Ключевые слова и аннотации статей
Геология залежей углеводородов, приуроченных к терригенным коллекторам Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области
Пономаренко А.С., Российский университет дружбы народов
УДК 552.578.061
Ключевые слова: ФЕС, продуктивный горизонт, коллектор, открытая пористость, Непско-Ботуобинская антеклиза
В статье рассмотрено геологическое строение терригенных толщ Непско-Ботуобинской антеклизы, так как данная территория является лидирующей по добыче углеводородов в Восточной Сибири. Основное содержание статьи составляет анализ площадного распространения средней открытой пористости коллекторов и особенностей геологического строения продуктивных горизонтов. В связи с этим выделяются основные природно-техногенные проблемы освоения залежей, приуроченных к вендским коллекторам. Данное направление дополняется анализом главных показателей качества углеводородов и определяется необходимость литолого-петрофизического изучения коллекторов.
Геологические модели залежей формации Кишн месторождения Шариуф (Республика Йемен)
Абдулла Имад Аднан Номан, Российский университет дружбы народов
УДК 550.8:622.276
Ключевые слова: нефть, залежь, месторождение, сейсморазведка, сейсмический профиль, коллектор, фациальный анализ
Статья посвящена проблеме построения геологической модели нефтяного месторождения Шариуф. Залежи приурочены к терригенным отложениям формации Кишн. Рассматриваются особенности изучения структурного строения анализируемого объекта на основании результатов интерпретации материалов сейсморазведки. Установлен блоковый характер строения месторождения. На основании комплексирования скважинных данных и сейсморазведки проведена реконструкция условий осадконакопления продуктивных отложений.
Результаты инженерно-технического сопровождения проведения изоляционных работ в скважине № 16-Н4 Кирюшкинского ПХГ
Гасумов Р.А., Минченко Ю.С., АО «СевКавНИПИгаз», Институт наук о Земле, СКФУ
УДК 622.324.5
Ключевые слова: скважина, подземное хранилище газа, ремонтно-изоляционные работы, бурение, газопроявление, колонна, стыковочный ствол, тампонажный раствор
Подземные хранилища газа (ПХГ) относятся к категории наиболее эффективных и безопасных в экологическом отношении технологий регулирования неравномерности газопотребления и обеспечения надежного газоснабжения промышленных и коммунально-бытовых потребителей. Стабилизация добычи газа, снижение эксплуатационных затрат, увеличение эффективности работы ПХГ требуют постоянного поддержания эксплуатационного фонда скважин в рабочем состоянии, что связано с необходимостью совершенствования технологий проведения ремонтных работ. Значительный объем при капитальном ремонте скважин занимают ремонтно-изоляционные работы, связанные с восстановлением герметичности обсадных колонн и целостности цементного кольца, ограничением притока вод и межколонных перетоков, а также отсечением интервалов обсадных колонн с помощью цементных мостов для перехода на эксплуатацию вышележащих горизонтов или забурки боковых стволов.
В статье приводятся результаты инженерно-технического сопровождения проведения изоляционных работ в скважине № 16-Н4 Кирюшкинского ПХГ. В ходе проведения работ сотрудниками АО «СевКавНИПИгаз» выполнена изоляция внутритрубного и заколонного пространства 146 мм эксплуатационной колонны аварийной скважины № 16 через стыковочный ствол скважины № 16Н 4. С учетом получаемых фактических данных корректировались проектные решения по проводимым операциям. Оперативно составлялись дополнительные планы работ на эти операции и осуществлялся технологический контроль за их проведением в скважине. Подобранная рецептура тампонажного раствора и технология его применения позволили достичь проектных решений при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважине № 16Н 4 Кирюшкинского ПХГ. Результаты работы могут быть использованы при проведении РИР в газовых, газоконденсатных скважинах месторождений и ПХГ ПАО «Газпром».
