Inwells Park Sensörü E2

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ФИЛИАЛ в г. ОКТЯБРЬСКОМ

СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В
НЕФТЕГАЗОВОМ ДЕЛЕ - 2018

СБОРНИК ТРУДОВ МЕЖДУНАРОДНОЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ

КОНФЕРЕНЦИИ
(30 марта 2018 г.)

ТОМ 1

Уфа
Издательство УГНТУ
2018
УДК 62
ББК 3
С56

Редакционная коллегия:
В.Ш. Мухаметшин
К.Т. Тынчеров
Р.Т. Ахметов
Р.И. Сулейманов
И.Г. Арсланов
Г.Р. Игтисамова
Э.А. Мухтасарова

Рецензенты: д.т.н., профессор Л.Е. Кнеллер, д.т.н., профессор

Р.З. Миннигалимов.

Современные технологии в нефтегазовом деле - 2018: сборник трудов

С56 международной научно-технической конференции в 2-х т. – Уфа:
Изд-во УГНТУ, 2018. – Т. 1. – 389 с.

ISBN 978-5-93105-352-3 (т. 1)

ISBN 978-5-93105-351-6

В сборнике рассматриваются современные технологии, применяемые в

нефтяной отрасли, отражены вопросы разработки и эксплуатации нефтяных
месторождений, вопросы совершенствования нефтепромысловой техники и
оборудования. Рассмотрены вопросы организации управления
производством, решения общеинженерных задач и применения результатов
исследования при подготовке кадров для РЭК РФ.
Предназначен для специалистов нефтяной отрасли, преподавателей,
преподавателей и студентов.

УДК 62
ББК 3

ISBN 978-5-93105-352-3 (т. 1)

ISBN 978-5-93105-351-6

© ФГБОУ ВО «Уфимский государственный

нефтяной технический университет», 2018
© Коллектив авторов, 2018
УДК 622. 276
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ
ДЛЯ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ
ЗОНУ ПЛАСТА
Мухаметшин В. Ш.,
Андреев А. В.
(Филиал ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» г.
Октябрьский)

Аннотация: Проведено изучение влияния комплекса геолого-промысловых

параметров на коэффициенты продуктивности залежей в условиях различных групп
объектов в карбонатных коллекторах. Выявлен характер и степень влияния параметров.
Созданы модели, позволяющие прогнозировать коэффициенты продуктивности залежей по
косвенным данным исходя из геолого-физических и физико-химических свойств пластов и
насыщающих их флюидов, а также условий залегания продуктивных пластов. Представлен
алгоритм использования получаемых данных для повышения эффективности разработки
низкопродуктивных объектов добычи нефти.
Ключевые слова: коэффициент продуктивности; залежи нефти; карбонатный
коллектор; разработка нефтяных месторождений.

UDC 622. 276

PRODUCTIVITY OF DEPOSITS PREDICTING FOR BOTTOM-HOLE
FORMATION ZONE TREATMENT EFFICIENCY EVALUATING
Mukhametshin V. Sh.,
Andreev A. V.
(Ufa State Petroleum Technological University, Branch of the University in the City of Oktyabrsky)

Abstract.The study of series of geologic-field parameters influence was conducted on the

efficiency of bed productivity in conditions of different groups of objects in carbonate reservoirs.
The character and degree of parameter influence were revealed. Patterns allowing to predict the
efficiency of bed productivity from indirect data coming from geologic- physical and physical-
chemical properties of layers and fluids saturating them, and also the bedding terms of productive
layers were created. We presented the algorithm of the received data application for effective
development of low productive objects of oil recovery.
Keywords: productivity efficiency; oil deposits; carbonate reservoir; oil field development.

