», разработанном в 2013 г. специалистамиООО «РН-УфаНИПИнефть» для геологического со-

провождения бурения. Вместе с тем данные ком-плекса ГИС, реализуемого при бурении ГС, имеютмного особенностей, учет которых в настоящеевремя невозможен в рассматриваемых модулях. Во-просам использования таких данных и их интерпре-тации в настоящее время уделяется много внима-ния в специализированной литературе [1, 2].

В данной статье рассмотрены возможности приме-нения данных ГС в геологических модулях, разрабо-танных в ООО «РН-УфаНИПИнефть»1, а также пер-спективы развития этих модулей с целью использова-ния для построения адекватных моделей.

Программный модуль «Горизонт+» для геологического сопровождения бурения

Бурение горизонтальной скважины представляетсобой дорогостоящий и сложный комплекс меро-приятий, конечная эффективность которых в пер-вую очередь определяется нахождением оптималь-ной траектории ствола скважины в целевом пласте(геонавигацией в процессе бурения). Поэтому длягеологического сопровождения бурения приме-няются алгоритмы цифрового моделированияструктуры пласта и идентификации его положенияотносительно ствола ГС, позволяющие прогнозиро-вать направление бурения и осуществлять его конт-роль в реальном времени. Кроме того, важными эта-пами геонавигации являются загрузка исходныхданных инклинометрии и геофизических исследова-ний (как правило, обновляемых в реальном време-ни) интересующих скважин, их геологическая кор-реляция, формирование отчета и др. [3].

А.В. Гагарин, к.т.н., Р.К. Газизов, д.ф.-м.н., Н.О. Новиков (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), К.В. Кудашов, В.П. Филимонов (ОАО «НК «Роснефть»)

Ключевые слова: геологическое моделирование, горизонтальные скважины, геофизические исследования скважин, сопровождение буренияKey words: geological modeling, horizontal wells, well logs, geosteering


1Разработка велась в рамках реализации Целевого иннновационного проекта ОАО «НК «Роснефть» по заказу Департамента разработ-ки месторождений.



В 2013 г. в ООО «РН-УфаНИПИнефть» была начатаразработка ПМ «Горизонт+» для объединения всехнеобходимых для геонавигации инструментов и воз-можностей на базе современных технологий разра-ботки математического программного обеспечения(рис. 1). Модуль может функционировать на различ-ных платформах, в настоящее время поддерживаютсяоперационные системы Windows и Linux.

Процесс геонавигации, реализованный в ПМ «Го-ризонт+» и аналогичных ему решениях, основан наприменении метода двумерного синтетического ка-ротажа (ДСК), включающего следующие этапы.

1. Выбор опорной скважины (желательно с траек-торией, близкой к вертикальной), расположеннойвблизи ГС, в которой во всем целевом интервалеглубин выполнен каротаж.

2. Построение модели пласта, имеющей во всехточках по латерали точно такое же строение, как и вточке нахождения опорной скважины. Иными сло-вами, происходит «плоско-параллельное» распро-странение данных ГИС опорной скважины на весьмоделируемый пласт (см. рис. 1).

3. Вычисление синтетического каротажа вдоль тра-ектории ГС путем ее пересечения с полученной мо-делью пласта.

4. Визуальное сравнение данных синтетическогокаротажа с фактическими, полученными в процессебурения ГС.

5. Корректировка (идентификация) структурыпласта в выбранных геологом точках для достиже-ния минимального расхождения между синтетиче-ским и фактическим каротажем.

Главным недостатком метода ДСК является ис-пользование простейшего алгоритма распростране-ния свойств пласта, которые определяются по одной

опорной скважине без учета данныхпо окружающим скважинам. При на-личии данных по двум опорным сква-жинам геолог вынужден «переклю-чаться» между ними в зависимости отмногих факторов, таких как близостьбурящегося участка ГС к конкретнойопорной скважине, соответствие мо-дели пласта, полученной методомДСК, его реальному строению и др.

Кроме того, во время идентификацииструктуры пласта геолог часто полага-ется на результаты геологической кор-реляции (нахождения отбивок про-слоев) имеющихся опорных скважин.Геологическая корреляция скважин иидентификация структуры пласта – до-

статочно трудоемкие процессы, подверженные влия-нию субъективного фактора, так как выполняютсягеологом вручную.

При разработке ПМ «Горизонт+» в него была зало-жена основа для применения современных алгорит-мов моделирования свойств пласта, одновременноучитывающих данные множества опорных скважин(в качестве альтернативы методу ДСК). В частности,«Горизонт+» оперирует с трехмерной моделью пла-ста, в то время как для ДСК достаточно двумерногомоделирования в апсидальной плоскости. Благодаряэтому в настоящее время модуль позволяет строитьразрез пласта, включающий ствол ГС, на основе за-гружаемой извне расчетной сетки (поддерживаетсяформат GRDECL); рассчитывать синтетический ка-ротаж на основе загруженного куба свойств (рас-пределения свойств пласта на расчетной сетке); пе-редавать данные о трехмерной модели пласта и тра-екториях скважин в модуль RexLab для построениясекторной гидродинамической модели.

Целью дальнейшего развития ПМ «Горизонт+» яв-ляется реализация новой парадигмы геологическогосопровождения бурения ГС, направленной на повы-шение качества геонавигации за счет полноценногоиспользования всех имеющихся данных по скважи-нам и применения алгоритмов геостохастическогомоделирования пласта, а также на снижение трудозат-рат и влияния субъективного фактора путем автома-тизации рутинных задач. В связи с этим можно выде-лить следующие направления развития модуля.

1. Использование алгоритмов автоматизирован-ной геологической корреляции скважин для оценкиположения геологических контактов.

2. Применение алгоритмов распространения свойствв межскважинном пространстве с учетом множества

Рис. 1. Окно с разрезом пласта в программном модуле «Горизонт+»



опорных скважин (в частности, спектрального модели-рования ГИС) как альтернативы методу ДСК.

3. Моделирование структуры пласта с использова-нием различных структурных поверхностей, в томчисле полученных из отбивок геологических кон-тактов в скважинах.

4. Реализация геомеханической модели устойчиво-сти ствола скважины при бурении.

5. Решение задач выбора оптимальных плановой ифактической траекторий ГС с учетом геомеханиче-ских эффектов и возможных последующих ГРП.

6. Построение не только синтетических кривых ГИС,но и синтетических азимутальных имиджей, полезныхпри идентификации структуры пласта и интерпрета-ции данных ГИС горизонтальной скважины [2].

После завершения бурения вся входная (данныеинклинометрии и ГИС, область моделирования) ивыходная информация (поверхности кровли, по-дошвы, геологических контактов, синтетическиеданные ГИС и имиджи, результаты моделированияпласта) может быть использована для локальногообновления постоянно действующей геолого-гид-родинамической модели.

Модуль автоматизированной геологической корреляции по комплексу ГИС

Данный программный модуль, разработанный в2012 г. авторским коллективом сотудников ООО «РН-УфаНИПИнефть» под руководством А.А. Яковлева иА.Л. Штангеева, предназначен для пространственно-го анализа и распознавания форм каротажа с цельюавтоматизации операций отбивки пластов в скважи-нах (геологической корреляции) по комплексу ГИС(рис. 2). Его использование способствует сокращениюрисков неверной оценки технологических показате-лей при построении геолого-гидродинамических мо-делей и повышению качества разработки.

Основные алгоритмы основаны на использованииметодов теории вейвлетов, обработки и распознава-

ния изображений, а также методов теории веро-ятностей и математической статистики. Суть реали-зованного алгоритма автоматической корреляции за-ключается в том, что на каротажных кривых ищутсяподобные участки в пространстве коэффициентоввейвлет-разложения. Алгоритм позволяет по извест-ным отбивкам (зонам) в около 10 % опорных сква-жин провести отбивку пластов по остальным сква-жинам. Корреляция скважин может выполняться поопорной сетке скважин и заданному разрезу. Для со-поставления данных геофизических исследований вразличных скважинах проводится предварительнаяобработка этих данных, а именно:

• двойная разностная нормировка для обработкикривых ГИС с выделением линий глин и песков (какправило, применяется для гамма-каротажа);

• стандартизация кривых ГИС для анализа полно-ты информации, построения карт трендов и сред-них квадратических отклонений, непосредственностандартизации;

• нормировка индукционного каротажа с исполь-зованием бокового каротажа для вычисления удель-ного электрического сопротивления;

• увязка данных ГИС – ГИС для совмещения дан-ных ГИС по глубинам.

Приведенные инструменты могут быть использо-ваны для обработки результатов геофизических ис-следований ГС. Однако необходимо учитывать сле-дующие особенности:

• относительно небольшой целевой интервал глу-бин прохождения горизонтального ствола затруд-няет проведение стандартизации и нормировкиданных (отсутствуют опорные пласты, каротажныедиаграммы зарегистрированы только в целевом ин-тервале);

• напрямую совместно использовать данные гео-физических исследований ГС и ННС для стандарти-зации и нормировки нельзя; необходимы некоторыепреобразования.

Рис. 2. Интерфейс модуля автоматизированной геологической корреляции в ПК Petrel



Модули распространения свойств в межскважинном пространстве

Ключевой задачей при построении геологическоймодели является определение свойств пласта в меж-скважинном пространстве. Для этого в современ-ных пакетах геологического моделирования исполь-зуются геостохастические алгоритмы, основанныена работах Ж. Матерона и его учеников [4, 5].

Одним из наиболее распространенных стохасти-ческих алгоритмов является алгоритм последова-тельного гауссового стохастического моделирова-ния (ПГСМ), который позволяет строить обуслов-ленные равновероятностные реализации геологиче-ского поля, совпадающие с эмпирическими значе-ниями в пределах скважин, а также имеющие веро-ятностные характеристики (тренд, ковариация, ва-риограмма), вычисленные из эмпирических данных.Индикаторный алгоритм ПГСМ позволяет модели-ровать категориальные поля, в виде которых можетбыть представлена фациальная структура пласта.

Основанные на ПГСМ алгоритмы в литературе на-зываются пиксельными, так как они используют слу-чайный путь обхода каждой расчетной ячейки (пик-селя) геологической модели. Данная особенность тео-ретически позволяет учитывать данные горизонталь-ных скважин (некоторое подмножество пикселей мо-дели заполняется эмпирическими значениями, кото-рыми должно быть обусловлено случайное поле). В тоже время широко распространенные программы длягеологического моделирования, как правило, не адап-тированы к использованию информации, получен-ной в ГС, и часто она просто игнорируется. Крометого, алгоритм ПГСМ обладает рядом недостатков,среди которых можно выделить субъективность вы-бора параметров алгоритма (радиус вариограммы,порог, эффект самородка и др.), об-условливающую отсутствие повторяе-мости в моделях, построенных разны-ми геологами; большую вычислитель-ную сложность и трудность распарал-леливания алгоритма.

В связи с этим в ООО «РН-УфаНИ-ПИнефть» был разработан новый алго-ритм и соответствующий модуль гео-стохастического моделирования с ис-пользованием спектрального представ-ления случайной переменной и стацио-нарных случайных полей [6]. Данныйалгоритм предназначен для примененияв рамках нового подхода к геологическо-му моделированию, предполагающегопостроение трехмерных полей различ-

ного типа ГИС, на основе которых строится литологи-ческая модель и вычисляются все необходимые ФЕСпласта (рис. 3).

Разработанный алгоритм спектрального модели-рования ГИС включает следующие основные этапы.

1. Построение куба тренда по методу К ближай-ших соседей на основе эмпирических данных ГИС.

2. Удаление тренда из данных ГИС. В результатепредполагается, что среднее значение каротажа вкаждой точке равно нулю и выполняется необходи-мое условие стационарности случайного поля.

3. Разложение эмпирических данных ГИС в рядФурье и выбор заданного числа наиболее значимыхкоэффициентов разложения, необходимых дляпоследующего восстановления кривых с требуемойточностью.

4. Стохастическое моделирование двумерныхполей коэффициентов разложения кривых ГИС.В результате в ячейке модели по латерали вычис-ляется полный набор коэффициентов разложения.

5. Из полученных полей коэффициентов в каждойточке (пикселе) модели по латерали восстанавлива-ется кривая ГИС по всей глубине моделируемойобласти по оси Z. В результате получается трехмер-ный куб ГИС.

6. К полученному кубу ГИС добавляется тренд, вы-численный на этапе 1.

Специфика алгоритма (этапы 3–5) предполагает,что траектория скважины должна быть строго вер-тикальной, а данные ГИС – определены на всейобласти моделирования по оси Z. Последний недо-статок был устранен после модификации алгоритмав 2015 г. Однако в настоящее время игнорированиефактической траектории скважины (предполагает-ся, что все скважины вертикальные) не позволяет

Рис. 3. Интерфейс модуля спектрального моделирования ГИС в ПК РН-КИМ



учитывать данные горизонтальных скважин в про-цессе спектрального моделирования ГИС.

В связи с этим актуальна разработка нового под-хода к спектральному моделированию трехмерныхгеофизических полей, который позволил бы кор-ректно учитывать траектории горизонтальныхскважин без перехода к двумерным полям коэффи-циентов разложения кривых ГИС в ряд Фурье. Приэтом необходимо учитывать, что в отличие от ННС,где кривые каротажа записываются по отдельнымучасткам, параллельным напластованию, в ГС про-исходит усреднение данных нескольких параллель-ных прослоев. Это приводит, с одной стороны, к до-полнительным трудностям при интерпретации [2], ас другой, – открывает дополнительные возможностидля получения новой информации.

Например, анализ данных нейтронного каротажаможет быть использован для оценки плотности рас-пространения уплотнений в коллекторе (карбонати-зации). При этом каротажную диаграмму, записан-ную в ГС, можно разделить на две части: субверти-кальную (условную ННС) и субгоризонтальную (це-левой пласт ГС). Далее статистический анализ кри-вых ГИС по множеству субвертикальных и субгори-зонтальных участков можно использовать для оцен-ки размеров и распределения карбонатных уплотне-ний в модели пласта.

Выводы1. В связи с активным развитием и распростране-

нием технологии горизонтального бурения кор-ректное использование данных геофизических ис-следований ГС приобретает все большее значение.

2. Существенная часть информации о ГС поступаетво время бурения, поэтому ПМ «Горизонт+» целесо-образно интегрировать с корпоративным пакетомгеологического моделирования для оперативного об-новления геологической модели по результатам гео-навигации.

3. Горизонтальная скважина с проведенным совре-менным комплексом ГИС должна стать источникомфактической количественной (пористость и др.) икачественной информации. Использование данныхГС для учета пространственной неоднородности иприменения этой информации в алгоритмах позво-лит приблизить выполняемые построения к реаль-ной картине геологического пространства.

4. Развиваемые корпоративные программные моду-ли геологического моделирования могут быть усовер-шенствованы с целью корректного использованияданных ГС. В частности, необходимо модифицироватьалгоритм спектрального моделирования для его ис-

пользования в задачах построения геологических мо-делей месторождений по данным геофизических ис-следований ГС.

5. Применению данных исследований ГС в 3D гео-логическом моделировании препятствует недоста-точное развитие методик интерпретации.


1. Petrophysics in High Angle and Horizontal Wells / D. Maggs, S. Lat-tuada, R. Griffiths [et al.] // GeO ExPro, 2014. – February. – P. 60-63.

2. Проблемы, состояние и перспективы развития интерпретацииданных ГИС горизонтальных скважин в РФ / Н.В. Щетинина,А.В. Мальшаков, М.А. Басыров, И.А. Зырянова. – В кн. Горизон-тальные скважины. Проблемы и перспективы: материалы науч.семинара EAGE, Москва, 20-21 октября 2015.3. Стандарт компании ОАО «НК «Роснефть» № П2-10 С-001версия 3.00. Геологическое сопровождение бурения горизонталь-ных скважин и боковых горизонтальных стволов при разработ-ке нефтяных и газонефтяных месторождений4. Матерон Ж. Основы прикладной геостатистики. – М.-Ижевск:Институт компьютерных исследований, 2009. – 460 с.5. Deutsch C.V., Journel A.G. GSLIB, Geostatistical software library andUser’s guide. – New York: Oxford university press. 1992. – 340 p.6. Байков В.А., Бакиров Н.К., Яковлев А.А. Новые подходы в тео-рии геостатистического моделирования // Вестник УГАТУ. –2010. – Т. 37. – № 2. – С. 209-215.

References1. Maggs D., Lattuada S., Griffiths R., Mele M., Valdisturlo A., Petrophy-sics in high angle and horizontal wells, Proceedings of GeO ExPro, 2014,February, pp. 60-63.2. Shchetinina N.V., Mal’shakov A.V., Basyrov M.A., Zyryanova I.A.,Problemy, sostoyanie i perspektivy razvitiya interpretatsii dannykh GISgorizontal’nykh skvazhin v RF (The problems, the state and prospectsof development of horizontal well log data interpretation in Russia),Proceedings of EAGE seminar “Gorizontal’nye skvazhiny. Problemy iperspektivy” (Horizontal wells. Problems and Prospects), Moscow,20–21 October 2015.3. Rosneft Oil Company OJSC standard no. P2-10 S-001 V. 3.00 “Geo-logicheskoe soprovozhdenie bureniya gorizontal’nykh skvazhin i boko-vykh gorizontal’nykh stvolov pri razrabotke neftyanykh i gazoneftyanykhmestorozhdeniy” (Geological support for drilling horizontal wells andhorizontal sidetracks in the development of oil and gas deposits).4. Materon Zh., Fundamentals of applied geostatistics (translation fromFrench), Moscow – Izhevsk: Publ. of NITs “Regulyarnaya i khaotich-naya dinamika”, 2009, 460 p.5. Deutsch C.V., Journel A.G. GSLIB, Geostatistical software library andUser’s guide, New York: Oxford university press, 1992, 340 p.6. Baykov V.A., Bakirov N.K., Yakovlev A.A., New methods in the theo-ry of geostatistical modelling (In Russ.), Vestnik UGATU, 2010, V. 37,no. 2, pp. 209-215.



Геофизическое сопровождение эксплуатациидействующих горизонтальных скважин на Верхнечонском месторождении: текущее состояние и перспективы развития

ВведениеШирокое внедрение горизонтального бурения в

системе разработки нефтегазовых месторожденийсформировало новое направление в промысловойгеофизике – геофизические исследования действую-щих горизонтальных скважин (ГИДГС). Основнымфактором, обусловливающим успешность таких ис-следований, является обоснованный выбор аппарат-но-технологического комплекса и способов воздей-ствия на скважину. Анализ результатов ГИДГС наВерхнечонском нефтегазоконденсатном месторож-дении (НГКМ) подтвердил, что выбор средств до-ставки скважинной аппаратуры на забой скважины,режимы работы скважины и последовательность за-меров в комплексе с применяемой аппаратуройопределяют информативность исследований, об-основанность и достоверность их результатов.

Первоначально эксплуатация месторождения веласьв условиях низкой или нулевой обводненности про-дукции, и основной задачей геофизиков был поиск ин-тервалов поступления газа в горизонтальный ствол.В дальнейшем в связи с применением заводнениябыла сформирована новая задача – поиск источниковобводнения продукции горизонтальных скважин.

Как показала практика, технологические приемыпроведения исследования, а также интерпретацион-ные признаки и критерии выделения работающихинтервалов, успешно используемые для низкодебит-

ных и высокообводненных скважин месторожденийУрало-Поволжья и Западной Сибири, в условияхВерхнечонского НГКМ неприменимы [1]. Прямоеперенесение прошлого опыта на новые условиялибо не дает результата, либо приводит к ошибоч-ным заключениям.

В связи со сложными геолого-промысловымиусловиями Верхнечонского НГКМ геологическимислужбами недропользователя были запланированыи проведены методические работы по совершен-ствованию технологии геофизических исследова-ний. Работы выполнялись с привлечением специа-листов ООО НПФ «ГеоТЭК» и кафедры геофизикиБашкирского государственного университета ивключали следующие этапы:

– изучение геологических особенностей место-рождения, теоретическое моделирование термогид-родинамических полей в скважине и пласте, разра-ботка интерпретационных критериев;

– разработка технологических схем проведенияработ в скважине;

– выполнение комплекса опытно-методическихработ в скважинах;

– разработка методических указаний и обучениеспециалистов геологических служб недропользова-теля и сервисных геофизических предприятий;

– методическое сопровождение работ на стадиивнедрения.

Р.К. Яруллин, Р.А. Валиуллин (Башкирский гос. университет, ООО НПФ «ГеоТЭК»),

Б.А. Дармаев (ПАО «Верхнечонскнефтегаз»)

УДК 550.832:622.243.24 Р.К. Яруллин, Р.А. Валиуллин,

Б.А. Дармаев, 2016

Ключевые слова: горизонтальная скважина, геофизические исследования, работающие интервалы пласта,термогидродинамический симулятор, скважинная аппаратура, интерпретационные критерииKey words: horizontal well, production well logging, inflow intervals, thermodymanic simulator, downhole equopment, interpretationalcriteria




В результате были выработаны методические ре-комендации, определяющие технологию проведенияисследований и алгоритмы интерпретации с учетомтекущих геолого-промысловых условий Верхнечон-ского НГКМ и фактического состояния скважин.

Геолого-промысловые условия Верхнечонского НГКМ

Верхнечонское месторождение многопластовое,по степени геологического строения сложное. Ха-рактерной особенностью строения залежей в пла-стах верхнечонского горизонта является тектониче-ское экранирование. Месторождение разбито сериеймалоамплитудных, практически субвертикальныхразломов на семь отдельных секторообразных бло-ков. Один из западных блоков разбит двумя по-перечными разломами еще на три части. Всего вы-делено девять самостоятельных блоков. В эксплуата-ции находятся пласты Bч1 и Вч2, их толщина изме-няется от 0 до 23 м. По составу пласты неоднород-ные, плохо отсортированные. Диапазон измененияфильтрационно-емкостных параметров пластовпредставлен на рис. 1.

Разброс проницаемости весьма широк и слабокоррелирует с коэффициентом пористости, чтоосложняет прогнозирование реальной проницаемо-сти по результатам геофизических исследований.

Промышленная эксплуатация горизонтальныхскважин на месторождении показала, что среднийдебит изменяется в широком диапазоне от 30 до500–700 м3/сут, газовый фактор по результатам усть-евых замеров – от 50 до 700 м3/т, в отдельных слу-чаях превышая 1000 м3/т, в среднем составляя

70–150 м3/т. Зафиксированная в ходе промыслово-геофизических исследований (ПГИ) депрессия напласт в работающей скважине не превышает 2 МПа.Пластовое давление в зависимости от блока состав-ляет 14,8–15,2 МПа, давление насыщения практиче-ски совпадает с пластовым. На первой стадии экс-плуатации месторождения доля воды в продукции,как правило, не превышала 0,05 %, в дальнейшем поряду скважин достигла 70 % и более.

В связи с существенным изменением состава про-дукции скважин менялись и задачи ПГИ. На началь-ной стадии в безводный период – локализация ин-тервалов прорыва газа в горизонтальный ствол, вдальнейшем – поиск источников обводнения про-дукции. В связи с изменением задачи корректирова-лась и схема проведения работ, и требования к аппа-ратно-технологическому комплексу.

Результативность ПГИ горизонтальных скважин на стадии безводной эксплуатации

Первые ГИДГС Верхнечонского НГКМ выполня-лись с применением традиционной аппаратурыдля вертикальных фонтанирующих скважин. Од-нако по данным этих исследований невозможноопределить работающие интервалы пласта и лока-лизовать интервалы поступления газа. Основнаяпроблема низкой информативности исследованийзаключается в непригодности традиционной аппа-ратуры, используемой в вертикальном стволе, дляработы в условиях многофазного потока в гори-зонтальных скважинах (ГС) в сочетании с неблаго-приятными геолого-промысловыми условиями дляформирования значимых термоаномалий для эф-фективного применения термометрии [2]. Резуль-таты математического моделирования установив-шихся температурных полей в пласте и горизон-тальном участке работающей на притоке скважи-ны показали, что в условиях Верхнечонского НГКМна безводной стадии эксплуатации за счет разгази-рования нефти в пласте значительные температур-ные аномалии в зонах притока отсутствуют.

Результаты тестирования традиционных механи-ческих расходомеров на термогидродинамическомстенде Башкирского государственного университетав условиях двух- или трехфазного потока показалиих низкую информативность или полную неработо-способность для количественных определений. Этообусловлено расслоением потоков, образованием за-стойных зон и обратных потоков на перегибах тра-ектории ГС. Таким образом, потокометрические ис-следования, выполненные только в режиме притока,

Рис. 1. Зависимость коэффициента проницаемостиkпр от коэффициента пористости Кп по данным ис-следований керна в зоне совместного залеганияпластов Вч1 и Вч2

не обеспечивают требуемую ин-формативность для решенияпрактических задач.

Однако результаты моделиро-вания нестационарных темпера-турных полей показали, что крат-ковременная остановка сква -жины на 10–16 ч формирует бла-гоприятные условия для выделе-ния интервалов поступлениягаза по остаточным аномалиямохлаждения, регистрируемымсерией температурных замеров,выполненных после прекраще-ния отбора. Причем амплитудатемпературных аномалий и темпих расформирования позволяютлокализовать интервалы проры-ва свободного газа и интервалыразгазирования в ближней зонепласта [3]. Величина и темп фор-мирования таких аномалий за-висят как от фильтрационныхпараметров пласта, так и от PVT-свойств фильтрую-щегося флюида и режима эксплуатации скважины.

Дополнительные сложности возникают в связиформированием в ГС локальных пачек нефти, газа изастойной воды, которые влияют на динамику фор-мирования температурных полей в стволе скважи-ны. Эта проблема решается применением распреде-ленных датчиков температуры, состава и локальнойскорости потока, что повышает информативностьисследований и снижает риск некорректного за-ключения по причине недостатка данных [4, 5].Такой комплекс методов частично реализован в спе-циализированной аппаратуре с распределеннымидатчиками состава, например, в приборах россий-ского производства АГАТ-КГ-42, СОВА С9ВЛ6 илиих аналогах. В данном классе приборов зарубежныеразработки представлены компанией Schlumberger(PLT-06 с модулями, FSI) и Baker Hughes (SondexMAPS или Polaris).

По результатам математического моделирования ифизических экспериментов на стенде разработанаметодика проведения исследований в горизонталь-ных скважинах Верхнечонского НГКМ на стадиибезводной эксплуатации и алгоритмы интерпрета-ции полученных данных. Результаты практическогоопробования методики ПГИ в условиях газопро-явления на безводной стадии приведены на рис. 2.Интерпретация материалов ПГИ выполнена путемсопоставления с результатами моделирования тер-

могидродинамических процессов на специализиро-ванном симуляторе при отсутствии данных механи-ческого расходомера.

Ствол скважины обсажен эксплуатационной ко-лонной диаметром 178 мм до глубины 2338 м. В ин-тервале горизонтального ствола 2338–2874,5 м диа-метр открытого ствола равен 152,4 мм. Пластовоедавление в продуктивном интервале составляет14,2 МПа, давление насыщения (начала разгазирова-ния) – 15,5 МПа. Газовый фактор по глубиннымпробам (по месторождению) составляет 98,07 м3/т,плотность нефти при нормальных условиях –0,852 г/см3. По устьевым замерам дебит нефти нахо-дится в пределах 250–270 т/сут, газовый фактор –50–80 м3/т, обводненность – менее 0,03 %. Скважинанаходилась в работе в режиме фонтанирования призабойном давлении, равном 13,2 МПа.

Как видно из рис. 2, температурное поле, реги-стрируемое в работающей скважине, в целом сов-падает с результатами моделирования на симулято-ре. Незначительные расхождения термограмм впризабойной зоне связаны с малодебитными ло-кальными притоками смеси нефть+газ и их всплы-тием по верхней образующей ствола скважинычерез застойную воду. Расхождение фактической ирасчетной температуры в интервале 2320 – 2400 мобусловлено изменением угла наклона ствола сква-жины и формированием расслоенного потокагаз+нефть+вода, при котором вода циркулирует по



Рис. 2. Результаты ПГИ в длительно работающей и остановленной скважинах

замкнутому циклу с образованием обратных пото-ков. Такой процесс в симуляторе не заложен и немоделируется.

На рис. 3 приведен пример исследования скважи-ны, эксплуатируемой фонтанным способом, выпол-ненный с учетом результатов численного моделиро-вания температурных полей после остановки. Теку-щий дебит по устьевым замерам – 229 м3/сут, плот-ность нефти – 0,852 г/см3, обводненность менее0,03 %. Исследования проводились с применениемаппаратуры АГАТ КГ-42 на гибких НКТ (ГНКТ) вработающей скважине после закрытия задвижки иповторного пуска. Забойное давление в работающейскважине составило 13,5 МПа, после кратковремен-ной остановки поднялось до 14,1 МПа, выход напластовое давление не завершен. Максимальный пе-репад давления при ПГИ – 0,65 МПа. Как и в преды-дущем примере, механический расходомер не рабо-тает, а температурное поле в режиме установивше-гося притока мало информативно.

Для удобства анализа термограмм на планшетвынесена расчетная геотермограмма, построеннаяс учетом траектории ГС с привязкой по абсолют-ной температуре на забое. Как видно из рис. 3, натермограммах наблюдаются как аномалии охлаж-дения в работающей скважине (красная кривая),так и остаточные аномалии охлаждения работаю-щих интервалов, выделяемые по термограммам, за-регистрированным после остановки. С учетом мо-дельных исследований можно утверждать, что про-цесс разгазирования фильтрующейся нефти в ин-тервалах охлаждения протекает в пласте, газовыйфактор превышает 100 м3/т, а коэффициент Джоу-ля – Томсона отрицательный. Интервалы притокасвободного газа локализованы с учетом границ

термоаномалий, траектории ГС и данных ПГИ от-крытого ствола.

В ходе проведения работ в скважинах в безвод-ный период было установлено, что в высокодебит-ных скважинах, эксплуатируемых фонтанным спо-собом, установка ГНКТ, используемая для спускаприбора на забой ГС, существенно искажает режимработы скважины из-за «штуцирования» внутрен-него сечения НКТ, в исключительных случаях –вплоть до прекращения фонтанирования. Такимобразом, расходные параметры ГС, полученные сприменением ГНКТ, соответствуют тому режимуработы скважины, который наблюдался в ходе про-ведения исследований. Применение забойноготрактора не вносит значимых искажений в работускважины и обеспечивает прохождение прибора дотекущего забоя при отсутствии механических за-грязнений в стволе.

Развитие технологии исследований и методики интерпретации в условиях обводнения продукции действующих горизонтальных скважин

Наличие в продукции воды существенно ослож-няет проведение работ и интерпретацию полевыхматериалов. В частности, содержание воды в про-дукции выше определенного уровня обусловливаетпереход на работу с УЭЦН, а геофизические иссле-дования в действующей скважине проводятся сприменением технологии Y-tool + ГНКТ [6]. В ре-зультате изменяются термогидродинамические эф-фекты в пласте и скважине, а следовательно, и алго-ритмы интерпретации. По результатам математи-ческого моделирования вода, имеющая высокуютеплоемкость, «перебивает» температурные анома-

лии, формируемые газонефтя-ной смесью.

На рис. 4. приведен примермоделирования на симуляторетемпературного поля, фазосо-держания и локальных скоро-стей потока с учетом реальнойтраектории горизонтальногоствола действующей скважиныпри обводнении «пятки» [7].Моделировался приток смесинефти и газа в интервале4000–4200 м и воды – в интерва-ле 3500–3800 м. Дебит газа призабойном давлении задавалсяравным 25 м3/сут, нефти –25 м3/сут, воды – 50 м3/сут.



Рис. 3. Выделение интервала поступления газа в ГС по остаточным темпера-турным аномалиям в остановленной скважине

Как видно из рис. 4, в интервале поступлениянефти и газа наблюдается эффект охлаждения, чтообусловлено отрицательным коэф-фициентом Джоуля – Томсона длягаза, а в интервале притока водыформируется положительная тер-моаномалия. Причем из-за высокойтеплоемкости воды нагревается весьпоток. Необходимо отметить, чтодальняя граница притока водылегко локализуется резким измене-нием температуры, а ближняя кустью – нивелирована потоком.В расчетах моделируется полное ка-лориметрическое смешение пото-ков и отсутствует учет межфазноготеплообмена. В реальных скважин-ных условиях более легкая углеводо-родная фаза движется по верхнейобразующей, а вода – по нижней собразованием значимых градиентовпо скорости и температуре в сече-нии ствола скважины. В итоге «про-стая» температурная диаграмма, по-лученная по результатам моделиро-вания, претерпевает существенноеискажение, и границы работающихинтервалов нивелируются.

Если основной приток воды приходится на«носок» ГС, то работа последующих интервалов нафоне потока воды не видна, и выделить работаю-щие интервалы пласта по данным термометрии не-возможно. Применение распределенных датчиковсостава также не решает проблему, так как фазосо-держание в стволе строго коррелирует с траектори-ей и слабо зависит от наличия или отсутствия ло-кальных притоков (см. рис. 4). Однако диаграммылокальных скоростей потока несут информацию оналичии или отсутствии движения фазы на данномучастке ГС, что предъявляет дополнительные тре-бования к аппаратуре, обусловливая необходи-мость введения в комплекс распределенных датчи-ков скорости потока. К сожалению, среди извест-ных на российском рынке приборов послойное ска-нирование локальных скоростей и фазосодержанияв потоке выполняет только модуль механическихдатчиков скорости и состава аппаратуры FSI ком-пании Schlumberger.

На рис. 5, 6 приведены результаты опытно-мето-дических работ (ОМР) по отработке технологииГИДГС в условиях обводнения продукции, выпол-ненные аппаратурой FSI. На рис. 5 приведен ин-тервал глубин («носок» ГС), где механическая рас-ходометрия неинформативна из-за малых скоро-



Рис. 4. Поле температур (а), фазосодержание в ство-ле скважины (б) и локальные скорости потока (в) вдействующей горизонтальной скважине со сложнойтраекторией

Рис. 5. Результаты ОМР в «носке» действующей ГС с высокой обводнен-ностью продукции: 1 – фоновый замер; 2 – замер сразу после пуска ЭЦН; 3, 4, 5 – замеры соот-ветственно через 5, 12 и 14 ч после пуска

стей потока, и работа пласта выделяется по ком-плексу методов термометрии и оценки состава наразных режимах. В зоне «пятки» ГС (см. рис. 6)увеличение суммарного дебита обеспечивает ра-боту распределенных датчиков расхода, однако ихпоказания нестабильны. Информативность ком-плекса «РГД+состав» без привлечения метода тер-мометрии остается невысокой. Однако датчиктемпературы в приборе FSI расположен в нижнейчасти потока, его реакция на потоки легких угле-водородов, движущихся по верхней образующей,ничтожна.

Результаты ПГИ, выполненных с применением тех-нологии Y-tool на ГНКТ и аппаратуры FSI в действую-щих горизонтальных скважинах с высоким уровнемобводнения продукции, показали следующее.

• Комплекс распределенных датчиков состава и ло-кальных скоростей потока в приборе FSI информа-тивен в условиях расслоенного потока и при деби-тах, обеспечивающих устойчивую работу механиче-ского расходомера.

• Изменение угла наклона горизонтального стволаотносительно горизонта существенно влияет нараспределение фаз по сечению и реакцию распреде-ленных датчиков расхода. Количественные оценкифазовых расходов могут проводиться только в ин-тервалах с постоянным углом наклона и при ста-бильном режиме течения.

• Нижнее расположение датчика температуры вприборе FSI существенно снижает информатив-ность метода термометрии в условиях многофазно-го потока в действующей горизонтальной скважине.

Перспективы развития геофизических методов исследований действующих горизонтальных скважин на Верхнечонском НГКМ

С учетом роста числа скважин с высокой обвод-ненностью продукции на Верхнечонском НГКМтехнология работ и алгоритмы интерпретации ре-зультатов геофизических исследований действую-щих горизонтальных скважин должны выбиратьсяисходя из текущего состояния скважины и инфор-мативности регистрируемых методов. Это подразу-мевает дальнейшее развитие аппаратного комплексаи требует научно обо с нованного подхода к выборутехнологии исследований исходя из решаемой зада-чи, конструкции скважины и состава продукции.

Последовательность действий заказчика и испол-нителя работ при разработке новых технологий ис-следования и формировании программы работ вскважинах представлена ниже.

1. Постановка задачи. Исполнитель геофизиче-ских услуг совместно с геологической службой за-казчика определяет задачу, которую необходимо ре-шить по результатам проведенных исследований.



Рис. 6. Реакция распределенных датчиков локальной скорости потока РГД-1 – РГД-4 прибора FSI в режиме устано-вившегося притока

При этом задачи могут быть разбиты на два уровня:основные и сопутствующие.

2. Анализ геолого-промысловых условий. Оцени-ваются как минимум следующие исходные данные:характеристики пласта-коллектора, реологическиепараметры пластового флюида, давление пластовоеи давление насыщения, газовый фактор, среднийдебит скважины и обводненность продукции.

3. Анализ конструкции скважины. Необходимоуточнить геометрические параметры элементовконструкции скважины: абсолютную глубину, длинугоризонтального участка ствола, диаметр эксплуата-ционной колонны, параметры хвостовика, кон-струкцию фильтров, наличие клапанов, пакеров итраекторию горизонтального ствола.

4. Моделирование термогидродинамических процес-сов. Проводится предварительная оценка информа-тивности различных методов исследования с учетомпараметров пласта, реологических свойств пласто-вых флюидов, конструкции скважины и способоввоздействия на скважину.

5. Определение режимов исследования скважины. Порезультатам моделирования определяются последо-вательность и длительность режимов работы сква-жины, обеспечивающие информативность реги-стрируемых параметров.

6. Выбор средств доставки. Необходимо опреде-лить технологическую схему транспортировки ап-паратуры в ГС, позволяющую проводить исследова-ний по п. 5.

7. Выбор аппаратного комплекса. Определение тре-бований к скважинной аппаратуре, обеспечиваю-щей получение необходимой и достоверной инфор-мации.

8. Разработка программы работ в скважине. Не-обходимо определить объем и последовательностьопераций в скважине, технологическое оборудова-ние, ответственных за каждую операцию, назна-чить точки принятия решения; оценить экономи-ческие и временные затраты, целесообразностьвыполнения полного комплекса исследований,возможность сокращения затрат путем сужениякруга решаемых задач.