Прогнозирование показателей разработки Полевого нефтяного месторождения на основе анализа методов обобщенных характеристик вытеснения
Шапков Е.Н., Савенок О.В., ФГБОУ ВО «Ухтинский государственный технический университет»
УДК 622.276
Ключевые слова: прогнозирование показателей разработки месторождения, методики прогнозирования показателей разработки месторождения, расчет прогнозных показателей разработки по методике Назарова С.Н.—Сипачева Н.В., расчет прогнозных показателей разработки по методике Максимова М.И., расчет прогнозных показателей разработки по методике Сазонова Б.Ф., расчет прогнозных показателей разработки по методике Пирвердяна А.М., расчет прогнозных показателей разработки по методике Камбарова Г.С.
В настоящее время добыча углеводородов на Полевом нефтяном месторождении не производится из-за высокой степени обводнения и малодебитности добывающих скважин. Последняя действующая скважина пребывает в консервации с 2014 года. При этом текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,201 при проектном 0,280. Прогнозирование показателей разработки месторождения является актуальной темой, в связи с этим рассмотрены существующие методики прогнозирования показателей разработки, а также произведен расчет по выбору методик. На основании произведенных расчетов были приведены рекомендации по корректности использования той или иной методики прогнозирования применительно к Полевому месторождению.
Особенности определения пластовых давлений в низкопроницаемых карбонатных коллекторах
Чельцов В.Н., Чельцова Т.В., Калякина Л.А., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
УДК 622.279.5
Ключевые слова: пластовое давление, кривые восстановления давления (КВД), низкопроницаемый карбонатный коллектор, цикличность динамики давлений, пороговые градиенты давления, время восстановления давления при остановке скважин, давления, рассчитанные на газодинамической модели
На примере Астраханского газоконденсатного месторождения рассмотрены особенности определения текущих пластовых давлений в карбонатных низкопроницаемых, резко неоднородных коллекторах по результатам измерения забойных давлений в остановленных скважинах. Указанные особенности обусловлены тремя основными факторами — циклическим характером динамики пластовых давлений под воздействием на коллектор внешних (планетарных) сил, наличием пороговых градиентов давления при фильтрации газа, большим периодом времени восстановления давления на забое скважин при их остановках, в связи последним на характер КВД существенно влияет работа соседних скважин. При определении пластовых давлений выявлен ряд проблем. Основными из них являются: расчет восстановленного давления по КВД и расчет текущего пластового давления, обусловленного только отборами и площадными перетоками газа. Предлагается в первом случае использовать по каждой скважине построенную для нее «эталонную» зависимость давления от времени простоя (до полного восстановления давления); во втором — построение среднего тренда зависимости расчетных восстановленных давлений (по измеренным) от давлений, рассчитанных на газодинамической модели.
Существующие технические решения для очистки газового потока на устье скважин в условиях выноса жидкости и механических примесей
Юшин Е.С., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»,
Рагимов Т.Т., ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»
УДК 622.279.23:621.928.3
Ключевые слова: устьевая сепарация, водопроявление, пескопроявление, очистка газа, устьевой газовый сепаратор, техническое решение, самозадавливание скважины
В статье освещается проблема самозадавливания газодобывающих скважин на поздней стадии эксплуатации и связанные с ней осложнения при добыче газа. Выполнен аналитический обзор существующих технических решений для очистки газового потока на устье скважин при активном выносе водной фазы и повышенном уровне механических примесей в продукции. Определены ключевые достоинства и недостатки рассмотренных устройств, а также предложена и опробирована конструкция приустьевого скважинного отбойника для предварительной сепарации жидкости и песка.
Технологии термогазового воздействия на пласт — опыт, эффективность и перспективы использования при разработке трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых коллекторах
Повжик П.П., Кудряшов А.А., Демяненко Н.А., РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»
УДК 622.276.6:622.279.4
Ключевые слова: газовые и тепловые МУН, термогазовое воздействие, самопроизвольные внутрипластовые окислительные реакции, катализаторы, смешивающееся вытеснение, фронт горения
В статье представлены основные результаты проведения опытно-промыслового эксперимента по технологии термогазового воздействия на одном из объектов РУП «Производственного объединения «Белоруснефть». Остаточные извлекаемые запасы нефти объекта относятся к трудноизвлекаемым и сосредоточены в низкопроницаемых карбонатных коллекторах. На основании первого опыта опробования сформулированы критерии обоснования для эффективного применения данной технологии.