Одним из основных показателей, характеризующих добывные возможности скважин

и залежей, является коэффициент продуктивности ( К прод , т/сут∙МПа), определяемый по
данным гидродинамических исследований на установившихся режимах. Этот показатель в
интегральной форме учитывает геолого-физические и физико-химические свойства пластов
и насыщающих их флюидов и во-многом определяет изменение текущих и конечных
технологических показателей разработки [1, 2].
Значения коэффициентов продуктивности скважин позволяют:
- провести обоснование кондиционных границ параметров при подсчете запасов
нефти и на его основе разделить запасы [3];
- определить зоны и очередность разбуривания и ввода залежей в разработку;
- выделить объекты на многопластовых месторождениях [4-7];
- провести гидродинамические расчеты при составлении технологических схем и
проектов разработки;
- провести статистический прогноз текущей и конечной нефтеотдачи и её
распределение по площади залежей [8, 9];

3
- обосновывать использование методов воздействия на призабойную зону скважин и
проводить оценку их эффективности [10-12].
Наличие зависимости коэффициента продуктивности от гидропроводности говорит о
том, что этот параметр характеризует не только фильтрационные свойства призабойной
зоны, но и свойства удаленных и довольно обширных зон пласта [13-15]. Именно это и
объясняет широкое использование коэффициента продуктивности при решении различных
задач разработки месторождений.
На практике довольно часто приходится сталкиваться с отсутствием
представительной информации об определениях К прод и его изменениях в процессе
разработки [16, 17], в связи с чем в практике геолого-промысловых исследований часто
широко применяется определение продуктивности по косвенным данным [18].
Значительное количество моделей, созданных в настоящее время, говорит о широком
разнообразии геологических и гидродинамических условий разработки залежей, что
необходимо дифференцированно учитывать при прогнозе продуктивности скважин.
Большинство зависимостей получены по скважинам, эксплуатирующим залежи в
терригенных коллекторах, и лишь в последнее время появились модели, описывающие
изменение продуктивности залежей в карбонатных коллекторах.
В связи с необходимостью ввода и повышения эффективности разработки залежей в
карбонатных коллекторах турнейского яруса Волго-Уральской нефтегазоносной провинции
было проведено геолого-статистическое моделирование по ряду объектов, разделенных на 4
группы по близости геологических параметров.
В качестве функции рассматривались средние значения коэффициентов
продуктивности по залежам, определенные в период после завершения очистки призабойной
зоны скважин от продуктов бурения и до момента падения значений этого параметра ввиду
различных причин (начало фильтрации многофазной жидкости, снижение пластового
давления, отложение солей и парафина и т.д.) .
Исходя из всей имеющейся информации о залежах, полученной на основании
геофизических, лабораторных и гидродинамических исследований, изучалось влияние на
коэффициент продуктивности по группам следующих параметров: средних значений
эффективности нефтенасыщенной толщины в пределах объекта ( H Э , м) и в зоне
разбуривания ( Н ЭР , м) среднеквадратичного отклонения (  Н Э , м), коэффициента вариации (
WН Э ), энтропии ( ЭН Э , нит), относительной энтропии ( ЭН Э ), параметра неоднородности ( П Н Э
, м∙нит) эффективной нефтенасыщенной толщины; среднего значения ( Н П , м),
среднеквадратичного отклонения (  Н П , м), коэффициента вариации ( WH П ), энтропии ( ЭН П ,
нит), относительной энтропии ( ЭН П ), параметра неоднородности толщины
нефтенасыщенных пропластков ( П Н П ,м∙нит); средних значений коэффициентов
проницаемости ( К прон , 10-3мкм2), нефтенасыщенности ( К Н ), пористости по данным
лабораторных ( m K ) и геофизических ( mГ ) исследований, среднеквадратичного отклонения (
 m , м), коэффициента вариации ( Wm ,), энтропии ( Эm , нит), параметра неоднородности
пористости по данным геофизических исследований ( Пm , нит); коэффициента
расчлененности ( К Р ), доли пород-коллекторов в общей толщине пласта ( К П ), комплексного
показателя неоднородности ( K неод , м-2); вязкости (  Н , мПа∙с), относительной вязкости ( О ),
плотности пластовой нефти (  Н , кг/м3), пластового газового фактора ( G , м3/т), давления
насыщения нефти газом ( Pнас , МПа), начального пластового давления ( Рпл ,МПа),
температуры ( t пл , К), глубины залегания пласта ( Н зал , м).