9. Проведение работ в скважине. Исследованияпроводятся строго по разработанной программеисследований с соблюдением режимов отбора/за-качки и временных интервалов. Контроль соблю-дения программы работ обеспечивает исполни-тель работ – геофизик, отвечающий за конечныйрезультат. Нарушение программы исследований

может привести к полной или частичной потереинформации.

10. Интерпретация результатов исследования,выдача заключения. Как правило, анализ полевыхданных выполняется с учетом результатов матема-тического моделирования или путем проведениядополнительных расчетов для получения коррект-ного решения обратной задачи. В неоднозначныхситуациях констатируются наблюдаемые признакии возможные решения. Оговаривается необходи-мый объем дополнительной информации и спосо-бы ее получения, включая проведение дополни-тельных работ в скважине. Перед выдачей испол-нителем окончательного заключения предвари-тельные результаты обсуждаются и согласовы-ваются с заказчиком.

Последовательное выполнение всех пунктов,приведенных выше, позволяет избежать проведе-ния неинформативных исследований. Это суще-ственно снизит конечную стоимость ПГИ на ме-сторождении.

Для проведения модельных исследований по п. 4специалистами Башкирского государственного уни-верситета и ООО НПФ «ГеоТЭК» разработан термо-гидродинамический симулятор, в котором заложе-ны исходные данные по пласту, продукции и кон-струкции скважины, необходимые для оценки ин-формативности различных методов исследования сучетом параметров пласта, реологических свойствпластовых флюидов, конструкции скважины и спо-собов воздействия на скважину [8–10].

Необходимо отметить, что в процессе эксплуата-ции месторождения происходит существенное из-менение PVT-свойств поступающих в скважинуфлюидов, что изменяет значимость термогидроди-намических эффектов, используемых при интерпре-тации результатов ПГИ. В свою очередь новые усло-вия предъявляют новые требования к технологиче-скому оборудованию, скважинной аппаратуре и ре-жимам работы скважины.

В связи с этим для получения качественных ре-зультатов и полноценного решения поставленнойзадачи на каждой стадии эксплуатации месторож-дения особое значение приобретает этап предвари-тельного моделирования процессов в системе сква-жина – пласт. Такое моделирование может выпол-няться индивидуально для конкретной скважинылибо заранее подготавливается в виде набора тех-нологических схем для решения типовых задач наместорождении.



ЗаключениеОпыт внедрения технологий ГИДГС на Верхне-

чонском НГКМ показал, что успешность работ зави-сит от полноты анализа геолого-промысловых усло-вий месторождения, качества результатов предвари-тельного моделирования процессов в пласте и сква-жине с применением термодинамического симуля-тора, обоснованности поставленной задачи, техни-ческих возможностей исполнителя и лимита финан-совых средств на проведение работ.

Необоснованное применение технологическихсредств для спуска скважинной аппаратуры назабой горизонтальной скважины, способов воздей-ствия на скважину и выбор скважинной аппарату-ры без учета решаемой задачи приводят как к удоро-жанию работ, так и к снижению информативностиисследований и качества выдаваемого заключения.

Тиражирование технологий исследований, успеш-но применяемых в одном регионе, на новые геолого-промысловые условия или новые условия эксплуата-ции без учета специфики месторождения и составапродукции скважин недопустимо.


1. Опыт исследования низкодебитных горизонтальных скважинна месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» / Р.А. Валиуллин,Р.К. Яруллин, Ю.В. Лукьянов [и др.] // Нефтяное хозяйство. –2007. – № 7. – С. 12–14.

2. Разработка критериев выделения работающих интервалов внизкодебитных горизонтальных скважинах на основе физиче-ского эксперимента и скважинных исследований /Р. Валиуллин,Р. Яруллин, А. Яруллин [и др.] // SPE 136272. – 2010.

3. Особенности проведения промыслово-геофизических иссле-дований действующих горизонтальных скважин на Верхнечон-ском нефтегазоконденсатном месторождении / Р.А. Валиуллин,Р.К. Яруллин, Я.И. Гордеев, С.О. Маслов // Каротажник. – 2012. –Вып. 220. – С. 12-29.

4. Яруллин А.Р. Результаты экспериментальных исследованийдвухфазного расслоенного потока в горизонтальном стволескважины со знакопеременной траекторией // Каротажник. –2015. – Вып. 243. – С 72 – 76.

5. Современные технологии геофизических исследований дей-ствующих горизонтальных скважин, применяемые на место-рождениях РФ / Р.А. Валиуллин, Р.К. Яруллин, Р.Ф. Шарафутди-нов, А.А. Садретдинов // Нефть. Газ. Новации. – 2014. – № 2. –С. 21–25.

6. Первый опыт геофизических исследований протяженных го-ризонтальных скважин при байпасировании электроцентро-бежных насосов / Р.К. Яруллин, Р.С. Валиуллин, М.С. Валиуллин[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – №1. – С. 62–65.

7. Хабиров Т.Р., Шарафутдинов Р.Ф. Особенности двухфазногорасслоенного потока в горизонтальной скважине // Каротаж-ник. – 2015. – Вып.243. – С. 63–71.

8. Рамазанов А.Ш., Садретдинов А.А. Использование симулято-ров для количественной интерпретации геофизических исследо-ваний скважин // Каротажник. – 2015. – Вып. 243. – С. 38–46.

9. Количественная интерпретация нестационарных температур-ных данных в многопластовой скважине на основе температур-ных симуляторов / Р.А. Валиуллин, А.Ш. Рамазанов, А.А. Садрет-динов [и др.] // SPE 171233-RU. – 2014.

10. Интерпретация термогидродинамических исследований прииспытании скважин на основе численного симулятора / Р.А. Ва-лиуллин, А.Ш. Рамазанов, Т.Р. Хабиров [и др.] // SPE 176589-RU. –2016.

References1. Valiullin R.A., Yarullin R.K., Luk’yanov Yu.V. et al., Neftyanoe kho-zyaystvo = Oil Industry, 2007, no. 7, pp. 12–14.

2. Valiullin R., Yarullin R., Yarullin A. et al., Development of inflow pro-filing criteria for low-rate horizontal wells on the basis of physical labo-ratory experiments and field studies, SPE 136272-RU, 2010.

3. Valiullin R.A., Yarullin R.K., Gordeev Ya.I., Maslov S.O., Karotazhnik,2012, V. 220, pp. 12–29.

4. Yarullin A.R., Karotazhnik, 2015, V. 243, pp. 72–76.

5. Valiullin R.A., Yarullin R.K., Sharafutdinov R.F., Sadretdinov A.A.,Neft’. Gaz. Novatsii, 2014, no. 2, pp. 21–25.

6. Yarullin R.K., Valiullin R.S., Valiullin M.S. et al., Neftyanoe khozyay-stvo = Oil Industry, 2015, no. 1, pp. 62–65.

7. Khabirov T.R., Sharafutdinov R.F., Karotazhnik, 2015, V. 243,pp. 63–71.

8. Ramazanov A.Sh., Sadretdinov A.A., Karotazhnik, 2015, V. 243,pp. 38–46.

9. Valiullin R.A., Ramazanov A.Sh., Sadretdinov A.A. et al., Field studyof temperature simulators application for quantitative interpretation oftransient thermal logging in a multipay well, SPE 171233-RU, 2014.

10. Valiullin R.A., Ramazanov A.Sh., Khabirov T.R. et al., Interpretationof non-isothermal testing data based on the numerical simulation, SPE176589-RU, 2016.





Расчет электрической анизотропии по даннымазимутального датчика глубокого измеренияудельного электрического сопротивления ADR™ в процессе бурения

ВведениеМногие десятилетия для определения коэффициен-

тов насыщения коллекторов в процессе поиска и до-бычи нефти и газа измеряются удельные электриче-ские сопротивления (УЭС). Коэффициент нефтена-сыщенности является одним из ключевых петрофи-зических параметров, используемых для количествен-ного определения запасов углеводородов и выбораправильной стратегии разработки месторождений.

В последнее время все большее число скважин вовсем мире бурится с применением технологий наклон-но направленного бурения и проведением каротажа впроцессе бурения (LWD). Последние технологическиедостижения компании Halliburton в области разработ-ки приборов на основе электромагнитных методов дляоценки сопротивления горных пород и современногопрограммного обеспечения значительно облегчилирешение задачи проведения наклонно направленныхскважин с большим углом отклонения от вертикали игоризонтальных скважин в пластах-коллекторах. Од-нако до сих пор оценка свойств пласта путем измере-ния сопротивлений приборами каротажа зачастую дляпетрофизиков является новой задачей.

Измерения УЭС позволяют оценивать электриче-ские свойства пласта вокруг датчика каротажногоприбора. Различные пласты имеют уникальные со-противления, например, пласты, насыщенные мине-рализованной водой, характеризуются низкими УЭС,нефтенасыщенные – высокими. Основными пробле-мами на сегодняшний день являются корреляцияУЭС, определенного в горизонтальной секции, с УЭСв привязочной вертикальной скважине или пилотномстволе скважины, а также сложность получения ис-

тинного сопротивления пласта от нескольких много-частотных и разноглубинных приборов. На данныекаротажа также могут влиять изменение угла наклонаствола скважины, эксцентричность, вмещающие по-роды, фильтрация промывочной жидкости в пласт,наличие разломов, анизотропии и диэлектрическогоэффекта. Эти факторы могут влиять как по отдельно-сти, так и в сочетании друг с другом, и их выявление иуменьшение влияния на получаемые данные пред-ставляют собой важную задачу.

Измерение сопротивлений в сложных гетерогенныхи анизотропных пластах сопровождается рядом про-блем. Эффект анизотропии отмечается в слоистых от-ложениях, представленных чередованием тонкихслоев, каждый из которых имеет различные УЭС и ха-рактеризуется низким горизонтальным сопротивле-нием Rh в направлении, параллельном слоистости, ивысоким вертикальным сопротивлением Rv в направ-лении, перпендикулярном слоистости. Традиционныекаротажные измерения не чувствительны к верти-кальному УЭС пласта в скважинах с малым углом на-клона. Оценка потенциала многопластовых залежей сиспользованием данных методов часто не соответ-ствует истинному потенциалу.

В последние десятилетия широко применяютсяприборы индукционного каротажа на кабеле, в кон-струкции которых присутствуют антенны трехосевойориентации передатчиков и приемников, данные ко-торых можно использовать для расчета анизотропиипласта в вертикальных и наклонно направленныхскважинах. Для азимутального прибора глубокого из-мерения сопротивления ADR™ в процессе буренияприменяют разработку с наклонными антеннами, что

Р.А. Хайрутдинов, Е.С. Филинкова, А.С. Бутенкова, С.С. Гаврик (Халлибуртон Инт. ГмбХ)

УДК 550.832.7 Коллектив авторов, 2016

Ключевые слова: анизотропия, азимутальный датчик глубокого измерения удельного сопротивления, инверсия, горизонтальноесопротивление, вертикальное сопротивление, истинное сопротивление пластаKey words: anisotropy, azimuthal deep resistivity sensor, inversion, horizontal resistance, vertical resistance, true resistivity




позволяет проводить азимутальные изме-рения с распределением сопротивления на32 сектора по окружности [1]. Такие прибо-ры обеспечивают получение Rh, Rv, относи-тельного угла падения и эффективно ис-пользуются для геонавигации при бурениив реальном времени наклонно направлен-ных и горизонтальных скважин. Они позво-ляют сохранять траекторию ствола скважи-ны в продуктивной части пласта и более до-стоверно оценивать его параметры.

Азимутальный прибор для глубокого измерения сопротивления ADR™

Азимутальный прибор для глубокого измерения со-противления ADR™, разработанный компанией Halli-burton, имеет несколько наклонных приемных кату-шек и несколько передатчиков с различной глубинойисследования. Во время вращения прибора в скважи-не данные сопротивлений распределяются на 32 ази-мутальных сектора вокруг ствола скважины. Измере-ния для разных глубин исследования позволяют полу-чать стандартные кривые среднего УЭС.

При использовании в области геонавигации дан-ный прибор позволяет контролировать положениествола скважины и рассчитывать расстояние до гра-ниц пласта. Глубина исследования определяется рас-стоянием между передатчиком и приемником, рабо-чей частотой и сопротивлением измеряемой среды.Глубина исследования больше, если прибор находит-ся в среде с высоким сопротивлением, и наоборот.

Азимутальный прибор для глубокого измерения со-противления ADR™ имеет шесть передатчиков и тринаклонных приемника (рис. 1). Все передатчики и дванаклонных приемника, расположен-ные по центру прибора, исполь-зуются для измерения компенсиро-ванных УЭС и данных геосигналадля геонавигации, третий наклон-ный приемник – для получениягеосигналов наиболее глубоких ра-диусов исследования.

На рис. 1 показан прибор ADR™ сбазовыми длинами зондов 406 мм(16″), 813 мм (32″) и 1219 мм (48″)для компенсированных измерений,что уменьшает влияние темпера-турной погрешности на электро-нику прибора и позволяет выпол-нять качественные петрофизиче-ские измерения. Все передатчикиработают на частотах 2 МГц,

500 кГц и дополнительно для базы 1219 мм (48″) –125 кГц. Прибор имеет 14 вариантов глубины исследо-вания при измерении сопротивлений по фазовомусдвигу и амплитудному затуханию. Максимальнаяглубина исследования для геосигнала составляетоколо 5,5 м. Глубокие измерения геосигнала в пластедают раннюю информацию об изменении литологиии геологической структуры вокруг прибора.

Инверсия анизотропииАлгоритм инверсии заключается в определении го-

ризонтальной и вертикальной составляющих сопро-тивлений, а также относительного угла падения пла-ста. Он основан на сопоставлении расчетных данныхс фактическими. Моделирование инверсии выпол-няется методом итераций оценки чувствительностифактического отклика каротажного прибора на свой-ства окружающей среды (пласта).

В процессе вращения прибора азимутальные сопро-тивления для каждой глубины и частоты исследова-ния, полученные по окружности, равномерно распре-деляются на 32 сектора, после чего усредняются, и врезультате определяются средние сопротивления длякаждой длины и рабочей частоты.

Средние сопротивления для опре-деленной частоты и разных глубинисследований могут использовать-ся для расчета горизонтального ивертикального сопротивлений, атакже относительного угла паденияпласта в условиях анизотропии.

На рис. 2 показан отклик сопро-тивлений ближнего (406 мм), сред-него (813 мм) и дальнего (1219 мм)радиусов исследования на частоте2 МГц в гетерогенной анизотроп-ной среде с горизонтальным и вер-тикальным УЭС соответственно3,3 и 19,2 Ом·м. Среднее компенси-рованное сопротивление для ближ-него радиуса исследования состав-ляет около 5,9 Ом·м, среднего –

Рис. 1. Азимутальный датчик глубокого измерения сопротивленияADR™

Рис. 2 Отклик ближнего (1), средне-го (2) и дальнего (3) радиусов ис-следования на частоте 2 МГц вусловиях анизотропии

около 7 Ом·м, дальнего – около 8,1 Ом·м. Эти значенияиспользуются для расчета данных анизотропии и от-носительного угла падения.

Программное обеспечение AnisoInversionПрограммное обеспечение AnisoInversion, разрабо-

танное специалистами компании Halliburton, предна-значено для расчета инверсии данных, полученныхприбором ADR™. Результатом вычислений являютсяхарактеристики анизотропии пласта: горизонтальноеи вертикальное сопротивления и относительный уголпадения пласта.

Для обеспечения надежности оценки Rh и Rv, полу-ченных по средним значениям сопротивления, отно-сительный угол падения между стволом скважины иперпендикуляром к плоскости напластования долженпревышать 70°.

Коэффициент электрической анизотропии

l�= Rv /Rh при условии Rv > Rh.

На рис. 3 показан результат расчетаУЭС по данным средних сопротивле-ний, полученных с помощью прибораADR™.

Пример моделирования сопротивления в условиях анизотропии

Горизонтальная скважина пробурена на терриген-ные алевролито-глинистые отложения. Данные каро-тажа соседней вертикальной скважины использова-лись в качестве привязочных данных для первичнойоценки сопротивлений, а также для планирования ипроводки ствола скважины по наиболее продуктив-ной части пласта. На рис. 4 приведено сопоставлениесредних УЭС, полученных в привязочной вертикаль-ной скважине и смоделированных вдоль плановойтраектории горизонтальной скважины. Расхождениесопротивлений обусловлено применением поправокна влияние анизотропии в горизонтальном стволе, чтоприводит к изменению средних сопротивлений примоделировании. Сравнение фактической во время бу-рения и смоделированной кривых сопротивления по-казывает хорошую сходимость, а показания участков1, 2 и 3 обусловлены влиянием вмещающих пород.

На рис. 5 показан результат инверсии анизотропиии рассчитанные горизонтальное и вертикальное со-


30

Рис. 3. Пример расчета данных ани-зотропии в программе AnisoInversion

Рис. 5. Расчет горизонтального (1) и вертикального (2) сопротивлений

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 2’2016

Рис. 4. Кривые УЭС – смоделированная (I), фактическая (II) и привя-зочная (III):1–3 – участки расхождения УЭС, обусловленного влиянием вмещающихпород

противления по фактическим средним компенсиро-ванным кривым сопротивления (на частоте 2 МГц,фазовый сдвиг).

Влияние границ пластов на расчет анизотропии

Для оценки анизотропии пласта предпочтительно,чтобы прибор располагался на большем расстоянииот границ пластов, чем радиус исследования. Помимоанизотропии, на результаты измерения сопротивле-ния влияют расположенные вблизи скважины выше-или нижележащие пласты, эффекты от которых сме-шиваются и не могут быть отделены друг от друга(рис. 6) [2]. Достоверные значения анизотропии былиопределены в центре пласта. Эффект влияния границпласта можно заметить при пересечении границы.Вблизи границ пластов предпочтительнее использо-вать измерения с наименьшей глубиной исследова-ния, так как они менее подвержены влиянию вме-щающих пород.

ЗаключениеОпределение истинного УЭС пласта в горизон-

тальных скважинах, а также в скважинах с боль-шим углом наклона является сложной задачей из-за влияния анизотропии и вмещающих пород.В вертикальных скважинах и скважинах с малымуглом наклона результаты индукционного карота-жа на кабеле и каротажа в процессе бурения с при-менением приборов с коаксиальной конструкциейантенн, как правило, неинформативны из-за нечув-ствительности к анизотропии.

В горизонтальных скважинах с уве-личением глубины исследования на ре-зультаты измерения оказывают влия-ние близлежащие границы пласта, чтовносит погрешность в определение ис-тинного удельного сопротивления пла-ста. Измерения в ближней зоне можноиспользовать только при отсутствиипроникновения фильтрата буровогораствора в пласт.

Для расчета вертикального и гори-зонтального сопротивлений в анизот-ропных пластах применяется метод ин-версии. Горизонтальное сопротивление,определенное таким способом, наибо-

лее точно характеризует пласт, что под-тверждается его лучшей сходимостью с данными при-вязочной скважины. Тем не менее расчетное горизон-тальное УЭС не является истинным сопротивлениемпласта, а представляет собой сочетание удельного со-противления, измеренного в горизонтальном направ-лении как продуктивных, так и непродуктивныхслоев. Необходима дальнейшая обработка данных, на-пример, в интерпретационной модели LaSSI, чтобыисключить пропуски зон коллектора и рассчитать ис-тинное сопротивление песчанистых (коллекторских)прослоев, для чего нужно знать сопротивление слоев-неколлекторов, определяемое по данным каротажа, атакже вертикальное и горизонтальное сопротивле-ния, рассчитанные методом инверсии.


1. Donderici B., Wu H.-H., Quirein J. Limitations of resistivity anisotropyinversion in lwd applications// SPWLA 54th Annual Logging Sympo-sium held in New Orleans, Louisiana 22-26 June 2013.

2. Inversion processing for dual boundaries: comparative case histories /B. Donderici, J. Pitcher, Y. Tang, M. S. Bittar // SPWLA 53rd Annual Log-ging Symposium held in Cartagena, Colombia, 16-20 June 2012.

References1. Donderici B., Wu H.-H., and Quirein J., Limitations of resistivity aniso-tropy inversion in lwd applications, SPWLA 54th Annual Logging Sympo-sium held in New Orleans, Louisiana June 22-26, 2013.

2. Donderici B., Pitcher J., Tang Y., Bittar M. S., Inversion processing fordual boundaries: comparative case histories, SPWLA 53rd Annual LoggingSymposium held in Cartagena, Colombia, June 16-20, 2012.



Рис. 6. Влияние вмещающих пород на горизонтальное (1) и вертикаль-ное (2) сопротивления



Нефтегазовая наука и практика XXI века: новые идеи и парадигмы

Введение Новые подходы в нефтегазовой геологии

В нефтегеологической науке XXI века преобладаютидеи современной нелинейной динамики с ее концеп-циями хаоса и самоорганизации. Установлено, что уг-леводороды присутствуют во всех слоях земной коры,а также предполагается их наличие в космосе. Суще-ствует много различных достаточно авторитетныхточек зрения на генезис углеводородов [1, 2].

Многолетний опыт работы автора в нефтегазовойгеологии позволил ему сделать вывод об ограничен-ной применимости классической органической ги-потезы, хотя именно он впервые в Западной Сибирив 1958 г. на основе изучения опорных скважин, про-буренных на марьяновскую (в дальнейшем пере-именованную в баженовскую) свиту (верхняя юра),выделил нефтематеринскую толщу (геохимическаяпачка А) [3]. Однако в настоящее время автор при-держивается другой парадигмы, не предполагающейприверженности какой-либо одной концепции гене-зиса нефти.

Создать общую теорию нафтидогенеза, пригоднуюдля любых геологических условий, видимо, невоз-можно. Выделение региональных нефтематеринскихтолщ в качестве единого и обязательного источниканефтегазообразования некорректно.

А. Леворсен еще в XX веке пришел к выводу, чтонефтематеринские толщи никакого отношения кпрактике поисково-разведочных работ не имеют. Онутверждал, что проблема происхождения нефти игаза теряет в какой-то мере свое значение в качествеобязательной предпосылки для постановки поиско-вых работ. Причина заключается в том, что нефть инефтеподобные углеводороды обнаружены почти вовсех породах, не являющихся коллекторами. Коли-

чество остаточной нефти (микронефти), находя-щейся в рассеянном состоянии в этих породах, пре-вышает все разведанные запасы нефти и газа на зем-ном шаре. Следовательно, нет необходимости искатьособые материнские породы [4].

Надо признать и то, что различные виды палеоре-конструкций по существу являются «виртуальны-ми» и вряд ли могут использоваться в качестве ори-ентиров для выбора благоприятных нефтегазовыхобъектов, поскольку любая флюидопородная систе-ма подвергается вторичным процессам. Особенноважно учитывать метасоматоз. Таким образом, мыимеем дело с «молодыми» залежами и современны-ми фильтрационно-емкостными параметрами пла-ста; их преобразование может быть очень быстро-течным. Принципы возрастной аналогии и методи-ка расчетов категорийных запасов по эталонам неотвечают требованиям достоверности решениянефтегеологических задач. Н.А. Еременко и Дж. Чи-лингар [5] утверждали, что в очень короткое геоло-гическое время коллектор может стать покрышкой,а покрышка – коллектором. Скопления нефти и газаобнаружены во всех типах пород и во всех страти-графических горизонтах на суше и в акваториях. Посуществу, наша планета является единым нефтянымполигоном.

Мифы о «пике нефти» [6] опровергнуты новымиданными [7, 8]. Месторождения углеводородов могутбыть открыты в самых неожиданных местах и усло-виях. Темпы и объемы добычи нефти и газа, а такжецены на них зависят от различных природных, техно-генных и рыночных флуктуаций, включая геополи-тические факторы. То, что век «углеводородной циви-лизации» никогда не закончится, подтверждается на-личием и открытием новых разнообразных источни-

Н.П. Запивалов, д.г.-м.н. (Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН,

Новосибирский государственный университет)

УДК 553.982.2 + 504.062.2 Н.П. Запивалов, 2016

Ключевые слова: генезис нефти, «жизнь» месторождения, реабилитационные циклы, остаточная нефть, метасоматозKey words: origin of petroleum, «life» of an oilfield, rehabilitation cycles, residual oil, metasomatism




ков углеводородов (традиционных и не-традиционных), а также созданием ин-новационных методов и технологий ихдобычи и утилизации. Это убедительнодемонстрируют данные, представлен-ные на рис. 1–3.

В настоящее время 70 стран имеютразведанные запасы нефти, более 65стран осуществляют добычу нефти, ипрактически все государства мира втой или иной степени используют угле-водородное сырье для различныхцелей.

В России, как и мире в целом, добычанефти постоянно увеличивается, за ис-ключением периода перестройки исмены общественно-политическойформации (1989-2001 гг.) (рис. 4).

Исследования, обобщения и результаты

Нефтегазонасыщенный пласт пред-ставляет собой целостную взаимосвя-занную систему: породы (минералы) +флюиды (нефть, газ, вода). Залежьнефти – это «живая» флюидопороднаясистема, подчиняющаяся законам спон-танной саморегуляции. В связи с этимнаучную мысль и практические усилияследует сосредоточить на изучении иуправлении «жизненным циклом» месторождений.Необходимо учитывать, что этот цикл зависит отмногих градиентных факторов в быстротечном режи-ме. Залежь нефти может сформироваться, расформи-роваться и вновь образоваться. Поэтому многие скоп-ления нефти и газа являются молодыми.

Промысловые исследования и наблюдения вомногих регионах позволили установить, что крити-ческий порог устойчивого состояния флюидонасы-щенной системы в процессе разработкиместорождения определяет депрессияна пласт 5–8 МПа [9, 10]. Это значениепрактически универсально и примени-мо для всех типов коллекторов.

Флюидодинамические системы (зале-жи, месторождения) являются по мно-гим параметрам очаговыми, вероятнеевсего, фрактальными объектами с не-равномерной продуктивностью [11].Примером нарушения естественныхприродных процессов служит Верх-Тарское месторождение, которое было

Рис. 1. Распределение доказанных запасов нефти в мире в 1994 (а),2004 (б) и 2014 (в) г. (по данным BP Statistical Review of World Energy 2015)

Рис. 2. Динамика добычи нефти в мире (по данным BP Statistical Revi-ew of World Energy 2015)

Рис. 3. Динамика потребления нефти в мире (по дан-ным BP Statistical Review of World Energy 2015)

Рис. 4. Динамика добычи нефти в России (по данным сайта «Всео нефти» http://vseonefti.ru/)

уничтожено за 10 лет ускоренной выработки актив-ных запасов за счет завышенных темпов добычи иизлишне активного применения гидроразрыва пла-стов и заводнения [12] (рис. 5). Автор в течение мно-гих лет предлагает создать на основе уникальногорайона Восточной Сибири, где нефть присутствует впесчаниках мезозоя (Верх-Тарское месторождение),карбонатных породах палеозоя (Малоичское) и дажев гранитах Межовского массива, научно-технологи-ческий и образовательный федеральный полигондля натурных исследований, апробации новых и ти-ражирования инновационных технологий по всемуспектру нефтегазового производства, но активнойподдержки пока не получил. Именно Верх-Тарскоеместорождение нуждается в щадящей технологиче-ской реабилитации, поскольку природная реабили-тация может оказаться очень длительной. Есть ме-тоды и предложения, но недропользователь не готовк их внедрению.

Уравнение состояния флюидонасыщеннойсистемы

В первом приближении динамика состояний угле-водородных месторождений может описыватьсяэволюционным уравнением вида

где p = (p1, p2, ..., pk) – выбранный набор динамиче-ских величин, характеризующих состояние системы;a = (a1, a2, ..., al) – набор параметров системы; t – вре-менная переменная; Z – оператор, скорее всего, нели-

нейный, действующий на p и универ-сальный для всех (или для достаточнопредставительного класса) месторож-дений, определяемый на основанииэмпирических закономерностей раз-вития углеводородных скоплений.

Такой вид имеют уравнения дина-мики механических систем, жидко-стей и газов, классических физическихполей, атомных систем, галактик и др.Во всех перечисленных областях урав-нения такого вида служат основой ус-пешного исследования самых слож-ных процессов и явлений.

Наиболее эффективным представ-ляется построение натурных флюи-додинамических моделей на основефактических данных, отраженных вуравнениях переноса и баланса угле-

водородных масс и сопутствующихкомпонентов. Это особенно важно для подтвержде-ния закона о критическом пороге состояния нефте-газонасыщенных систем, эмпирически соответ-ствующем депрессии на пласт 5–8 МПа, и оценкиочаговой подпитки месторождений.

О нерешенных задачахВсе еще остается нераскрытой «тайна» «большой»

нефти в глубинном комплексе Западной Сибири(палеозой и докембрий), в том числе в погребенныхгранитах [13]. А.А. Трофимук называл палеозой «зо-лотой подложкой Западной Сибири». Автор прило-жил много усилий к изучению этой проблемы. Ис-следования продолжаются уже более 50 лет. Препят-ствием является геологическая неопределенностьклассического термина «фундамент».

Решение задачи скорейшего масштабного про-мышленного освоения прогнозных нефтегазовыхресурсов российских арктических акваторий в обо-зримой перспективе связано с серьезными трудно-стями. Геологи могут решить некоторые геополити-ческие задачи, но не более того. В то же время освое-ние огромной заполярной территории ЗападнойСибири – это совсем другая, почти решенная задача.

Баженитам и сланцевой нефти Западной Сибирипосвящено большое число работ, однако единого ви-дения проблемы пока не получено. По данным иссле-дований [14] отложения баженовской свиты по гео-химической специализации относятся к формацииметаллоносных черных сланцев. Содержание в них U,Zn, Sr, Ba и As, Co и Tb соответственно более чем в3 раза и в 1,5 раза больше, чем в черных сланцах мира.

( )∂

∂=

pp,� a

tZ t,� ,�



Рис. 5. Динамика добычи нефти на Верх-Тарском (1) и Малоичском (2) ме-сторождениях

Содержание урана в породах колеблется от 2 до171 г/т (в среднем 40,9 г/т). Ориентировочно ресурсыэтого металла в исследуемом районе составляют3 млрд т. Возможно, в будущем будет целесообраз-ным добывать уран и другие металлы из западноси-бирских баженитов, хотя бы в отдельных перспектив-ных районах (может быть, и вместе с нефтью).

Обсуждение, предложения и выводыВ настоящее время в мире повсеместно ведется

форсированная коммерческая добыча легкоизвле-каемой нефти всеми доступными сверхинтенсив-ными методами. Запасы остаточной нефти к на-стоящему моменту составляет 55–70 %. Для добы-чи остаточной (трудноизвлекаемой) нефти из про-дуктивных пластов нужны принципиально новыеидеи и технологии. Большой интерес и очевидныеперспективы представляют прорывные нанотехно-логии в нефтегазовой геологии [10, 15].

В научных исследованиях, прогнозах, поисках,разведке и разработке месторождений следуеториентироваться на установление зон (очагов) сактивным градиентным флюидным режимом вкаждый отдельный момент времени. Методов итехнологий таких инновационных процедур сей-час достаточно, включая высотные и космическиесъемки. Рекомендуются, например, динамическийфлюидный метод (ДФМ) [16] и технология спек-трального анализа микросейсм (SAM) [17]. Этитехнологии позволяют четко выявлять высоко-продуктивные очаги в процессе разведки и разра-ботки месторождений.

В процессе освоения нефтегазовых месторожде-ний, особенно в период их активной (форсиро-ванной) разработки, необходимо применять реа-билитационные циклы, способствующие быстро-му восстановлению энергии пласта и фильтра-ционных свойств, а также образованию новыхобъемов углеводородных масс. В итоге это обеспе-чит продолжительную эксплуатацию объекта, вы-сокую конечную нефтеотдачу, соблюдение эколо-гических стандартов, а также существенную эко-номию труда и капитала.

Активные процессы современной очаговой под-питки углеводородных скоплений и соответствую-щее увеличение запасов, безусловно, представляютнаучный и практический интерес, определяя на-правление «нанотехнологической нефтегазовой ре-волюции». Наглядным и убедительным примеромочаговой подпитки углеводородных скопленийможет служить Ромашкинское месторождение(Республика Татарстан) (рис. 6).

По оценке академика АН РТ Р.Х. Муслимова, наРомашкинском месторождении ежегодно происхо-дит восполнение около 3 млн т нефти. По его мне-нию, завершающая стадия разработки месторожде-ний может длиться сотни лет [18, 19]. Подпитка от-дельных зон и очагов на многих разрабатываемыхместорождениях и образование новых объемов уг-леводородов являются доказанным фактом.

Многие скважины и месторождения по разнымпричинам подлежат ликвидации. Необходима вре-менная консервация этих скважин для осуществ-ления реабилитационных циклов [20, 21] с воз-можной подпиткой, после чего вероятна их по-вторная эксплуатация. Эта идея подтвержденафактами, приведенными в работе [22]. Однако пе-реформирование залежей по принципу капилляр-но-гравитационной сегрегации представляетсобой упрощенный вариант. Природные процес-сы намного сложнее.

Особый интерес вызывают доломиты в карбонат-ных толщах, образованных за счет позднего мета-соматоза. Наноразмерные метасоматические про-цессы увеличивают не только пористость, но ипроницаемость, способствуют образованию хоро-ших и часто высокодебитных карбонатных коллек-торов. Можно инициировать ускоренный техно-генный процесс метасоматической доломитизациии создавать или обновлять высокопродуктивныеочаги на месторождениях [23–25]. В принципевнедрение в науку и практику нанотехнологиче-ских подходов крайне необходимо [11].

Нужно в различных нефтегазовых районах органи-зовать научно-технологические полигоны, аналогич-



Рис. 6. История разработки Ромашкинского место-рождения

ные полигону GBRN (Global Basin Research Network) упобережья Луизианы, где расположено гигантское ме-сторождение Мексиканского залива Юджин Айленд.Если такой вариант требует больших затрат или не-возможен по другим причинам, то необходимо нали-чие хотя бы одной научно-исследовательской скважи-ны на каждом эксплуатирующемся месторождении.Нужны постоянные наблюдения в непрерывном ре-жиме за изменениями в самом флюидонасыщенномпласте. Следует напомнить, что для Кольской сверх-глубокой скважины глубиной 12262 м многиеаприорные геологические и геофизические моделиоказались неподтвержденными.

Разнообразные виртуальные модели (геохимиче-ские, сейсмические, математические и др.) не могутдостоверно отражать динамику жизненного цикламесторождения. Известный специалист по матема-тической статистике профессор Дж.И.П. Боксписал: «В сущности, все модели неправильны, нонекоторые из них бывают полезными» [26]. Это жечетко показал специалист по вопросам моделиро-вания ExxonMobil Сяо-Хуи Ву, утверждая: «Сни-зить источник неопределенности можно, сокративчисловые ошибки и ошибки моделирования на ос-нове выборочных данных» [27]. Геофлюидодина-мический мониторинг земных глубин резко отста-ет от космического мониторинга. Это отставаниеможет оказаться фатальным для цивилизации!

«Нефтяная судьба» России может иметь много-обещающее продолжение, которое зависит от мно-гих факторов, включая степень вовлеченностифундаментальной науки.

Практические рекомендации на ближайшую перспективу

В настоящее время следует сосредоточиться на ра-циональной разработке действующих месторожде-ний с целью щадящей выработки остаточной (труд-ноизвлекаемой) нефти, а также на обнаруженииновых, в том числе вторичных, углеводородных скоп-лений по всему стратиграфическому разрезу (вклю-чая глубинные горизонты и различные породно-флюидные ассоциации) в районах с развитой много-плановой инфраструктурой.

Если этого не сделать, то огромные массы утвер-жденных остаточных запасов нефти останутся внедрах Западной Сибири до следующих «новых»открытий уже ранее открытой нефти.

Для решения данных и многих других проблемтребуется привлечение всего потенциала россий-ской науки. Недропользование должно быть на-учным.

Природные нефтегазовые системы надо беречь.В этом заключается основная экологическая пара-дигма.


1. Молчанов В.И., Гонцов А.А. Моделирование нефтегазообразо-вания. – Новосибирск: ОИ ГГМ, 1992. – 246 с.2. Баренбаум А.А. Научная революция в проблеме происхожде-ния нефти и газа. Новая нефтегазовая парадигма // Георесурсы. –2014. – № 4 (59). – С. 3–9. 3. Запивалов Н.П. Геолого-геохимическая характеристика мезо-зойских отложений и перспективы нефтегазоносности Обь-Ир-тышского междуречья: дис. ... канд. геол.-мин. наук. – Новоси-бирск, 1961. – 237 c.4. Леворсен А. Геология нефти и газа. – М.: Мир, 1970. Серия«Науки о земле». – Т. 22. – 638 с.5. Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубежевеков. – М.: Наука, 1996. – 176 с.6. Hubbert K.M. Nuclear energy and the fossil fuels // Drilling and Pro-duction Practice: Proceedings of American Petroleum Institute SpringMeeting. – Houston, Texas, 1956. – pp. 7-25. 7. Klare M. Peak oil is dead // Oil and Maritime. – 2014. – June. – P. 36–38.8. Yergin D. There will be oil // The Wall Street Journal. – 2011. –September 17. URL: http://www.wsj.com/articles/SB100014240531119040606045765725529986743409. Запивалов Н.П., Попов И.П. Флюидодинамические модели за-лежей нефти и газа. – Новосибирск: Гео, 2003. – 198 с. 10. Запивалов Н.П. Динамика жизни нефтяного месторождения//Известия Томского политехнического университета. – 2012. –Т. 321. – № 1. – С. 206–211. 11. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Фракталы и на-ноструктуры в нефтегазовой геологии и геофизике. – Новоси-бирск: ГЕО, 2009. – 131 с.12. Запивалов Н.П. Новосибирская нефть-2010 как зеркало рос-сийской «нефтянки» // Эко: всероссийский экономический жур-нал. – 2010. – №9. – С. 31–49.13. Проблемы нефтегазоносности верхнепротерозойских и па-леозойских комплексов Беларуси и Сибири: монография/Р.Е. Айзберг, Р.Г. Гарецкий, Н.П. Запивалов [и др.]: под ред.В.А. Москвича. – Минск: БЕЛГЕО, 2003. – 360 с.14. Минералого-геохимические особенности баженовской свитыЗападной Сибири по данным ядерно-физических и электронно-микроскопических методов исследований / Л.П. Рихванов,Д.Г. Усольцев, С.С. Ильенок, А.В. Ежова // Известия Томского по-литехнического университета. – 2015. – Т. 326. – № 1. – С. 50–63.15. Хавкин А.Я. Актуальные стратегические задачи нефтедобычи //25 лет РАЕН: Сборник статей. Секция нефти и газа. – М.: Издатель-ский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. – С. 11-21. 16. Писецкий В.Б. Прогноз флюидодинамических параметровбассейна по сейсмическим данным. – Екатеринбург: УГГГА,2011. – 10 с.17. Ведерников Г.В. Прогноз залежей углеводородов по характери-стикам микросейсм: избр. статьи. – Новосибирск: Изд-во«Свиньин и сыновья», 2012. – 202 с.