Способ определения состояния изоляционного покрытия участка нефтегазопровода по значениям коэффициентов математической модели защищенности объекта
Никулин С.А., Карнавский Е.Л., Нижегородский филиал ООО «Газпром проектирование»
УДК 62-503.56
Ключевые слова: изоляционное покрытие, станция катодной защиты, защитный потенциал, подсистема дистанционного коррозионного мониторинга, коэффициент влияния, точка дренажа, точка контроля, интегральный показатель
Пассивная защита трубопроводов от коррозии осуществляется с помощью изоляционных покрытий. В процессе эксплуатации под влиянием различных факторов защитные свойства покрытий ухудшаются. Режимы работы станций катодной защиты напрямую зависят от состояния изоляционного покрытия и требуют увеличения силы тока на выходе станций с его ухудшением для обеспечения защищенности по всей протяженности объекта. Специалистам службы защиты от коррозии необходимо проводить контроль состояния изоляционных покрытий для мониторинга изменения его состояния и планирования капитального ремонта. На сегодняшний день существует большое количество контактных и бесконтактных методов определения состояния изоляционного покрытия. К недостаткам всех методов можно отнести трудоемкость, необходимость выезжать на трассу обследования. С внедрением подсистем дистанционного коррозионного мониторинга существует возможность проводить измерения защищенности объекта дистанционно. Авторами предложен способ оценки технического состояния изоляционного покрытия участка подземного трубопровода с помощью определения коэффициентов математической модели защищенности и интегральной оценки состояния изоляции, исходя из условия подобия значений данных коэффициентов входному характеристическому сопротивлению трубопровода. Особенностью предлагаемой методики является ее применимость в составе оборудования дистанционного коррозионного мониторинга, которая обеспечит расчет параметров состояния изоляционного покрытия без выезда специалистов на объект.
Метод интеллектуального управления электроприводными газоперекачивающими агрегатами
Бычков Е.В., Титов В.Г., НГТУ им. Р.Е. Алексеева, г. Нижний Новгород,
Крюков О.В., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
УДК 62-52-83:656.56
Ключевые слова: экспертная система, магистральный газопровод, электроприводной газоперекачивающий агрегат, инвариантная система регулирования, стохастические возмущения
Предложены метод и система интеллектуального управления электроприводами газоперекачивающих агрегатов на магистральных газопроводах, обеспечивающие минимизацию энергетических затрат. Показано, что использование экспертных систем на базе инвариантного регулирования скоростью вращения привода нагнетателя реализует оптимальные показатели давления и температуры газа на выходе с компрессорной станции независимо от стохастических возмущений природного и технологического характера.
Методы, модели, алгоритмы построения информационной системы учета и контроля объектов газовой промышленности
Габидуллина А.А., ООО «Газпром трансгаз Казань», КНИТУ-КАИ имени А.Н. Туполева
УДК 007.51
Ключевые слова: информационная система, оптимальная точка подключения, подсистема управления заявками, подсистема выдачи технических условий, вычисление задачи коммивояжера, оптимальная прокладка газопровода
Статья посвящена вопросам исследования оптимальной прокладки газопровода с использованием задачи коммивояжера методом ветвей и границ (оптимизированным полным перебором) на основе геоданных заявок на выдачу технических условий. Целью разработки является повышение эффективности работы систем газоснабжения на основе совершенствования их организационной структуры и методов управления, а также использование оптимальных алгоритмов вычисления требуемых данных. Рассматривается расчет расстояний между точками подключения объектов газовой промышленности по координатам и вычисление оптимального маршрута прокладки газопровода с помощью задачи коммивояжера.