4
Параметры неоднородности определялись как произведение среднеквадратичного
отклонения, вариации, энтропии и относительной энтропии [19, 20].
При моделировании использовался один из алгоритмов метода группового учета
аргументов (МГУА). Выбор этого алгоритма обусловлен следующими причинами:
- отсутствием надежных априорных сведений о наиболее вероятном характере связи
коэффициента продуктивности с геолого-технологическими параметрами;
- небольшим объемом исходной информации (незначительное количество объектов в
некоторых группах);
- сильной взаимной корреляцией между геолого-технологическими параметрами.
Полученные модели зависимости коэффициента продуктивности от геологических
параметров имеют следующий вид:
(1)
𝐾прод = 0,48 √𝐾П ПНЭ ̅
ЭНЭ 𝐾Р − 0,31√ПНЭ ,
(для объектов первой группы);
𝐾прод = 0,19√ПНП 𝐻Э , (2)
(для объектов второй группы);
𝐾прод = 3,72√Э𝑚 𝑊𝑚 + 5 ∙ 10−3 √𝐻зал ЭНП − 1,27 , (3)
(для объектов третьей группы);
(4)
𝐾прод = 0,014𝐾П √ПНЭ 𝐻зал 𝑚К 𝐻Э ⁄𝑊𝑚 − 0,48√𝐾П ПНЭ ⁄𝜇Н + 0,03√ПНЭ 𝑚К 𝐻Э ⁄𝜇Н

− 0,09 𝐾П ⁄𝐻зал √ПНЭ ⁄𝑊𝑚

(для объектов четвертой группы).
Значения корреляционных отношений зависимостей изменяются от 0,630 до 0,928,
значения относительных погрешностей – от 7,3 до 18 %, а в среднем составляют 11,3 %, что
позволяет предложить их для диагностирования коэффициентов продуктивности залежей в
карбонатных коллекторах, близких по геолого-промысловой характеристике исследованным.
В то же время модель, построенная по всем объектам при корреляционном
отношении, равном 0,53 имела относительную погрешность, равную 32 %, что указывает на
необходимость дифференциации объектов при решении различных задач разработки.
Анализ причинно-следственных связей, проведенный на основе изучения парных
связей, структур моделей и графов значимых связей между геологическими параметрами
показал, что влияние вышеперечисленных параметров на коэффициент продуктивности в
пределах выделенных групп объектов имеет в большинстве своем единую направленность.
Однако набор параметров, имеющих значимые связи, а также степень влияния параметров
различен, что объясняется особенностями геологического строения объектов.
Объекты, характеризующиеся более высокими значениями эффективной
нефтенасыщенной толщины, толщины нефтенасыщенных пропластков, доли пород-
коллекторов в общей толщине пласта и содержащие в себе менее вязкие и плотные нефти,
имеют более высокие значениями коэффициента продуктивности, что соответствует
существующим представлениям о влиянии этих параметров на продуктивность.
Увеличение К прод с ростом параметров, отражающих геологическую неоднородность
по эффективной нефтенасыщенной толщине  Нэ , ЭН , ЭН , П Н
э э э
 и толщине

нефтенасыщенных пропластков  НП , WН П , ЭН П , ЭН П , П Н П  объясняется тем, что эти

параметры тесно коррелированны с эффективной нефтенасыщенной толщиной, которая
сильно влияет на изменение коэффициента продуктивности. При этом чем больше
продуктивность, тем больше эффективная нефтенасыщенная толщина и показатели,
отражающие неоднородность по Н Э и Н П .