18. Иктисанов В.А. Основные загадки нефти // 25 лет РАЕН:Сборник статей. Секция нефти и газа. – М.: Издательский центрРГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. – С. 186–191.19. Муслимов Р.Х. Новый взгляд на перспективы развития супер-гигантского Ромашкинского месторождения // Геология нефти игаза. – 2007. – №1. – С. 3-12.20. Запивалов Н.П. Пять неотложных мер нефтедобычи ЗападнойСибири // Эко: всероссийский экономический журнал. – 2015. –№ 5. – С. 111–117.21. Беднаржевский С.С., Запивалов Н.П., Смирнов Г.И. Реабилита-ционные циклы нелинейной динамики нефтегазовых месторож-дений как основа повышения их продуктивности // Наука и биз-нес: пути развития. – № 4 (46). – 2015. – С. 27–31. 22. Дьячук И.А. К вопросу переформирования нефтяных место-рождений и пластов // Георесурсы. – 2015. – № 1 (60). – С. 39–45.23. Запивалов Н.П. Инновационные технологии в разведке и раз-работке нефтегазовых месторождений на основе новой геологи-ческой парадигмы // Георесурсы. – № 1 (56). – 2014. – С. 23–28.24. Запивалов Н.П. Метасоматическая доломитизация и нефтега-зоносность карбонатных пород (наноэффекты образованиявторичных высокопродуктивных коллекторов) // Наука и техно-логии в России. – 2009. – Т. 88. – № 2. – С. 31–39.25. Поспелов Г.Л. Парадоксы, геолого-физическая сущность и ме-ханизмы метасоматоза. – Новосибирск: Наука СО, 1973. – 356 с.26. Box G.E.P., Draper N.R. Empirical model building and responsesurfaces. – New York: John Wiley & Sons, 1987. – 424 p.27. Xiao-Hui Wu. How to Predict Reservoir Performance with Subsur-face Uncertainty at Multiple Scales? Society of Petroleum Engineers:Distinguished Lecturer Program, 2015. – Lecture.

References1. Molchanov V.I., Gontsov A.A., Modelirovanie neftegazoobrazovaniya(Modeling of oil and gas formation), Novosibirsk, Publ. of United In-stitute of Geology, Geophysics and Mineralogy, 1992. 246 p. 2. Barenbaum A.A., Georesursy = Georesources, 2014, V. 59, no. 4, pp. 3-9. 3. Запивалов Н.П., Geologo-geokhimicheskaya kharakteristika mezo-zoyskikh otlozheniy i perspektivy neftegazonosnosti Ob’-Irtyshskogomezhdurech’ya (Geological and geochemical characteristics of Meso-zoic sediments and petroleum potential of the Ob-Irtysh interfluve):thesis of the candidate of geological-mineralogical sciences, Новоси-бирск, 1961.4. Levorsen A.I., Geologiya nefti i gaza (Geology of oil and gas), Mos-cow: Mir Publ., Earth sciences series, 1970, V. 22. 638 p. 5. Eremenko N.A., Chilingar G.V., Geologiya nefti i gaza na rubezhevekov (Geology of oil and gas at the turn of the century), Moscow:Nauka Publ., 1996. 176 p.6. Hubbert M.K., Nuclear energy and the fossil fuels, Drilling and Pro-duction Practice, Procedings of American Petroleum Institute SpringMeeting. Houston, Texas, 1956, pp. 7–25.7. Michael Klare, Peak oil is dead, Oil and Maritime, 2014, June,pp. 36–38.8. Daniel Yergin, There will be oil, The Wall Street Journal, 2011,September 17, URL: http://www.wsj.com/articles/SB10001424053111904060604576572552998674340

9. Zapivalov N.P., Popov I.P., Flyuidodinamicheskie modeli zalezheynefti i gaza (Fluidodynamic models for petroleum systems), Novosi-birsk: Geo Publ., 2003, 198 p. 10. Zapivalov N.P., Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2012,V. 321, no. 1, pp. 206–211. 11. Zapivalov N.P., Smirnov G.I., Kharitonov V.I., Fraktaly i nanostruktu-ry v neftegazovoy geologii i geofizike (Fractals and nanostructures in pet-roleum geology and geophysics), Novosibirsk: Geo Publ., 2009. 131 p.12. Zapivalov N.P., Eko: vserossiyskiy ekonomicheskiy zhurnal, 2010,no. 9, pp. 31-49. 13. Ayzberg R.E., Garetsky R.G., Zapivalov N.P. et al., Problemy nefte-gazonosnosti verkhneproterozoyskikh i paleozoyskikh kompleksov Bela-rusi i Sibiri (Problems of oil-and-gas capacity of the Upper-Protero-zoic and Paleozoic complexes in Belarus and Siberia), Minsk, BelGeoPubl., 2003. 360 p. 14. Rikhvanov L.P., Usoltsev D.G., Ilenok S.S., Ezhova A.V., Bulletin ofthe Tomsk Polytechnic University, 2015, V. 326, no. 1, pp. 50–63. 15. Khavkin A.Ya., Aktual’nye strategicheskie zadachi neftedobychi (Keystrategical problems in oil production at present), Collected papers“25 years of RANS: Oil and Gas Section”, Moscow: Publ. of GubkinRussian State Oil and Gas University, 2015, pp. 11-21. 16. Pisetsky V.B., Prognoz flyuidodinamicheskikh parametrov basseynapo seismicheskim dannym (Prognosis of fluid-dynamic parameters of abasin based on seismic data), Ekaterinburg, Publ. of Ural State MiningUniversity, 2011. 10 p.17. Vedernikov G.V., Prognoz zalezhey uglevodorodov po kharakteristi-kam mikroseym: izbrannye stat’i (Prognosis of hydrocarbon pools bycharacteristics of microseisms: selected papers), Novosibirsk: Publis-hing House “Svin’in i synov’ya”, 2012. 201 p. 18. Iktisanov V.A., Osnovnye zagadki nefti (The main enigmas of oil),Collected papers “25 years of RANS: Oil and Gas Section”, Moscow:Publ. of Gubkin Russian State Oil and Gas University, 2015, pp. 186-191.19. Muslimov R. Kh., Geologiya nefti i gaza, 2007, no. 1, pp. 3-12. 20. Zapivalov N.P., Eko: vserossiyskiy ekonomicheskiy zhurnal, 2015,no. 5, pp. 111–117. 21. Bednarzhevskiy S.S., Zapivalov N.P., Smirnov G.I., Nauka i biznes:puti razvitija, 2015, V. 46, no. 4, pp. 27–31. 22. Dyachuk I.A., Georesursy = Georesources, 2015, V. 60, no. 1,pp. 39–45. 23. Zapivalov N.P., Georesursy = Georesources, 2014, V. 56, no. 1,pp. 23–28.24. Zapivalov N.P., Nauka i tekhnologiya v Rossii, 2009, V. 88, no. 2,pp. 31–39. 25. Pospelov G.L. Paradoksy, geologo-geofizicheskaya sushchnost’ i mek-hanizmy metasomatoza (Paradoxes, geologic-physical nature and mec-hanisms of metasomatosis), Novosibirsk: Nauka Publ., 1973. 356 p. 26. Box G.E.P., Draper N.R., Empirical model building and response sur-faces, New York, John Wiley & Sons, 1987. 424 p.27. Xiao-Hui Wu., How to predict reservoir performance with subsurfa-ce uncertainty at multiple scales, Society of Petroleum Engineers: Dis-tinguished Lecturer Program, 2015, Lecture.





Экспериментальные исследования глинисто-кремнистых сланцевых пород с точки зренияспособности создания новых поверхностей

Введение Разрушение сланцевых пород с помощью гидро-

разрыва – основное условие обеспечения эффектив-

ной промышленной разработки сланцевых место-

рождений углеводородов (УВ). В результате гидро-

разрыва в породах создается система трещин, и про-

слои породы приобретают достаточную для извлече-

ния нефти проницаемость.

Таким образом, в основе технологии добычи слан-

цевых УВ лежат процессы разрушения и дисперги-

рования сланцевых пород под действием гидропото-

ков. В научном и технологическом плане при изуче-

нии данных процессов необходим учет:

• физико-механических характеристик пород, об-

условливающих их поведение при разрушающих на-

грузках;

• фильтрационных взаимодействий для выявления

режимов, при которых происходит высокодисперс-

ное разрушение пород с образованием больших

удельных развитых поверхностей;

• многообразия свойств горных пород, факторов

неоднородности, неопределенности и нечеткости

пород для установления типов и классов пород по

способности к разрушению и диспергированию в

условиях гидродинамических воздействий.

Особенности деформации горных породВ физико-механическом отношении горные породы

представляют собой исключительно разнообразные

системы: от хрупких до высокопластичных [1–5].

В работе [1] представлены данные по склонности гор-

ных пород к хрупкому разрушению.

Для количественного выражения склонности горных

пород к хрупкому разрушению используется параметр

x – отношение модуля деформации на запредельной

стадии деформации (модуль спада) к модулю дефор-

мации при сжатии.

Согласно табл. 1 наиболее высокой склонностью к

хрупкому разрушению характеризуются аргиллиты

и алевролиты. Деформационно-механическое пове-

дение глинистых пород может быть не только хруп-

ким, как у аргиллита и алевролита, но и высокопла-

стичным, особенно в случае заметного присутствия

водной фазы. Более того, глинистые породы могут

обладать не только пластичностью, но и тиксотропи-

ей – способностью восстанавливать форму после

снятия нагрузки (рис. 1) [4].

Т.В. Арутюнов (ООО «НК «Роснефть» – НТЦ»),О.В. Савенок, д.т.н. (ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный

технологический университет»)

УДК 550.4:552.578.3 Т.В. Арутюнов, О.В. Савенок, 2016

Ключевые слова: глинисто-кремнистые сланцевые породы, деформационно-механическое поведение, предел устойчивостигорных пород, способность создания новых поверхностей, влагосодержание породыKey words: clay-siliceous shale formation, deformation and mechanical behavior, limit of stability of rocks, the ability to create newsurfaces, the moisture content of the rock

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

Таблица 1

Порода Место отбора

Мрамор Территория Каррара 0,5 4,0

Карналлит Верхнекамское месторождение

0,5 4,0

Песчаник Западный Донбасс 0,6 3,0

Каменная соль Солотвинское месторождение

1,0 6,5

Сульфидная руда г. Норильск 1,1 2,5

Песчаник мелкозернистый

Шахта «Распадская» 1,1 4,0

Мрамор с. Коелга, Челябинская обл.

1,2 4,5

Песчаник серый г. Жезказган 1,9 9,0

Аргиллит – 2,5 8,0

Алевролит – 10,0 14,0

Примечание. b – коэффициент поперечной деформации.



На рис. 2 показаны экспериментальные зависимости

напряжения от деформации искусственных образцов

глинисто-кремнистых сланцевых пород при сжатии.

Сопоставление деформационных кривых показы-

вает, что упругий характер поведения демонстри-

руют корундовый материал и образец 622 со сравни-

тельно невысокой долей коллоидов, тогда как мате-

риалы с большей долей коллоидных компонентов

обладают некоторой пластичностью, что связано с

наличием в их составе тонкой дисперсионной среды.

Вместе с тем пластичность испытанных материа-

лов незначительна, что, предположительно, обуслов-

лено малым влагосодержанием образцов. Для про-

верки этого предположения образцы 622 и 262 на-

полнили водой до состояния водонасыщения, а затем

провели деформационные испытания (рис. 3).

Деформационное поведение водонасыщенных об-

разцов существенно отличается от поведения исход-

ных материалов: водная среда в поровом пространстве

способствует значительному усилению пластического

течения и исключает хрупкое разрушение. Это под-

тверждает справедливость положения о глинистых

грунтах как физико-химических системах [6, 7]. На-

пример, в работе [6] показано, что к основным отличи-

тельным признакам глин относятся высокая диспер-

сионность, наличие коллоидного и водного факторов,

а сами глинистые породы представляют собой физико-

химические системы с иерархическим строением

структурных элементов, активно взаимодействующих

друг с другом на всех уровнях. Кроме того, зависи-

мость деформационного поведения от влагосодержа-

ния означает, что эффекты фильтрационного проник-

новения жидкости в породу в результате гидроразрыва

способны менять характер разрушения пород.

Системные представления о пределахустойчивости горных пород

Для описания разрушения необходимо знать зако-

номерности (фазы) развития деформационно-про-

странственной нестабильности пород:

• порода в устойчивом состоянии;

• порода в стадии активной деформации без опас-

ности разрушения;

• порода в предразрушающей области;

• порода в стадии разрушения.

Дефектные области в породах могут возникать в

результате действия различных нагрузок техноген-

ного или природного характера.

При описании прочности горных пород исполь-

зуются теории Кулона и Мора [5]. Для несцементи-

рованных песчаников эти теории совпадают и дают

общий критерий t = s ⋅ tg j ( t – касательное напря-

жение на некоторой площадке; s – нормальное к

этой площадке напряжение; j – угол внутреннего

трения). При достижении касательными напряже-

ниями некоторого предельного значения происходит

разрушение породы.

В работе [8] приведены результаты исследований

песчаников и сланцев, для которых установлено, что

прочность горных пород зависит от вида напряжен-

ного состояния, форм и видов влаги в породах. С ро-

Рис. 1. Кинетика восстановления прочности тиксот-ропной системы (1) и квазитиксотропных природныхгрунтов (2, 3) [4]

Рис. 2. Экспериментальные зависимости напряже-ния от деформации для искусственных образцовглинисто-кремнистых сланцевых пород при сжатии(шифр кривых – номер образца)

Рис. 3. Экспериментальные зависимости напряже-ния от деформации для водонасыщенных образцовглинисто-кремнистых сланцевых пород при сжатии(шифр кривых – номер образца)

стом влажности прочность пород уменьшается не

только при одноосном сжатии (рис. 4), но и при

сложном напряженном состоянии.

Исходя из характера разрушения неоднородного

массива на макроуровне механизм разрушения и рас-

крытие трещин существенно зависят от напряженно-

го состояния массива, его строения и способа воз-

действия. В исследованиях деформирования горных

пород в предразрушающей области и стадий разру-

шения преобладает физико-технический подход.

Так, в работе [9] при прогнозировании разрушения

горных пород в качестве долгосрочного предвестни-

ка разрушения использовали порог дилатансии;

среднесрочного – момент формирования периодиче-

ской мезотрещинной структуры; краткосрочного –

момент начала перераспределения деформационных

реверсивных деформаций образца.

Продолжительность и сила воздействия имеют

большое значение при разрушении пород [10]. С уве-

личением продолжительности силового воздействия

и малых его скоростях характер разрушения стано-

вится квазистатическим – в каждый момент времени

существует статическое равновесие между активной

силой и реакцией разрушаемой горной породы.

В горных породах в состоянии сильного сжатия воз-

никают и развиваются дефектно-деформационные

диссипативные мезотрещинные структуры (ДМС)

[11]. При одноосном сжатии в предразрушающей

области нагружения наблюдается осциллирующий ха-

рактер объемных деформаций, а также отмечается вы-

полаживание кривых с уменьшением на этом участке

модулей деформаций в 1,5–3 раза.

Таким образом, в рамках физико-механических под-

ходов модель поведения горной породы в предразру-

шающей области сводится к тому, что сначала форми-

руется дефектная деформационная структура, а затем

происходят образование субмикроскопических тре-

щин, накопление и объединение микротрещин. Вме-

сте с тем следует отметить, что в настоящее время про-

цессы разрушения массивов горных пород исследова-

ны недостаточно и их нельзя непосредственно исполь-

зовать в технологиях разработки сланцевых объектов.

Развиваемые в данной работе подходы, связанные с

микроструктурными исследованиями пород, могут по-

мочь в решении указанной задачи.

Экспериментальные исследования разрушения глинисто-кремнистых сланцевых пород при гидродинамическомвоздействии

Испытания образцов глинисто-кремнистых слан-

цевых пород при гидродинамическом воздействии

выполняли по схеме опыта Дарси с созданием опре-

деленного гидростатического напора жидкости h

(рис. 5). Эта схема позволяет имитировать условия,

возникающие при гидроразрыве пород.

Величина гидростатического напора подбиралась

таким образом, чтобы обеспечивалось разрушение об-

разцов. По результатам определения предельного для

каждого образца гидростатического напора находили

параметр, характеризующий способность создания

новых поверхностей породы, в качестве которого при-

меняли параметр Kp – отношение предельного гидро-

статического напора для эталонного образца 100 Hэ к

аналогичному показателю для некоторого образца Hi(табл. 2).



Рис. 4. Зависимость предела прочности пород отвлажности при одноосном сжатии (отрыве): 1 – среднезернистый песчаник; 2 – каинитовая порода;3 – кварцевый песчаник; 4 – горючий сланец

Рис. 5. Схема опыта Дарси

Таблица 2 Номер образца породы , м Hi Kp

100 37 ± 5 1

622 47 ± 7 0,79

442 53 ± 7 0,70

262 61 ± 8 0,61

Как видно из табл. 2, способность создания новых

поверхностей тем выше, чем ниже доля коллоидного

компонента.

Выводы1. Разработан параметр, характеризующий способ-

ность создания новых поверхностей породы.

2. На основе экспериментальных исследований по-

казано, что характер деформационного поведения

глинисто-кремнистых сланцевых пород в значитель-

ной степени зависит от влагосодержания пород.

3. Выполненные экспериментальные исследова-

ния способности глинисто-кремнистых образцов

пород создавать новые поверхности показали, что

указанное свойство коррелирует с долей коллоид-

ного компонента.


1. Баклашов И.В. Геомеханика. Т. 1. Основы геомеханики: учеб-ник. – М.: Издательство Московского государственного горногоуниверситета, 2004.

2. Геомеханика: методическое пособие / Э.В. Каспарьян, А.А. Козы-рев, М.А. Иофис, А.Б. Макаров. – М: Высшая школа, 2006. – 503 с.

3. Маслов Н.Н. Основы инженерной геологии и механики грун-тов. – М: Высшая школа, 1982. – 511 с.

4. Вознесенский Е.А. Динамическая неустойчивость грунтов. – М.:Эдиториал УРСС, 1999. – 263 с.

5. Карманский А.Т. Экспериментальное обоснование прочностии разрушения насыщенных осадочных горных пород: дисс. ... д-ра техн. наук. – СПб.: Санкт-Петербургский государственныйгорный институт имени Г.В. Плеханова, 2010.

6. Арутюнов Т.В., Савенок О.В. Принципы моделирования поро-вой структуры сланцевых пород // XIII Международная научно-практическая конференция «Современные концепции научныхисследований» (Россия, г. Москва, 29-30 апреля 2015 года), М.:Евразийский союз ученых, 2015. – Часть II. – С. 103-109. – URL:http://issuu.com/euroasiascience/docs/evro_13_p11

7. Арутюнов Т.В., Савенок О.В. Моделирование глинистых пород сколломорфным кремнеземом // Инженер-нефтяник. – 2015. –№ 2. – С. 18-21.

8. Латыпов А.Г. Геотехнологические особенности эксплуатациигазовых скважин в слабосцементированных пластах-коллекто-рах // Электронный журнал «Нефтегазовое дело», 2004. – Т. 2. –С. 83-89. – URL: http://www.ngdelo.ru/2004/83-89.pdf

9. Опанасюк А.А. Исследование закономерностей деформированиягорных пород в предразрушающей области нагружения: дисс. ...канд. техн. наук. – Владивосток, 2006.

10. Влияние физико-механических свойств песчаника, алевролита,аргиллита на характер их разрушения / С.Ю. Макеев, В.Я. Осен-ний, А.С. Баскевич, Г.А. Рыжов // Сучасні ресурсоенергозберігаючітехнології гірничого виробництва: Науково-виробничий збірник /Кременчуцький Державний політехнічний ун-т ім. М. Остро-градського. – 2010. – № 2 (6). – С. 21-27.

11. Глатоленков А.И. Физико-техническое обоснование раз-упрочнения массива горных пород взрывом // Вестник НАН РК,1996. – № 1. – С. 30-39.

References1. Baklashov I.V., Geomekhanika (Geomechanics), Part 1. Osnovy geo-mekhaniki (Fundamentals of geomechanics), Moscow: Publ. of Mos-cow State Mining University, 2004.

2. Kaspar’yan E.V., Kozyrev A.A., Iofis M.A., Makarov A.B., Geomekha-nika (Geomechanics), Moscow: Vysshaya shkola Publ., 2006, 503 p.

3. Maslov N.N., Osnovy inzhenernoy geologii i mekhaniki gruntov (Fun-damentals of engineering geology and soil mechanics), Moscow: Vy-sshaya shkola Publ., 1982, 511 p.

4. Voznesenskiy E.A., Dinamicheskaya neustoychivost’ gruntov (Dyna-mic instability of soils), Moscow: Editorial URSS Publ., 1999, 263 p.

5. Karmanskiy A.T., Eksperimental’noe obosnovanie prochnosti i razrus-heniya nasyshchennykh osadochnykh gornykh porod (Experimentalstudy on strength and fracture saturated sedimentary rocks): thesis ofdoctor of technical science, St. Peterburg, 2010.

6. Arutyunov T.V., Savenok O.V., Printsipy modelirovaniya porovoy struk-tury slantsevykh porod (Principles of modeling the pore structure of shalerock), Proceedings of XIII International scientific and practical conferen-ce “Sovremennye kontseptsii nauchnykh issledovaniy” (Modern con-cepts of scientific research), Moscow, 29-30 April 2015, Part 2, pp. 103-109, URL: http://issuu.com/euroasiascience/docs/evro_13_p11

7. Arutyunov T.V., Savenok O.V., Inzhener-neftyanik, 2015, no. 2,pp. 18-21.

8. Latypov A.G., Neftegazovoe delo, 2004, V. 2, pp. 83-89, URL:http://www.ngdelo.ru/2004/83-89.pdf

9. Opanasyuk A.A., Issledovanie zakonomernostey deformirovaniya gor-nykh porod v predrazrushayushchey oblasti nagruzheniya (The study ofrock deformation laws of prebreaking loading area): thesis of candida-te of technical science, Vladivostok, 2006.

10. Makeev S.Yu., Osenniy V.Ya., Baskevich A.S., Ryzhov G.A., Vliyaniefiziko-mekhanicheskikh svoystv peschanika, alevrolita, argillita na kha-rakter ikh razrusheniya (Influence of physical and mechanical proper-ties of sandstone, siltstone, mudstone on the nature of their destruc-tion), Proceedings of Kremenchuk National University, Kremenchuk,2010, V. 2(6), pp. 21-27.

11. Glatolenkov A.I., Vestnik NAN RK, 1996, no. 1, pp. 30-39.





Перспективы доразведки берриасских отложенийнижнего мела Восточного Ставрополья

ВведениеБольшинство месторождений Восточного Ставро-

полья находится на завершающей стадии разработ-ки и практически полностью разбурены. В послед-ние годы на территории Восточного Ставропольявозобновлено бурение для доразведки и доразработ-ки известных и пропущенных залежей нижнегомела и юры, сопровождающееся отбором керна иего дальнейшими специальными лабораторно-пет-рофизическими исследованиями. Посредством ана-лиза материалов керна и геофизических исследова-ний скважин (ГИС) «нового» и «старого» фондоввыявлены перспективные направления дальнейшейразведки, оценки и разработки отдельных залежей, кчислу которых относятся отложения берриаса (пла-сты К1XII-XII2). Продуктивность пластов K1XII-XII2нижнего мела известна только на месторождениях Бе-лозерское, Зимняя Ставка, Надеждинское (поле Старо-бакресское).

В настоящее время берриасские отложения слабоохарактеризованы керновым материалом, а имею-щиеся данные лабораторных исследований не пред-ставительны. Кернового материала недостаточнодля создания собственной петрофизической моде-ли, необходимой для корректного выделения иоценки перспективных интервалов.

Особенности исследования берриасских коллекторов

По имеющимся керновым данным отложенияберриаса представлены песчаниками, алевролита-ми с прослоями гравелитов, аргиллитов и извест-няков. Наиболее распространенным и обладающимколлекторским потенциалом типом пород являют-ся песчаники. К характерным особенностям песча-ников относятся постоянная примесь гравийного

материала, крайне плохая отсортированность ивесьма разнообразная степень окатанности.Их средняя минералогическая плотность состав-ляет 2,65 г/см3, пористость – 1,9–21,3 %; для образ-цов проницаемостью более 1⋅10-3 мкм2 средняя по-ристость по керну составляет около 14,2 %; прони-цаемость образцов-песчаников изменяется отменее 0,01⋅10-3 до 0,988⋅10-3 мкм2.

Коллекторы берриасских отложений относятся кгранулярным с межзерновой пористостью, пред-ставлены песчаниками или песчано-алевритовымиразностями с умеренной дисперсной глини-стостью, насыщены высокоминерализованнымипластовыми водами со слабо меняющейся по пло-щади и разрезу концентрацией солей Св ≈ 75–90 г/л,удельное электрическое сопротивление водrв ≈ 0,23–0,26 Ом⋅м, температура варьируется впределах 135–150 °С.

По сравнению с берриасскими продуктивнымиколлекторами залежи углеводородов в пределахтаких основных промышленных объектов разра-ботки, как K1I, K1 VIII-IX и J1-2, более широко рас-пространены и изучены в пределах ВосточногоСтаврополья, охарактеризованы большим объемомфактического кернового материала. Для нижнеме-ловых и юрских коллекторов авторами в рамках ре-гулярно проводимых проектов по пересчету запасовуглеводородов по месторождениям ВосточногоСтаврополья разработаны и внедрены интерпрета-ционные модели и методические подходы по выде-лению коллекторов и их оценке. На рис. 1, 2 приведе-ны сопоставления и распределения основныхфильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) выше- инижезалегающих объектов нижнего мела и юры. Изрис. 1, 2 видно, что коллекторские свойства объектовK1XII-XII2 нижнего мела заметно ниже, чем объ-

А.Н. Елисеев (ПАО «Оренбургнефть»), Д.А. Скуба, к.г.-м.н., Д.В. Томашев, к.г.-м.н.,

А.А. Чумичева, к.г.-м.н., А.В. Савинов (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»)


Ключевые слова: берриасские отложения, коллектор, граничное значение, Восточное СтавропольеKey words: Berriass sediments, reservoir, boundary reliability, East Stavropol Territory

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



ектов K1I, K1VIII-IX, но приближаются к ФЕС юр-ских залежей. Поэтому для выделения и оценки про-дуктивных проницаемых берриасских интерваловK1XII-XII2 можно рекомендовать использовать зави-симости и интерпретационные модели, установлен-ные для юрских отложений на более представитель-ном керновом материале.

Тем не менее для пластов К1XII-XII2 на керновом ма-териале месторождений Зимняя Ставка и Надеждин-ское установлена зависимость kпр = 0,0012⋅е0,6717Kп, ко-торая может быть рекомендована для приближен-ной оценки проницаемости берриасских коллекто-ров по данным ГИС (см. рис. 1). Зависимость имеетстепень корреляции сравниваемых параметров kпр иKп, равную 0,7.

Также с целью выделения коллекторов в интерва-ле залежей К1XII-XII2 приближенно получен собст-венный граничный предел aПС гр по совокупностиданных микрозондирования (МКЗ) и каверномет-рии (КВ) и результатам испытаний. Интегральныекривые распределений, соответствующие коллек-торам и неколлекторам для пластов K1XII-XII2, пе-ресекаются при aПС гр ≈ 0,485, что близко к предель-ному для юрских отложений aПС гр ≈ 0,5, установ-ленному как для данного месторождения, так и дляряда других площадей Восточного Ставрополья.Для пластов нижнего мела K1VIII-IX в пределахПрикумской зоны поднятий характерен aПС гр ≈0,55. В результате для отложений К1XII-XII2 приня-то aПС гр ≈ 0,49 (≈ 0,5).

Отсутствие представительного керна по коллек-торам пластов К1XII-XII2 и дополнительных лабо-раторных исследований по обоснованию зависи-мостей параметра пористости Рп = f(Kп) и пара-метра насыщения от водонасыщенностиРн = f(Kв) не позволяет получить хотя бы прибли-женные интерпретационные уравнения типа«керн – ГИС» и «керн – керн», необходимые дляоценки пористости, характера насыщения икоэффициентов насыщения коллекторов. Длятаких оценок после сравнительного анализа кол-лекторских свойств выше– и нижезалегающихподсчетных объектов промышленного значения

Рис. 1. Сопоставление проницаемости kпр и пористо-сти Кп по керну для песчано-алевритовых отложенийнижнего мела и юры месторождений ВосточногоСтаврополья

Рис. 2. Сравнительные распределения пористости попродуктивным залежам нижнего мела и юры, харак-терные для большинства месторождений Восточно-го Ставрополья: а – пласт K1IX (выборка 58 образцов; Kп = 0,03–0,25;Kп.ср = 0,13 (0,2)); б – пласт K1XII (выборка 256 образцов;Kп = 0,0231–0,213; Kп.ср = 0,0964 (0,14), выборка 58 об-разцов)); в – пласт J (выборка 37 образцов; Kп =0,02–0,18; Kп.ср = 0,11 (0,13))

и берриаских коллекторов в пределах ВосточногоСтаврополья целесообразно использовать интер-претационную модель, установленную для юр-ских отложений1.

Результаты бурения и испытания разведочных скважин

По результатам переинтерпретации имеющихсяданных 3D сейсморазведки в 2014 г. в рамках про-граммы геолого-разведочных работ в пределахЗимне-Ставкинского лицензионного участка про-бурены две разведочные скважины.

В процессе бурения первой скважины из интер-вала берриасских отложений нижнего мела былотобран керн с явными признаками нефтенасыще-ния. В связи с этим принято решение об испыта-нии пласта в эксплуатационной колонне. В резуль-тате опробования пласта с использованием элек-троцентробежного насоса (ЭЦН) скважина вышлана установившийся режим работы: дебит жидко-сти – 62,7 м3/сут, нефти – 36,4 т/сут; обводнен-ность – 30 %. Удельное электрическое сопротивле-

ние (УЭС) продуктивных интервалов по показа-ниям больших зондов ВИКИЗ, БКЗ близко к гра-ничному «нефть – вода», а в отдельных прослояхдаже несколько ниже граничного значения, уста-новленного для юрских залежей. При этом показа-ния методов кажущихся сопротивлений разли-чаются.

В процессе бурения второй скважины по даннымГИС в пласте K1XII выделены два прослоя с УЭС3,046 и 1,655 Ом⋅м. Согласно оперативному за-ключению по характеру насыщения нижний про-слой – водонасыщенный, насыщение верхнегопрослоя достоверно не установлено, возможно, оннефтенасыщенный. На основании положительныхрезультатов испытания пласта K1XII в первой раз-ведочной скважине было принято решение об ис-пытании пласта в эксплуатационной колонне.

В результате испытания пласта при помощи ЭЦНна штуцере диаметром 18 мм вторая скважинавышла на установившийся режим работы со сле-дующими параметрами: дебит жидкости –24,7 м3/сут; нефти – 19,7 т/сут; обводненность – 2 %.



Рис. 3. Литолого-геофизическая характеристика пласта K1XII по одной из новых скважин, пробуренных в преде-лах Зимне-Ставкинского лицензионного участка (Кн_п_J, Кн_п_К1 – попластовые значения нефтенасыщенности попластам соответственно юры и нижнего мела)

1 Шнурман И.Г. Изучение терригенных коллекторов Предкавказья по результатам геофизических исследований скважин. – Краснодар: Просвещение-Юг,2003. – 397 с.1 Shnurman I.G., Izuchenie terrigennykh kollektorov Predkavkaz’ya po rezul’tatam geofizicheskikh issledovaniy skvazhin (The study of Ciscaucasus terrigenous reservoirson the results of well logging), Krasnodar: Prosveshchenie-Yug Publ., 2003, 397 p.

Скважина была пущена в экс-плуатацию, после проведенияГРП дебит жидкости составил79,5 м3/сут; нефти – 50,6 т/сут;обводненность – 36 % (рис. 3).

Возможными причинаминесоответствия показанийметодов кажущихся сопро-тивлений и результатов испы-таний могут быть следующиефакторы:

– применение современныхбуровых растворов и их воз-можное «нестандартное»влияние на параметры зоныпроникновения пластов, покане достаточно изученное;

– несоблюдение временногоинтервала между окончаниембурения скважины и проведе-нием геофизических исследо-ваний, что может привести кформированию очень глубо-кой зоны проникновенияфильтрата бурового раствора,препятствующей корректной количественнойоценке параметров пласта.

В результате бурения, опробования и ввода в экс-плуатацию двух новых скважин был определен ирекомендован к дальнейшим испытаниям еще рядскважин (рис. 4).

Выводы1. Информация, полученная по двум новым сква-

жинам в пределах Зимне-Ставкинского лицензион-ного участка, изменила представления о размерахберриасской залежи, ФЕС ее коллекторов. Поэтомуследует предположить, что применение обобщен-ных интерпретационных моделей, полученных пофактическим материалам выше– и нижележащихгоризонтов, может в дальнейшем привести к иска-жению подсчетных параметров.

2. При интерпретации данных ГИС следует учиты-вать влияние на параметры пласта полимер-глини-стых ингибированных, известковистых и других ми-

нерализованных буровых растворов и промывоч-ных жидкостей, используемых ранее в ХХ веке. Этотфактор требует тщательного учета при подготовкеоперативных заключений по вновь пробуреннымскважинам и при построении интерпретационныхсвязей типа «керн – ГИС».

3. Разработка петрофизической модели для берри-асских залежей, а также установление интерпрета-ционной цепочки между большим объемом «ста-рых» скважин с ограниченным комплексом ГИС, безотбора керна и вновь пробуренных скважин приразличающихся свойствах используемых промы-вочных жидкостей позволит проводить более кор-ректную оценку подсчетных параметров и повыситэффективность планирования ГТМ.

4. Имеющиеся в настоящее время фактические ма-териалы по залежам берриаса Восточного Ставро-полья требуют дополнения посредством буренияновых скважин с отбором керна в интервалах пла-стов К1XII-XII2.



Рис. 4. Структурная карта кровли берриасских отложений изучаемой территории



Резервуары нефти и газа в доманиковыхотложениях Волго-Уральского бассейна

А.В. Ступакова, Г.А. Калмыков, Н.И. Коробова, А.А. Суслова, Н.П. Фадеева

(МГУ имени М.В.Ломоносова), С.И. Савченко, О.М. Тимошенко (ОАО «НК «Роснефть»)

УДК 553.98(2/.9) Коллектив авторов, 2016

Ключевые слова: доманиковые отложения, кремнистые породы, органическое вещество, минеральный состав, геохимическиепараметрыKey words: domanic formation, siliceous rocks, organic matter, mineral composition, geochemical parameters


Введение Богатые органическим веществом доманиковые

отложения уже давно привлекают внимание гео-логов-нефтяников как потенциальный источникнефти. Наличие свободных углеводородов в неф-тегазоматеринской толще заставляет задуматься овозможности их прямого извлечения. Как прави-ло, эта толща имеет сложное строение, представ-лена частым чередованием пород разного мине-рального состава и включает выдержанные интер-валы разреза с высоким содержанием углеводоро-дов как в свободном состоянии, так и в матрицепороды [1, 2].

Доманиковые отложения среднефранского ярусаверхнего отдела девонской системы выделяются всамостоятельную доманиковую свиту, обогащен-ную органическим веществом. Литологическиеаналоги доманиковых отложений отмечаются вверхнедевонско-нижнекаменноугольном разрезе,включая турнейский ярус и иногда нижнюю частьвизейского яруса [1]. Сходство литологическогосостава и условий формирования отложений до-маникового типа позволяет рассматривать их какединую доманиковую толщу верхнедевонско-

нижнекаменноугольного турнейского возраста.Эти отложения широко распространены на терри-тории Восточно-Европейской платформы, в Тима-но-Печорском и Волго-Уральском бассейнах.Область их распространения определяется грани-цами внутришельфовых впадин позднедевонско-раннекаменноугольного времени (рис. 1) [2].Сложное строение доманиковой толщи и различ-ные формы нахождения в ней углеводородов (как всвободном, так и в связанном состоянии) требуютабсолютно новых подходов к оценке ее строения,объема нефти и газа в составе толщи доманиковыхотложений и выделению интервалов, способныхаккумулировать углеводороды [3, 4].

Тектоническое положениеОбласть распространения доманиковых отложе-

ний меняется во времени и зависит от структур-ного плана региона. На поднятиях их толщина истратиграфический диапазон уменьшаются, вовпадинах отложения представлены наиболееполно и включают весь стратиграфический диапа-зон от семилукского яруса среднего девона до тур-нейского и визейского ярусов нижнего карбона.



Крупные поднятия Волго-Уральского бассейнасвязаны с кристаллическими массивами, а впади-ны, как правило, наложены на древние авлакогены.Авлакогены характеризуются большой протяжен-ностью и представляют собой линейно-вытянутыена многие сотни километров прогибы шириной до100–200 км. Сводовые поднятия оставались отно-сительно приподнятыми на протяжении всей исто-рии развития бассейна. Они раздроблены много-численными разрывными нарушениями, которыеформируют отдельные неглубокие грабены.

Результаты опробования среднефранско-турнейского комплекса отложений

Залежи нефти и нефтепроявления из доманико-вых отложений присутствуют на территории всегоВолго-Уральского бассейна в Татарстане, Башкор-тостане и Удмуртии, а также в Пермской, Самар-ской и Оренбургской областях. Нужно отметить,что даже в тех случаях, когда притоки нефти небыли получены, фиксировались большие водо-притоки, что подтверждает существование выдер-жанных пластов-коллекторов.

В Самарской и Оренбургской областях основныепритоки нефти из среднефранских-турнейскихотложений были отмечены в пределах Мухано-Ероховского прогиба. В Самарской области макси-мальный (55 м3/сут) приток нефти с водой полу-чен на Доматовской площади из бурегского гори-зонта, а в Оренбургской (более 100 т/сут) – наТвердиловской площади из турнейского яруса.Притоки нефти с дебитами 3–5 т/сут получены наюге Самарского Заволжья на площадях Борскойдепрессии (Аверьяновской, Северо-Максимов-ской, Борской, Ильменевской). В Оренбургскойобласти заслуживают внимания приток нефти де-битом 10 т/сут из скважины Петро-Херсонецкойплощади, а также нефтенасыщенный керн из бу-регского горизонта на Колганском месторождении(Восточно-Оренбургское поднятие).