Исследование деградации механических свойств магистрального газопровода
Алабердин И.Р., ООО «Газпром трансгаз Уфа»,
Ялчигулов Р.С., Уфимский государственный нефтяной технический университет
УДК 622.691
Ключевые слова: магистральный газопровод, испытания трубной стали, механические свойства стали
В статье проведен анализ изменения механических свойств трубной стали, эксплуатируемой более 55 лет. Трубы, изготовленные из стали марки 10Г2С1, диаметром 529 мм и толщиной стенки 8 мм подверглись комплексу из механических испытаний и микроструктурных исследований методами оптической металлографии. В процессе проведения лабораторных исследований материала труб выявлено недопустимое отклонение от сертификатных значений в меньшую сторону прочностных характеристик металла труб: среднее значение предела прочности снизилось на 7 %, предел текучести — на 12,3 %, относительное удлинение в среднем уменьшилось на 4 %, средний показатель ударной вязкости при Т = 20˚С снизился на 12,7 %, а при температуре минус 40˚С — на 51,8 %. Проведя металлографическое исследование, обнаружены различия размеров зерен феррита и объемной доли упрочняющих фаз в металле, отсутствие следов процессов перераспределения углерода. Все это свидетельствует о том, что причиной несоответствия механических свойств металла труб явилась длительная эксплуатация, связанная со старением металла труб. Возможно, что во время изготовления труб был нарушен технологический процесс, который мог повлиять на деградацию механических свойств газопровода.
Abstracts in English
Geology of Hydrocarbon Deposits, Confined to Terrigenous Sediments
of The Nepsk-Botuobinskaya Oil and Gas Bearing Region
A.S. Ponomarenko, RUDN University, Academy of Engineering
Keywords: reservoir porosity and permeability, productive horizon, reservoir, open porosity, Nepsk-Botuobinskaya antecline
The paper discusses the geological structure of terrigenous strata of the Nepsk-Botuobinskaya antecline, since it is the leading hydrocarbons production region in Eastern Siberia. The paper focuses on the analysis of the lateral extension of the average open porosity of reservoirs and the features of the geological structure of productive horizons. In this regard, the author highlights the main natural and human-induces hazards at the deposits’ development, which are confined to the Vendian reservoirs. This research is amplified by an analysis of the hydrocarbons’ quality main indicators and also the required lithological and petrophysical study of reservoirs is emphasized.
Geologic Models of the Qishn Formation Deposits
of the Sharyoof Field (Republic of Yemen)
Abdullah Imad Adnan Noman, RUDN University
Keywords: oil, deposit, field, seismic survey, seismic profile, reservoir, facies analysis
The paper is dedicated to a geologic model development of the Sharyoof oil field. Deposits are confined to terrigenous sediments of the Qishn formation. The author addresses the study peculiarities of the structural framework of the considered site based on the seismic data interpretation. Thus, it was determined the block composition of the field structure. Based on the integration of well data and seismic exploration, there was done the reconstruction of the of sedimentation conditions of the pay zone.
Results of Engineering and Technical Support of Isolation Works
in Well No.16-N4 at the Kiryushkinskoye UGS
R.A. Gasumov and Yu.S. Minchenko, SevKavNIPIgaz JSC
(North Caucasian Research and Design Institute of Natural Gases)
Keywords: well, underground gas storage, repair and isolation works, drilling, gas show, string, docking hole, plugging slurry
Underground gas storages (UGS) are among the most efficient and environmentally safe technologies to regulate uneven gas consumption and ensure reliable gas supply to industrial and domestic consumers. Gas production stability, operating costs reduction and UGS efficiency improvement require constant maintaining the active status of well stock which is associated with the need in advanced repair technologies. A significant volume of well workovers is formed by repair and isolation works (RIW) aimed at restoring the tightness of casing strings, integrity of the cement sheath, limiting the inflow of water and annular crossflows, as well as cutting off the casing strings intervals be means of cement bridges to switch to the operation of overlying horizons or sidetracking.
The paper presents the results of engineering and technical support for isolation works in well No. 16-N4 at the Kiryushkinskoye UGS. While isolating, the SevKavNIPIgaz specialists carried out the isolation of the intratubal and annular space of 146 mm production casing of the emergency well No. 16 through the docking bore of well No.16N‑4. Design solutions for the performed operations were adjusted subject to actual data received. Additional working plans for these operations were promptly drawn up and technological control over their implementation in the well was carried out. The selected formulation of the cement slurry and its application technology made it possible to achieve design solutions when carrying out repair and isolation works (RIW) in well No. 16H‑4 at the Kiryushkinskoye UGS.
The results can be used for repair and isolation works in gas and gas condensate wells at Gazprom fields and UGS.