5
Снижение коэффициентов пористости по объектам групп приводит к уменьшению
коэффициентов продуктивности. В то же время увеличение средней пористости
сопровождается ростом неоднородности по этому параметру  m , Wm , Эm , Пm  . С
увеличением пористости продуктивность растет. Этим объясняется тот факт, что с
увеличением неоднородности по пористости коэффициент продуктивности объектов
увеличивается.
Увеличение коэффициента расчлененности приводит к росту К прод . Этот факт
объясняется тем, что объекты, имеющие большую расчлененность, приурочены к зонам
повышенных эффективных нефтенасыщенных толщин. Эти зоны, как правило, имеют
лучшую коллекторскую характеристику, что и объясняет характер взаимосвязи К прод и К Р .
С увеличением глубины залегания пластов растет начальное пластовое давление и
температура. При этом снижается вязкость и плотность пластовой нефти, а ввиду
уплотнения пород-коллекторов увеличивается трещиноватость и проницаемость. Этим
объясняется увеличение коэффициента продуктивности с повышением глубины залегания
пластов. В условиях анализируемых объектов важной является проблема увеличения степени
выработки запасов нефти. Одним из широко применяемых методов увеличения нефтеотдачи
является заводнение пластов. Однако как показала практика закачка в пласт воды не всегда
приносит желаемые результаты в виде увеличения текущей добычи нефти и увеличения
коэффициента использования нефти (КИН), что является отражением низких коллекторских
свойств и сложного геологического строения. В то же время при правильном выборе
системы заводнения степень выработки запасов по сравнению с разработкой на естественном
режиме увеличивается в два раза и более.
С целью определения условий наиболее эффективного применения закачки в пласт
воды, а также достижения максимально возможного соответствия применяемых систем
заводнения особенностям геологического строения залежей, были рассчитаны по объектам,
разрабатываемым с самого начала с использованием внутриконтурного заводнения:
- значения коэффициентов продуктивности по выше приведенным моделям;
- прогнозные значения конечного КИН при условии разработки на естественном
режиме с использованием эмпирической зависимости, построенной по аналогичным
объектам (разработка которых осуществлялась без заводнения) :
tобщ

К прод N   843  265, 6 ln ti 

(5)
 t 1
,
Q

где Кпрод – коэффициент продуктивности, определяемый по формуле (3), т/сутМПа;

N – количество добывающих и нагнетательных скважин залежи;
Q – запасы нефти, тыс.т;
ti – время с начала разработки, год;
tобщ – общий срок эксплуатации скважин до снижения дебита до минимально-
рентабельного ( QНmin ).
Общий срок эксплуатации скважин определялся по эмпирической формуле:
Qmin
4 Н
К прод
(6)
tобщ  23,9е37,710 ;

- прогнозные значения конечного КИН при условии закачки в пласт воды до конца
разработки по кривым вытеснения (зав).
Дальнейший анализ полученных результатов позволил установить:

6
- прирост нефтеотдачи за счет применения внутриконтурного заводнения по
различным объектам к концу разработки при существующей системе составит от 4,8 до 27,2
%, а в целом увеличится почти в 2 раза (с 14,7 до 30,2 %);
- на величину ожидаемого прироста конечной нефтеотдачи при организации
внутриконтурного заводнения по сравнению с разработкой на естественном режиме
наибольшее влияние оказывают средняя толщина нефтенасыщенных пропластков,
коэффициент продуктивности, отношение количества нагнетательных скважин к количеству
добывающих, отношение коэффициента охвата закачкой по толщине пласта к вариации
профиля приемистости, с увеличением которых прирост повышается, а также комплексный
показатель неоднородности, вариация толщины нефтенасыщенных пропластков,
коэффициент расчлененности, плотность сетки добывающих скважин, с увеличением
которых прирост снижается;
- наибольший прирост конечной нефтеотдачи ожидается на участках, где прогнозные
величины конечной нефтеотдачи при разработке на естественных режимах и с применением
внутриконтурного заводнения наибольшие;
- для условий низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах
турнейского яруса, близких по геолого-промысловой характеристике исследованным,
необходимо рекомендовать сетки скважин с плотностью 16 га/скв. и менее при площадной
закачке воды в нагнетательные скважины, при этом конечная нефтеотдача составит свыше
30%, а на отдельных, более продуктивных участках – более 40 %.
Таким образом, на основании проведенного исследования:
- для различных групп объектов в карбонатных коллекторах построены геолого-
статистические модели для прогноза коэффициентов продуктивности с использованием
полного комплекса имеющейся геолого-промысловой информации;
- дана физическая интерпретация полученных моделей, установлены степень и
характер влияния геолого-промысловых параметров в условиях различных групп объектов;
- предложено использовать прогнозные значения коэффициентов продуктивности для
принятия управляющих решений, направленных на повышение эффективности разработки
залежей с трудноизвлекаемыми запасами.