Условия осадконакопления доманиковых отложений

Формирование доманиковой высокоуглероди-стой формации происходило на этапе синеклизно-го развития бассейна. Оно началось в позднеде-вонское время и продолжалось до раннекаменно-угольного турнейского времени. В этот периодустановился режим устойчивого морского бассей-на, в пределах которого сочетались относительноглубоководные условия внутришельфовых впадини периодически осушаемого мелководного шель-фа. Относительно глубоководные условия пре-обладали на месте древних авлакогенов, мелковод-но-морские – на древних выступах фундамента.

Высокоуглеродистые формации накапливалисьв периоды нескольких пиков морской трансгрес-сии в истории развития Земли, в морском бассей-не глубиной 100–300 м в условиях иловых впадини нормального газового режима. Преимуществен-ное отсутствие сероводородного заражения при-

Рис. 1. Схема развития доманиковых отложений вВолго-Уральском и Тимано-Печорском бассейнах [3](Сорг – содержание органического вещества)

донных вод обосновано широким распростране-нием остатков сидячего бентоса (пелициподы,замковые брахиоподы) и нектоннобентическихголовоногих (гониатитов), чувствительных к не-достатку кислорода. Тем не менее геохимическиеисследования показывают, что условия сероводо-родного заражения периодически возникали, таккак в некоторых образцах обнаружены производ-ные изорениератена – биомаркера сероводородно-го заражения фотического слоя [5].

Геохимическая среда осадконакопления представ-ляла собой окислительно-восстановительные об-становки (соотношение Pr/Ph варьировалось от0,11–0,88 до 1,57–2,24). В результате сформирова-лись кремнисто-карбонатные или карбонатно-кремнистые отложения с Сорг > 5 % как в относи-тельно глубоководных, так и в мелководных усло-виях. Соотношение DBT/P�– Pr/Ph в органическомвеществе указывает на области накопления мелко-водных карбонатно-глинистых осадков [6, 7].

Формирование разреза началось в условиях бы-строй морской трансгрессии и максимально высо-кого стояния уровня моря, когда происходило об-разование отложений с темной окраской, значи-тельным содержанием органического вещества,сильной пиритизацией, окремнением и своеобраз-ным комплексом морской фауны, местами породо-образующей. Толщина интервала с максимальновысоким Сорг обычно не превышает 20–40 м, лишьв единичных случаях достигает 60–80 м.

В процессе заполнения относительно глубоко-водного бассейна осадочным материалом возник-ло разнообразие обстановок осадконакопленияпри сохранении условий относительного погруже-ния бассейна. В это время осадки накапливались внескольких фациальных зонах. Среди них можновыделить внутришельфовые впадины, склоны и

зоны мелководно-морского шельфа (рис. 2).В этих зонах формировались различные типы раз-резов с разными фильтрационно-емкостнымисвойствами (ФЕС). В относительно глубоковод-ном бассейне на фоне быстрой трансгрессии, вы-сокого стояния уровня моря и последующего за-полнения бассейна осадочным материалом обра-зовывались богатые органическим веществом от-ложения верхнего девона – нижнего карбонаВолго-Уральского бассейна, которые по литологиии фациальным условиям осадконакопленияможно отнести к доманиковым.

Типы разрезов доманиковой формацииЧередование периодов трансгрессий с периода-

ми относительно спокойного внутришельфовогоосадконакопления обусловило слоистое строениедоманиковой толщи и чередование литологиче-ских пачек разного минералогического состава.Каждая пачка сложена определенными последова-тельностями карбонатно-кремнистых пород. В ос-новном суммарное количество карбонатных ми-нералов изменяется в зависимости от содержаниякремнистых пород (рис. 3). Глинистые минералы вразрезе практически отсутствуют. Их содержаниеобычно не превышает 1–2 %.

Кремнистыми породами (силицитами) назы-ваются осадочные образования, содержащие50–100 % свободного и (или) водного кремнеземав форме биогенных, биохемогенных и (или) хемо-генных компонентов. Эти компоненты состоят изминералов кремнезема: опала, кристобалита, хал-цедона, кварца. К карбонатным породам относят-ся образования, на 50 % и более состоящие из кар-бонатных минералов, среди которых чаще всеговстречаются кальцит и доломит. Глинистые поро-ды – осадочные образования, на 50 % и более сло-



Рис. 2. Типы разрезов и условия формирования доманиковой формации в позднедевонско-раннекаменноуголь-ное время [6]

женные глинистыми минералами размером неболее 0,01 мм. Основные глинистые минералыпредставлены каолинитом, монтмориллонитом,гидрослюдой и хлоритом [8]. Минералогическийсостав пачек зависит от условий осадконакопле-ния отложений в относительно глубоководныхвнутришельфовых впадинах, на склонах подня-тий и в условиях мелководно-морского шельфа.

Разрезы относительно глубоководных впадин, не-компенсированных осадконакоплением, аналогич-ны повсеместно накапливаемым на пике транс-грессии морского бассейна в доманиковое время.В остальное время область их распространенияограничена частью впадины, в которой еще не на-чалось активное осадконакопление. Разрез частопредставлен цикличным и неравномерным чередо-ванием тонкослоистых ритмитов керогеново-кар-бонатного-кремнистого и керогеново-кремнисто-карбонатного составов, а также тентакулитовых из-вестняков (пак-грейнстоунов) (рис. 4).

Разрезы склонов поднятий или бортов «рифовых»тел распространены на бортах впадин некомпен-сированного погружения и в нижних частях скло-нов прилегающих к ним поднятий. В разрезе, гдепреобладает карбонатный материал, высокоугле-родистые интервалы развивались вдоль биогерм-ных построек. В основном разрез представлен че-редованием пачек известняков (мадстоунов ивакстоунов) с прослоями обломочных разностей ивысокоуглеродистых кремнистых пород (рис. 5).

Разрезы мелководно-морского шельфа и впадин скомпенсированным осадконакоплением обрамляютвнутришельфовые впадины. В этих условияхуменьшается содержание органического веще-ства, слоистый характер толщи свидетельствует опреобладании тонкого материала в бассейне осад-конакопления. Для данного типа разреза харак-терна максимальная толщина пачек – до 150 м,изредка более. Согласно результатам анализакерна в разрезе преобладают известняки (вакстоу-ны), интенсивно биотурбированные, и известняки(пакстоуны), часто содержащие биокласты оди-ночных кораллов. Отмечаются также водоросле-вые известняки (баундстоуны) [9] (рис. 6).

Все описанные типы разрезов хорошо выде-ляются на сейсмопрофилях, пересекающих Муха-но-Ероховский прогиб (МЕП).

Геохимическая характеристика нефтематеринских пород доманиковойформации

Трансгрессивно-регрессивный характер осадко-накопления доманиковых отложений обусловилтакже чередование в разрезе карбонатно-кремни-стых интервалов с высокими концентрациями ор-ганического вещества (до 50 %) и карбонатныхинтервалов, где содержание органического углеро-да составляет доли процентов. Низкие концентра-ции органического вещества (менее 0,5 %) встре-чаются в алевритистых и известковистых породах,биокластовых, микритовых и шламовых известня-ках, накопление которых протекало в мелководныхусловиях (тиховодный залив, мелководный шельф)в неустойчивом окислительно-восстановительномрежиме. Они приурочены к нижней части домани-ковой формации и отдельным прослоям верхнегофрана, а также к породам фамена на склонах карбо-натных платформ (склоны Татарского свода). Неф-тематеринский потенциал этих пород незначитель-ный: (S1+S2) = 0,11–1,63 мг УВ/г породы; водород-ный индекс HI = 136-370 мг УВ/г Сорг, кислородный



Рис. 3. Треугольники с распределением составасредне-верхнефранского и фаменского интерваловразреза доманиковых отложений

индекс OI = 124 мг СО2/г Сорг. Они ха-рактеризуются низким содержаниембитумоидов (0,03 %) и углеводородов(0,08 кг УВ/т породы, или 2,5 % в орга-ническом веществе); в групповом со-ставе доминируют смолистоасфальте-новые компоненты (до 65 %). Тип ке-рогена III – II [10, 11].

Высокие концентрации органическо-го вещества (от 0,6 до 49,4 %) харак-терны для темноцветных тонкослои-стых карбонатно-кремнистых и крем-нисто-карбонатных ритмитов относи-тельно глубоководной зоны бассейна.В составе ритмитов выделяются оченьтонкие слойки шламовых известняков,колломорфное органическое вещество,многочисленные остатки тентакулит,полости которых выполнены органи-ческим веществом [6, 9]. Содержаниеорганического вещества в них в сред-нем составляет 33 %, HI = 505–635 мгУВ/г породы, OI = 2–8 мг СО2/г Сорг,(S1+S2) = 162–299 мг УВ/г породы;коэффициент преобразованности ке-рогена PI(S1/S1+S2) = 0,05; тип кероге-на II. Породы характеризуются высокойбитуминозностью (2,5–4,1 %), с преобла-данием смолистоасфальтеновых компо-нентов (67 %), содержание свободных уг-леводородов (S1) составляет до 9 мг /г по-роды. Наиболее высокий генерационныйпотенциал свойственен кремнисто-кар-бонатным отложениям семилукского имендымского горизонтов.

В склоновых фациях концентрацияорганического вещества снижается сприближением к мелководным фа-циям карбонатной платформы в сред-нем с 13 до 2,5 %, (S1+S2) – с 27–163 до5–15 кг УВ/т породы; карбонатныеслойки, линзы с более низкими кон-центрациями органического веществамогут рассматриваться как породы-ре-зервуары. Содержание битумоидов иуглеводородов высокое (0,72–4,2 мгУВ/г породы). Свободные углеводоро-ды (S1) содержатся в количестве0,03–12 мг УВ/г породы. Тип органиче-ского вещества при этом не меняется.

Среди алкановых углеводородовпреобладают С16–С22, особенно чет-



Рис. 5. Отложения склонов внутришельфовых впадин:условные обозначения те же, что на рис. 4

Рис. 4. Отложения относительно глубоководных внутришельфо-вых впадин

ные (С16, С20), которые доминируют и в более вы-сокомолекулярной области С24–С30. Среди терпа-нов доминирует трициклический t23 и гопан Н30,отмечается присутствие моретана, гаммацерана,тетрациклана Т24, Н29/Н30=0,32–0,85, в группе го-могопанов преобладает Н35 (Н35/Н34=1,19–1,52), внезначительных количествах присутствуют диа-стераны, что свидетельствует о низком содержа-нии глинистых минералов в матрице нефтепроиз-водящих и нефтесодержащих пород.

ЗаключениеДоманиковые отложения Волго-Уральского неф-

тегазоносного бассейна – это тонкослоистая карбо-натно-кремнистая формация с повышенным со-держанием органического вещества, способная какпроизводить углеводороды собственными нефте-газоматеринскими толщами, так и концентриро-вать их в отдельных пластах и зонах, выполняющихроль резервуара. Чередование карбонатно-кремни-стых высокоуглеродистых нефтематеринских толщи плотных карбонатных резервуаров характернодля всего разреза верхнедевонско-турнейских от-ложений. Несмотря на то, что число обогащенныхорганическим веществом прослоев в отдельных

структурных зонах сокращается вверхпо разрезу, в доманиковую толщу можновключить весь разрез от семилукскогогоризонта верхнего девона до турней-ского яруса нижнего карбона и рассмат-ривать эти отложения как единую высо-коуглеродистую доманиковую толщу.

Доманиковые отложения сложеныпреимущественно кремнисто-карбо-натными породами. Преобладают кар-бонатные, затем кремнистые минера-лы, доля глинистых минералов в сред-нем не превышает 2–3 %. Накоплениепроисходило в меняющихся условияхот морских придонных иловых впадиндо мелководных карбонатных плат-форм, что и определило типы пород отпреимущественно карбонатных и обло-мочно-карбонатных на склонах до кар-бонатно-кремнистых, богатых органи-ческим веществом во впадинах. Сменаусловий осадконакопления обусловилаи чередование в разрезе нефтематерин-ских толщ и природных резервуаров,которые создают единую углеводород-ную систему доманиковых отложений с

доказанной промышленной нефтегазоносностью.Наиболее перспективные интервалы приуроченык склоновым фациям глубоких прогибов.


1. Новые данные по биостратиграфии и фациальным типамразрезов доманиковых отложений (верхний девон) Волго-Уральского бассейна / Ю.А. Гатовский, А.В. Ступакова,Г.А. Калмыков [и др.] // Вестник Московского университета.Сер. 4: Геология. – 2015. – № 5. – С. 86–99.

2. Литолого-геохимическая характеристика доманиковых от-ложений Тимано-Печорского бассейна / Т.А. Кирюхина,М.А. Большакова, А.В. Ступакова [и др.] // Георесурсы. –2015. – № 2. – С. 87–100.

3. Доманиковые отложения Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов // Т.А. Кирюхина, Н.П. Фадеева,А.В. Ступакова [и др.] // Геология нефти и газа. – 2013. – № 3. –С. 76–87.

4. Систематика и классификация осадочных пород и их ана-логов / Под ред. В.Н. Шванова. – С.-Пб.: Недра, 1998. – 352 с.

5. К оценке ресурсов и запасов сланцевой нефти / А.В. Ступа-кова, Г.А. Калмыков, Н.П. Фадеева [и др.] // Вестник Москов-ского университета. Сер. 4: Геология. – 2015. – № 3. – С. 3–10.



Рис. 6. Отложения мелководного шельфа:условные обозначения те же, что на рис. 4

6. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложе-ниях Волго-Уральского бассейна / А.В. Ступакова, Н.П. Фаде-ева, Г.А. Калмыков [и др.] // Георесурсы. – 2015. – № 2. –С. 77–86.

7. Геохимическая характеристика нефтематеринских пород до-маниковой формации севера Волго-Уральского нефтегазонос-ного бассейна / А.В. Ступакова, Н.П. Фадеева, Г.А. Калмыков[и др.] // Георесурсы. – 2015. – № 2(61). – С. 77–86.

8. Исследование органического вещества и факторов, способ-ствующих трансформации пустотного пространства отложе-ний карбонатного девона Южно-Татарского свода / Р.С. Хиса-мов, Н.П. Фадеева, Д.Р. Гилязетдинова [и др.] // В сб. «Перспек-тивы увеличения ресурсной базы разрабатываемых место-рождений, в том числе из доманиковых отложений». – Аль-метьевск: ПАО «Татнефть», 2015. – С. 52–64.

9. Литологическая типизация пород высокоуглеродистых ком-плексов / Р.С. Хисамов, Т.А. Шарданова, А.В. Ступакова [и др.]// В сб. «Перспективы увеличения ресурсной базы разрабаты-ваемых месторождений, в том числе из доманиковых отложе-ний». – Альметьевск: ПАО «Татнефть», 2015. – С. 45–52.

10. The hydrocarbon generation potential of the domanik forma-tion in the Volga–Ural petroliferous basin / N.P. Fadeeva, E.V. Ko-zlova, E.N. Poludetkina [et. al.] // Moscow University Geology Bul-letin. – 2015. – V. 70 (6). – Р. 521–529.

11. Organic matter of the Domanic deposits in the Timano-Pecho-ra and Volga-Ural Basins, Russia / N.V. Pronina, N.P. Fadeeva,M.A. Bolshakova [et al.] // SDGG, 67th Annual Meeting of the In-ternational Committee for Coal and Organic Petrology. – Potsdam,Germany, 1987. – Р. 137–137.

References1. Gatovskiy Yu.A., Stupakova A.V., Kalmykov G.A. et al., VestnikMoskovskogo universiteta. Seriya 4: Geologiya = Moscow UniversityGeology Bulletin, 2015, no. 5, pp. 86–99.

2. Kiryukhina T.A., Bol’shakova M.A., Stupakova A.V. et al., Geo-resursy = Georesources, 2015, no. 2, pp. 87–100.

3. Kiryukhina T.A., Fadeeva N.P., Stupakova A.V. et al., Geologiya neftii gaza = The journal Oil and Gas Geology, 2013, no. 3, pp. 76-87.

4. Sistematika i klassifikatsiya osadochnykh porod i ikh analogov(Systematics and classification of sedimentary rocks and their ana-logues): edited by Shvanov V.N., St. Petersburg: Nedra Publ., 1998,352 p.

5. Stupakova A.V., Kalmykov G.A., Fadeeva N.P. et al., VestnikMoskovskogo universiteta. Seriya 4: Geologiya = Moscow UniversityGeology Bulletin, 2015, no. 3, pp. 3–10.

6. Stupakova A.V., Fadeeva N.P., Kalmykov G.A. et al., Georesursy =Georesources, 2015, no. 2, pp. 77–86.

7. Stupakova A.V., Fadeeva N.P., Kalmykov G.A. et al., Georesursy =Georesources, 2015, no. 2, pp. 77-86.

8. Khisamov R.S., Fadeeva N.P., Gilyazetdinova D.R. et al., Issle-dovanie organicheskogo veshchestva i faktorov, sposobstvuyushchikhtransformatsii pustotnogo prostranstva otlozheniy karbonatnogo de-vona Yuzhno-Tatarskogo svoda (The study of organic matter and thefactors contributing to the transformation of the void space of De-vonian carbonate sediments of the South Tatar crest), Collected pa-pers “Perspektivy uvelicheniya resursnoy bazy razrabatyvaemykhmestorozhdeniy, v tom chisle iz domanikovykh otlozheniy”(Prospects for increasing the resource base of developed deposits,including deposits from Domanik), Al’met’evsk: Publ. of Tatneft’,2015, pp. 52–64.

9. Khisamov R.S., Shardanova T.A., Stupakova A.V. et al., Litologich-eskaya tipizatsiya porod vysokouglerodistykh kompleksov (Lithologi-cal typology high carbon rocks complexes), Collected papers “Per-spektivy uvelicheniya resursnoy bazy razrabatyvaemykhmestorozhdeniy, v tom chisle iz domanikovykh otlozheniy”(Prospects for increasing the resource base of developed deposits,including deposits from Domanik), Al’met’evsk: Publ. of Tatneft’,2015, pp. 45–52.

10. Fadeeva N.P., Kozlova E.V., Poludetkina E.N. et. al., The hydro-carbon generation potential of the Domanik formation in theVolga–Ural petroliferous basin, Moscow University Geology Bul-letin, 2015, no. 6, pp. 521–529.

11. Pronina N.V., Fadeeva N.P., Bolshakova M.A. et.al., Organicmatter of the Domanic deposits in the Timano-Pechora and Volga-Ural Basins, Russia, SDGG, 67th Annual Meeting of the Interna-tional Committee for Coal and Organic Petrology, Germany, Pots-dam, 1987, pp. 137–137.



УДК 338.512:622.276.012 Коллектив авторов, 2016Повышение достоверности

экономических оценок мероприятий по оптимизации сооружений при наземномобустройстве нефтяных одиночных скважин

ЭКОНОМИКА, УПРАВЛЕНИЕ, КАДРЫ


ВведениеНе менее 90 % одиночных нефтяных скважин

ОАО «НК «Роснефть» построено в Самарском иОренбургском регионах, где кустовое бурение приме-няется крайне редко. Обустройство одиночных сква-жин (для каждой скважины свой отдельный отвод зе-мель и свой набор сооружений) при тенденции неф-тегазодобывающих обществ к сокращению капиталь-ных затрат требует оптимизации1.

При наземном обустройстве объектов нефтегазо-добычи, в том числе одиночных скважин, может ис-пользоваться структура процесса оптимизации,представленная в таблице. Любая система техноло-гического комплекса рассматривается как целое,дифференцированное на составные части. При этомтакие составляющие, как минимизация расхода ма-териалов, размеров, расстояний между частями, ис-ключение, совмещение составных частей, постоянносовершенствуются. В связи с этим в будущем можноожидать обустройства одиночной добывающей

скважины с использованием единого малогабарит-ного блока, включающего устьевую арматуру и всесопутствующие сооружения внутри этого блока наобщей несущей раме-конструкции.

Пока техника не достигла требуемого уровня следу-ет рассмотреть приемы, предшествующие и в итогепредопределяющие планируемый уровень развития.

Исключение составных частей системыКак показала практика, мероприятия по оптимиза-

ции состава сооружений комплексных объектов засчет исключения зданий и сооружений приносятзначительный начальный экономический эффект, од-нако характеризуются низким потенциалом дальней-шей экономии, поскольку исключение сооружений изопределенного набора имеет предел. В дополнение кпредыдущим результатам1 могут быть добавлены эф-фекты от исключения следующих вспомогательныхсооружений (рис. 1):

1) площадки лубрикаторной;2) площадки под передвижные мостки (замена по-

крытия площадки под передвижные мостки);3) установки узлов пуска/приема системы очистки и

диагностики (СОД) на выкидных трубопроводах дли-ной менее 2000 м (ранее рассматривались длинойменее 800 м).

В настоящее время эти мероприятия применяются втекущих проектах наземного обустройства одиночныхскважин, но не консолидируются в рамках системы ти-пового проектирования компании (СТПК), представ-ляя собой рационализацию со стороны нефтегазодо-бывающего предприятия.

Г.Г. Гилаев, д.т.н., О.В. Гладунов (АО «Самаранефтегаз»), А.В. Гришагин, А.Н. Гуров (ООО «СамараНИПИнефть»),

А.А. Каверин, к.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»)

Ключевые слова: исключение составных частей, минимизация размеров составных частей, минимизация расстояний между частями, минимизация материалов, совмещение составных частейKey words: exception parts (EP), minimizing sizes of parts (MS), minimization of the distances between the parts (MD), minimizationof materials (MM), the combination of the component parts (CP)


1 Оптимизация состава сооружений как элемент управления затратами при обустройстве нефтяных месторождений/ Г.Г. Гилаев, О.В. Гладунов, А.Ф. Исмаги-лов [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2015. – № 3. – С. 78-80.1 Gilaev G.G., Gladunov O.V., Ismagilov A.F., Grishagin A.V., Gurov A.N., Kaverin A.A., Facilities optimization as an element of cost management in the oil & gas field deve-lopment (In Russ.), Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO “NK “Rosneft’”, 2015, no. 3, pp. 78-80.

Инновационное мероприятие

Минимизация

Иерархи-ческий уровень

Исклю-чение

состав-ных

частей

размеров состав-

ных частей

рассто-яний

между частями

рас-хода мате-

риалов

Совме-щение

составных частей

Технологичес-кий комплекс объекта

+ + + + +

Здания/ сооружения

+ (+) + + + +

Конструкции/ узлы

+ (+) + + + +

Оборудование, изделия, материалы

+ (+)+ (+)

+ (+) +

-

+ +

-

+ +

+

+ +

+

+

(целого)



Согласно стратегии планируемой актуализациинормативно-технических документов исключениеподъездных путей к скважинам или другим локаль-ным узлам системы сбора будет возможно толькопосле изменения нормативной базы. По такому сце-нарию в течение шести лет операционные расходы непревысят сэкономленных капитальных вложений.

Сокращения затрат в ряде случаев можно достичьза счет исключения обвалования территории устьеводиночных скважин.

Минимизация размеров составных частей,расстояний между ними, расхода материалов

Размеры зданий и сооружений можно значительноуменьшить за счет инновационных решений изготови-телей оборудования, изделий и материалов. Потенциалдля снижения стоимости капитальных вложений зало-жен в отыскании менее дорогостоящих материалов, неуступающих по ключевым характеристикам исполь-зуемым. Так, при проектировании трубопровода выборнеобходимого и достаточного по прочности материала,обоснование толщины его стенки, а также закупка ма-териала, соответствующего требованиям, могут обес-печить определенную экономию по сравнению со счи-тающимися типичными сценарными условиями.

Хотя оптимизация самих зданий и сооружений при-носит меньший экономический эффект, потенциалдальнейшего увеличения эффекта выше. Однако онтакже со временем будет снижаться.

На рис. 1 приведены способы оптимизации соору-жений, дополняющие мероприятия, рассматривае-мые в ранее опубликованной работе1:

– исключение теплоизоляции выкидного трубо-провода на приустьевой площадке;

– изменение конструкций сооружений (молниеот-вода; уменьшение диаметра и толщины стенки фут-ляра для реагентопровода при сохранении его несу-щей способности; уменьшение диаметра воздушни-ка и огнепреградителя дренажной емкости).

Эти мероприятия в настоящее время применяют-ся в текущих проектах по наземному обустройствуодиночных скважин и консолидируются в альбометиповых эталонных сооружений в рамках унифика-ции и типизации проектных решений СТПК.

Совмещение составных частейИспользованные в оптимизации на данный момент

мероприятия по совмещению составных частей си-стемы рассмотрены в предыдущей работе авторов1.К ним относятся совмещение площадок комплект-ной трансформаторной подстанции наружной уста-новки (КТПН) и станции управления (СУ), исключе-ние площадки узлов образцов коррозии и размеще-ние компактного узла на других площадках.

Совмещение составных частей целого и несколь-ких функций в одном сооружении является пер-спективным направлением и требует специальныхисследований, работа над которыми в рамках общейоптимизации капитальных вложений в обустрой-ство нефтепромысловых объектов может привестик разработке компактных сооружений и малогаба-ритных комплексных объектов.

Уточняющие факторы для улучшения аппроксимации оценки экономической эффективности мероприятий оптимизации

При оценке экономических эффектов от меро-приятий по оптимизации необходимо использоватьсистемный подход с полноценным набором факто-ров, приближающих сценарные условия к реальнойи фактической ситуации (рис. 2).Например, неучетраспределения выкидных трубопроводов по протя-женности в рамках нефтегазодобывающих пред-приятий, а также доли добываемой нефти с повы-шенным содержанием парафина завысит ожидае-мый эффект от мероприятий отказа от СОД(см. рис. 2, мероприятие 1) кратно не учтенным про-центам распределения (рис. 3, а, б).

При отказе от специального обустройства проездовк скважине или иным локальным узлам системысбора и рассмотрении проездов вездеходной техникойтолько по мере необходимости и из-за требованийнадзорных органов следует учитывать компенсациюсобственникам за сезонный ущерб, нанесенный ихтерриториям (см. рис. 2, мероприятие 2). При выборе

Рис. 1. Относительная эффективность оптимизацион-ных мероприятий по отношению к максимальному от-клонению первоначального сценария от адаптирован-ного с учетом набора уточняющих факторов:мероприятия: 1 – исключение лубрикаторной площадки; 2 –замена покрытия площадки под передвижные мостки; 3 –исключение установки узлов пуска/приема СОД; 4 – отказот подъездных дорог; 5 – отказ от обвалования; 6 – исклю-чение теплоизоляции выкидного трубопровода на приустье-вой площадке; 7 – изменение конструкций сооружений


55

типичных или усредненных аналогов площадей земель-ных участков для Поволжского региона с целью изуче-ния влияния мероприятий по оптимизации на ожидае-мое уменьшение площади освоения территорий следуетпроводить анализ проектных или фактических данных(см. рис. 3, в).

Для оценки объемов экономии при отказе от обвало-вания нефтяных одиночных скважин (см. рис. 2, меро-приятие 3), кроме замены обвалования на ограждающиеконструкции следует учитывать распределение объемовнефти, содержащей сернистые соединения и сероводо-род (см. рис. 3, г, д).

Исключение теплоизоляции выкидного трубопроводана приустьевой площадке (см. рис. 2, мероприятие 4)следует планировать для залежей нефти с отрицатель-ной температурой застывания (см. рис. 3, е).

Выводы1. Экстремальные отклонения рассматри-

ваемых параметров существенно зависят отизменения значений и учета уточняющихфакторов.

2. Необходимо правильное определениесценариев для факторов, значительно влияю-щих на сходимость расчетных и фактическихпараметров. При правильном определенииисходных данных (влияющих факторов) и ихинтерпретации следует ожидать повышениядостоверности экономического прогноза ре-комендуемого сценария оптимизации.

3. При рассмотрении мероприятий по ис-ключению составных частей системы или оп-тимизации зданий и сооружений за счет из-менения конструкций и других приемов ра-ционализации необходимо проводить обос -нование соответствия предложений дей-ствующей нормативно-технической доку-ментации.

4. Распространение и тиражирование мето-дов рационализации на другие нефтегазодо-бывающие предприятия возможны только сучетом специфики и применимости и долж-ны быть официально оформлены ответ-ственными и уполномоченными представи-телями внедряющей организации.

5. Необходимо совершенствование норма-тивной базы в области наземного обустрой-ства объектов нефтяной промышленности,не только смягчая, но и в ряде случаев уже-сточая требования к проектированию истроительству.

Рис. 3. Уточняющие факторы, приближающие сценарные усло-вия при оценке экономического эффекта от мероприятий по оп-тимизации к реальным значениям (данные по месторождениямАО «Самаранефтегаз»): а – протяженность выкидных трубопроводов (объем выборки – 35 про-ектов за 2011–2014 гг.; средняя протяженность выкидного трубопрово-да для данной выборки 1645 м); б – распределение нефти по содержа-нию парафинов (1005 залежей); в – площадь освоения территорий приобустройстве одиночных скважин (43 проекта за 2011–2014 гг.; средняяплощадь – 0,945 га); г – распределение числа залежей по группам место-рождений за исключением залежей с истощенными запасами с вырабо-танностью извлекаемых запасов 80–100 % (782 залежи): СГМ, ЦГМ,ЮГМ – соответственно северная (в основном сернистые и сероводород-содержащие нефти), центральная и южная группы месторожденийАО «Самаранефтегаз»; д – распределение числа скважин ЦГМ и ЮГМ сповышенным содержанием сероводорода (115 скважин); е – залежи сразличной температурой застывания нефти (924 залежи)

Рис. 2. Относительная эффективность мероприятий пооптимизации с учетом и без учета уточняющих факторов:мероприятия: 1 – исключение установки узлов пуска/прие-ма СОД; 2 – отказ от подъездных дорог; 3 – отказ от обвало-вания; 4 – исключение теплоизоляции выкидного трубопро-вода на приустьевой площадке


РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ


Мониторинг разработки Верхнечонскогонефтегазоконденсатного месторождения

ВведениеВ настоящее время разработка большинства нефтя-

ных месторождений в России осуществляется с при-менением заводнения. Для контроля эффективностивыработки запасов на месторождениях проводитсямониторинг данного процесса, что особенно важнопри ограниченных объемах воды для поддержанияпластового давления (ППД). В статье рассмотренпример мониторинга системы ППД на Верхнечон-ском нефтегазоконденсатном месторождении.

Верхнечонское месторождение, по запасам нефтиклассифицируемое как крупное, находится в про-мышленной эксплуатации с 2008 г. В настоящеевремя на основной объект разработки – пласт Вч –пробурено более 60 % проектного фонда скважин.Система разработки – обращенная семиточечная. Какдобывающие, так и нагнетательные скважины имеютгоризонтальное окончание [1, 2]. На начало 2015 г.действующий добывающий фонд насчитывал270 скважин, нагнетательный – 120. Система ППДфункционирует с 2009 г.

Пласт Вч представлен терригенным коллектором,характеризующимся высокой гидропроводностью.Разработка пласта Вч осложнена высокой неодно-родностью коллектора, наличием газовых шапок,засолонением порового пространства [3], низкойпластовой температурой. Кроме того, одним изограничивающих факторов является дефицит воды

для системы ППД. Доля подтоварной воды в общемобъеме закачки составляет 20 %, воды из водозабор-ных скважин – 80 %. В условиях дефицита источни-ка водоснабжения эффективное использованиеводы для целей ППД является одной из приоритет-ных задач.

Режимы эксплуатации пласта ВчПроектный коэффициент извлечения нефти

(КИН) для пласта Вч при заводнении составляет0,353, при разработке на режиме растворенногогаза согласно гидродинамическим моделям –около 0,172. На рис. 1 представлена динамика КИНпри различных режимах работы пласта.

Д.А. Анурьев, к.т.н., А.В. Гладков,Н.А. Игнатьев, А.А. Чупров (ООО «ТННЦ»),

Р.А. Мусин, В.А. Баянов (ПАО «ВЧНГ»)

УДК 622.276.1/.4 Коллектив авторов, 2016

Ключевые слова: Верхнечонское месторождение, Восточная Сибирь, мониторинг разработки месторождения, система поддержания пластового давления (ППД), эффективность заводненияKey words: Verkhnechonskoye field, Eastern Siberia, field development monitoring, efficiency of waterflooding, reservoir pressure maintenance system


Рис. 1. Динамика КИН при различных режимах экс-плуатации пласта



В некоторых районах по ряду причин система ППДбыла введена с опозданием. На рис. 2 приведено сравне-ние темпов снижения дебитов жидкости по скважинамданных районов с темпами падения дебитов жидкости,усредненными по всему объекту. Видно, что темпыснижения дебитов скважин, эксплуатируемых безППД, в 2 раза выше, чем при заводнении.

Таким образом, эффективность системы ППД яв-ляется основным фактором, определяющим уровнибазовой добычи.

В настоящее время доля базовой добычи в общейдобыче нефти по пласту Вч составляет 80 %, при этомего разбуривание продолжается. Объект находится наначальной стадии заводнения: обводненность про-дукции составляет 18 %. На рис. 3 приведены факто-ры, обусловливающие снижение базовой добычи.Потери добычи в результате остановки и обводненияскважин рассчитываются по данным месячных экс-плуатационных рапортов (МЭР), потери вследствиеснижения коэффициента продуктивности и пласто-вого давления – согласно локальному нормативномудокументу (ЛНД) ОАО «НК «Роснефть» [4].

Изменение дебита нефти в зависимости от коэффи-циента продуктивности рассчитывается по формуле

(1)

где r – плотность нефти; ΔKпрод – изменение коэф-фициента продуктивности по отношению к пред-шествующему периоду; Δp – депрессия; N – долянефти в продукции скважины; индексы 1, 0 – харак-теризуют соответственно анализируемый и предше-ствующий период.

Изменение дебита нефти, вызванное изменениемпластового давления, определяется по выражению

(2)

где Δpпл – изменение пластового давленияпо сравнению с предшествующим периодом;

изменение дебита нефти, которое зависит от де-прессии.

Снижение пластового давления является основ-ной причиной уменьшения добычи на протяжениивсей истории разработки объекта. Кроме того,уменьшение продуктивности скважин частично об-условлено снижением пластового давления, так какразработка пласта осуществляется при давленииниже давления насыщения, что приводит к выделе-нию газа в призабойной зоне пласта.

Мониторинг разработки Верхнечонского месторождения

В рассматриваемых условиях рациональное управ-ление системой ППД является ключевой задачеймониторинга разработки. В связи с чем ежемесячновыполняется анализ энергетического состояния за-

лежи, по результатам которого прово-дится оптимизация системы ППД. Приэтом основной целью является обес-печение наиболее эффективного с точкизрения добычи нефти распределенияограниченного объема закачки по на-гнетательным скважинам.

Для мониторинга энергетическогосостояния пласта ежемесячно строитсякарта изобар и рассчитывается ком-пенсация по ячейкам заводнения. По-лученные пластовые давления и значе-ния компенсации являются основойдля принятия решения о режимах ра-

q K

pN N

p pN N

22

6,

Kн прод

01 0

1 01 0

прод

( )

Δ =r⋅Δ ×

× Δ+

+ Δ −Δ⋅ +⎛

⎝⎜⎜

⎞

⎠⎟⎟

q qp

p p,p p

н нпл

1 0

плΔ = Δ ⋅Δ

Δ −ΔΔ

q p p KN N

KN N

22

6p

н 0 прод0 1 0

прод1 0

1( )Δ =r⋅ Δ −Δ ⋅+

+Δ⋅ +⎛

⎝⎜⎜

⎞

⎠⎟⎟−

Δ

Рис. 2. Динамика темпов снижения дебита жидкостипо пласту и скважинам без системы ППД

Рис. 3. Динамика потерь добычи нефти

боты нагнетательных скважин. При построениикарты изобар за основу берется карта предыдуще-го месяца. Далее к ней прибавляются измененияпластового давления за счет закачки и отборов запрошедший месяц, которые рассчитываются с по-мощью постоянно действующей геолого-техноло-гической модели (ПДГТМ). В полученную картувводятся фактические замеры пластового давле-ния, выполненные за месяц. Данный подход позво-ляет получать значения пластового давления, из-меняющегося как по отдельным зонам, так и поскважинам (рис. 4).

Для оценки текущей и накопленной компенсацийбыли выделены ячейки заводнения. В типовую ячей-ку входят нагнетательная и шесть добывающихскважин. Так как добыча из каждой добывающейскважины распределяется на несколько нагнетатель-ных, важной задачей является оценка коэффициен-та интерференции скважин. От выбора метода рас-чета коэффициентов интерференции зависит до-стоверность полученных значений компенсации.В свое время для пласта Вч эти коэффициенты рас-считывались по следующим способам:

– по геометрическому расположению забоевскважин;

– с учетом kh (k – проницаемость; h – толщина пла-ста) по скважинам;

– с учетом динамики депрессий и репрессий;– по линиям тока, взятым из гидродинамической

модели.Для выбора оптимального метода оценивалась

корреляция накопленной компенсации, полученнойна основе данных коэффициентов, с изменениемпластовых давлений по данным гидродинамическихисследований скважин (ГДИС). Наилучшая корре-ляция была получена для коэффициентов интерфе-ренции, определенных по линиям тока, взятым изгидродинамической модели пласта. Эта задача реша-лась с помощью программного комплекса tNaviga-

tor, который позволяет определять указанные коэф-фициенты как на текущий момент, так и с учетомистории работы фонда. Следует отметить, что полу-ченные из модели данные тщательно анализируютсяспециалистами проектного института и компании-недропользователя.

Ежемесячно на основании данных о снижении де-бита нефти и карт пластовых давлений, текущей инакопленной компенсации ежемесячно принимают-ся решения о перераспределении объемов закачки.На рис. 5 представлена карта текущей компенсациина начало и конец года с учетом перераспределенияобъемов закачки между отдельными ячейками за-воднения, в результате которого увеличиваетсячисло скважин, достигших целевой компенсацииотборов. Благодаря этому в условиях дефицита водыдля системы ППД удается минимизировать темпыснижения пластового давления и потери базовойдобычи в результате истощения пласта. СистемаППД на участке введена в апреле 2011 г. Накоплен-ная компенсация составила 81 %, текущая – 80 %,пластовое давление – 13,9 МПа.