Forecasting Indicators of the Polevoye Oil Field Development Based on Analyzing Methods of Generalized Displacement Characteristics
E.N. Shapkov and O.V. Savenok, Ukhta State Technical University,
Keywords: prediction of field development indicators, methods for predicting field development indicators, calculation of forecast indicators of development by Nazarov Sipachev method, calculation of forecast indicators of development by Maksimov method, calculation of forecast indicators of development by Sazonov method, calculation of forecast indicators of development by Pirverdyan method, calculation of forecast indicators of development by Kambarov method
Currently, hydrocarbon production on the Polevoye oil field is not being carried out due to the high degree of water cut and low production wells. The last operating well has been suspended since 2014. In this case, the current oil recovery factor is 0.201 while the designed was 0.280. Forecasting field development indicators is the topical issue, in this regard, the existing methods for predicting development indicators were considered, and a corresponding calculation was made to choose the methods. Based on the calculations the authors present recommendations on a robustness of a particular forecasting method for the Polevoye field.
Distinctive Features of Determining Formation Pressure Values in Low Permeability Carbonate Reservoirs
V.N. Cheltsov, T.V. Cheltsova, and L.A. Kalyakina, Gazprom VNIIGAZ LLC
Keywords: formation pressure, pressure build-up curves (PBUC), low-permeability carbonate reservoir, cyclic recurrence of pressure dynamics, threshold pressure gradients, pressure build-up time at wells’ shutdown, pressures calculated by gas-dynamic model
The authors took the Astrakhan gas condensate field as example to consider the peculiarities of determining the present reservoir pressures in low-permeability highly-nonuniform carbonate reservoirs based on the bottomhole pressure values in the shut-in wells.
These features are driven by three main factors: the cyclical behaviour of the reservoir pressures dynamics under the influence of external (planetary) forces on the reservoir, the presence of threshold pressure gradients during gas filtration, and long time for pressure recovery at the bottom of the wells after shutdowns. Due to the latter, the adjacent wells operation significantly affects the pressure build-up curve.
A number of issues were identified while determining reservoir pressures. The main ones are: the calculation of the restored pressure by the pressure build-up curve and the calculation of the current reservoir pressure, due to the withdrawals and areal gas flows only. In the first case, it is proposed to use the “reference” dependence of pressure on downtime (until pressure is fully restored) for each well; in the second — to develop the average dependence trend of the calculated recovered pressures (from the measured ones) on the pressures calculated on the gas-dynamic model.
Existing Technical Solutions for Gas Flow Wellhead Purification in Conditions of Fluid and Mechanical Impurities Recovery
E.S. Yushin, Gazprom VNIIGAZ LLC, T.T. Ragimov, Ufa State Petroleum Technological University
Keywords: wellhead separation, water inflow, sand ingress, gas purification, wellhead gas separator, technical solution, well self-killing
The paper highlights the problem of self-killing gas wells at later development phase and associated gas production complications. The authors present an analytical review of existing technical solutions for gas flow purification in the wellhead at dynamic water phase recovery and increased level of mechanical impurities. They also determined the key advantages and disadvantages of the considered devices, and the design of the wellhead knock-out drum for preliminary fluid and sand separation has been proposed and tested.
Technologies of Thermal Gas Reservoir Treatment – Experience, Efficiency and Prospects for Hard-to-Recover Reserves Development in Low-Permeability Formations
P.P. Povzhik, A.A. Kudryashov, and N.A. Demyanenko, State Production Association Belorusneft
Keywords: gas and thermal techniques for enhanced oil recovery (EOR), thermal gas treatment, spontaneous in-situ oxidizing reactions, catalyst agents, the mixing-up replacement, combustion front
The paper presents the main outcomes of research &in-situ experiment on technology of thermal gas treatment at one of Belorusneft sites. Residual recoverable oil reserves at the site are “hard-to-recover” and concentrated in low-permeability carbonate reservoirs. On the basis of the testing first experience the authors proposed the feasibility criteria for efficient practice of this technology.