Список использованных источников

1. Зейгман Ю.В. Обобщение опыта заводнения залежей высоковязкой нефти в
карбонатных коллекторах с целью повышения эффективности воздействия на пласт [Текст] /
Ю.В. Зейгман, В.В. Мухаметшин – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. – 134 с.
2. Нугайбеков Р.А. Сравнительный анализ применения искусственных нейросетей и
метода главных компонент при классификации эксплуатационных объектов и прогноза
нефтедобычи [Текст] / Р.А. Нугайбеков, Ш.Х. Султанов, Д.И. Варламов, А.В. Чибисов //
Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 10. – С. 70-73.
3. Баталов Д.А. Диагностика источников водопритока и планирование технологий
интенсификации притока нефти в скважины с ограничением водопритоков [Текст] / Д.А.
Баталов, Г.С. Дубинский, А.Н. Куликов, В.В. Мухаметшин, Ш.Х. Султанов // Геология,
геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 2. – С.42-48. DOI:
10.30713/2413-5011-2018-2-42-48.
4. Каналин В.Г. Исследование изменения коэффициента продуктивности при
разработке залежей нефти Западной Сибири [Текст] / В.Г. Каналин, М.К. Капралова //
Нефтепромысловое дело. – 1981. – № 11. – С. 11-12.
5. Мухаметшин В.Ш. Оценка коэффициента продуктивности залежей по косвенным
данным на стадии составления первых проектных документов [Текст] / В.Ш. Мухаметшин //
Нефтегазовое дело. – 2011. – Т. 9. – № 3. – С. 11-12.
6. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей
нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.: Недра, 1990. 267 с.