На геолого-технологической модели была прове-дена оценка эффективности управления заводнени-ем. Для количественной оценки был взят период с01.01.14 г. по 01.01.15 г. На модели проводились рас-четы двух вариантов: базового, в котором приеми-стость нагнетательных скважин была принята по-стоянной, равной фактической на 01.01.14 г.; опти-мизированного с перераспределением закачкимежду нагнетательными скважинами. Второй вари-ант соответствует фактической работе скважин.



Рис. 4. Динамика пластового давления по карте изо-бар (1) и фактическим данным (2) по V блоку Верхне-чонского месторождения

Рис. 5. Карта изменения текущей компенсации втечение 2014 г.

При этом общий объем суточной закачки в течениегода по вариантам оставался одинаковым. Ежеме-сячно проводился контроль работы добывающихскважин по фактическому забойному давлению.

На рис. 6 приведена динамика показателей разра-ботки по двум вариантам. Оптимизация системыППД позволила повысить дебиты нефти за счет сни-жения темпов уменьшения базовой добычи вслед-ствие истощения пластовой энергии. При этом реак-ция на проведенные мероприятия наблюдается через2–3 мес. Согласно расчетам за календарный год до-полнительная добыча нефти составила 69 тыс. т, илиоколо 1 % базовой добычи. С учетом низких затрат наперераспределение закачки проведение данных меро-приятий можно считать эффективным.

Выводы1. Источники воды для системы ППД на Верхне-

чонском месторождении неполностью обеспечи-вают компенсацию отборов: текущая компенсациясоставляет 80 %.

2. Анализ показателей эксплуатации скважин по-казал существенное влияние компенсации отборовкак на темпы снижения добычи, так и на конечнуюнефтеотдачу пласта. Снижение пластового давле-ния – основной фактор потерь базовой добычи.

3. Для минимизации потерь базовой добычи еже-месячно проводится оптимизация работы системыППД. На основании данных о пластовом давлении,накопленной и текущей компенсации принимаетсярешение о перераспределении закачки по нагнета-тельным скважинам.

4. Оптимизация системы ППД за счет перераспре-деления закачки воды позволяет увеличить дебит

нефти в результате снижения темпов па-дения базовой добычи.

5. Проведенные в 2014 г. работы по оп-тимизации системы ППД позволили до-полнительно добыть 69 тыс. т нефти.


1. Особенности проектирования разработки место-рождений Восточной Сибири (на примере Верхне-чонского месторождения) / Я.И. Гордеев, В.А. Грин-ченко, А.Н. Лазеев, А.В. Мирошниченко. В сб. Со-

стояние и дальнейшее развитие основных принци-пов разработки. – М.: НИИЦ «Недра-XXI». – 2013. – С. 257-269.

2. Опыт ввода в разработку крупнейшего нефтегазоконденсат-ного месторождения в новом регионе присутствия / В.А. Грин-ченко, Д.А. Анурьев, А.В. Мирошниченко, Я.И. Гордеев//SPE 166887, 2013.

3. Исследование процесса рассолонения при разработке засоло-ненных терригенных коллекторов Верхнечонского месторожде-ния / И.А. Виноградов, А.А. Загоровский, В.А. Гринченко,Я.И. Гордеев // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 1. – С. 74–77.

4. Положение ОАО «НК «Роснефть» по мониторингу и оператив-ному факторному анализу изменений дебитов добывающихскважин. – М.: ОАО «НК «Роснефть», 2008.

References1. Gordeev Ya.I., Grinchenko V.A., Lazeev A.N., Miroshnichenko A.V.Osobennosti proektirovaniya razrabotki mestorozhdeniy Vostochnoy Si-biri (na primere Verkhnechonskogo mestorozhdeniya) (Features of thedesign development of Eastern Siberia fields (by the example ofVerkhnechonsk field)), Collected papers “Sostoyanie i dal’neyshee raz-vitie osnovnykh printsipov razrabotki” (Status and further develop-ment of the basic principles of development), Moscow: Nedra-XXIPubl., 2013, pp. 257-269

2. Grinchenko V.A., Anur’ev D.A., Miroshnichenko A.V., Gordeev Ya.I.,Lazeev A.N., Development history case of a major oil-gas-condensatefield in a new province (In Russ.), SPE -166887, 2013.

3. Vinogradov I.A., Zagorovskiy A.A., Grinchenko V.A., Gordeev Ya.I.,Investigation of desalination process in the development of saline clasticreservoirs of Verkhnechonskoye field (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo= Oil Industry, 2003, no. 1, pp. 74.

4. Polozhenie OAO «NK Rosneft’» po monitoringu i operativnomu fak-tornomu analizu izmeneniy debitov dobyvayushchikh skvazhin (Regula-tion of Rosneft OJSC for monitoring and operational factor analysis offlow rates changes), Moscow, 2008.



Рис. 6. Динамика показателей разработки по базовому варианту ипри оптимизации закачки



Довыработка истощенных нефтяных коллекторовна примере Казанского и Медведевскогонефтяных месторождений АО «Самаранефтегаз»

ВведениеВ настоящее время большинство крупных и

средних нефтяных месторождений вступило впозднюю стадию разработки. Обводненность до-бываемой продукции большинства длительноразрабатываемых месторождений достигла преде-ла рентабельности (96–98 %) и продолжает расти,что в ближайшей перспективе приведет, учитываяснижение мировых цен на нефть, к остановке экс-плуатации этих месторождений.

К сожалению, попытки изменить ситуацию тра-диционными методами не дают желаемого резуль-тата, проектный коэффициент извлечения нефти(КИН) не превышает 0,3–0,5, тогда как в развитыхстранах он составляет 0,4–0,6.

Таким образом, от 50 до 70 % запасов нефтиостанутся неизвлеченными, и это закладывается впроектную документацию на разработку нефтя-ных месторождений. Предлагаемая концепция до-разработки истощенных предшествующей разра-боткой нефтесодержащих коллекторов позволитдобыть часть этого объема, а ее эффективностьможно сравнить с введением в разработку рядакрупных месторождений, уже разбуренных и обу-строенных.

При реализации предложенной концепции себе-стоимость добываемой нефти снизится, что поз-волит существенно прирастить извлекаемые запа-сы нефти и стабилизировать падающие уровнидобычи. Снижение себестоимости обеспечит эко-номическую привлекательность нефтяных акти-вов, которые на настоящее время убыточны длянедропользователя.

Концепция доразработки истощенныхместорождений

К реализации предлагается концепция доразра-ботки истощенных нефтяных месторождений, раз-работка которых осуществлялась на жестко-водона-порном режиме с применением системы поддержа-ния пластового давления (ППД). Отметим принци-пиальные отличия поздней стадии разработки неф-тяного месторождения от предшествующих стадийразработки.

1. Энергетическое состояние залежи:– наличие избыточной потенциальной энергии

(поровое пространство насыщено водой, привне-сенной искусственно через систему ППД);

– контакт двух несродственных сред: остаточнаянефть – вытесняющий агент;

– возникновение гравитационного градиента дав-ления на границе раздела фаз, обусловленное разни-цей их удельных весов.

2. Состояние запасов нефти:– остаточная нефть хаотично рассредоточена

внутри промытого порового объема пласта и пред-ставлена в виде двойных структурированных слоев,образование которых обусловлено хроматографиче-скими процессами на границе фаз;

– дальнейшая промывка порового пространствавытесняющим агентом становится неэффективной(вытесняющий агент воздействует на остаточнуюнефть по касательной).

3. Свойства остаточной нефти:– обладает структурно-механическими свойствами;– ее вязкость и плотность значительно выше, чем у

нативной нефти, из которой она образована.

Н.А. Останков, С.А. Козлов, Д.В. Кашаев,А.С. Нечаев, Г.Г. Гилаев (АО «Самаранефтегаз»),

И.А. Дьячук, д.т.н., Е.В. Князева (ЗАО «СТЭМ»)

УДК 622.276.1/.4(470.43) Коллектив авторов, 2016

Ключевые слова: остаточная нефть, структурно-механические свойства нефти, хроматографический эффект, гравитационныйградиент давления, коэффициент извлечения нефтиKey words: residual oil, structural and mechanical properties of oil, the chromatographic effect, the gravitational pressure gradient, the oil recovery factor




Анализ литературных данных о свойствах струк-турированных сред с энергетической точки зрения,результаты собственных лабораторных исследова-ний, а также анализ обширного промыслового мате-риала позволили сформулировать гипотезу о пере-формировании нефтяной залежи, которая легла воснову концепции доразработки истощенных неф-тяных месторождений.

Согласно работам [1, 2] на завершающей стадииразработки остаточная нефть с предельной водона-сыщенностью будет мигрировать преимущественнов вертикальном направлении под действием грави-тационного градиента давления, возникающего награнице раздела фаз остаточная нефть – вытесняю-щий агент. Скапливаясь в прикровельной части кол-лектора, остаточная нефть начнет частично перехо-дить в «свободный объем», меняя свои гидродина-мические свойства (ухудшаются структурные свой-ства, что приводит к снижению эффективной вязко-сти и увеличению подвижности нефти). Скопив-шаяся нефть начнет перемещаться вдоль кровли внаправлении естественного восстания продуктив-ного пласта, заполняя все микрокупольные подня-тия кровли и за счет неразрывности потока образуяновую компактную залежь.

Собственно эта гипотеза позволила сформулиро-вать предлагаемые подходы и формализовать их вконцепции доразработки [3].

Рассмотрим предлагаемые подходы на примере Ка-занского и Медведевского нефтяных месторождений.Казанское нефтяное месторождение – многопласто-вое, промышленная нефтеносность установлена втерригенных пластах С-I (три залежи), С-Iа (две за-лежи), С-II (пять залежей) бобриковского горизонтаи карбонатном пласте В-I (две залежи) турнейскогояруса. Таким образом, месторождение представлено12 залежами нефти, каждая из которых выделена всамостоятельный объект при подсчете запасов. Повеличине извлекаемых запасов нефти Казанское ме-сторождение относится к категории мелких, по гео-логическому строению – к сложным.

Эксплуатация месторождения осуществляется с1978 г. В разработку введены восемь объектов, невведены – четыре. Основными эксплуатационнымиобъектами являются залежи пластов С-I, С-II, В-IСеверного купола Казанского поднятия. Наиболь-шая доля накопленных отборов нефти (44,9 %) при-ходится на пласт С-I Северного купола, где сосредо-точено 45 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ)и 40,7 % остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ).

Большая часть объектов (шесть из восьми) нахо-дится на завершающей стадии разработки, отбор

достиг 82,6–94,6 % НИЗ, по остальным двум объ-ектам – 51,7 и 76,3 % НИЗ. По основным трем пла-стам отбор составляет 91,4; 94,6; 93,1 % НИЗ. Вслед-ствие этого большая часть фонда выбыла из экс-плуатации из-за выработки запасов в дренируемойобласти. Так, по добывающему фонду в бездействиинаходится 57 скважин (56,4 %), по нагнетательно-му – 4 (57,1 %).

На 01.07.15 г. накопленная добыча нефти состави-ла 6733,9 тыс.т, жидкости – 29364,9 тыс.т. Отбор со-ставил 90,62 % НИЗ при обводненности 94 %, теку-щий КИН равен 0,419 при утвержденном – 0,462.

Большинство эксплуатационных объектов на ме-сторождении разрабатывается на естественномупруговодонапорном режиме. Система ППД реали-зовывалась лишь на трех объектах.

Проведенная оценка потенциально возможногоКИН при сложившейся системе разработки с исполь-зованием характеристик вытеснения показала, что повсем разрабатываемым пластам Казанского нефтяно-го месторождения прогнозируется недостижениеутвержденных КИН, ОИЗ составят 271,2 тыс. т.

Проведен анализ результатов перфорации всегофонда скважин Казанского нефтяного месторожде-ния. Вскрыто 9,5–34,1 % эффективной нефтенасы-щенной толщины продуктивных пластов. Выявленавзаимосвязь между накопленной добычей нефти ивскрытой долей нефтенасыщенной толщины поскважинам: чем выше коэффициент вскрытия, тембольше накопленная добыча нефти на скважину,причем эта закономерность справедлива для сква-жин, расположенных как в чисто нефтяной (ЧНЗ),так и в водонефтяной (ВНЗ) зонах. Таким образом,на месторождении имеется резерв для вовлечения вразработку ранее не разрабатываемых нефтенасы-щенных прослоев. Даны адресные рекомендации подоперфорации скважин. Отметим, что выявленнаязакономерность характерна для ряда нефтяных ме-сторождений [4].

При создании альтернативного подхода к доразра-ботке истощенных нефтесодержащих коллекторовбыли решены задачи, позволившие сформироватьадресную программу геолого-технических меро-приятий (ГТМ) по скважинам. В частности, для вы-явления микрокупольных поднятий, высота кото-рых сопоставима со средней толщиной пласта, былиперестроены структурные карты по всем эксплуата-ционным объектам. С помощью специально разра-ботанного алгоритма выявлены все микрокуполы.По бездействующим скважинам, вскрывшим мик-рокуполы кровли продуктивного пласта, даны реко-мендации по проведению специальных промысло-

вых исследований с целью определения скорости на-копления остаточной нефти с последующим перево-дом этих скважин на безводный режим эксплуата-ции. На первом этапе по согласованию с недрополь-зователем для исследования отобрали семь скважин,разработали порядок проведения работ и последо-вательность операций.

Для проверки гипотезы о переформированиинефтяной залежи были проанализированы эксплуа-тационные характеристики высокообводненныхскважин. Все скважины отнесены к одной из трехгрупп: к первой группе – скважины, вскрывшиемини-антиклиналь кровли продуктивного коллек-тора, высота которой сопоставима со средней тол-щиной пласта, ко второй – скважины, расположен-ные на крыльях мини-антиклинали, к третьей –скважины, вскрывшие пласт в минимальных абсо-лютных отметках по отношению к окружающимскважинам. Предполагалось, что в процессе оста-новки скважин первой и второй групп будет наблю-даться приток остаточной нефти, что приведет куменьшению обводненности добываемой продук-ции при вводе скважины в эксплуатацию. По сква-жинам, находящимся в ЧНЗ, изменение обводнен-ности составило в среднем 29,4 % (10,9–91,1 %), поскважинам в ВНЗ – 26,4 % (10–74,2 %).

По результатам проведенных исследований быласформирована программа ГТМ, охватывающая дей-ствующий и бездействующий фонды скважин.

Программа мероприятий по реформированию су-ществующей системы разработки продуктивныхпластов Казанского нефтяного месторождения на-правлена на решение трех основных задач.

1. Снижение операционных затрат на разработкуместорождения.

2. Вовлечение в разработку ОИЗ нефти.3. Восстановление систем разработки на залежах

пластов С-I, С-Iа, С-II и В-I с учетом локализацииостаточных запасов нефти.

Для решения поставленных задач необходимо осу-ществление ряда крупных мероприятий или этаповпо переводу системы разработки на «щадящий»режим эксплуатации. Применительно к рассматри-ваемым пластам предлагается реализация следую-щих мероприятий.

1. Снижение энергетической нагрузки на продук-тивный пласт:

– уменьшение дебита жидкости высокообвод-ненных скважин;

– увеличение дебита жидкости низкообводнен-ных скважин;

– оптимизация системы ППД путем пропор-ционального снижения ее интенсивности (умень-шение приемистости нагнетательных скважин,остановка неэффективных скважин (значительноудаленных от зон отбора), создание очагов нагнета-ния с учетом структуры кровли коллектора.2. Проведение специальных промысловых иссле-

дований для установления факта накопления оста-точной нефти в стволах скважин и определения ско-рости накопления с последующим переводом сква-жин на безводный режим эксплуатации.

3. Перевод скважин с нижележащих горизонтов(ПВЛГ).

4. Перевод скважин на нижележащие горизонты(ПНЛГ).

5. Проведение дополнительной перфорации вскважинах и обработок призабойной зоны.

6. Проведение ремонтно-изоляционных работ вскважинах с выявленной заколонной циркуляцией.

7. Снижение обводненности действующих меха-низированных скважин с использованием хвосто-вика [5].

8. Применение форсированного отбора жидкости(ФОЖ) на локальных участках.

С целью обоснования целесообразности предла-гаемой программы ГТМ выполнены технико-эконо-мические расчеты, согласно которым предложенныйкомплекс ГТМ позволяет улучшить технологическиепоказатели разработки. Предлагаемый вариант раз-работки обеспечивает достижение более высокихзначений КИН за более короткий срок по сравнениюс утвержденным в проектном документе. Так, в пред-лагаемом варианте КИН составит 0,503 при утвер-жденном значении 0,461, дополнительная накоплен-ная добычи нефти равна 576,9 тыс. т (рис. 1, 2). Пред-лагаемый вариант предусматривает разработку втечение 38 лет (до 2052 г.), по утвержденному вари-анту срок разработки 41 год (2055 г.).



Рис. 1. Динамика добычи нефти по видам ГТМ на Ка-занском месторождении

Медведевское нефтяное месторождение являетсямногопластовым, нефтеносность установлена вкарбонатных отложениях башкирского яруса С2b(пласт А4) среднего карбона, терригенных отложе-ниях бобриковского горизонта С1v (пласт Б2) ви-зейского яруса нижнего карбона, тиманского гори-зонта (пласт ДК) и пашийского горизонта (пластыД-I и Д-II), D3f франского яруса верхнего девона.По величине извлекаемых запасов нефти место-рождение относится к категории мелких, по геоло-гическому строению – к простым.

Месторождение открыто в 1971 г., введено в экс-плуатацию в 1974 г. Ввод объектов в разработкуосуществлялся в 1974-1977 гг. В настоящее время вразработке находятся три объекта: пласт А4 Севе-ро-Западного купола, пласты А4 и Б2 Юго-Восточ-ного купола. Залежи пластов девона находились вразработке до 1987–1990 гг. и в настоящий моментполностью выработаны, добывающие скважиныликвидированы.

Наибольшая доля накопленных отборов нефти(70,4 %) приходится на объект А4 Северо-Западногокупола, в котором сосредоточено 69 % НИЗ и 46 %ОИЗ. Отбор по пластам А4 Северо-Западного купо-ла, А4 Юго-Западного купола и Б2 Юго-Восточногокупола составляет соответственно 97,17; 92,17 и90,55 % НИЗ. Вследствие этого бóльшая часть фондавыведена из эксплуатации из-за выработки запасовв области дренирования.

На 01.07.15 г. накопленная добыча нефти состави-ла 2859,7 тыс. т, жидкости – 13524,7 тыс.т. Отбор со-ставил 89,8 % НИЗ (в пределах лицензионногоучастка (ЛУ) 96,5 %) при обводненности 93,6 %, те-кущий КИН – 0,459 (в пределах ЛУ – 0,426) приутвержденном – 0,474. Система ППД была введенана двух объектах: пласты А4 Северо-Западного и

Юго-Восточного куполов. Всего закачано10752,9 млн. м3 воды. Средняя приемистость нагне-тательных скважин – 26 м3/сут, накопленная ком-пенсация отбора жидкости закачкой составила80,5 %, текущая – 124,9 %.

Оценка потенциально возможного КИН при сло-жившейся системе разработки показала, что по всемразрабатываемым залежам Медведевского место-рождения утвержденный КИН не будет достигнут,ОИЗ составят 66,9 тыс.т.

Выявлена взаимосвязь между накопленной добычейнефти и вскрытой долей нефтенасыщенной толщиныпо скважинам, как и на Казанском месторождении.

Временная остановка добывающих скважин, рас-положенных на мини-куполах кровли продуктивно-го коллектора или вблизи них, приводит к уменьше-нию обводненности добываемой продукции привводе скважины в эксплуатацию. По скважинам, на-ходящимся в ЧНЗ, изменение обводненности соста-вило в среднем 35,8 % (18,4–92,9 %), по скважинам вВНЗ – 28,7 % (15,7–39,3 %).

Таким образом, проведенный анализ временныхостановок добывающих скважин подтверждаетвыдвигаемую гипотезу о переформировании неф-тяной залежи.

По результатам проведенных исследований быласформирована программа ГТМ, охватывающая дей-ствующий и бездействующий фонды скважин, ана-логичная программе для Казанского нефтяного ме-сторождения. Согласно технико-экономическимрасчетам предложенный комплекс ГТМ улучшиттехнологические показатели разработки. Предлагае-мый вариант обеспечит более высокий КИН (0,502против 0,474 в утвержденном проектном докумен-те), дополнительная накопленная добычи нефти со-ставит 167 тыс. т. (рис. 3, 4).

Реализация мероприятий потребует незначи-тельных инвестиций, которые ожидается окупитьза два-три года.



Рис. 2. Динамика добычи по объектам Казанскогоместорождения с учетом выполнения программыГТМ на полный потенциал

Рис. 3. Динамика добычи нефти по видам ГТМ наМедведевском месторождении

Альтернативные работы были ранее проведены наСеверо-Максимовском нефтяном месторождении.Месторождение было законсервировано из-за высо-кой обводненности добываемой продукции и низ-ких дебитов скважин. За более 20 лет консервациидавление в залежи практически полностью восста-новилось, произошло гравитационное разделениенефти и воды, массивная залежь в определеннойстепени возродилась. В 2015 г. три скважины былирасконсервированы и введены в пробную эксплуата-цию механизированным способом. В результате по-лучен приток практически безводной нефти (1; 4;17 %) дебитом 140 т/сут. В начальный период экс-плуатации были проведены промысловые исследо-вания методом пробных откачек на различных ре-жимах. Эти исследования показали высокую пер-спективность добычи нефти из старых законсерви-рованных скважин.

Выводы1. Предлагаемый подход к разработке, основанный

на учете физических процессов, происходящих в за-водненной части коллектора, позволит улучшитьтехнологические показатели разработки относи-тельно традиционного варианта разработки.

2. На заключительной стадии разработки для уве-личения КИН при одновременном снижении опера-ционных затрат необходим поэтапный перевод си-стемы разработки на предлагаемый оптимальныйэнергетический режим. Для этого потребуетсявскрытие перфорацией всей нефтенасыщенной тол-щины пласта и очистка ПЗП. Для скважин, располо-женных в ВНЗ, дополнительно необходимо перфо-рировать часть водонасыщенной толщины, сокра-тить объем попутно добываемой воды за счет сни-жения дебита жидкости высокообводненных сква-жин и увеличения потенциала скважин, обводнен-ность которых ниже средней. При этом нужно со-хранить компенсацию отбора закачкой на уровне

100 % путем снижения приемистости, провести спе-циальные промысловые исследования и определитьскорость накопления нефти в стволах скважин.

3. Перевод скважин на отбор, не превышающийпритока остаточной нефти, обеспечит безводныйрежим эксплуатации. Применение технологии «хво-стовик» для скважин, где обводненность обусловле-на неоднородностью разреза по проницаемости,обеспечит снижение обводненности продукции.

4. Следует изменить взаимное расположение на-гнетательных и добывающих скважин в зависимо-сти от структуры кровли продуктивного пласта, атакже применять ФОЖ на участках пласта, характе-ризующихся мини-антиклиналью кровли, но невскрытых скважинами.


1. Дьячук И.А., Зейгман Ю.В. Разработка заводненных нефтяныхпластов на завершающих стадиях: монография. – Казань: Плу-тон, 2015. – 274 с.2. Дьячук И.А. К вопросу о формировании иных условий разра-ботки нефтяных месторождений в условиях заводнения на за-вершающей стадии // Электронный научный журнал «Нефтега-зовое дело». – 2015. – № 1. – С. 93-140. – URL: http://ogbus.ru/issu-es/ 1_2015/ogbus_1_2015_p93-140_DyachukIA_ru.pdf3. «Многообещающий» мир трудной нефти / Р.Х. Муслимов,Л.К. Алтунина, Ю.А. Волков, Н.А. Лебедев [и др.] // Нефть. Газ.Новации. – 2014. – № 4. – С. 6-15.4. Обоснование необходимости перфорации всей нефтенасыщен-ной толщины в пластах, представленных обширной ВНЗ иосложненных контактными запасами (на примере пласта DIнжБелебеевского нефтяного месторождения) / И.А. Дьячук [и др.]// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепро-дуктов. – 2014. – № 4. – С. 81-89.5. Пат. 2161246 РФ. МПК E 21 B 43/00. Способ снижения обвод-ненности продукции нефтяных добывающих скважин / К.А. Баг -ра мов, И.А. Дьячук, А.А. Луценко, Д.Н. Репин, Н.С. Тян, М.М. Хаса-нов; заявитель ООО «ЮганскНИПИнефть», патентообладательКовентри Лимитед (WS). – № 99111569/03; заявл. 01.06.1999; опубл.27.12.2000.

References1. D’yachuk I.A., Zeygman Yu.V., Razrabotka zavodnennykh neftyanykhplastov na zavershayushchikh stadiyakh (Development of flooded oilreservoirs in the final stages), Kazan’: Pluton Publ., 2015, 274 p.2. D’yachuk I.A., Elektronnyy nauchnyy zhurnal “Neftegazovoe delo” =The electronic scientific journal “Oil and Gas Business”, 2015, no. 1,pp. 93-140, URL: http://ogbus.ru/issues/ 1_2015/ogbus_1_2015_p93-140_DyachukIA_ru.pdf.3. Muslimov R.Kh., Altunina L.K., Volkov Yu.A., Lebedev N.A. et al.,Neft’. Gaz. Novatsii, 2014, no. 4, pp. 6-15.4. D’yachuk I.A. et al., Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti inefteproduktov, 2014, no. 4, pp. 81-89.5. Patent 2161246 RF. MPK E 21 B 43/00, Method of reducing water cut-ting of production of oil-producing wells, Inventors: Bagramov K.A.,D’yachuk I.A., Lutsenko A.A., Repin D.N., Tyan N.S., Khasanov M.M.



Рис. 4. Динамика добычи по объектам Медведевскогоместорождения с учетом выполнения программы ГТМ

УДК 622.276 И.В. Сидоров, О.В. Фоминых,

Н.Е. Ведерников, 2016



Оценка эффективности реализации технологииплощадной циклической закачки пара при разработке месторождений высоковязких нефтей

ВведениеДоля трудноизвлекаемых запасов нефти в Рос-

сии неуклонно растет, особенно в последние15 лет, и по некоторым оценкам составляет около2/3 общего объема геологических запасов. К тра-диционно причисляемым к этой категории отно-сятся запасы высоковязкой нефти (ВВН). По раз-ным источникам в Российской Федерации насчи-тывается 6–11 млрд т остаточных балансовых за-пасов ВВН. Ресурсы природных битумов (ПБ) илибитумной нефти варьируются от нескольких мил-лиардов до десятков миллиардов тонн, а их миро-вой суммарный объем оценивается в 810 млрд т,что почти в 5 раз превышает объем остаточныхизвлекаемых запасов нефтей малой и средней вяз-кости (162,3 млрд т) [1].

В настоящее время на балансе ОАО «НК «Рос-нефть» находится значительное число месторожде-ний ВВН, освоением которых занимается несколькодочерних добывающих предприятий.

Для добычи ВВН наибольшее распространение вмире получили тепловые методы, которые приме-няются обычно после исчерпания возможностей ра-боты на режиме истощения естественной энергии.На практике реализуются различные способы теп-

лового воздействия на продуктивные пласты. Внача-ле основное внимание уделялось внутрипластовомугорению (ВГ) и различным его модификациям:влажному внутрипластовому горению (ВВГ), пря-моточному и противоточному горению, горению сотраженным фронтом. В последние годы этим мето-дам придается небольшое значение, добыча нефти сих использованием не превышает 0,5 % мировогообъема добычи тяжелых нефтей. Основными техно-логиями добычи ВВН и ПБ являются циклическаяобработка скважин паром, площадное паротепловоевоздействие и их модификации, что относится и кместорождениям ОАО «НК «Роснефть» (рис. 1).

И.В. Сидоров (ОАО «НК «Роснефть»), О.В. Фоминых, к.т.н. (Тюменский индустриальный университет),

Н.Е. Ведерников (ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»)

Ключевые слова: высоковязкая нефть, горизонтальные скважины, закачка пара, разработкаKey words: heavy oil horizontal wells, steam injection, development


Рис. 1. Распределение эффективных технологий до-бычи ВВН



Опыт применения тепловых методов в ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»

Наибольший интерес с точки зрения оценки эф-фективности применения тепловых методовпредставляет опыт ООО «РН-Сахалинморнефте-газ». Рассмотрим его на примере месторожденияКатангли.

Продуктивные пласты месторождения Катанглизалегают на глубинах 30–240 м и сложены преиму-щественно рыхлыми породами – песками и алев-ритами, иногда содержащими прослои более сце-ментированных глинистых алевролитов и песчани-ков, а также маломощные прослои глин. Таким об-разом, особенности разработки месторождениясвязаны не только с высокой вязкостью нефти, но исо слабосцементированными коллекторами, чтоограничивает технологические возможности при-менения известных тепловых методов воздействия.

На первом этапе выбора оптимальной техноло-гии воздействия и для апробации циклическогогидродинамического заводнения был выбранопытный участок с горизонтальными скважина-ми. Во всех скважинах была апробирована техно-логия паротепловой обработки скважин (ПТОС).Результаты обработки показали, что после прове-дения ПТОС начальный дебит нефти незначите-лен. Это обусловлено рядом факторов, основнойиз которых – наличие в прискважинной зонесконденсировавшейся после закачки пара воды,что подтверждается значительным дебитом жид-кости (рис. 2).

Низкая эффективность ПТОС определила не-обходимость модернизации существующей техно-логии. Совместно со специалистами ООО «РН-Са-халинНИПИморнефть» и ООО «СамараНИПИ -

нефть» предложена и реализована на месторожде-нии Катангли технология площадной циклическойзакачки пара (ПЦЗП) через построенную системугоризонтальных скважин [2]. Обоснована одно-временная закачка пара в скважины с отборомфлюида из третьей с последующим переводомдвух скважин под добычу и одну – под закачку.

На рис. 3 изображен первый этап ПЦЗП: в гори-зонтальные скв. X7 и X5 закачивается теплоноси-тель, отбор ведется из стягивающей скв. X6. Врамках опытно-промышленных работ на место-рождении была выполнена оценка эффективно-сти этого процесса. Как видно из рис. 4 эффектоказался значительным. Дополнительная добычасоставила более 400 т.

Рис. 2. Результаты анализа эффективности ПТОС

Рис. 3. Схема первого этапа технологии ПЦЗП(черные линии – тектонические нарушения, номераскважин – условные)

Рис. 4. Результаты оценки эффективности первогоэтапа ПЦЗП



На втором этапе технологии ПЗЦП проведенасмена добывающих и нагнетательных скважин(рис. 5). В этом случае теплоноситель (пар) подавал-ся через скв. X6, а добыча велась из скв. X7. Скв. X1 иХ2 относятся к другому блоку, поэтому не вовлече-ны в процесс ПЗЦП рассматриваемого участка. Каки в первом случае, проведена оценка эффективно-сти этого этапа (рис. 6).

ЗаключениеВысокая эффективность технологии, полученная

по результатам опытно-промышленных работ, опре-делила перспективность ее внедрения на всем место-рождении. Например, по первому этапу ПЗЦП эф-фект составил более 360 т дополнительно добытойнефти. Второй этап оказался более эффективным –дополнительно добыто 1000 т нефти нефти [3].

Разработанные рекомендации по внедрению тех-нологии площадной циклической закачки пара си-стемой горизонтальных скважин утверждены в ка-честве проектных решений по разработке место-рождения Катангли.


1. Сидоров И.В. Методы разработки высоковязких нефтей //Наука и ТЭК. – 2012. – № 2. – С. 25–28.

2. Сидоров И.В., Фоминых О.В., Коротенко В.А. Анализ эффек-тивности применения горизонтальных скважин для добычи вы-соковязкой нефти месторождения Катангли // Нефтепромысло-вое дело. – 2014. – № 10. – С. 24–27.

3. Технология площадной циклической закачки пара горизонталь-ными скважинами при разработке месторождений высоковязкойнефти / И.В. Сидоров, Д.А. Юрьев, В.А. Коротенко, О.В. Фоминых// Нефтепромысловое дело. – 2015. – № 12. – С. 42–45.

References1. Sidorov I.V., Nauka i TEK, 2012, no. 2, pp. 25–28.

2. Sidorov I.V., Fominykh O.V., Korotenko V.A., Neftepromyslovoe delo,2014, no. 10, pp. 24–27.

3. Sidorov I.V., Yur’ev D.A., Korotenko V.A., Fominykh O.V., Neftepro-myslovoe delo, 2015, no. 12. – S. 42–45.

Рис. 5. Схема второго этапа технологии ПЦЗП

Рис. 6. Результаты оценки эффективности второгоэтапа ПЦЗП

СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ


Тепловой режим работы скважинной насоснойустановки для одновременно-раздельнойэксплуатации пластов

ВведениеНаряду c достаточно хорошей изученностью меха-

низма теплового режима электроцентробежного на-соса (ЭЦН), тепловой режим скважинных штанго-вых насосов (СШН) изучен недостаточно. Междутем существует вероятность теплового заклинива-ния плунжерной пары [1, 2]. При совместной экс-плуатации установок ЭЦН – СШН на тепловойрежим штангового насоса влияет восходящийпоток жидкости, подогретой ЭЦН, что повышаетриск заклинивания плунжерной пары.

Расчет температурного режима СШНИсследование механизма изменения температур-

ного режима плунжерной пары обеспечит правиль-ный подбор класса посадки СШН, что увеличит эф-фективность работы установки для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) в целом.

Работа поршневого насоса в скважине сопровож-дается превращением части механической энергии втепловую. Выделение тепла обусловлено внутрен-ним трением жидкости при дросселировании черезнеплотности в узлах, сжатием газа и трением по-верхностей плунжера и цилиндра. Согласно работе[1] выделение тепла Н в результате дросселированияжидкости можно описать уравнением

(1)

где D – диаметр цилиндра насоса, м; l – длина рабо-чей части плунжера, м; f – удельная сила продольно-

го внутреннего трения, кг/м2; uср – средняя скоростьжидкости в зазоре между плунжером и цилиндром,м/с; J = 425 (кг·м)/ккал – механический эквиваленттеплоты.

Принимая профиль скорости жидкости в зазоремежду плунжером и цилиндром симметричным, арежим движения – ламинарным, можно предста-вить силу внутреннего трения следующим образом:

(2)

где d – ширина зазора между плунжером и ци-линдром, м; h – коэффициент динамической вязко-сти жидкости, (кг·с)/м2.

Выразим uср через величину утечки жидкости приконцентрическом расположении плунжера в ци-линдре, тогда уравнение (1) примет следующий вид:

(3)

где g – ускорение свободного падения, м/с2; Dp –перепад давления на всей длине кольцевого зазора,кг/м2; ν – коэффициент кинематической вязкостижидкости, м2/с; g – удельный вес жидкости, кг/м3.

Согласно работе [1] сжатие газа в штанговом насо-се можно считать адиабатическим процессом. Выде-ляющееся при этом количество тепла можно рас-считать по формуле

HDlfu

J

2,ср

=π

fu4

,ср= h

d

HD g p

J l18,

3 2=π d D

ν g

И.Г. Клюшин (ОАО «НК «Роснефть»), К.Р. Уразаков, д.т.н., П.И. Сливка, Р.Р. Габдулов,

Б.Х. Байбурин (ООО «РН-УфаНИПИнефть»),Р.В. Усманов (ФГБОУ ВПО УГНТУ)

УДК 622.276.56 Коллектив авторов, 2016

Ключевые слова: одновременно-раздельная эксплуатация, электроцентробежный насос, скважинный штанговый насос, тепловой режим, теплопередачаKey words: dual completion, electric centrifugal pump, sucker rod pump, thermal mode, heat transfer




(4)

где q2 – объем жидкости, откачиваемойнасосом, м3/с; Гн – газосодержание жидко-сти, поступающей на прием насоса, м3/м3;p0 – атмосферное давление, кг/м2; k – пока-затель адиабаты; p1, p2 – давление соответ-ственно под плунжером и над ним, кг/м2.

Тепло поглощается откачиваемой жид-костью и горной породой, окружающейнасос. При этом выделение тепла остаетсяпостоянным, но отвод его увеличиваетсяпо мере повышения температуры.

Количество тепла, уходящего с жидкостью,определяется уравнением

(5)

где с – удельная теплоемкость жидкости,ккал/(кг·°С); ρ – плотность жидкости, кг/м3; θn, Tн –температура в насосе соответственно текущая и на-чальная, °С.

Температура θn изменяется во времени. Термодина-мический процесс в насосе протекает примерно сле-дующим образом. До включения в работу плунжернаходится в крайнем нижнем положении (рис. 1, а),начальная температура Tн равна температуре окру-жающей среды. После пуска плунжер совершает дви-жение вверх (см. рис. 1, б). При этом часть жидкости,находящейся над ним, протекает через плотности сповышением температуры от Tн до T1. Одновремен-но из скважины под плунжер поступает газожидкост-ная смесь с температурой Тн. После смешения двухпотоков температура жидкости под плунжером

(6)

где q1 – утечка жидкости через неплотности вузлах насоса, м3/с; DТ – повышение температурыжидкости, перетекающей под плунжер, °С;

При движении потоков q1 + q2 и плунжера вниз(см. рис. 1, в) газ сжимается до давления столба жид-кости над ним p2, а температура в насосе повышает-ся до величины

(7)

где DТ′ – повышение температуры в результатесжатия газа, °С.

Затем цикл повторяется (см. рис. 1, г, д). Через nциклов температура в насосе достигнет величины

(8)

Выразим DТ и DТ′ через Н и Н′ и подставим значе-ние θn из уравнения (8) в формулу (5), тогда

(9)

Термодинамический процесс в компоновке дляОРЭ по типу ЭЦН-СШН происходит по аналогич-ной схеме (рис. 2). В данном случае необходимо рас-сматривать два варианта теплопередачи (рис. 3):температура среды в СШН выше температурысреды в кольцевом зазоре коллектора (возможнопри работе СШН и длительной остановке ЭЦН, иликогда температура в кольцевом зазоре коллектораниже, чем в зоне СШН) (см. рис. 3, а); 2) температу-ра среды в СШН ниже температуры среды в кольце-вом зазоре коллектора (согласно термоградиентупластов нижний объект характеризуется более вы-сокой температурой, чем верхний) (см. рис. 3, б).