Method for Diagnosis Insulation Coating Condition of Oil and Gas Pipeline Section by Mathematical Model Indices of Facility Security
S.A. Nikulin and E.L. Karnavskiy, Gazprom proyektirovaniye LLC, Nizhny Novgorod branch
Keywords: insulating coating, cathodic protection station, protection voltage, remote corrosion monitoring subsystem, influence coefficient, drainage point, control point, integrated index
Passive corrosion protection of pipelines is provided by insulating coatings. The coatings protective properties deteriorate during operation, under the various effects. The operating modes of cathodic protection stations directly depend on the insulation coating condition and in the case of its deterioration require power increase at the stations output in order to ensure protection throughout the entire facility length. Corrosion protection service specialists should monitor the state of insulating coatings to oversight changes in its condition and schedule an overhaul. Today there are abundance of contact and non-contact techniques to determine the insulating coating state. The disadvantages of all methods include labor intensity and need for visiting the survey point. Remote corrosion monitoring subsystems make it possible to remotely measure a facility security. The authors propose a method for assessing an insulating coating condition of an underground pipeline section by determining the mathematical model indices of facility security and an integral estimate of the insulation condition by reference to condition that these indices values are similar to the values of input characteristic pipeline resistance. The proposed method features its applicability within remote corrosion monitoring equipment, which will provide the calculation of the insulating coating parameters without requisite visiting the facility.
Intelligent Control Techniques of Electrically Driven Gas Pumping Units
E.V. Bychkov and V.G. Titov, Nizhny Novgorod State Technical University n. a. R.E. Alekseev (NNSTU)
O.V. Kryukov, Gazprom VNIIGAZ LLC
Keywords: expert system, gas trunkline, electrically driven gas pumping unit, invariant control system, stochastic perturbations
The authors propose the intelligent control technique and system for electric drives of gas-pumping units on trunklines, which ensure the power consumption minimization. The paper testifies that application of the expert systems based on the invariant control of the compressor drive rotational speed delivers the optimal values of gas pressure and temperature at the compressor station outlet regardless of naturally and technologically occurring stochastic perturbations.
Methods, Models, Algorithms for Constructing an Information System for Gas Industry Facilities Accounting and Control
A.A. Gabidullina, Gazprom Transgaz Kazan LLC, Kazan National Research Technical University named after A. N. Tupolev — KAI
Keywords: information system, optimal connection point, applications control subsystem, subsystem for specification issue, calculation of the traveling salesman problem, optimal gas pipe laying
The paper is focused on analyzing the optimal route for gas pipeline construction involving the traveling salesman problem by means of branch-and-bound method (optimized exhaustive search) based on geodata from applications for the technical specifications issuance. The purpose of the development is the efficiency improvement of gas supply systems based on streamlining their organizational set-up and control techniques, as well as using the optimal algorithms for the required data calculation. The paper considers the distances calculation between the gas facilities connection points employing coordinates and calculation of the optimal gas pipeline route using the traveling salesman problem.
Trend Analysis for Pipe Steel Strain-Stress Properties after Long-Term Operation
I.R. Alaberdin, Gazprom transgaz Ufa LLC;
R.S. Yalchigulov, Ufa State Petroleum Technological University
Keywords: gas trunkline, testing of pipe steel, mechanical properties of steel, metallographic research
The main content of the study is the analysis of changes in the mechanical properties of pipe steel, which has been used for more than 55 years. Pipes made of 10g2s1 steel 529 mm diameter and 8 mm wall thickness were subjected to a complex of mechanical tests and microstructural studies using optical metallography. During laboratory studies of the pipe material a harmful downward deviation from the certificate values of the strength characteristics of the pipe metal was revealed: the average value of the tensile strength dropped by 7 %, the yield strength by 12.3 %, the elongation on average decreased by 4 %, the average impact strength at T = 20 °C decreased by 12.7 %, and by 51.8 % at 40 °C respectively. In addition to detecting changes in the mechanical properties of steel from the certificate values of new pipes, a metallographic study was conducted, which revealed a difference in the size of ferrite grains and the volume fraction of strengthening phases in the metal, and the absence of traces of carbon redistribution processes. All this indicates that the reason for the discrepancy in the mechanical properties of the pipe metal was the long-term operation associated with the aging of the pipe metal. It is also possible that the technological process was disrupted during the pipes production, which could affect the degradation of the mechanical properties of the gas pipeline.