7
7. Яскин С.А. Геолого-технологический скрининг методов воздействия на пласты
[Текст] / С.А. Яскин, В.В. Мухаметшин, В.Е. Андреев, Г.С. Дубинский, А.П. Чижов //
Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 2. – С.49
–55. DOI: 10.30713/2413-5011-2018-2-49-55.
8. Котенёв Ю.А. Экспериментальные и модельные результаты циклического
воздействия на продуктивные пласты с высоковязкой нефтью [Текст] / Ю.А. Котенёв, Ю.В.
Зейгман, Ш.Х. Султанов, В.Ш. Мухаметшин, А.Ю. Котенёв // Нефтепромысловое дело. –
2017. – № 4. – С. 5–10.
9. Мухаметшин В.В. О необходимости и достаточности использования данных
геофизических исследований при выборе скважин и технологий воздействия на призабойную
зону пласта [Текст] / В.В. Мухаметшин, А.В. Андреев, Ш.Х. Султанов, Ю.А. Котенёв //
Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 1. – С.50
–54.
10. Мухаметшин В.Ш. Промысловое обоснование выбора скважин и параметров
воздействия при проведении солянокислотных обработок [Текст] / В.Ш. Мухаметшин, А.М.
Попов, А.М. Гончаров // Нефтяное хозяйство. – 1991. – № 6. – С. 32-33.
11. В.В. Мухаметшин. Обобщение опыта проведения соляно-кислотных обработок с
целью повышения эффективности контроля и регулирования процесса воздействия в
условиях залежей высоковязкой нефти турнейского яруса: учебное пособие. Уфа: Изд-во
УГНТУ, 2005. – 114 с.
12. Хохлов В.И. Эффективность нестационарного заводнения в процессе изменения
горно-геологических условий эксплуатации продуктивных пластов [Текст] / В.И. Хохлов,
Ш.С. Галимов, Ю.А. Котенёв, Ш.Х. Султанов, В.В. Мухаметшин // Геология, геофизика и
разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 1. – С.54 –58.
13. Смачиваемость и параметры пустотного пространства продуктивных пластов / Р.Т.
Ахметов, В.В. Мухаметшин, А.В. Андреев. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2017. – 104 с.
14. Зейгман Ю.В. Обоснование соответствия систем заводнения особенностям
геологического строения залежей [Текст] / Ю.В. Зейгман, В.В. Мухаметшин //
Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 5. – С. 10-12.
15. Искендеров Д.А. Методы интерпретации результатов стационарных
гидродинамических исследований обводнившихся нефтяных скважин [Текст] / Д.А.
Искендеров, С.Д. Мустафаев, Р.А. Гулиев // SOCAR Proceedings. – 2014. – № 3. – С. 52-57.
16. Мусин К.М. Обоснование предельно допустимых и оптимальных забойных
давлений для карбонатных пластов (на примере турнейского яруса Красногорского
месторождения) [Текст] / К.М. Мусин, В.М. Хусаинов, Р.Р. Галлямов, Н.Х. Мусабирова,
А.А. Гибадуллин, К.Ф. Шипилова // Труды ТатНИПИнефть. – 2015. – Вып. 83. – С. 106-113.
17. Якупов Р.Ф. Вопросы эффективности разработки низкопродуктивных
карбонатных коллекторов на примере Турнейского яруса Туймазинского месторождения
[Текст] / Р.Ф. Якупов, В.Ш. Мухаметшин // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 106-
110.
18. Яскин С.А. Прогноз и обоснование применения методов увеличения нефтеотдачи
[Текст] / С.А. Яскин, В.В. Мухаметшин, В.Е. Андреев, Г.С. Дубинский, А.П. Чижов //
Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса в год экологии в
России: сборник материалы VII Международной научной конференции / отв. редактор К.Ш.
Ямалетдинова. – Уфа, 2017. – С. 169-174.
19. Баталов Д.А. Прогноз применения комплексных технологий интенсификации
добычи нефти, основанный на уточнении причин водопритока и их устранении [Текст] /
Д.А. Баталов, Г.С. Дубинский, А.Н. Куликов, В.В. Мухаметшин, Ш.Х. Султанов //
Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса в год экологии в
России: сборник материалы VII Международной научной конференции / отв. редактор К.Ш.
Ямалетдинова. – Уфа, 2017. – С. 18-22.

8
20. Мухаметшин В.Ш. Группирование нефтяных залежей и его использование для
повышения эффективности разработки месторождений [Текст] / В.Ш. Мухаметшин //
Геология нефти и газа. – 1989. – № 11. – С. 22-26.

9
СЕКЦИЯ № 1«РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

УДК 553.046
ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И РАСЧЕТ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖИРАССОЛС (АНГОЛА)
С ПРИМЕНЕНИЕМ КРИВЫХ ВЫТЕСНЕНИЯ
Э.М. Альмухаметова, А.Т. Идрисова
(Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском)

Аннотация. Хорошо известно, в литературе, что добыча нефти изначально

происходит спонтанно обусловлено внутренним давлением газами. Тем не менее, этот метод
называют первичным вскрытием, которое позволяет лишь на 25% от существующего объема
нефти на месторождении. Этот фактор может быть увеличен с помощью специальных
методов, так называемого вторичного и третичноговскрытия.
Ключевые слова: вторичное вскрытие, закачка, МУН,КИН, ВНФ, ПАВ.