Отвод тепла от насоса в горную породу (случай 1), атакже подвод тепла от восходящего потока жидкостис нижнего объекта эксплуатации (случай 2) можно

Н с q T( ),n1 2 н= ρ θ −

q T q Tq q

Tq

q qT( ) ,1

2 н 1 1

1 2н

1

1 2′θ =

+

+= +

+D

Тq

q qT T ,н1

1

1 2θ = +

+

⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟D +D ′

T Tq

q qT

qq q

( ) ( ) .nn

n

n

n

nn

н1

1 2

1

1 211

1∑∑θ = +D+

+D ′+

++

+

НpqJ

qq q

q Г ppp

J k q qq

q q

23

( )

1

( 1)( )( ) .

n

n

n

н

kk

n

nn

12 1

1 21

2 02

1

-1

1 2

1

1 21

1

∑

∑

= ⋅D

++

+

⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟ −

⎡

⎣

⎢⎢⎢

⎤

⎦

⎥⎥⎥

− +×

+

+

+

+

H

q Г ppp

J k

1

-1,

kk

2 н 02

1

1

( )′ =

⋅⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟ −

⎡

⎣

⎢⎢⎢

⎤

⎦

⎥⎥⎥

−

Рис. 1. Термодинамический процесс в CШН

представить как теплопередачу от нагретого тела ци-линдрической формы через многослойную стенку:

для случая 1:

(10)

для случая 2:

(11)

где L – длина насоса, м; Тп – температура горнойпороды на глубине подвески насоса, °С; t2 – темпера-тура потока восходящей жидкости с нижнего объ-екта эксплуатации, °С (в случае 2, t2 = t3 для ламинар-ного потока жидкости); kL – линейный коэффици-ент теплопередачи от насоса в горную породу через

многослойную стенку, ккал/(м2·ч·°С), рассчитывае-мый по формуле

(12)

где – линейный коэф-

фициент теплопередачи от восходящего потокажидкости к насосу через многослойную стенку,

ккал/(м2·ч·°С); α – коэффициент тепло-передачи жидкости стенке цилиндра на-соса, ккал/(м2·ч·°C); λ1… λn – коэффи-циент теплопередачи сред (стали, жид-костной прослойки, горной породы),ккал/(м2�ч�°C); r1…rn – радиусы границысред, м; rn характеризует глубину про-никновения тепла в горную породу(см. рис. 3).

Через некоторое время после начала ра-боты штангового насоса наступает теп-ловое равновесие, т.е. выделение и отводтепла становятся одинаковыми. Темпера-тура в СШН при этом достигает макси-мальной величины:для случая 1

(13)

для случая 2

(14)

I k Lp t( - ),L2 2 п= ′ θ

kr

rr

rr

rr

rr

rr

rr r

12

12

ln1

2ln

12

ln

12

ln1

2ln

12

ln1

2

,Lп

п n

1 1

2

1 2

3

2 3

4

3

4

5

4 5

6

5 6 6

1

=α

+λ

+λ

+λ

+

+λ

+λ

+λ

+λ

⎛

⎝

⎜⎜⎜⎜

⎞

⎠

⎟⎟⎟⎟

−

k

rrr r

11

21

2ln

1L

2 2 1

1

2 1

′ =

λ+

λ+α

pqJ

q Г ppp

J kc q Lk

23

1

( 1) ;

kk

Lmax

1

2 н 02

1

-1

2Dθ =

⋅D

+

⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟ −

⎡

⎣

⎢⎢⎢

⎤

⎦

⎥⎥⎥

−

ρ + π

pqJ

q Г ppp

J k

c q Lk

23

1

( 1) .

k

Lmax

1

2 н 02

1

k-1

2

Dθ =

⋅D

+

⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟ −

⎡

⎣

⎢⎢⎢

⎤

⎦

⎥⎥⎥

−

ρ − π ′

I k L T( );L п2 п= π θ −



Рис. 2. Термодинамический процесс в компоновке ЭЦН – СШНдля ОРЭ

Рис. 3. Теплопередача в СШН при температуре среды в насосевыше (а) и ниже (б), чем в кольцевом зазоре коллектора

а б

Экспериментальные исследования

Полученные выводы подтверждают проведенныена специальной лабораторной установке экспери-менты [1]. Сопоставление их результатов и расчет-ных данных показано на рис. 4. Температура в насо-се в основном зависит от коэффициента подачи иперепада давления на плунжере, влияние котороговозрастает с уменьшением коэффициента подачи.Температура повышается также при увеличенииутечки жидкости в узлах насоса.

Зависимости экспериментальных и расчетныхзначений температуры от различных факторов по-казывают достаточно хорошую сходимость, чтоподтверждает адекватность предложенной модели.

Выводы1. Температура в СШН в составе установки

ЭЦН – СШН для ОРЭ выше температуры окру-жающей среды. В основном на нее влияют коэф-фициент подачи насоса, перепад давления на плун-

жере, величина утечки жидкости и температуравосходящей жидкости из нижнего объекта, экс-плуатируемого ЭЦН.

2. Повышение температуры в насосе происходитпостепенно и достигает максимального значения,когда выделение и отвод тепла становятся одина-ковыми.

3. Исследование теплового режима СШН позволитобосновано выбирать класс посадки штангового на-соса в составе установки для ОРЭ и снизить риск воз-можности термозаклинивания плунжерной пары.


1. Сердюк В.И. О температурном режиме глубинного штангово-го насоса// Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторож-дений нижнего Поволжья. Труды «ВолгоградНИПИнефть». –1972. – Вып. 17. – С. 91-96

2. Сердюк В.И. Исследование температурного режима штангово-го насоса в условиях скважин // Разработка и эксплуатация неф-тегазовых месторождений нижнего Поволжья. Труды «Волго-градНИПИнефть». – 1974. – Вып. 22. – С. 84-85.

3. Основы термодинамики, газовой динамики и теплопередачи:учеб. пособие для авиац. техникумов / Под ред. В. И. Хвостова. –М.: Машиностроение, 1968. – 275 с.

4. Нащокин В.В. Техническая термодинамика и теплопередача:учебник для вузов / Под ред. В. С. Силецкого. – 2-е изд. перераб.и доп. – М.: Высшая школа, 1975. – 496 с.

References1. Serdyuk V.I., O temperaturnom rezhime glubinnogo shtangovogo na-sosa (On the temperature mode of sucker rod pump), Razrabotka iekspluatatsiya neftegazovykh mestorozhdeniy nizhnego Povolzh’ya (De-velopment and exploitation of oil and gas fields of the lower Volga re-gion), Proceedings of VolgogradNIPIneft’, 1972, V. 17, pp. 91-96

2. Serdyuk V.I., Issledovanie temperaturnogo rezhima shtangovogo naso-sa v usloviyakh skvazhin (Research the temperature regime of suckerrod pump in the well conditions), Razrabotka i ekspluatatsiya neftega-zovykh mestorozhdeniy nizhnego Povolzh’ya (Development and exploi-tation of oil and gas fields of the lower Volga region), Proceedings ofVolgogradNIPIneft’, 1974, V. 22, pp. 84-85.

3. Osnovy termodinamiki, gazovoy dinamiki i teploperedachi (Funda-mentals of thermodynamics, gas dynamics and the heat transfer): edi-ted by Khvostov V.I., Moscow: Mashinostroenie Publ., 1968, 275 p.

4. Nashchokin V.V., Tekhnicheskaya termodinamika i teploperedacha(Engineering thermodynamics and heat transfer): edited bySiletskiy V.S., Moscow: Vysshaya shkola Publ., 1975, 496 p.



Рис. 4. Зависимости температуры Dθmax от коэффици-ента подачи h и перепадов давления Dр, полученныеэкспериментально (сплошные кривые) и расчетнымпутем (штриховые кривые):а: 1, 2 – Dp равен соответственно 2 и 2,5 МПа; б: 1, 2, 3 –Dр равен соответственно 3, 3,5 и 3,9 МПа



Первый опыт применения плунжерных насосов с погружным линейным электроприводом в ОАО «НК «Роснефть»

ВведениеМногочисленные месторождения нефти и газа на

территории России находятся на четвертой стадии раз-работки, для которой характерны низкие дебиты жид-кости и пластовые давления. Как правило, малодебит-ными считаются скважины с дебитом жидкости менее5 м3/сут. Однако в ОАО «НК «Роснефть» к такомуфонду скважин принято относить скважины с дебитомдо 30 м3/сут, так как именно этот объем добываемойжидкости соответствует границам применения раз-личных способов механизированной добычи [1]. При-близительно 40 % скважин действующего фондаОАО «НК «Роснефть» являются малодебитными, в томчисле и скважины месторождений Красноленинскогосвода, эксплуатируемые АО «РН-Няганьнефтегаз».Такие скважины требуют развития техники и техноло-гий их эксплуатации.

Проблемы эксплуатации малодебитногофонда скважин и способы их решения

Основным способом эксплуатации скважин с низ-кими дебитами является механизированный с ис-пользованием установок скважинных штанговых(УСШН) и электроцентробежных (УЭЦН) насосов,работающих в постоянном или периодическом режи-ме [1]. В структуре действующего фонда УЭЦН АО«РН-Няганьнефтегаз» периодический фонд скважинсоставляет порядка 30 %, или почти 1000 скважин.Каждый из способов эксплуатации имеет какограничения, так и технические особенности, требую-щие дополнительных затрат.

Стратегия работы компании с периодическим фон-дом направлена на его сокращение и повышение эф-

фективности эксплуатации скважин, что подразуме-вает постоянную работу по их переводу из режима ав-томатического повторного включения (АПВ) в пе-риодический режим (ПР) во всех случаях, когда этовозможно [2]. В рамках данной стратегии ведется ра-бота по переводу периодического фонда УЭЦН наэксплуатацию УСШН. При этом для обеспеченияпрежнего уровня добычи требуется закупка новых на-земных приводов, способных работать при повышен-ной нагрузке на полированный шток.

Таким образом, увеличение эффективности экс-плуатации механизированных скважин в определен-ный момент невозможно без внедрения альтернатив-ных технологий добычи нефти. Одной из них на ме-сторождениях ОАО «НК «Роснефть» может стать тех-нология с использованием установки плунжерногонасоса (ПН) с погружным линейным электрическимдвигателем (ПЛЭД). Принципиальная схема ПН сПЛЭД приведена на рис. 1.

Рассматриваемое оборудование сочетает основныеположительные конструктивные особенности УСШН(объемный тип насоса, позволяющий регулироватьподачу без изменения напорной характеристики) иУЭЦН (прямой погружной электропривод). Приэтом отсутствуют такие недостатки насосных устано-вок, как: присутствие металлоемкого наземного при-вода; системы механизмов, преобразующих враща-тельное движение в возвратно-поступательное; ко-лонны насосных штанг; необходимость применениягидрозащиты. Кроме того, в установках ПН с ПЛЭД непроисходит нагрева электродвигателя.

ПЛЭД – электрическая машина, принцип работыкоторой основан на использовании энергии бегуще-

Р.И. Бакиров, М.С. Попов, С.М. Бердин (АО «РН-Няганьнефтегаз»)

УДК 621.651 Р.И. Бакиров, М.С. Попов,

С.М. Бердин, 2016

Ключевые слова: малодебитный фонд, плунжерный насос, погружной линейный приводKey words: lift methods, low-rate well operation, downhole linear drive

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



го магнитного поля. При включении обмотки пер-вичного элемента в многофазную сеть образуетсямагнитное поле, которое перемещается вдоль маг-нитопровода. При перемещении магнитное поле ин-дуцирует электродвижущую силу (ЭДС) во вторич-ном элементе машины. ЭДС вызывает токи, от взаи-модействия которых с магнитным полем образуетсямеханическая сила (тяговое усилие), стремящаясясдвинуть элементы относительно друг друга.

На протяжении нескольких лет многие нефтедо-бывающие компании предпринимали попыткиприобрести оборудование данного типа. По до-ступной информации ни одна из них не была ус-пешной. Многие российские производители элек-тропогружного оборудования неоднократно пыта-лись разработать или скопировать подобное обору-дование иностранного производства. О результатахпроизводства или испытаний такого оборудованиянет информации, но известно о нескольких неудач-ных попытках запуска опытных образцов. ПН сПЛЭД зарубежного производства имеют неоправ-данно высокую стоимость для масштабного внед-рения с целью эксплуатации малодебитного добы-вающего фонда. Проведение опытно-промысло-вых испытаний (ОПИ) такого оборудования такжезатруднено условиями доставки негабаритногогруза от места производства.

Однако в конце 2015 г. при содействии управлениямеханизированной добычи Департамента нефтега-зодобычи ОАО «НК «Роснефть» специалистами

АО «РН-Няганьнефтегаз» была получена информа-ция о наличии на территории Российской Федера-ции трех комплектов таких установок производстваКНР. Официальный представитель китайской ком-пании «Хайлу» ООО «Центр ИТ» предоставил двакомплекта ПН с ПЛЭД для проведения испытанийна месторождениях АО «РН-Няганьнефтегаз».

Проведение испытаний ПН с ПЛЭДВ результате изучения условий предоставления

оборудования и оценки его применимости к сква-жинам месторождений АО «РН-Няганьнефтегаз»были выявлены следующие особенности его про-изводства и эксплуатации:

– отсутствуют сборка, а также сервисные базы,осуществляющие ремонт/ обслуживание оборудо-вания на территории РФ (производство находится вКНР; поставки осуществляются только торговымпредставителем);

– конструкция линейного электродвигателя непредусматривает его текущий ремонт;

– отсутствует унифицированное высоконадежноесоединение со строительной длиной кабеля (из дви-гателя выведен отрезок кабеля длиной 70 см, далеена устье скважины он сращивается со строительнойдлиной кабельной линии);

– станция управления линейным приводом яв-ляется аналоговым устройством: контроль рабочихпараметров системы насос – двигатель осуществ-ляется посредством анализа изменения силы тока;

– выходы в систему телемеханики не предусмотрены.Данные особенности не критичны с точки зре-

ния обеспечения работоспособности испытывае-мого оборудования, однако в случае принятия ре-шения о масштабном его применении потребуетсяобязательное устранение обнаруженных недостат-ков из производственного цикла. Несмотря на всевыявленные недостатки, было принято решение опроведении ОПИ двух комплектов ПН с ПЛЭД дляопределения их конструкционной и ресурсной на-дежности.

Основная цель испытаний заключалась в оценкевозможности повышения эффективности эксплуа-тации механизированного фонда скважин путемвнедрения инновационного оборудования. Для до-стижения поставленной цели были определены сле-дующие задачи:

– оценка конструкционной и ресурсной надежно-сти испытываемого погружного оборудования;

– определение уровня потребления электроэнер-гии по сравнению с другими способами эксплуа-тации;

Рис. 1. Принципиальная схема плунжерного насосас погружным линейным двигателем

– определение области наиболее рацио-нального применения данного типа по-гружного оборудования на добывающемфонде скважин.

С учетом характеристик рассматривае-мого оборудования определена областьего применения:

– нефтяные скважины с проектным де-битом от 4 до 30 м3/сут;

– скважины с глубиной спуска насосаот 1500 до 2500 м;

– скважины со сложной конструкциейэксплуатационной колонны (скважины сповышенной кривизной ствола в зонеспуска оборудования, но не в зоне егоподвеса).

По результатам анализа эксплуатируе-мого фонда на предмет соответствия вы-явленной области применения ПН сПЛЭД отобраны две скважины-кандида-та и зафиксированы все базовые параметры их ра-боты. После поступления установок в распоряжениеАО «РН-Няганьнефтегаз» были проведены ремонтыскважин со сменой погружного оборудования ивпервые в ОАО «НК «Роснефть» ПН с ПЛЭД началиподнимать скважинную жидкость на устье.

Техническая и экономическая эффективность испытываемого оборудования

По результатам вывода скважин на режим прове-ли оценку рабочих параметров и приступили к мо-ниторингу работы изучаемого оборудования. Такимобразом, была определена конструкционная надеж-ность и начато исследование ресурсной надежности,которая по данным завода-изготовителя должна со-ставить около 730 сут.

Вторым показателем эффективности обозначеноснижение удельного потребления электроэнергии.Для оценки энергоэффективности было рассмотреноизменение энергопотребления до и после запуска ис-пытываемого оборудования.

Необходимо отметить, что для оценки энергоэффек-тивности испытываемого оборудования скважины-кандидаты подбирались исходя из условия наиболь-шей «конкурентоспособности», в частности, было при-нято решение сравнить энергопотребление ПН с ПЛЭДс энергопотреблением УЭЦН, работающей в периоди-ческом режиме. Как видно из рис. 2. общее суточное иудельное потребление электроэнергии по сравнению спредыдущей установкой выше, что обусловлено ис-ключительно разницей во времени работы.

Для более полного представления о величинеэнергопотребления необходимо сравнить его сэнергопотреблением других способов и технологийдобычи. Для этого были выбраны скважины со схо-жими геологическими характеристиками. Прове-денный анализ показал безусловное преимуществоПН с ПЛЭД по сравнению с УСШН с любым типомназемного привода вне зависимости от глубиныспуска насоса, а также с УЭЦН, эксплуатируемымив режиме АПВ (рис. 3).

Сравнение эксплуатационных характеристик такжепоказало преимущество нового оборудования посравнению с традиционными способами добычи. Каквидно из рис. 4, коэффициент подачи плунжерногонасоса без колонны штанг и соответственно потерьна их растяжение/сжатие в 2 раза выше, чем у УСШН.Возможность увеличения числа двойных ходов об-условлена отсутствием колонны штанг и риска ее об-рыва в результате частых знакопеременных нагрузок.

В процессе оценки экономической эффективностиприменения ПН с ПЛЭД сотрудниками АО «РН-Ня-ганьнефтегаз» было проведено сравнение с затратамипри альтернативных способах добычи нефти. Установ-лено, что при существующей стоимости комплекта ПНс ПЛЭД при одинаковой с используемым оборудовани-ем наработке на отказ его применение не имеет эконо-мической эффективности. Тем не менее на основаниианализа полученных результатов при условии, что за-явленная изготовителем наработка на отказ подтвер-дится опытным путем, авторы определили потенци-альный фонд скважин, на котором применение данно-го оборудования будет оправдано – это скважины



Рис. 2. Основные рабочие параметры скв. X (а) и скв. Y (б) Талин-ской площади до и после внедрения ПН с ПЛЭД

часто ремонтируемого фонда с наработкой на отказ неболее 121 сут.

В случае подтверждения конструктивной и ресурс-ной надежности испытываемого оборудования можносделать вывод о необходимости удешевления ПН сПЛЭД. В этом направлении возможно, во-первых, раз-витие партнерских отношений и проведение перегово-ров о снижении цены оборудования с производителемиз КНР на уровне руководства компании; во-вторых,дополнительное стимулирование отечественных про-изводителей к разработке и созданию аналогичногооборудования.

Выводы1. ПН с ПЛЭД применимы в условиях месторожде-

ний, эксплуатируемых АО «РН-Няганьнефтегаз».2. По показателям энергоэффективности ПН с ПЛЭД

превосходят все способы и технологии эксплуатациимеханизированного фонда скважин, кроме УЭЦН, ра-ботающих в периодическом режиме.

3. Коэффициент подачи ПН с ПЛЭД засчет отсутствия потерь длины хода в ко-лонне штанг превышает коэффициентподачи УСШН в 2 раза.

4. С учетом текущей стоимости испыты-ваемого оборудования при достижении за-явленной заводом-изготовителем конструк-тивной и эксплуатационной надежностивозможно его применение в скважинахчасто ремонтируемого фонда (с наработкойна отказ менее 120 сут).

5. Для повышения привлекательности использова-ния оборудования данного типа необходимо снижениеего стоимости.

6. Для рассмотрения возможности внедрения ПН сПЛЭД необходимо наличие сервиса по его обслужи-ванию и ремонту на территории России.


1. Якимов С.Б. Состояние и перспективы использования техноло-гий эксплуатации малодебитных скважин в ОАО «НК «Рос-нефть» // Инженерная практика. – 2014. – № 11.

2. Каверин М.Н. Анализ состояния фонда УЭЦН ОАО «НК «Рос-нефть», работающих в режиме периодической эксплуатации //Инженерная практика. – 2014. – № 11. – С. 22–27.

References1. Yakimov S.B., Inzhenernaya praktika, 2014, no. 11.

2. Kaverin M.N., Inzhenernaya praktika, 2014, no. 11, pp. 22–27.



Рис. 3. Сравнение основных рабочих параметров различных типов погружного оборудования

Рис. 4. Сравнение характеристик работы плунжерных насосов

СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ


Промышленное внедрение отечественногоинновационного оборудования для подготовкинефти на промысле Самарской области

ВведениеВ Самарской области на Похвистневской уста-

новке комплексной обработки нефти (УКОН)внедрен опытный образец установки подготовкинефти УПН-3000 в блочно-модульном исполне-нии с целью определения технологических пара-метров для дальнейшего использования на уста-новках первичной подготовки нефти. В соответ-ствии с заданием на проектирование производи-тельность блочно-модульной УПН по жидкостисоставила 3000 т/сут.

Трехфазный сепаратор и блок с выносными подо-гревателями блочно-модульной УПН-3000 былиразработаны и изготовлены ПГ «Генерация»(ОАО «Нефтемаш», г. Сызрань). Рабочий проект попривязке опытно-промышленного оборудования кконкретной площадке нефтепромысла «Блочнаяустановка УПН-3000 на УКОН ЦПНГ №2» выполненспециалистами ООО «Самара НИПИ нефть» [1].

При проектировании учитывалось, что наУКОН поступает смесь нефтей с Сосновской уста-новки предварительного сброса воды (УПСВ) иЯблоневской установки промысловой подготовкинефти (УППН) после разгазирования и предвари-

тельного обезвоживания. Количество растворен-ного газа в поступающей нефти при температуре12 оС не превышает 1,5 м3/ м3.

Физико-химические свойства и фракционныйсостав разгазированной сырой и товарной нефтиприведены в таблице.

Г.Г. Гилаев, д.т.н., О.В. Гладунов (АО «Самаранефтегаз»), А.В. Гришагин, Т.И. Кологреева (ООО «СамараНИПИнефть»)

УДК 622.276.8:(470.73) Коллектив авторов, 2016

Ключевые слова: установка подготовки нефти, нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом продукции, подогревательнефти блочный с промежуточным теплоносителемKey words: oil treatment plant, three-phase separator with direct product heating, packaged oil heater with intermediate heat carrier


Показатель Сырая нефть Товарная

нефть

Плотность, т/м3 0,8559 0,8606

Вязкость, мПа с 8,63 10,3

Температура застывания, ºС -11 -7

Массовое содержание, %:

воды, не более 10,0 0,5

смол 6,31 6,88

асфальтенов 1,53 1,61

парафинов 3,95 3,96

серы 2,07 2,10

Содержание хлористых солей, мг/л, не более

1060 100

Мольное содержание сероводорода, %

0,001 0,0007

Молекулярная масса 227 230

Объемное содержание, %, фракции: 100 °C 5,0 4,5

150 °C 14,0 13,0

200 °C 23,5 23,0

250 °C 32,5 32,0

300 °C 42,0 41,5



Ниже представлены характеристики топливногогаза.

Молекулярная масса.......................................20,03Относительная плотность (по воздуху) ........0,69Низшая теплота сгорания, МДж/кг................39,3Компонентный состав, %:

сероводород...................................................0,001углекислый газ ..............................................0,587азот .................................................................0,788метан ............................................................78,086этан...............................................................15,814пропан............................................................3,525и-бутан...........................................................0,276н-бутан...........................................................0,585и-пентан.........................................................0,119н-пентан.........................................................0,118гексан .............................................................0,076гептан .............................................................0,027C8+ ..................................................................0,005

Особенности инновационного оборудования

При разработке опытно-промышленного образ-ца нефтегазоводоразделителя УПН-3000 было ре-шено отказаться от размещения нагревательногоэлемента непосредственно в емкости аппарата, какэто присуще зарубежным аналогам обработкиэмульсии типа Heater-Treater [2] или нефтегазово-доразделителям с прямым подогревом продукции(НГВРП) [3]. Такое решение связано со стремле-нием избежать проблемы снижения теплоотдачижаровой трубы при эксплуатации многофункцио-нального оборудования, а также разрушения еестенок под действием сероводорода. В связи сэтим нагрев нефти, поступающей на УПН-3000,предложено выполнять в двух подогревателяхнефти ПБТ-1,6М производства ОАО «Нефтемаш».

Кроме различия по способу организации нагреваобрабатываемой продукции, внутренняя оснасткаУПН-3000 также существенно отличается от зару-бежных аналогов, выпускаемых по американскомустандарту API [2]. Установка УПН-3000 снабженаперегородками, не доходящими до верха аппарата,в то время как стандартные зарубежные аппаратыимеют сплошную перегородку, разделяющую ем-кость на два основных отсека. В первом отсеке за-рубежных аналогов происходит трехфазное разде-ление продукции (нефть, газ и попутно добывае-мая пластовая вода), а во втором – двухфазное(нефть и опресненная вода после обессоливания).

В связи с тем, что опытно-промышленный обра-зец внедрялся на Похвистневской УКОН ЦПНГ-2,

куда поступает глубоко разгазированная нефть,требовалось применение дополнительных техно-логических и конструктивных средств для обес-печения работы установки.

В инновационном аппарате используется двух-ступенчатый сброс воды: в первом отсеке аппара-та, так же как в аппаратах Heater-Treater, происхо-дит сброс свободной воды; во втором – сбрасыва-ется связанная вода при дополнительном отстаи-вании после обессоливания за счет промывкинефти пресной водой в промежуточном отсеке.В отсеке воды УПН-3000 патрубки вывода пласто-вой и опресненной воды устанавливаются на раз-личных высотах: первый соединен с отсеком пред-варительного отстаивания, второй – с отсекомобессоливания и коалесценции. Это позволяетподдерживать определенную толщину слоя нефтив обоих отсеках. Конструкция аппарата обеспечи-вает трехфазную сепарацию нефти за счет грави-тационных сил с использованием элементов обес-соливания и коалесценции.

Так как газ в нефти практически отсутствует, длятранспорта жидкой фазы через сепарационноеоборудование и поддержания газовой подушки ваппарате УПН-3000 в секцию обезвоживаниячерез регулятор давления «после себя» подаетсятопливный газ [4].

Принципиальная технологическая схема привяз-ки нового оборудования к существующим соору-жениям подготовки нефти на ПохвистневскойУКОН представлена на рис. 1. Смонтированное наобъекте оборудование показано на рис. 2. Техниче-ские характеристики УПН-3000 приведены ниже.

Производительность по нефтяной эмульсии, т/сут ................................Не более 3000Тепловая мощность выносного подогревателя, МВт (Гкал/ч)......Не более 1,86 (1,6)Температура нефтяной эмульсии на входе в подогреватель, К (°С)...............Не менее 278 (5)Температура нагрева нефтяной эмульсии, К (°С).........................Не более 343 (70)Давление нефтяной эмульсии в оборудовании, МПа .......................Не более 0,6Плотность нефти при температуре 20 °С, кг/м3 ...........Не более 860Массовая доля воды в нефтяной эмульсии на входе установки, % .........................Не более 20Вязкость нефти, мм2/с:

при температуре 20 оС ..................................14,2при температуре 50 оС ....................................5,2

Температура пресной воды, К (°С)................................Не менее 333 (60)

Превышение давления пресной воды над рабочим давлением в установке, МПа ...0,01Выходные параметры:

массовое содержание воды в нефти, % ........................................Не более 0,5содержание хлористых солей на выходе из установки, мг/дм3 ....Не более 100содержание механических примесей в нефти, мг/дм3.................................Не более 50

Особенности организации проектирования

В ходе предпроектных работ были уточненыграницы участия организаций в разработке аппа-ратурного оформления, привязки к существую-щим сооружениям и автоматизации модульнойустановки УПН-3000.

Научно-исследовательские работы для обоснова-ния конструкторских решений и подготовки реко-мендаций к проектированию блочной УПН-3000выполнило ОАО «СибНИИНП» (г. Тюмень), авто-матизацию УПН-3000 с выносными подогревате-лями в границах блоков – ПАО «Нефтеавтомати-ка» (г. Уфа).

Разработчиком оборудования были предостав-лены утвержденные Ростехнадзором сертифика-ты, разрешающие применение блочного УПН, итехнические решения по разрабатываемому обо-рудованию. По предписанию Центра государст-венного санитарно-эпидемиологического надзорав Самарской области был выполнен проект сокра-щения санитарно-защитной зоны для УКОН «По-хвистнево».

Для привязки рассматриваемого и нестандартногооборудования, а также разработки строительных ре-шений при проектировании фундаментов под аппа-раты и подогреватели проектной организацией



Рис. 2. Оборудование Похвистневской УКОН: а – аппаратурный модуль УПН-3000; б – подогревателинефти ПБТ-1,6М

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема привязки нового комплекса УПН-3000 на Похвистневской УКОН: I – сырье с Сосновского направления; II – сырье с Яблоневского направления; IIIа, IIIб, IIIв – газ соответственно сырьевой, то-варной КСУ и аппарата УПН-3000; IV – топливный газ; V – деэмульгатор; VI – промывочная пресная вода; VII, VIII – сточная водасоответственно первой и второй ступеней обезвоживания на очистку; IX – товарная нефть; КСУ-1, 2 – сырьевая и товарная кон-цевые сепарационные установки; РВС-1, 2 – сырьевые и товарные резервуары; Н-1, 2 – соответственно старые (существую-щие) и новые (по проекту) сырьевые насосы; Н-3 – насосы внешней откачки; П-1 – нагреватели по существующей схеме нагре-ва; П-2, 3 – новые подогреватели нефти; О – отстойники; ЭД – электродегидраторы; УУН – узел учета нефти

была запрошена картограмма распределения нагру-зок на опытно-промышленный образец УПН-3000и путевые подогреватели нефти. Весь инжинирингпо привязке проектируемого оборудования и не-обходимых коммуникаций к существующей инфра-структуре выполнен ООО «СамараНИПИнефть».Специалистами института предложен также ряд тех-нологических и технических приемов, обеспечив-ших повышение надежности работы опытно-про-мышленного образца.

ЗаключениеНа официальном сайте ПГ «Генерация» [5] указа-

но, что установки УПН-3000 уже внедрены на двухобъектах в РФ: в АО «Самаранефтегаз» иООО «Северное сияние».

При этом следует отметить, что в модификацииУПН-3000, эксплуатирующейся на Похвистнев-ской УКОН, используются выносные блочные по-догреватели нефти с промежуточным теплоноси-телем. «Самарский» аппаратурный блок сепара-ции и обезвоживания УПН-3000 без нагрева вве-ден в эксплуатацию в мае 2013 г., в июне были вве-дены в работу подогреватели нефти.

В целом комплекс УПН-3000 с выносными подо-гревателями в настоящее время обрабатывает2400 т/сут нефти (80 % проектной загрузки), приэтом массовое содержание воды в конечной про-дукции составляет 0,14–0,16 %; содержание хлори-стых солей – 36–72 мг/л.

При сохранении режима санкций со стороны За-пада и ответной процедуры нашего государствапо импортозамещению привязка и внедрение оте-чественного оборудования на нефтепромыслахстраны является основополагающим мероприя-тием по созданию российского нефтяного обору-дования, по техническим характеристикам пара-метров не уступающего зарубежным аналогам.


1. Техника и технология добычи нефти и газа ОАО «Самара-нефтегаз»/ Г.Г. Гилаев, С.И. Стрункин, И.Н. Пупченко [и др.]. –Самара: Изд-во «Нефть. Газ. Новации», 2014. – 528 с.

2. Specification for Vertical and Horizontal Emulsion Treaters.API Spec 12L, 3rd Edition, January, 1986. – Dallas: American Petro-leum Institute, 1986. – 33 p.

3. Промысловые исследования обезвоживания нефти в нефте-газоводоразделителях с подогревом продукции/ М.Ю. Тара-сов, А.Б. Зырянов, А.А. Зобнин, И.А. Ташбулатов //Нефтяноехозяйство. – 2012. – № 5. – С. 96-98.

4. Пат. № 2136346 РФ. МКИ B 01 D 17/04, С 10 G 33/04. Способобработки нефтяной эмульсии / П.А. Анисимов, Л.Н. Балан-дин, А.В. Гришагин, В.И. Кузин, А.Г. Соколов, Е.Ф. Шабашев;заявитель и патентообладатель Государственный институт попроектированию и исследовательским работам в нефтянойпромышленности; № 97109456/25, заявл. 04.06. 97; опубл.10.09.1999.

5. URL: http://www.generation-ngo.ru/podgotovka/upn

References1. Gilaev G.G., Strunkin S.I., Pupchenko I.N., Ismagilov A.F., Koz-lov S.A., Tekhnika i tekhnologiya dobychi nefti i gaza OAO “Samara-neftegaz” (Technique and technology of oil and gas production ofSamaraneftegaz), Samara: Neft’. Gaz. Novatsii Publ., 2014, 528 p.

2. Specification for vertical and horizontal emulsion treaters,API Spec 12L, 3rd Ed., January, 1986, Dallas: American PetroleumInstitute, 1986. – 33 p.

3. Tarasov M.Yu., Zyryanov A.B., Zobnin A.A., Tashbulatov I.A.,Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2012, no. 5, pp. 96-98.

4. Patent no. 2136346 RF, MKI B 01 D 17/04, S 10 G 33/04, Oilemulsion treatment process, Inventors: Anisimov P.A., Balan -din L.N., Grishagin A.V., Kuzin V.I., Sokolov A.G., Shabashev E.F.

5. URL: http://www.generation-ngo.ru/podgotovka/upn





Математические подходы к решению задач реинжиниринга

ВведениеСрок разработки месторождений часто состав-

ляет десятки лет. За это время, как правило, значи-тельно изменяются макроэкономические условия,степень геологической изученности и развитие ин-фраструктуры разрабатываемого района. Эти из-менения требуют регулярного пересмотра приня-тых решений на предмет актуальности и опти-мальности. В случае выявления потенциала для оп-тимизации действующих объектов разрабаты-ваются мероприятия по его реализации. Анализдействующих объектов, разработка программы оп-тимизации их работы и ее выполнение называетсяреинжинирингом. Справедливо предположить, чтореинжиниринговый потенциал прямо пропорцио-нален сроку эксплуатации месторождений и мас-штабности взаимосвязанной системы сбора.

В работе [1] реинжиниринг определяется как«полномасштабный процесс реструктуризации су-ществующей наземной инфраструктуры, направ-ленный на оптимизацию неэффективно используе-мых мощностей, снижение операционных и капи-тальных затрат на поддержание инфраструктурыдля повышения эффективности деятельностипредприятий». Авторы предлагают разработкунормативной документации для формированияунифицированного подхода к проведению реин-жиниринга месторождений.

Разработка программ оптимизации эксплуата-ционных затрат актуальна во всем мире. Например,в работе [2] специалисты из компании Lagoven, S.A.рассматривают аналогичную задачу в рамках активана оз. Маракайбо (Венесуэла). Авторы рекомендуютиспользовать сценарное планирование для веро-

ятностной оценки перспективы и выбора наиболееоптимальных мероприятий.

В дочерних обществах ОАО «НК «Роснефть» на-коплен достаточно большой опыт разработки ре-инжиниринговых программ. В связи с этим ужесейчас можно говорить о стандартных реинжини-ринговых мероприятиях:

– перевод потоков с целью перераспределения на-грузки, например, при перегруженности одних объ-ектов и наличии профицита мощности у других;

– вывод объектов из эксплуатации (например,остановка насосной станции при снижении объемовперекачиваемой продукции);

– оптимизация насосного оборудования с цельюповышения к.п.д.;

– прочие мероприятия, направленные на сниже-ние эксплуатационных затрат.

Обычно при подготовке программ реинжини-ринга в первую очередь определяется наличие по-тенциала для проведения высокоэффективныхстандартных мероприятий, позволяющих значи-тельно сократить эксплуатационные затраты.В ООО «СамараНИПИнефть» помимо стандарт-ных задач в план выполнения проекта включает-ся пункт «Глобальный реинжиниринг», предпи-сывающий проведение анализа всей системысбора и транспорта с позиций оптимальностисхемы доставки продукции от пласта до пунктовсдачи. Это наукоемкая задача, требующая при-влечения специалистов, владеющих физико-мате-матическим аппаратом. Для решения данной за-дачи в институте организован «Центр стратегиче-ских компетенций», занимающийся методологи-ческим и программным обеспечением выполне-

В.А. Смыслов, М.С. Мелешко, Т.П. Чаплыгина, И.Г. Хамитов (ООО «СамараНИПИнефть»),

О.В. Гладунов, Ю.Ю. Попов (АО «Самаранефтегаз»)

УДК 622.692.4.003 Коллектив авторов, 2016

Ключевые слова: реинжиниринг, оптимизация, коридоры коммуникацийKey words: re-engineering, optimization, utility lines




ния нестандартных задач. В Центре работают спе-циалисты с математическим или физическим об-разованием, из которых 70 % получили два выс-ших образования и/или ученые степени (в основ-ном кандидаты физико-математических наук).Такая группа позволяет не только решать новыезадачи, но и применять нестандартные подходы квыполнению типовых задач.

Постановка задачи исследованияС позиции специалистов Центра стратегических

компетенций исходная постановка задачи преобра-зовалась к следующему виду: «выявить реинжини-ринговый потенциал в системе сбора продукции ме-сторождений исходя из «идеальной» математиче-ской модели, основанной только на кустовой схемеобустройства».

Прежде чем приступить к построению математи-чески оптимальной схемы коридоров коммуника-ций «с нуля», необходимо определить степень дета-лизации модели. При построении путей доставкипродукции от пласта к пункту сбора в качестве ис-точников можно рассматривать скважины, кустыили целые месторождения. Выбор зависит от мас-штаба рассматриваемого актива. Специфика акти-вов АО «Самаранефтегаз» и ПАО «Оренбург-нефть», являющихся генеральными заказчикамиООО «СамараНИПИнефть», состоит в том, что вединую систему сбора включены десятки место-рождений. В связи с этим рассмотрено выполнениезадачи в разрезе месторождений на уровне меж-промысловых коридоров коммуникаций.

На первом этапе из модели исключается информа-ция о существующих трубопроводах и объектахпредварительной подготовки нефти с целью обес-печения основного условия задачи. Далее все место-рождения «схлопываются» в точки, территориальнорасположенные в центрах масс скважин, в качествевесов которых используются накопленные отборынефти с начала разработки до планируемого срокаликвидации скважины

(1)

где Xi→

– радиус-вектор центра масс скважин i–го ме-сторождения; mk – вес k-й скважины; xk

→ – радиус-век-тор k-й скважины.

Таким образом, задается множество точек, пред-ставляющих собой месторождения с исторически-ми и прогнозными уровнями добычи.

Далее задача разбивается на три этапа: 1) объеди-нение месторождений в группы по принципу общейточки сдачи; 2) расположение центральных пунктовсбора для групп месторождений; 3) построение схемкоридоров коммуникаций для каждой группы ме-сторождений.

Объединение источников в группыПостроение оптимальной схемы коридоров ком-

муникаций предлагается начать с объединения ме-сторождений в группы по принципу общей точкисдачи. Для этого к исходному множеству точек до-бавляются точки, соответствующие потенциаль-ным пунктам сдачи продукции актива. Пунктысдачи отбираются таким образом, чтобы расстоя-ние от пункта до ближайшего месторождениябыло меньше, чем до соседнего пункта. Послеэтого в модели необходимо построить схему кори-доров коммуникаций между всеми рассматривае-мыми точками.

С математической точки зрения решается задачаШтейнера [3], т.е. точки на плоскости соединяютсялиниями таким образом, чтобы суммарная протя-женность была минимальной. Допустимость реше-ния задачи на плоскости обосновывается детализа-цией модели до месторождений и, как следствие,значительными расстояниями между точками. Этодает основания полагать, что погрешность от игно-рирования различий в стоимости прокладки кори-доров в зависимости от рельефа и других особен-ностей будет незначительной по сравнению с сум-марной протяженностью и не повлияет на ключе-вые решения. Таким образом, получается связныйграф, соединяющий коридорами коммуникацийвсе месторождения со всеми потенциальнымипунктами сдачи.

Очевидно, что связный граф имеет потенциал посокращению суммарной протяженности за счетисключения ребер при условии сохранения путейдо пункта сдачи для каждого месторождения. Дляэффективного сокращения протяженности пред-лагается исключать наиболее длинные участки ко-ридоров. Каждое исключение будет добавлять поодной компоненте связности. Процедура продол-жается до тех пор, пока для каждого месторожде-ния не останется путь только до одного пунктасдачи из всех потенциальных. После этого место-рождения считаются сгруппированными по прин-ципу общего пункта сдачи.

X

m x

m

,i

k kk

N

kk

N1

1

∑

∑=

⋅

=

=

Расположение центрального пункта сбораДалее задачу можно рассматривать в рамках одной

группы месторождений, имеющих общую точкусдачи. Для других групп ход решения аналогичен, арезультат не зависит от результатов для прочих групп.

Для подготовки продукции месторождений однойгруппы к коммерческому учету предлагается вы-брать расположение центрального пункта сбора(ЦПС). Для этого были рассмотрены две математи-ческие модели: центр масс и точка Ферма – Торри-челли [4]. Как показал анализ, точка Ферма – Торри-челли дает более эффективное решение по суммар-ной протяженности трубопроводов (рис. 1). В каче-стве весов используются накопленные отборынефти. Поиск оптимального местоположения ЦПСвыполняется для каждого года эксплуатации от те-кущего до конечного с учетом выбранного горизон-та планирования. На каждом временном шаге полу-чается новая точка. В совокупности эти точки,последовательно соединенные отрезками, задаюттраекторию изменения оптимального расположе-ния ЦПС с течением времени. На основании визу-ального анализа траектории можно сделать выводыо наиболее эффективном расположении ЦПС илиразработать предложение о его изменении в некото-рый момент в рамках срока планирования.

При поиске оптимального расположения ЦПСследует учитывать пункт сдачи в качестве одной изисходных точек с весом, численно равным суммар-ной добыче по месторождениям рассматриваемойгруппы. Тогда исключается вариант, при которомматематическое решение будет предлагать перекачи-вать подготовленную продукцию всего актива на не-оправданно большое расстояние.

Построение схемы коридоров коммуникаций

Третьим и заключительным этапом создания«идеальной» математической модели оптимальнойсистемы сбора является построение схемы кори-доров коммуникаций между месторождениямигруппы, ЦПС и пунктом сдачи. Эта задача решает-ся аналогично математической задаче Штейнера[3]. В результате получается принципиальнаясхема системы сбора и транспорта продукции ме-сторождений минимальной суммарной протяжен-ности, которая является отправной точкой для ре-шения задачи в исходной постановке: определениеоптимальной схемы коридоров коммуникаций безучета накопленных знаний об активе.

Математическое решение на плоскости сравнива-ется экспертом с существующей системой сбора, иделаются выводы об оптимальности действующихкоммуникаций. В случае значительных расхожде-ний проводится более глубокий анализ на предметналичия реинжинирингового потенциала. Анало-гично работе [5], посвященной выбору оптималь-ных газораспределительных сетей, применение экс-пертного подхода сравнения «идеального» матема-тического решения с действующими коммуника-циями является единственным возможным из-забольшого числа параметров управления, влияю-щих на возможность и целесообразность реализа-ции реинжиниринговых мероприятий.

Все расчеты в рамках апробации разработаннойметодики выполнены с помощью программногоинструмента [6], созданного и используемого вООО «СамараНИПИнефть» направлением кон-цептуального проектирования.

В рамках данного исследования для автоматиче-ского построения схемы коридоров коммуника-ций применяется математическая аналогия с зада-чей Штейнера на плоскости. Однако следует отме-тить, что в случае использования алгоритма, учи-тывающего неравномерное распределение стоимо-сти прокладки коридора (рельеф, охранные зоны),принципиально схема не меняется, и все выводыостаются справедливыми. Кроме того, авторы дан-ного исследования ограничились методикой дляплоскости, основываясь на выбранной детализа-ции до месторождений. При рассмотрении моделив разрезе скважин или кустов рекомендуется при-менять другие алгоритмы, учитывающие вариа-цию стоимости в зависимости от траектории. На-пример, можно использовать методику, описан-ную в работе [7].



Рис. 1. Пример решения задачи расположения ЦПС спомощью точки Ферма – Торричелли (а) и центрамасс (б)

а

б

Апробация методикиПредлагаемая методика апробирована для Южной

группы месторождений АО «Самаранефтегаз»(ЮГМ), насчитывающей более тысячи действую-щих скважин, несколько тысяч километров трубо-проводов и несколько десятков объектов предвари-тельной подготовки нефти.

В настоящее время вся продукция месторожденийЮГМ по системам нефтепроводов транспортируетсяв два пункта сбора: на установку подготовки нефти(УПН) Покровская со сдачей товарной продукциичерез систему измерения количества и показателей ка-чества нефти (СИКН) № 262 в систему магистраль-ных нефтепроводов АК «Транснефть» и на нефте-сборный пункт (НСП) Нефтегорский со сдачей товар-ной продукции через СИКН № 234 в систему магист-ральных нефтепроводов АК «Транснефть».

Анализ оптимальности выбора существующихточек сдачи с помощью описанного выше алгоритмаподтвердил правильность существующей логистиче-ской схемы сбора продукции с месторождений. Со-гласно математической модели на СИКН № 249 долж-на поступать продукция Покровского и Гражданскогоместорождений (далее Покровская группа), продук-ция остальных 60 месторождений(далее Кулешовская группа) – на СИКН№ 234. Именно такая схема и реализо-вана в настоящее время на ЮГМ.

Решение задачи эффективногорасположения ЦСП с учетом 20-лет-ней перспективы показало, что су-ществующий сборный пункт По-кровской группы месторождений –УПН Покровская – расположен в оп-тимальной точке. Согласно матема-тической модели оптимальныйцентр сбора продукции скважин Ку-лешовской группы месторождений –установка предварительного сбросаводы (УПСВ) Бариновская, располо-женная на Бариновско-Лебяжинскомместорождении в 40 км от НСПНефтегорский.

Проложенные в результате решениязадачи Штейнера оптимальные кори-доры коммуникаций для месторожде-ний ЮГМ на 60 % согласуются с суще-ствующими трассами трубопроводов.Основные направления имеющихсянапорных трубопроводов подтвер-ждаются математическим алгорит-мом. Потенциал сокращения протя-

женности трубопроводов связан с неоптимальнымфактическим расположением центра сбора и про-кладкой трубопроводов вдоль существующих ком-муникаций (дорог, ЛЭП и др.) с учетом топогра-фии местности и расположения УПСВ и дожим-ных насосных станций.

На рис. 2 показано сопоставление существующихкоридоров коммуникаций c оптимальными, проло-женными согласно модели оптимизации.

Согласно решению задачи оптимизации продук-цию Грековского направления необходимо транс-портировать на Бариновско-Лебяжинское место-рождение с подключением к трубопроводу всех по-путных потоков и отказаться от существующеготрубопровода от Грековского месторождения доНСП Нефтегорский, что позволит сократить протя-женность трубопровода на 33,8 км.

С помощью математического алгоритма выявле-ны месторождения (Аглосское, Колыванское,Гражданское, Курско-Кулагинское и др.), подсоеди-нить которые к единой системе сбора можно, ис-пользуя более короткий путь. Однако такому ре-шению часто препятствуют расположенные натерритории природоохранные и санитарные зоны.



Рис. 2. Сопоставление существующих и оптимальных коридоров ком-муникаций Южной группы месторождений АО «Самаранефтегаз»

В данном случае протяженность трубопроводовуменьшится на 32,1 км.

Аналогичная ситуация складывается и с место-рождениями (Софинско-Дзержинское, Тверское,Горбатовское, Бариновско-Лебяжинское, Утевскоеи др.), продукция которых транспортируется насуществующие УПСВ. За счет оптимального рас-положения объектов подготовки можно значи-тельно (на 444,6 км) сократить протяженностьтрубопроводов.

Представленный математический алгоритм поз-волил выявить реинжиниринговый потенциал, воз-можность реализации которого необходимо прове-рить на следующем этапе на основании детальнойтехнологической и экономической оценки предла-гаемых мероприятий. В случае необходимостизначительных капитальных вложений рекоменду-ется включить выявленный потенциал в реестр ме-роприятий для учета по мере реконструкции/заме-ны существующих трубопроводов с позиций строи-тельства их в более эффективном коридоре с учетомпредставленной схемы оптимизации.

Также использование данного алгоритма будет эф-фективно на этапе обустройства новых регионовили подключения новых участков на зрелых акти-вах, так как он позволит определить оптимальнуюсхему обустройства и существенно сократить капи-тальные вложения в наземную инфраструктуру.

Выводы1. В рамках подготовки программы реинжинирин-

говых мероприятий рассмотрен вопрос оптималь-ности действующих коммуникаций в разрезе целогорегиона.

2. Разработана методика построения оптимальнойсхемы транспорта нефти (группирование место-рождений по пунктам сдачи, размещение ЦПС, по-строение схемы коридоров коммуникаций).

3. Выполнена апробация предложенной методикив рамках подготовки программы реинжиниринго-вых мероприятий для Южной группы месторожде-ний АО «Самаранефтегаз», выявлен потенциал посокращению протяженности трубопроводов почтина 500 км.

4. В перспективе планируются дальнейшее приме-нение разработанной методики на других активах, атакже детализация разработанного решения, в томчисле для учета неравномерного распределениястоимости строительства коридоров коммуникацийв зависимости от рельефа и охранных территорий.


1. Цыкин И.В., Завьялов О.В., Соловей Н.С. Унификация работ пореинжинирингу инфраструктуры зрелых месторождений // Тру-бопроводный транспорт. – 2011. – № 5 (27). – С. 4–6.

2. Re-Engineering Tank Farms / Wilfredo A. Rodriguez, Jhonny Colina,Leonardo Montero [et al.] // SPE Annual Technical Conference andExhibition, 5–8 October 1997, Abu Texas, USA, SPE-38818.

3. Иванов А.О., Тужилин А.А. Задача Штейнера на плоскости илиплоские минимальные сети // Матем. сб. – 1991. – Т. 182. – № 12. –С. 1813–1844.

4. Martini H. Ferma-Torricelli problem // Encyclopedia of Mathema-tics. Supplement III. Kluwer Academic Publishers. – 2001. –pp. 149–151.

5. Унанян Л.А., Унанян К.Л., Папян С.С. Выбор оптимальных га-зораспределительных сетей // Трубопроводный транспорт. –2011. – № 5 (27). – С. 30–31.

6. Смыслов В.А., Ломовских С.В. Программный комплекс для ре-шения задач интегрированного проектирования // Научно-тех-нический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – №. 1. – С. 36–40.

7. Метод автоматического формирования оптимальной схемыинфраструктуры поверхностного обустройства / Р.Р. Ильясов,Л.А. Свечников, М.Р. Каримов [и др.] // Научно-техническийвестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 2. – С. 36–39.

References1. Tsykin I.V., Zav’yalov O.V., Solovey N.S., Truboprovodnyy transport,2011, no. 5 (27), pp. 4–6.

2. Rodriguez W.A., Colina J., Montero L. et al., Re-Engineering tankfarms, SPE 38818.

3. Ivanov A.O., Tuzhilin A.A., Mathematics of the USSR-Sbornik, 1993,V. 74 (2), pp. 555–582.

4. Martini H. Ferma-Torricelli problem, Encyclopedia of Mathematics,Supplement III, Kluwer Academic Publishers, 2001, pp. 149-151.

5. Unanyan L.A., Unanyan K.L., Papyan S.S., Truboprovodnyy transport,2011, no. 5 (27), pp. 30–31.

6. Smyslov V.A., Lomovskikh S.V., Nauchno-tekhnicheskiy vestnikOAO “NK “Rosneft’”, 2013, no. 1, pp. 36–40.

7. Il’yasov R.R., Svechnikov L.A., Karimov M.R., Kravets M.Z., Solo-dov A.N., Porolo I.O., Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO “NK “Ros-neft’”, 2014, no 2, pp. 36–39.




ОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФА


Опыт крупномасштабных испытаний прочностиледяных полей на изгиб в Карском море и море Лаптевых

ВведениеФизика и механика морского льда, его геометриче-

ские размеры и динамика являются основнымифакторами, которые используются при решении на-учных и прикладных задач при освоении месторож-дений арктического шельфа. Традиционно физико-механические свойства льда изучаются на кернах,выбуренных из ровных ледяных полей, торосов илиайсбергов. Однако в связи с масштабным эффектомтакое изучение прочности льда не отражает специ-фики механики разрушения ледяных образований внатурных условиях при взаимодействии с инженер-ными сооружениями.

Предпринимаются попытки изучения прочностиморского льда на основе рассмотрения его не толькокак материала и конструкции, но и как крупномас-штабной дискретной среды. Такой подход основанна тесно связанных научных задачах: механической,отражающей напряженное состояние ледяного по-крова; геометрической, обусловленной деформа-циями ледяных полей при сжатии и торошении; фи-зической, отражающей физико-механические про-цессы, происходящие под действием как внешних,так и внутренних сил.

В обобщающих работах по зависимости давленияна сооружение от площади контакта показано, чточем масштабнее система лед – сооружение, темменьше давление/прочность морского льда, взаимо-действующего с сооружением [1]. При самых боль-ших масштабах прочность льда может быть на трипорядка меньше прочности малых образцов льда.В натурных условиях при изучении форм механикиразрушения льда около сооружения (причала, айс-берга, острова) давление/прочность льда могут оце-

ниваться в реальных условиях взаимодействия [2].Следы такого взаимодействия льдов прослеживают-ся в Карском море при торошении дрейфующихльдов с айсбергами.

Одна из главных задач при определении прочно-сти льда – организация инструментального монито-ринга механики взаимодействия с одновременнымизмерением динамических параметров, накоплениестатистических данных о силах взаимодействия прибольших масштабах в системе лед – ледокол. На са-халинском шельфе крупномасштабные испытанияпрочности льда проводились при прямом измере-нии действующих сил, разрушающих большиеобъемы льда [3].

Результаты испытаний прочности льда с исполь-зованием скважинного зонда-индентора присложном силовом воздействии на ровный или то-росистый лед отражают особенности деформиро-вания и разрушения локального объема льда в ес-тественных условиях, что позволяет разрабаты-вать теоретические модели механики разрушенияльда. Проведение данных испытаний связано скритическим отношением к традиционным мето-дам определения прочности на образцах льда.Критерий разрушения образца льда не отражаетспецифику механики разрушения ледяных образо-ваний в натурных условиях при взаимодействии ссооружениями. Метод определения прочностильда с помощью скважинного зонда-инденторапозволяет определить энергетические критериипрочности льда в реальных условиях. Такая работадолжна проводиться в том числе с целью включе-ния соответствующего раздела в российские нор-мативные и регулирующие документы.

К.А. Корнишин, В.А. Павлов, к.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»), В.Н. Смирнов, д.ф-м.н., А.А. Нюбом (ФГБУ «ААНИИ»),

Я.О. Ефимов (ООО «Арктический научно-проектный центр шельфовых технологий»)

Ключевые слова: морской лед, методика экспериментов, гравитационные волны, деформации и напряжения при изгибе,сравнение с образцамиKey words: sea ice, experimental methods, gravity waves, deformations and stresses during bending, comparison with samples




К крупномасштабным испытаниям прочности льдана изгиб относятся эксперименты по разлому ледя-ной балки/консоли на плаву. Однако прочность приизгибе ледяных консолей рассчитывается без учетаанизотропии льда по толщине. Ограниченные разме-ры консоли по сравнению с ледяным полем требуютпроведения статистически значимого числа испыта-ний. В настоящее время разрабатывается метод опре-деления деформационных и прочностных характери-стик ледяного покрова при изгибе естественного ле-дяного поля при воздействии на него свободной гра-витационной волной, возбуждаемой ледоколом.

Результаты работыВо время экспедиции «Кара Зима-2015» для опре-

деления характеристик прочности полей ровногольда при изгибе были проведены крупномасштаб-ные эксперименты по разрушению льда ледоколом исозданию в ледяном поле свободной гравитацион-ной волны, вызывающей изгибные деформации инапряжения в ледяной пластине. При выполненииэкспериментов использовались следующие измери-тельная техника и оборудование (рис. 2):

– наклономер ЦНД-СМ для измерения наклонов подвум взаимно ортогональным направлениям (X, Y);диапазон измерений углов наклона ±0,00116 рад;

– ледовый кольцевой деформометр (максималь-ная чувствительность к относительным деформа-циям 10–6/мВ);

– трехкомпонентные сейсмометры/вело-симетры СМЕ-4311 (частотный диапазонколебательных процессов 0,01–60 Гц);

– трехкомпонентный акселерометр BellHowell 4-202 для измерения статическихили динамических ускорений судна, уста-навливаемый на форштевне ледокола.

На ровный ледяной покров в двух точ-ках по ходу движения судна устанавлива-лись сейсмометры, кольцевой деформо-метр и наклономер (рис. 1, 2). Перед экс-периментами по маршруту движения ле-докола определяли толщину и физиче-ские свойства льда: толщина льда изменя-лась от 61 до 68 см; толщина снега дости-гала 22 см; средняя температура верхнейповерхности льда составляла -6,8 °С; со-леность и средняя плотность льда – соот-ветственно 5,77 ‰ и 939 кг/м3.

Дополнительные измерения с помощьюскважинного зонда-индентора показали,что локальная прочность ровного льдараспределяется по площади ледяного по-

крова неоднородно и может существенно различать-ся даже на небольших интервалах. На рис. 3 показанапространственная неоднородность средней локаль-ной прочности на пути ледокола при проведении экс-перимента: на ровном припайном льду почти по всейдлине маршрута локальная прочность льда на сжатиеизменялась в пределах 19–20 МПа.

На рис. 4 представлены записи цугов изгибно-гра-витационных волн при движении ледокола по схемеодиночный разлом – движение – остановка и цуговодиночной волны.

Рис. 1. Общий вид участка ледяного поля при проведе-нии крупномасштабного эксперимента с ледоколом«Ямал» (Карское море, ледовая станция, 23.05.15 г.)

Рис. 2. Схема размещения приборов при проведении крупномас-штабных экспериментов по разрушению льда (свободная гравита-ционная волна проходит расстояние до 1 км)

Рис. 3. Пространственная неоднородность средней локальной проч-ности (МПа) на маршруте ледокола (квадрат 5×5 м, расстояниемежду центрами квадратов 30 м)



Ледокол двигался в ледяном поле с остановкамичерез каждые 20 м, создавая изгибно-гравитацион-ную волну, которая распространялась на сотни мет-ров от остановившегося после разлома ледокола. Го-ризонтальное ускорение движения ледокола приломке льда достигало 16 см/с2. В результате в двухточках ледяного поля регистрировались момент раз-рушения кромки льда изгибом, фазовая скорость,период и длина волны. По этим параметрам опреде-

лялись нормальные напряжения сжа-тия/растяжения в верхнем слое сече-ния ледяной пластины. При большойкрутизне волны они вызывали сквоз-ные трещины, параметры которой ре-гистрировались сейсмометром, накло-номером и деформометром.

На рис. 5 показана запись процессадеформирования ледяного поля вол-ной при одиночном разломе. Получае-мые параметры волновых процессов,сопровождаемых деформациями из-гиба ледяного поля, дают возможностьоценить разрушающие напряжения всечении ледяной пластины.

Оценка прочностных характеристик ледяного поля при изгибе

Механика деформирования и разру-шения ледяных полей при крупномас-штабных испытаниях прочности льдас помощью ледокола характеризуется

модулями упругости и деформации, относительны-ми деформациями и нормальными напряжениями вслое ледяного поля при изгибе. В данном случае мо-дуль упругости Е рассчитывался через дисперсион-ное соотношение между фазовой скоростью с и вол-новым числом k [4], определяемое по формуле

(1)

где D – цилиндрическая жесткость ледяной пла-стины льда; r1, r2 – плотность соответственно льда иморской воды; g – ускорение свободного падения; h –средняя толщина льда; H – средняя глубина моря.

Из формулы (1) получаем

Цилиндрическая жесткость связана с модулемупругости соотношением

(2)

где m – коэффициент Пуассона.

cDk g

hk k kH/ tanh( ),

42

12

2

12

=+r

r +r

⎛

⎝⎜⎜

⎞

⎠⎟⎟

Dc hk k kH

kg k

( / tanh( )).

21

22

4 24=

r +r−r

D Eh 12(1 ),3 2= −m

Рис. 4. Цуги изгибно-гравитационных волн в период движения ледоко-ла по схеме разлом – перемещение – остановка (а) и волн при одиноч-ном разломе льда (б)

Рис. 5. Запись от приборов в Т. 1 при возбужденииизгибно-гравитационной волны ледоколом (расстоя-ние до ледокола 300 м, Карское море, 23.05.15 г.)



Модуль упругости ледяного поля в условиях глу-бокой воды для критического значения периода сво-бодных колебаний Т определялся по формуле

(3)

Максимальная амплитуда вертикального смещения

в волне (ϕ0 – максимальная амплитуда

вертикального наклона в волне); λ – длина волны.Максимальные напряжения сжатия σx в верхнемслое льда во впадине волны или максимальные на-пряжения растяжения в верхнем слое льда на гребнеопределялись по формуле

(4)

где κ = 2π/λ – волновое число; εх – относительнаядеформация в слое льда.

Параметры волновых процессов в крупномас-штабном эксперименте 23.05.15 г. при средней тол-щине льда 0,65 м представлены в таблице.

По данным экспериментов 15.05, 23.05, 01.06 и06.06.15 при толщине льда 0,6–1,5 м среднее значе-ние относительной деформации составило 1,7.10-5,максимальное – 8,4.10-5, минимальное – 3,04.10-6.

Характеристикой прочности ледяного поля на изгибсчитается индекс прочности льда, поскольку при из-гибе в нем возникают деформации сжатия/растяже-ния в нижних и верхних слоях, а также сдвиг по слоям.Форма эпюры деформаций и напряжений изменяется

в зависимости от напряженно-деформированного со-стояния, зависящего от динамики развития деформа-ций и возникновения трещины. Эти положения леглив основу крупномасштабного метода испытанийпрочности ледяного поля на изгиб.

В результате проведения четырех крупномасштаб-ных экспериментов получены значения напряженийсжатия/растяжения в диапазоне 15–130 кПа. Нарис. 6 показана сравнительная диаграмма изгибнойпрочности в зависимости от площади излома посечению ледяной пластины при изгибе при трехвидах испытаний.

Первый вид испытаний – оценка средних по толщи-не льда прочностей круглых пластин льда толщиной1,7–2 см и диаметром 14 см. Как правило, круглые пла-стины разрушаются на 2–4 сектора. Поэтому площадьизлома при данном виде испытаний составляет24–56 см2. Второй вид – разрушение консольныхбалок на плаву. Площадь излома равняется произве-дению ширины консоли и толщины льда в месте раз-рушения. Третий вид испытаний – определение на-пряжений в ровном ледяном поле при его изломе ле-доколом «Ямал» и возбуждения свободной гравита-ционной волны (крупномасштабный эксперимент).В этом случае площадь излома считалась как произве-дение ширины создаваемого ледоколом канала (при-мерно равна ширине ледокола) и толщины льда.

Испытания круглых пластин и консольных балокосуществлялись на ледяных полях участков, на кото-рых проводился крупномасштабный эксперимент. Изрис. 6 видно, что прочность при изгибе – предельныенапряжения при сжатии/растяжении слоя ледяного

EhE hE

z(1 ) 2

,x x 2 0

2

0σ = ε =π

λ −mϕ =

κ

z20

0=ϕ λ

π

=−m r

π

⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟E

g

h

T12(1 )2

.2

14

2

6

Δф, c Т, с , м 0, 10-4 рад

z0, мм

E, МПа х, кПа х, 10-5

3,20 11,5 180 6,46 18 3385 56,9 1,68

3,08 6,5 106 2,58 4 110 1,3 1,14

3,28 10,5 160 5,43 14 1961 31,1 1,59

3,55 10,4 147 4,20 10 1852 24,8 1,34

2,88 11,5 200 8,66 28 3385 68,7 2,03

3,20 12,3 192 2,30 7 5068 28,3 0,56

3,20 7,1 111 8,18 14 187 6,5 3,45

2,80 10,5 188 3,28 10 1961 16,0 0,82

3,00 9,5 158 10,4 26 1076 33,1 3,08

3,00 11,9 198 2,90 9 4156 28,5 0,69

2,80 8,55 153 10,7 26 572 18,7 3,27

2,25 12,2 271 2,44 11 4826 20,3 0,42

2,80 12,3 220 8,81 31 5068 95,2 1,88

2,45 11,3 231 4,47 16 3047 27,6 0,91

2,90 11,1 191 11,6 35 2737 77,7 2,84

2,52 10,8 214 5,34 18 2322 27,1 1,17

2,90 8,35 144 11,9 27 496 19,2 3,88

2,70 10,75 199 8,73 28 2246 46,1 2,05

2,90 7,35 127 12,7 25 228 10,7 4,68

2,90 9,9 171 9,46 26 1377 35,8 2,59

Примечание. Δφ – сдвиг между волнами.

σ ε

Рис. 6. Прочность при изгибе морского льда по дан-ным экспедиции «Кара Зима-2015»: 1, 2, 3 – соответственно первый, второй и третий (припроведении четырех крупномасштабных экспериментовна разных полях) виды испытаний



поля при изгибе – значительно меньше прочностиобразцов льда и ледяных консолей на изгиб.

Полученные при натурных экспериментах данныеможно использовать для определения нормальныхнапряжений сжатия/растяжения в слое ледяногополя при его деформировании изгибом с цельюоценки прочности ледяного поля на изгиб. Средниенапряжения сжатия/растяжения при изгибе ледяно-го поля волной достигали 50 кПа, т.е. были значи-тельно меньше изгибной прочности ледяной консо-ли на плаву.

Можно ожидать, что при соответствующих экспе-риментах и вследствие масштабного эффекта круп-номасштабная прочность ледяного поля на изгиббудет существенно меньше значений, принимаемыхв настоящее время по нормативным документам.Подобный вывод предполагает получение в даль-нейшем зависимости изгибной прочности от пло-щади разрыва.

Выводы и рекомендации1. Испытана методика определения деформацион-

ных и прочностных характеристик морского льдапри крупномасштабных экспериментах с использо-ванием ледокола. Полученные данные по механикеразрушения ровного льда являются первой попыт-кой изучения разрушающих напряжений во льду исопоставления их с изгибной прочностью, получен-ной при традиционных испытаниях образцов и ле-дяных консолей.

2. На основе полученных данных о параметрахупругих и изгибно-гравитационных волн, толщинеи плотности льда определены модули упругости ле-дяных полей.

3. Получены оценки нормальных напряжений сжа-тия/растяжения в верхнем слое ледяного поля приего деформировании и разрушении изгибом. Пока-зано, что средние напряжения при изгибе ледяногополя гравитационной волной составили 50 кПа.

4. Предложены подходы к определению прочностиледяного поля на изгиб в естественных условиях, на-пример, при воздействии ледяных полей на соору-жение с наклонной стенкой.

5. Следует провести эксперименты по сравнениюнормальных напряжений при изгибе ледяного поляс прочностью ледяных консолей на изгиб и оценитьупруговязкие характеристики льда при образованииразлома ледяного поля при изгибе.

6. При крупномасштабных экспериментах следуеттакже оценивать механику возникновения сквоз-ных трещин в ледяном поле, определять из размеры,

проводить прямые измерения деформаций и напря-жений вблизи трещин. С учетом масштабного эф-фекта крупномасштабная прочность ледяного поляна изгиб может оказаться существенно меньше при-нимаемой в настоящее время по нормативным до-кументам.

7. Разработанный мониторинг параметров естес-ственных процессов деформирования и разрушенияледяных полей рекомендуется применять при прогно-зировании состояния дрейфующих и припайныхльдов в реальном масштабе времени. Система раннегопредупреждения возможных опасных ледовых явле-ний позволит уменьшить риск при выполнении работв полярных экспедициях, повысить безопасность на-хождения людей на льду, избежать потери оборудова-ния и нарушения графика выполнения работ.

8. Проведение крупномасштабных экспериментовспособствует оптимальному определению прочно-сти ледяного покрова и позволяет повысить каче-ство научно-технического обоснования проектныхледовых нагрузок на наклонные грани сооружения.


1. Sanderson T.J.O. Ice Mechanics. Risk to offshore structures. – Lon-don: Grahamand Troutman, 1988.

2. Методическое пособие по изучению физико-механических ха-рактеристик ледяных образований как исходных данных длярасчета ледовых нагрузок на берега, дно и морские сооружения /В.Н. Смирнов, А.И. Шушлебин, С.М. Ковалев, И.Б. Шейкин. –СПб.: ААНИИ, 2011. – 178 с.

3. Palmer A.C., Croasdale K. Arctic Offshore Engineering. – London:World Scientific, 2012. – 357 р.

4. Хейсин Д.Е. Динамика ледяного покрова. – Л.: Гидрометеоиз-дат, 1967. – 215 с.

References1. Sanderson T.J.O., Ice mechanics, Risk to offshore structures, London:Grahamand Troutman, 1988.

2. Smirnov V.N., Shushlebin A.I., Kovalev S.M., Sheykin I.B., Metodic-heskoe posobie po izucheniyu fiziko-mekhanicheskikh kharakteristik le-dyanykh obrazovaniy kak iskhodnykh dannykh dlya rascheta ledovykhnagruzok na berega, dno i morskie sooruzheniya (Toolkit for the studyof physical and mechanical properties of ice formations like the origi-nal data for the calculation of ice loads on the shore, bottom and ma-rine structures), St. Peterburg: AANII, 2011, 178 p.

3. Palmer A.C., Croasdale K., Arctic offshore engineering, London:World Scientific, 2012, 357 r.

4. Kheysin D.E., Dinamika ledyanogo pokrova (The dynamics of the icecover), Leningrad: Gidrometeoizdat Publ., 1967, 215 p.

СТАНДАРТИЗАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ


Актуальные вопросы совершенствованиянормативной документации для объектовнефтегазового комплекса

ВведениеВ связи с изменениями федерального законода-

тельства [1, 2] и интенсификацией процессов нор-мативного обеспечения деятельности Таможенногосоюза, а в настоящее время – ЕврАзЭС [3] развитиесистем технического регулирования и стандартиза-ции в России за последние несколько лет существен-но ускорилось. Интенсивность процессов пересмот-ра и разработки новых нормативных документовнеизбежно сопровождается «болезнями роста», тре-бующими оперативного поиска и реализации кор-ректирующих мероприятий, обеспечения согласо-ванного взаимодействия и сотрудничества всех за-интересованных сторон для гармонизации и регули-рования вопросов стандартизации.

Одним из таких направлений является норматив-ное обеспечение регулирования деятельностисубъектов естественных монополий в сфере энер-гетики и транспорта, что отражено в ст. 78 и 79 иПриложении № 20 Договора о Евразийском эконо-мическом союзе [3]. При этом одна из ключевыхзадач – гармонизация национальных норм и пра-вил функционирования технологической инфра-структуры общих рынков энергетических ресур-сов. Это в полной мере относится к объектам неф-тегазового комплекса (добыча, транспортировка,хранение и переработка углеводородного сырья иготовой продукции).

Своды правил и ГОСТ Р/ГОСТ: необходимость баланса

Формирование и развитие системы техническогорегулирования и нормативного обеспечения подоб-ных технических объектов со сложной технологиче-ской инфраструктурой требует понимания особен-ностей функционирования и взаимосвязи всех эле-

ментов на всех стадиях жизненного цикла, в томчисле на этапах проектирования и строительства.При этом взаимодействующими сторонами яв-ляются, с одной стороны, заказчики (потребители)продукции строительных и сервисных слуг, отве-чающие за функционирование и развитие техноло-гической инфраструктуры, с другой – проектные,строительные организации, производители и по-ставщики материалов, изделий и оборудования, стретьей – органы надзора и контроля.

Очевидно, что для нефтегазового комплекса опре-делять требования к объектам технологической ин-фраструктуры должны нефтегазовые компании,обладающие опытом и пониманием процессов ифакторов риска в течение всего жизненного циклаобъектов и несущие за них ответственность в тече-ние всего срока службы. Однако такая позиция оспа-ривается представителями стройиндустрии, так какони вовлечены в процессы строительства и ремонтанефтегазовых объектов и стремятся отразить инте-ресы строительного комплекса в нормативной доку-ментации. Это выражено в заочном оппонированиии частичном дублировании функций и направленийдеятельности технических комитетов (ТК):

– ТК 23 «Нефтяная и газовая промышленность»(секретариат на базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ» всоставе подкомитетов (ПК): ПК 4 «Газораспределе-ние и газопотребление», ПК 7 «Магистральный тру-бопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов»,ПК 8 «Магистральный трубопроводный транспортгаза», ПК 10 «Строительство и капитальный ремонтобъектов нефтяной и газовой промышленности»);

– ТК 465 «Строительство» (секретариат на базеФАУ «ФЦС», в состав входят ПК 13 «Магистральныеи промысловые трубопроводы, хранилища нефти игаза», ПК 16 «Газоснабжение и газораспределение»).

Д.Н. Запевалов, к.т.н., Ю.А. Маянц, к.т.н., А.В. Елфимов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

УДК 006.05:622.276 Д.Н. Запевалов, Ю.А. Маянц,

А.В. Елфимов, 2016

Ключевые слова: техническое регулирование, стандартизация, объекты нефтегазового комплекса, технологическая инфраструктураKey words: technical regulating, standardization, Oil-and-Gas complex objects, technological infrastructure

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



ТК 465 при поддержке Федерального центра нор-мирования при Минстрое России работает надформированием нормативных документов с уче-том интересов строительного направления вформе Сводов Правил (СП). В то же время энерге-тические компании и соответственно ТК 23 в тече-ние последних лет консолидируют усилия над соз-данием государственных и межгосударственныхстандартов, которые, несмотря на тщательную и де-тальную проработку, по процедурным причинамне могут быть рассмотрены и введены в действиетак же быстро, как своды правил.

Одной из причин этого является фактически раз-мытая граница между назначением и содержаниемдокументов типа СП и ГОСТ Р. Так, в сопоставле-нии терминологии для ГОСТ Р в гл. 1 ст. 2 Закона №162-ФЗ [2] отводятся «правила и общие принципыв отношении объекта стандартизации», а для СП –«… правила и общие принципы в отношении про-цессов в целях обеспечения соблюдения требова-ний технических регламентов». При этом согласнопостановлению Правительства Российской Федера-ции о разработке СП [4] своды правил разрабаты-ваются в случае отсутствия национальных стандар-тов применительно к отдельным требованиям тех-нических регламентов или к объектам техническогорегулирования. Вместе с тем принципиальная раз-ница в процедуре рассмотрения и согласованияпроектов документов, которые могут иметь одни ите же область действия и назначение, дает преиму-щество СП. Преимущества связаны с составомучастников рассмотрения проектов документов,набором и порядком согласующих процедур и витоге с более оперативными по сравнению с про-ектами ГОСТ Р сроками разработки и ввода в дей-ствие нормативных документов. В отличие от СПразработка ГОСТ и ГОСТ Р завершается процеду-рой открытого голосования в ТК, в процессе кото-рой учитываются замечания и предложения всехучастников обсуждения и достигается консенсус. Врезультате подтвержденного голосованием балансаинтересов принимается решение о направлениистандартов на утверждение в Росстандарт.

С учетом различий в процедурах разработки СП иГОСТ Р отраженный в проектах стандартов много-летний опыт нефтегазовых компаний может бытьне учтен в СП, разработка которых началась позд-нее, а работа завершена в более короткие сроки из-за льготной процедуры рассмотрения и принятияпо сравнению с ГОСТ Р /ГОСТ.

Пример 1. В качестве одного из примеров рас-смотрим ситуацию с проектом ГОСТ Р «Приемка

участков магистральных трубопроводов послестроительства, ремонта и реконструкции. Общиетехнические требования», разработка которогобыла практически завершена в 2014 г. [5]. Проектстандарта был подготовлен ООО «Газпром ВНИИ-ГАЗ» (в соответствии с программой работ ТК 23) в2014 г. с учетом требований нормативных право-вых актов Российской Федерации, соответствую-щих соглашений, действующих в рамках ЕврАзЭСи Таможенного союза, а также ряда иных норматив-ных документов.

Стандарт должен был устанавливать требования корганизации и осуществлению процедуры приемкиучастков магистральных трубопроводов послестроительства, реконструкции и ремонта с учетомсовременных норм федерального законодательства.В полностью согласованном ТК 23 проекте ГОСТ Ручтены и обобщены требования основных россий-ских нефтегазовых компаний, осуществляющихприемку и эксплуатацию магистральных трубопро-водов, предназначенных для транспортировки газо-образных и жидких углеводородов (ПАО «Газпром»,ОАО «НК «Роснефть», ООО «ЛУКОЙЛ», ОАО АК«Транснефть»), а также СРО (НП «СРО ОСГиНК»,СРО НП «НГС») и входящих в них строительных ор-ганизаций. Общий срок разработки и согласованияпроекта ГОСТ Р до направления в адрес Федерально-го агентства по техническому регулированию и мет-рологии (Росстандарт) превысил два года, но ГОСТ Рдо сих пор не подготовлен к изданию. В то же времяполный цикл разработки, согласования СП, включаяподготовку к изданию, регистрацию и ввод в дей-ствие (СП 245.1325800 [6]), составил менее двух лет иможет быть еще меньше. При подготовке указанногоСП были учтены положения разработанного ранеепроекта ГОСТ Р «Приемка участков магистральныхтрубопроводов после строительства, ремонта и ре-конструкции. Общие технические требования». Приэтом СП был введен в действие в 2015 г., а готовыйпроект ГОСТ Р до сих пор не издан.

В 2015 г. ТК 465 была инициирована разработка рядаСП (уже находятся в стадии обсуждения), предусмат-ривающих формирование положений, соответствую-щих разделам уже разработанного вышеуказанногопроекта ГОСТ Р:

– СП «Трубопроводы магистральные и промысло-вые для нефти и газа. Организация строительногопроизводства» (проект);

– СП «Трубопроводы магистральные и промысло-вые для нефти и газа. Исполнительная документа-ция при строительстве. Формы и требования к веде-нию и оформлению».

Разделы и положения, относящиеся к процедурамстроительного контроля и приемки и формам испол-нительной документации в упомянутых проектах СП,существенно отличаются от положений проекта ГОСТР «Приемка участков магистральных трубопроводовпосле строительства, ремонта и реконструкции.Общие технические требования». При этом представ-ленные к обсуждению первые редакции обоих СП со-держат в качестве нормативных ссылок преимуще-ственно своды правил (не ГОСТ Р и не ГОСТ).

Анализ разрабатываемых и перерабатываемых СПпоказывает, что их разработка выполняется на осно-ве ранее действовавших ведомственных строитель-ных норм (ВСН) и СНиП объединениями строите-лей, строительными организациями или отдельны-ми группами специалистов. Такой формат разработ-ки позволяет заказчикам документов закладывать вдокументы субъективные интересы, при этом непро-зрачная процедура утверждения СП не позволяеторганизациям – объектам строительной деятельно-сти – влиять на формулировку итоговых положений,что приводит к серьезным последствиям при про-ектировании, сооружении и последующей эксплуа-тации магистральных трубопроводов. В то же времяновые технические решения в конкретных областяхпроизводственной деятельности определяются впервую очередь техникой и технологиями основногопроцесса, а не возможностями и желаниями строи-тельных компаний, а современный уровень развитияи наработанный компаниями нефтегазового сектораопыт отражаются в стандартах организаций, и далеев ГОСТ Р и межгосударственных стандартах.

Подавляющая часть этих стандартов разрабатыва-ется на основе требований и положений норматив-ных документов ведущих организаций нефтегазо-вого комплекса, таких как ПАО «Газпром», ОАО АК«Транснефть», ОАО «НК «Роснефть», апробирован-ных и актуализируемых в их производственной дея-тельности, и подкреплена результатами научно-ис-следовательских работ. В то же время проекты СП,подготавливаемые по указанным выше схемам, зача-стую отражают только интересы разработчиков, апредложения и замечания нефтегазовых компанийостаются без внимания.

Пример 2. В качестве еще одного примера приведемситуацию с СП 86.13330.2014 (пересмотр актуализиро-ванного СНиП III-42-80* «Магистральные трубопро-воды» (СП 86.13330.2012)), утвержденным приказомМинистерства строительства и жилищно-коммуналь-ного хозяйства Российской Федерации от 18 февраля2014 г. N 61/пр. Разработка данного документа выпол-

нена СРО НП «НГС», АО ВНИИСТ, ЗАО НПВО «НГС-Оргпроектэкономика». Интересен тот факт, чтоСП 86.13330.2014 может считаться адекватной заменойСП 86.13330.2012 даже по области применения. В то жевремя, если СП от 2012 г. действительно представлялсобой актуализацию СНиП III-42-80* и распростра-нялся на строительство новых и реконструкцию дей-ствующих магистральных трубопроводов и ответвле-ний от них номинальным диаметром до 1400 мм(включительно) с избыточным давлением среды длятранспортирования не более 10 МПа (100 кгс/см2), тоСП от 2014 г. устанавливает основные требования кпроизводству и приемке строительно-монтажныхработ при строительстве и реконструкции только ли-нейной части магистральных трубопроводов.

Документ включен в перечень национальных стан-дартов и сводов правил (частей таких стандартов исводов правил), в результате применения которых наобязательной основе обеспечивается соблюдение тре-бований Федерального закона «Технический регла-мент о безопасности зданий и сооружений» [7]. В ре-зультате вне нормативного поля оказались трубопро-воды для транспортирования товарной продукции впределах головных и промежуточных газокомпрес-сорных и нефтеперекачивающих насосных станций,станций подземного хранения газа, газораспредели-тельных станций, замерных пунктов.

Этот факт вызывает недоумение у профильных спе-циалистов компаний нефтегазового сектора и про-ектировщиков и пока не до конца осознан специали-стами, занимающимися экспертизой, в том числе го-сударственной, проектов строительства магистраль-ных трубопроводов.

Следует также отметить, что замечания и предложе-ния по корректировке проекта СП, сформированныеорганизациями группы компаний «Газпром», практи-чески полностью проигнорированы. В документе неучтены (и не могли быть учтены) на должном уровневопросы контроля качества и другие аспекты, непо-средственно влияющие на безопасность ввода в экс-плуатацию, а также начального периода эксплуатациитрубопроводов. Эксплуатационные затраты на техни-ческое обслуживание, техническую диагностику и ка-питальный ремонт в данном СП не учтены вовсе.

Требует вниманияВ развитие ситуации под эгидой изменений к тех-

ническому регламенту «О безопасности зданий и со-оружений», без какого-либо внятного обоснованияразработчики проекта СП «Система нормативныхдокументов в строительстве. Основные положения»



(изменения технического регламента «О безопасно-сти зданий и сооружений») в рамках направлениядеятельности ТК 465 предложили ввести новуюформу документов – «строительные нормы», кото-рые позиционируются как документ обязательногоприменения и согласно указанному проекту СПдолжны содержать требования к эксплуатационнымхарактеристикам зданий и сооружений, их комплек-сов и территорий застройки, помещений, строи-тельных конструкций, систем инженерного обес-печения в соответствии с функциональным на-значением этих объектов.

Это же предложение изложено в проходящем пуб-личное обсуждение проекте Технического Регламен-та ЕврАзЭС «О безопасности зданий и сооружений,строительных материалов и изделий», который уста-навливает требования к разработке строительныхнорм и правил рабочей группой представителей на-циональных органов исполнительной власти госу-дарств – членов Евразийского экономическогосоюза, осуществляющих в государствах функцииразработки и реализации государственной полити-ки в области строительства.

Такие предложения, не соответствующие отражен-ным в законах [1, 2] положениям национального за-конодательства в области технического регулирова-ния, нельзя рассматривать без серьезного и тща-тельного публичного обсуждения всех заинтересо-ванных сторон.

ЗаключениеДля обеспечения баланса интересов участников тех-

нического регулирования, формирования и отраже-ния консолидированной позиции нефтегазовых ком-паний необходимы активизация и координация ихдеятельности в области разработки национальных имежгосударственных нормативных документов последующим направлениям:

– комплексный и системный анализ разрабатывае-мых и перерабатываемых в рамках национальной си-стемы стандартизации нормативных документов, на-правленных на техническое регулирование объектовнефтегазовой инфраструктуры, для выявления«узких мест» и устранения противоречий между раз-рабатываемыми документами;

– инициирование разработки на площадке ТК 23 нетолько проектов ГОСТ Р/ межгосударственных ГОСТ,но и иных документов (предварительных националь-ных стандартов, сводов правил, информационно-тех-нических справочников), направленных на норматив-

ное обеспечение деятельности предприятий нефтега-зового комплекса на всех стадиях жизненного циклаобъектов технологической инфраструктуры.


1. Федеральный закон Российской Федерации от 27 декабря 2002 г.№ 184-ФЗ «О техническом регулировании».

2. Федеральный закон Российской Федерации от 29 июня 2015 г.№ 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации».

3. Договор о Евразийском экономическом союзе (Подписан вг. Астане 29.05.2014)

4. Постановление Правительства РФ от 19 ноября 2008 г. № 858«О порядке разработки и утверждения сводов правил».

5. Приемка магистральных трубопроводов после строительства,ремонта и реконструкции как инструмент обеспечения надежно-сти их функционирования / Д.Н. Запевалов, М.А. Петровский,Ю.А. Маянц, А.В. Елфимов // Вести газовой науки. –2014. – № 1(17). – С. 85-87.

6. СП 245.1325800.2015. Защита от коррозии линейных объектов исооружений в нефтегазовом комплексе. Правила производства иприемки работ.

7. Технический регламент о безопасности зданий и сооружений»,утвержден постановлением Правительства Российской Федерацииот 26 декабря 2014 г. № 1521.

References1. Federal Law of the Russian Federation of 27 December 2002 no. 184-FZ“O tekhnicheskom regulirovanii” (On technical regulation).

2. Federal Law of the Russian Federation of 29 June 2015 no. 162-FZ“O standartizatsii v Rossiyskoy Federatsii” (On Standardization in theRussian Federation).

3. Dogovor o Evraziyskom ekonomicheskom soyuze (Treaty on the Eurasi-an Economic Union): signed in Astana 29.05.2014.

4. RF Government Resolution of 19 November 2008 no. 858 “O poryad-ke razrabotki i utverzhdeniya svodov pravil” (On the procedure for deve-loping and approving codes of practice).

5. Zapevalov D.N., Petrovskiy M.A., Mayants Yu.A., Elfimov A.V., Na-uchno-tekhnicheskiy sbornik Vesti gazovoy nauki, 2014, no. 1(17),pp. 85–87.

6. SP 245.1325800.2015. Zashchita ot korrozii lineynykh ob»ektov i sooruz-heniy v neftegazovom komplekse. Pravila proizvodstva i priemki rabot (Pro-tection against corrosion of linear objects and structures in the oil andgas sector. Rules of production and acceptance of work).

7. Tekhnicheskiy reglament o bezopasnosti zdaniy i sooruzheniy (Technicalregulation on safety of buildings and structures), approved by the Russi-an Federation of 26 December 2014 Decree of the Government no. 1521.




Monitoring the development of the Verkhnechonskoye fieldD.A. Anuryev, A.V. Gladkov, N.A. Ignatev, A.A. Chuprov (TNNC LLC, RF, Tyumen), R.A. Musin, V.A. Bayanov (Verkhnechonskneftegas PJSC, RF, Irkutsk)Current approach to monitoring the development of the Verkhnechonskoye field based onthe control of energy state of the reservoir is described. The implemented method ofevaluating the effectiveness of reservoir pressure maintenance system is based on theanalysis of production from all wells put into operation before the beginning of the year andthe periodically created isobar maps and compensation maps. Following the analysis, it isrecommended to redistribute the existing water injection throughout the reservoir.Additional production is estimated resulting from the proposed measures.

Experimental studies of the clay-siliceous shale sorts in terms of the ability to create new surfacesT.V. Arutyunov (NK Rosneft – NTC LLC, RF, Krasnodar),O.V. Savenok (Kuban State Technological University, RF, Krasnodar)The paper presents experimental research ща capacity clay-siliceous rock samples tocreate new surfaces. A parameter is designed for characterizing the ability to create newrock surfaces. On the basis of experimental studies it is shown that the nature of thedeformation behavior of clay-siliceous shale largely depends on the water content of rocks.It is found that the ability of the clay-siliceous rock samples to create new surfacescorrelates with the proportion of colloidal components.

First experience in application of plunger pump with downhole linear electricaldrive in Rosneft Oil CompanyR.I. Bakirov, M.S. Popov, S.M. Berdin (RN-Nyaganneftegas JSC, RF, Nyagan)The work objective is the assessment of capabilities for artificial lift efficiency enhancementby implementation of innovative equipment not used at Oil Company Rosneft fields before.There was tested two sets of plunger pumps with downhole linear electrical drive to find thetechnology of enhancement of low-rate well operation efficiency. The article gives thecomparative analysis of basic parameters of wells operated with plunger pumps withdownhole linear electrical drive and lift methods applied at RN-Nyaganneftegas fields.Based on the first results of the new equipment operation there was run its economicsefficiency and defined the field of possible application.

Future usage of information from horizontal wells in Corporate geologicalmodeling toolsA.V. Gagarin, R.K. Gazizov, N.O. Novikov (RN-UfaNIPIneft LLC, RF, Ufa), K.V. Kudashov, V.P. Filimonov (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)The paper discovers possibilities of using data from horizontal wells in geological modelingtools developed in RN-UfaNIPIneft. It is shown that using such kind of information cangreatly increase the quality of geological models if existing tools will be enhanced to acceptit. In particular, algorithms that use logging and measurements while drilling (LWD andMWD data) for building geological models should be developed.

Improving the validity of economic evaluations of measures to optimizestructures at ground oil single wellsG.G. Gilaev, O.V. Gladunov (Samaraneftegas JSC, RF, Samara), A.V. Grishagin, A.N. Gurov (SamaraNIPIneft LLC, RF, Samara)The article is devoted to assessing the economic effects of measures to optimizestructures for ground-based development of oil single wells with regard to clarifying thefactors that approximate the scenarios to the real and actual situation.

Commercialization of Russian innovative equipment for the oil field of the Samara regionG.G. Gilaev, O.V. Gladunov (Samaraneftegas JSC, RF, Samara), A.V. Grishagin, T.I. Kologreeva (SamaraNIPIneft LLC, RF, Samara)The article contains brief information about the design and implementation of the newdomestic separation equipment UPN-3000 for oil treatment at the site of SamaraneftegasJSC. Innovation level of proposed solutions is predetermined by the thermobaricconditions of the existing oilfield.

Perspectives of supplementary exploration of Lower Cretaceous Berriasssediments in East Stavropol TerritoryA.N. Eliseev (Orenburgneft PJSC, RF, Orenburg), D.A. Skuba, D.V. Tomashev, A.A. Chumicheva, A.V. Savinov (NK Rosneft – NTC LLC, RF, Krasnodar)Existing well logging methods and its efficiency, perspectives of supplementary explorationof Lower Cretaceous Berriass sediments in East Stavropol Territory are considered in this

Мониторинг разработки Верхнечонского нефтегазоконденсатногоместорожденияД.А. Анурьев, А.В. Гладков, Н.А. Игнатьев, А.А. Чупров (ООО «ТННЦ»), Р.А. Мусин, В.А. Баянов (ПАО «ВЧНГ»)Описан текущий подход к мониторингу разработки Верхнечонского месторождения,основанный на контроле энергетического состояния залежи. Рассмотрена методи-ка оценки эффективности системы поддержания пластового давления, включаю-щая анализ базовой добычи и периодическое построение карт изобар и компенса-ции. Проведена оценка дополнительной добычи за счет реализации мероприятий.Рекомендовано перераспределение закачки по месторождению.

Экспериментальные исследования глинисто-кремнистых сланцевыхпород с точки зрения способности создания новых поверхностейТ.В. Арутюнов (ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»), О.В. Савенок (Кубанский гос. технологический университет)Представлены результаты экспериментальных исследований способности глинисто-кремнистых образцов пород создавать новые поверхности. Разработан параметр,характеризующий способность создания новых поверхностей породы. Показано,что характер деформационного поведения глинисто-кремнистых сланцевых пород взначительной степени зависит от их влагосодержания. Установлено, что способ-ность глинисто-кремнистых пород создавать новые поверхности коррелирует сдолей коллоидной компоненты.

Первый опыт применения плунжерных насосов с погружным линейнымэлектрическим приводом в ОАО «НК «Роснефть»Р.И. Бакиров, М.С. Попов, С.М. Бердин (АО «РН-Няганьнефтегаз»)Оценена возможность повышения эффективности эксплуатации механизированно-го фонда скважин путем внедрения инновационного оборудования, ранее не при-менявшегося на месторождениях ОАО «НК «Роснефть». Рассмотрены результаты ис-пытания двух комплектов плунжерных насосов с погружным линейным электродви-гателем. Выполнен сравнительный анализ основных параметров эксплуатациискважин плунжерными насосами с погружным линейным электродвигателем и при-меняемых способов добычи на месторождениях АО «Няганьнефтегаз». На основа-нии первых результатов эксплуатации нового оборудования оценена его экономи-ческая эффективность и определена область его возможного применения.

Перспективы использования информации с горизонтальных скважин в корпоративных инструментах геологического моделированияА.В. Гагарин, Р.К. Газизов, Н.О. Новиков (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), К.В. Кудашов, В.П. Филимонов (ОАО «НК «Роснефть»)Рассмотрены возможности использования данных, полученных при исследованиигоризонтальных скважин с использованием модулей геологического моделирова-ния, разработанных в ООО «РН-УфаНИПИнефть». Показано, что использованиетаких данных может существенно повысить качество геологических моделей, одна-ко требуется доработка существующих модулей. В частности, необходима разработ-ка алгоритмов, использующих оперативные данные, получаемые при бурении гори-зонтальных скважин.

Повышение достоверности экономических оценок мероприятий по оптимизации сооружений при наземном обустройстве нефтяныходиночных скважинГ.Г. Гилаев, О.В. Гладунов (ОАО «Самаранефтегаз»), А.В. Гришагин, А.Н. Гуров (ООО «СамараНИПИнефть»), А.А. Каверин, к.т.н. (ОАО «НК «Роснефть»)Рассмотрены вопросы оценки экономической эффектовности мероприятий по оп-тимизации сооружений объектов наземного обустройства нефтяных одиночныхскважин с учетом уточняющих факторов, аппроксимирующих сценарные условия креальной и фактической ситуации.

Промышленное внедрение отечественного инновационногооборудования для подготовки нефти на промысле Самарской областиГ.Г. Гилаев, О.В. Гладунов (ОАО «Самаранефтегаз»), А.В. Гришагин, Т.И. Кологреева (ООО «СамараНИПИнефть»)Представлена краткая информация о проектировании и внедрении нового отече-ственного нефтегазого сепарационного оборудования УПН-3000 для подготовкинефти на объекте ОАО «Самаранефтегаз». Инновационный уровень предлагаемыхрешений предопределен термобарическими условиями существующего нефтепро-мысла.

Перспективы доразведки берриасских отложений нижнего мелаВосточного СтавропольяА.Н. Елисеев (ПАО «Оренбургнефть»), Д.А. Скуба, Д.В. Томашев, А.А. Чумичева, А.В. Савинов (ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»)Рассмотрены существующие методы геофизических исследований скважин и их эф-фективность, перспективы (возможности, пути) доразведки берриасских отложенийнижнего мела Восточного Ставрополья. В результате работы выделены перспектив-

Рефераты Выпуск 43 (апрель-июнь 2016 г.)


ные к испытанию в ряде скважин пласты берриасских отложений. Реализация пред-ложенных геолого-технологических мероприятий обеспечит прирост добычи нефти,позволит уточнить геологическое строение и распространение продуктивного пла-ста в пределах изучаемой территории. Намечены пути совершенствования методовизучения берриасских отложений.

Актуальные вопросы совершенствования нормативной документациидля объектов нефтегазового комплексаД.Н. Запевалов, Ю.А. Маянц, А.В. Елфимов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)В настоящее время система технического регулирования в России интенсивно раз-вивается и характеризуется «проблемами роста», влияющими на обеспечение ба-ланса интересов участников нормативной деятельности. Рассмотрены проблемныевопросы формирования нормативных документов системы стандартизации дляобъектов нефтегазового комплекса. Обоснована необходимость публичного обсуж-дения и корректировки сложившейся ситуации.

Нефтегазовая наука и практика XXI века: новые идеи и парадигмы Н.П. Запивалов (Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН,Новосибирский гос. университет)С использованием широкого спектра методических приемов и результатов много-летних наблюдений обосновано применение реабилитационных циклов в процессеосвоения нефтегазовых месторождений. Дана эмпирическая оценка критическогопорога устойчивого состояния флюидонасыщенной системы в процессе разработкиместорождения, равного величине депрессии на пласт 5–8 МПа. Предложен и об-основан метод моделирования динамики состояний углеводородных месторожде-ний с помощью эволюционного уравнения вида 𝜕𝑝/𝜕𝑡 =𝑍(p, 𝑎, t) . Предложен методтехногенного инициирования ускоренного процесса метасоматической доломити-зации в карбонатных коллекторах, направленный на создание или обновление вы-сокопродуктивных очагов на месторождении.

Тепловой режим работы скважинной насосной установки дляодновременно-раздельной эксплуатации пластовИ.Г. Клюшин (ОАО «НК «Роснефть»), К.Р. Уразаков, П.И. Сливка, Р.Р. Габдулов, Б.Х. Байбурин (ООО «РН-УфаНИПИнефть»), Р.В. Усманов (Уфимский гос. нефтяной технический университет)В последние годы для одновременно-раздельной добычи нефти все больше исполь-зуется комбинированные схемы с нижним расположением установки ЭЦН и верхнимрасположением установки СШН. В обеспечении надежности такой системы вопросытермодинамического режима приобретают особую актуальность. В статье приведеныисследования, а также расчеты механизма изменения температурного режима плун-жерной пары в составе скважинной насосной установки на базе ЭЦН СШН.

Опыт крупномасштабных испытаний прочности ледяных полей на изгиб в Карском море и море ЛаптевыхК.А. Корнишин, В.А. Павлов (ОАО «НК «Роснефть»), В.Н. Смирнов, А.А. Нюбом (Арктический и антарктический НИИ), Я.О. Ефимов (ООО «Арктический научно-проектный центр шельфовыхтехнологий»)Представлены предварительные результаты разработки и испытания крупномас-штабного метода определения деформационных и прочностных характеристик мор-ских ледяных полей в Арктике с использованием ледокола. Полученные данные помеханике разрушения ровного льда позволяют определять разрушающие напряже-ния во льду и сопоставлять их с изгибной прочностью традиционных испытаний об-разцов и ледяных консолей. Показано, что эксперименты по крупномасштабной ме-ханике разрушения больших объемов льда способствуют оптимальному определе-нию прочности ледяного покрова для уточнения научно-технического обоснованияпроектных ледовых нагрузок на наклонные грани гидротехнических сооружений.

Довыработка истощенных нефтяных коллекторов на примереКазанского и Медведевского нефтяных месторождений АО «Самаранефтегаз»Н.А. Останков, С.А. Козлов, Д.В. Кашаев, А.С. Нечаев, Г.Г. Гилаев (АО «Самаранефтегаз»), И.А. Дьячук, Е.В. Князева (ЗАО «СТЭМ»)Изложена концепция доразработки истощенных нефтяных коллекторов. Выдвинутагипотеза о регенерации нефтяной залежи, предполагающая поэтапное реформиро-вание существующей системы разработки. Предлагаемая концепция позволяет со-кратить энергозатраты на добычу остаточных запасов нефти, а следовательно, суще-ственно снизить себестоимость добываемой продукции и увеличить коэффициентизвлечения нефти без существенных капитальных затрат. На основе анализа геоло-гического строения и текущего состояния разработки двух нефтяных месторожде-ний предложены адресные программы геолого-технических мероприятий.

Оценка эффективности реализации технологии площадной циклическойзакачки пара при разработке месторождений высоковязких нефтейИ.В. Сидоров (ОАО «НК «Роснефть»), О.В. Фоминых (Тюменский индустриальный университет), Н.Е. Ведерников (ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»)Известные технологии разработки месторождений высоковязкой нефти не эффек-тивны для слабосцементированных коллекторов, поэтому необходимы новые под-ходы. На примере месторождений высоковязкой нефти о. Сахалин была апробиро-вана технология, сочетающая гидродинамическое и тепловое воздействия, реали-зованная через систему горизонтальных скважин, площадная циклическая закач-ка пара. Рассмотрены результаты ее реализации.

work. As a result of work perspective Berriass layers have been chosen to testing in wellsline. Realization of geological-and-technical conditions can allow to take additional oilproduction increase, to obtain geological structure information and productive layerdistribution. Ways of improved methods of Berriass sediments research are designed.

Essential problems of improvement in normative documents for oil-and-gascomplex objects D.N. Zapevalov, Yu.A. Mayants, A.V. Elfimov (Gazprom VNIIGAZ LLC, RF, Moscow)Modern system of technical regulation is strongly developing in Russia nowadays. Workingout of normative documents faces the problems of intensive growth, influencing thebalance of interests of all the participants of normative activity. The article touches uponbasic problems of creation normative standard documents for oil-and-gas complex. It alsoexplains the necessity of public discussion and correction of the current situation.

Petroleum geology: science and practice in the 21st century. New ideas and paradigmsN.P. Zapivalov (Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Branch of RAS, Novosibirsk State University, RF, Novosibirsk)The use of rehabilitation cycles in the process of developing an oilfield is substantiated. Anempirical estimation is given of the value of critical perturbation for state equilibrium of afluid-saturated system in the process of developing an oilfield, equal to formationdepression of 5–8 MPa. A method for simulating oilfield dynamics is suggested and theuse of an evolutionary equation 𝜕𝑝/𝜕𝑡 =𝑍(p, 𝑎, t) is justified. A method is proposed to createor renew highly-productive foci at an oilfield through technogenic initiation of anaccelerated metasomatic dolomitisation in carbonate reservoirs.

Thermal mode of operation of the downhole pumping unit for dual completionrecoveryI.G. Klyushin (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow), K.R. Urazakov, P.I. Slivka, R.R. Gabdulov, B.H. Baiburin (RN-UfaNIPIneft LLC, RF, Ufa),R.V. Usmanov (Ufa State Petroleum Technological University, RF, Ufa)The scheme with lower arrangement ESP installation and the installation SRP top locationis increasingly used for dual combined oil production in recent years. In ensuring thereliability of the system thermodynamic regime issues are of particular relevance. Thearticle presents the research, as well as calculations of the mechanism of change intemperature as a part of the plunger assembly downhole pump unit on the basis of theESP-SRP.

An experiment of large-scale tests of flexural strength of the ice fields in the Kara and the Laptev seasK.A. Kornishin, V.A. Pavlov (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow), V.N. Smirnov, A.A. Nubom (Arctic and Antarctic Research Institute, RF, Saint-Petersburg), Ya.O. Efimov (Arctic Research Center, RF, Saint-Petersburg)The paper presents preliminary results of development and tests of a large-scale methodof evaluation of deformation and strength characteristics of ice fields in the Arctic with useof a nuclear icebreaker. Obtained data of failure mechanics of level ice allow to evaluatefailure stresses in ice and to compare them with flexural strength of traditional tests ofsamples and ice consoles. Experiments of large-scale mechanics of large volumes of icefailure promote the optimal evaluation of strength of the ice cover for more precisedefinition of scientific-technical justification of project ice loads on inclined faces of theoffshore structures.

Elaboration of depleted oil reservoirs by the example of Kazanskoye and Medvedevskoye oil fields of SamaraneftegasN.A. Ostankov, S.A. Kozlov, D.V. Kashaev, A.S. Nechaev, G.G. Gilaev(Samaraneftegas JSC, RF, Samara), I.A. Diachuk, E.V. Kniazeva (System Technology Exploitation CJSC, RF, Ufa)The paper presents the concept of field further development that have depleted oilreservoirs. There is the speculation on oil pool regeneration that enables to make a stage-wise proposal on updating the available field development system. The proposed conceptpermits to reduce the power consumption for the recovery of residual oil reserves, and,consequently, to reduce the net cost of product recovered, to increase ORF without anysignificant capital costs. Basing upon the analysis of the geological structure and currentstatus with the development of two oil fields we have proposed the targeted program ofwell work-over actions

Evaluation of the areal cyclic steam injection technology in the development of high-viscosity oil depositsI.V. Sidorov (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow), O.V. Fominykh (Tyumen Industrial University, RF, Tyumen), N.E. Vedernikov (RN-Sakhalinmorneftegas LLC, RF, Yuzhno-Sakhalinsk)Popular technology of heavy oil deposits development indicates low efficiency when usedfor poorly consolidated collectors. In this connection on the example of high-viscosity oilfields of Sakhalin Island technology has been tested that combines the hydrodynamic andthermal effects, implemented through a system of horizontal wells. The technology iscalled The areal cyclic steam injection. The article presents an experience of its successfulimplementation.

96

Математические подходы к решению задач реинжинирингаВ.А. Смыслов, М.С. Мелешко, Т.П. Чаплыгина, И.Г. Хамитов (ООО «СамараНИПИнефть»), О.В. Гладунов, Ю.Ю. Попов (АО «Самаранефтегаз»)Рассмотрена задача разработки программы реинжиниринговых мероприятий понефтегазодобывающему обществу, характеризующемуся зрелой разветвленной ин-фраструктурой. Предложены инновационные подходы к оптимизации коридоровкоммуникаций, а также системы сбора и транспорта углеводородов. Предложенорешать задачу в два этапа: построение математической модели на кустовой схемеобустройства и экспертный анализ реинжинирингового потенциала с учетом суще-ствующей инфраструктуры. представлена математическая модель для объединенияотдельных месторождений в группы, оптимального расположения центральныхпунктов сбора и построения схемы коридоров коммуникаций минимальной протя-женности. Приведен пример практического применения разработанных методов наактиве, насчитывающем более 1000 скважин и более 3000 км трубопроводов.

Уточнение границ распространения ангидритового плато на юго-востоке Самарской областиК.А. Стрельцова, В.А. Колесников, В.В. Терешкин, И.Г. Хамитов (ООО «СамараНИПИнефть»), А.Э. Манасян, С.П. Папухин (АО «Самаранефтегаз»)На основе сейсмических исследований МОГТ-3D/2D изучены и уточнены границыраспространения ангидритового плато. Выявлены перспективные нефтегазонос-ные объекты в отложениях окского надгоризонта нижнего карбона на территорииюго-востока Самарской области.

Резервуары нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна А.В. Ступакова, Г.А. Калмыков, Н.И. Коробова, А.А. Суслова, Н.П. Фадеева (МГУ имени М.В. Ломоносова), С.И. Савченко, О.М. Тимошенко (ОАО «НК «Роснефть»)Рассмотрено строение доманиковых отложений Волго-Уральского бассейна с цельюпрогноза зон, перспективных для поиска углеводородов. Доманиковые отложенияВолго-Уральского бассейна занимают стратиграфический интервал от верхов сред-нефранского яруса (кровли кыновского горизонта) до кровли турнейского яруса. От-ложения накапливались в условиях внутришельфовых впадин, их склонов и бортов,где соответственно преобладают кремнистые, карбонатно-кремнистые и кремнисто-карбонатные отложения с небольшой долей глинистого материла и высоким содер-жанием органического вещества. Отложения содержат как нефтегазоматеринскиетолщи, так и резервуары, способные аккумулировать сгенерированные углеводоро-ды. Ранжирование обстановок осадконакопления, типов разреза доманиковых отло-жений по данным анализа керна и каротажей скважин, а также их структурной при-уроченности по сейсмическим разрезам и структурным картам позволяет прогнози-ровать зоны, благоприятные для накопления углеводородов доманиковой толщи.

Расчет электрической анизотропии по данным азимутального датчикаглубокого измерения удельного сопротивления ADR™ в процессе буренияР.А. Хайрутдинов, Е.С. Филинкова, А.С. Бутенкова, С.С. Гаврик (Халлибуртон Инт. ГмбХ)Представлены азимутальный датчик глубокого измерения удельного сопротивленияADR™ для каротажа в процессе бурения и программное обеспечение для расчета ин-версии анизотропии AnisoInversion. Благодаря конструкции наклонных приемниковдля измерения азимутальных данных удельного сопротивления и программномуобеспечению, позволяющему методом инверсии рассчитать горизонтальное сопро-тивление, достоверность оценки удельного электрического сопротивления пластазначительно возросла. На примере одной из скважин показан расчет горизонталь-ного сопротивления. Сравнение данными, полученными для вертикальной привязоч-ной скважины, позволило сделать вывод о надежности данной технологии. В резуль-тате можно с большей точностью определять нефтенасыщенность слоистых коллекто-ров, в том числе в скважинах, в которых наблюдается влияние вмещающих пород.

Новые подходы и технологии интерпретации данных геофизическихисследований горизонтальных скважинН.В. Щетинина, А.В. Мальшаков (ООО «ТННЦ»), М.А. Басыров, И.А. Зырянова, Д.И. Ганичев, В.М. Яценко (ОАО «НК «Роснефть»)Приведена история развития направления «интерпретации данных геофизическихисследований горизонтальных скважин» в России и за ее пределами. Проанализи-рованы основные проблемы интерпретации данных геофизических исследованийскважин. Рассмотрены новые технологии и подходы, обеспечившие повышение до-стоверности интерпретации каротажных данных. Показана необходимость ком-плексирования всего спектра геолого-геофизической информации. Обозначеныдальнейшие пути развития технологии.

Геофизическое сопровождение эксплуатации действующихгоризонтальных скважин на Верхнечонском месторождении: текущее состояние и перспективы развитияР.К. Яруллин, Р.А. Валиуллин (Башкирский гос. университет, ООО НПФ «ГеоТЭК»),Б.А. Дармаев (ПАО «ВЧНГ»)Приведены результаты обобщения промышленных геофизических исследований иопытно методических работ, выполненных в действующих горизонтальных скважи-нах Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождений. Показана необходи-мость научно обоснованного подхода к проведению исследований с учетом текущихгеолого-промысловых условий, выбора средств доставки и конфигурации скважин-ной аппаратуры. Оптимизация технологической схемы проведения работ и интер-претация результатов проведена с использованием специализированного термо-гидродинамического симулятора.

Mathematical approaches to solving the reengineering problemsV.A. Smyslov, M.S. Meleshko, T.P. Chaplygina, I.G. Khamitov (SamaraNIPIneft LLC, RF, Samara), O.V. Gladunov, Yu.Yu. Popov (Samaraneftegaz JSC, RF, Samara)The paper considers the problem of reengineering events plan working out for oil and gasproducer company with Brown fields and extensive infrastructure. Innovative substandardapproaches to utility lines and hydrocarbons gathering and transportation systemoptimization are proposed. The solution is provided in two steps: mathematical model overwell pads and expert analysis of re-engineering potential taking existing infrastructure intoconsideration. Mathematical model of oilfields grouping, optimal Central ProductionFacility disposing and minimal utility lines design is proposed. An example of practicaldeveloped methods usage is provided, involving an asset with more than 1000 of wellsand more than 3000 km of pipelines.

Delineation of the areal extent of anhydrite plateau in the south-east of Samara regionK.A. Streltsova, V.A. Kolesnikov, V.V. Tereshkin, I.G. Khamitov (SamaraNIPIneft LLC, RF, Samara), A.E. Manasian, S.P. Papuhin (Samaraneftegas JSC, RF, Samara)In this work the exploration targets of Lower Carbonic Okskian horizon deposits in south-west of Samara region were studied and the areal extent of the anhydrite table land wasdelineated with the help of 3D/2D seismic.

Oil and gas reservoirs in Domanic formation of Volga-Ural basinA.V. Stupakova, G.A. Kalmykov, N.I. Korobova, A.A. Suslova, N.P. Fadeeva(Lomonosov Moscow State University, RF, Moscow), S.I. Savchenko, O.M. Tymoshenko (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)Domanic formation of Volga-Ural basin is described to make a forecast of oil and gas inthese sequences. Domanic formation of Volga-Ural basin includes sequences from MiddleFrasnian (Kynovian horizon) to Low Carboniferous (Tournaisian) age. Sedimentsaccumulated in marine depression, its slope and flanks where dominated siliceous,carbonate-siliceous and siliceous-carbonate minerals with high organic contents.Formation contains both source rocks and reservoirs which could accumulate generatedhydrocarbons. Ranking of facial environments, type of Domanic sections and theirstructural locations by cores, logs and seismic allows to make a forecast of the prospectiveplays in Domanic formation.

Electric anisotropy calculations based on Azimuthal Deep Resistivity sensor ADR™ logging while drillingR.A. Khayrutdinov, E.S. Filinkova, A.S. Butenkova, S.S. Gavrik (Halliburton Int. GmbH, RF, Moscow)The latest technological achievement of Halliburton in the field of development is presented inthis article - it is Azimuthal Deep Resistivity sensor ADR™ for logging while drilling and softwarefor anisotropy inversion calculation - AnisoInversion. Issues in defining of true resistivity of thefracture while drilling of layered reservoirs in horizontal wells stayed unresolved cause oilsaturation factor calculations demonstrated recognizably different results in comparison tovertical wells. Thanks to a patented design of inclined receivers for azimuth data measurementof specific resistance in combination with modern software using an inversion method tocalculate horizontal resistivity, has become possible to increase the reliability of formationevaluation resistivity. In terms of one well the calculation of horizontal resistance is shown andin comparison with vertical well control point data, it is possible to give evidence of thistechnology reliability, which allows operators to calculate oil saturation in layered reservoirsmore precisely. This includes wells in which adjacent-formation effect is observed.

New approaches and technologies to interpreting logging data in horizontal wellsN.V. Shchetinina, A.V. Malshakov (TNNC LLC, RF, Tyumen), M.A. Basyrov, I.A. Zyryanova, D.I. Ganichev, V.M. Yatsenko (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)The article addresses the history of the evolution of interpretation of logging data inhorizontal wells in Russia and abroad. Key problems of interpreting logging data areanalyzed. The example demonstrates the application of new technologies and approachesthat have increased the validity of logging interpretation. The authors substantiate theneed to integrate the full spectrum of geological and geophysical information. Further waysto develop approaches are proposed.

Productive logging to support the operating horizontal wells at Verkhnechonskoye field: current situation and development prospects R.K. Yarullin, R.A. Valiullin (Bashkir State University, GeoTEC LLC, RF, Ufa), B.A. Darmaev (Verkhnechonskneftegas PJSC, RF, Irkutsk)The results of the industrial production well logging and research and methodologicalworks performed on operating horizontal wells at Verkhnechonskoye oil-gas-condensatefield are given. The necessity for a scientific approach to production well logging accordingto the current geological and field conditions, the choice of means of delivery anddownhole equipment configuration were shown. Scheme of work, including modelingstudies on specialized thermo-hydrodynamic simulation at the stage of work programpreparation and the final results interpretation is proposed.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» 2’2016

85КОНФЕРЕНЦИИ, СЕМИНАРЫ 4 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ВЕСТНИК...

Documents