UDC 553.046
APPLICATION OF METHODS OF ENHANCED OIL RECOVERY AND
CALCULATING THE DEVELOPMENT OF STORAGE GIRLS (ANGOLA) WITH THE
USE OF CREW DISPLACEMENT
(A. T. Idrisova, E. M. Almuhamova)
(Branch of Ufa state petroleum technological University, Oktyabrsky)

Abstract. It is well known in the literature that oil production is initially spontaneous Belle
internal gas pressure. However, this method is called primary opening, which allows only 25% of
the existing volume of oil to estrogen. This factor can be Evelyn with the help of special methods,
the so-called secondary opening and treatment.
Keywords: the theme of the opening, Zack, Mon, skin, WNF, POW.
Так, на месторождениях Анголы испытывались и внедрялись некоторые известные в
нефтяной отрасли методы повышения нефтеотдачи, но почты все с неудачными
результатами, поэтому в Анголе не некоторых случаях лучше ликвидировать скважину, чем
попытаться увеличить ее нефтеотдачу.

Задачи и методы решения

Способ вторичного вскрытия заключается в создании нагнетательной скважины, через
которую впрыскивается жидкость, чтобы вызвать равномерное движение поршневого типа
по отношению к нефтяной фазе. Из-за различных характеристик между жидкостями,
присутствующих в пласте после определенного времени добыча нефти определенный
промежуток времени начинает закачивать жидкость, но и, оставляя определенное количество
нефти, чтобы быть восстановленной. Здесь уже используется метод третичного
восстановления, которое может бытьхимическим, тепловым, гидродинамическим и др. Эти
методы вызывают изменения в процессе добычи нефти, что в свою очередь позволяет
увеличивать коэффициент нефтеотдачи пластов.
Ангола демонстрирует, что почти все её месторождения находятся на втором и
третьем этапе разработки. Вступление месторождений в позднюю стадию разработки ставит
перед нефтяниками, работающими в этом регионе новые цели и задачи. Если в предыдущий
период проблема состояла в основном в количественном накоплении производственных
мощностей за счет ввода в эксплуатацию новых площадей, то на современном этапе задача
заключается в качественном улучшении разработки нефтяных месторождений и в быстрой
реализации мероприятий, обеспечивающих максимальную нефтеотдачу.

10
В месторождении Жирассол, Жасмин, с обводенностью от 0 – 80%, внедряют
следующие технологии:
– Закачка морской воды;
– Газлифт;
– Пара;
– Закачка воды с реагентом (ПАВ, полимеров, кислоты и другие).
В 2006 году провели комплекснуюгеолого-геофизическую проверку с
применениемраствора полимера, чтобы продемонстрировать возможности и потенциальные
выгоды от закачки полимера в области Жирассол. Были выбраны, высокомолекулярные
массы полиакриламида, которые позволяют развивать достаточную вязкость в условиях
засоления Жирассол. Расчетная концентрация составила 700 частей на миллион активного
материала.
Прогноз нефти оценивались в 3 до 20% от исходной нефти в месте, в зависимости от
выбранной системы и на дату начала полимерной закачки. После проведение операции
получили нефтеотдачуравную не более 3 %. Многие параметры, благоприятные для
полимерной закачки, находились в следующих областях: чистые высокопроницаемые пески,
и среднесрочной вязкости нефти с низкой температуры. Основные проблемы проекта
заключались в старте полимерной закачки на раннем периоде разработки месторождения и
на большихглубинах, чем в других проектах. Отметим, что эффективность наблюдается
только через 3 года после получения первой нефти. Иной информации по применение МУН
в этом регионе не представляются.
Прирост извлекаемых запасов и существенное увеличение добычи нефти для
месторождения возможно только при условии разработки и внедрения комплекса
эффективных технологий, которые приносят большие затраты.
Для оценки показателей, был произведен расчет потенциально извлекаемых запасов
нефти с помощью метода определения характеристик вытеснения.
Метод принадлежит к группе зависимостей, характеризующих связь водонефтяного
фактора (ВНФ) с накопленными отборами пластовых флюидов, то есть Vн, Vв, и Vж[14, 15,
16].
Кривые вытеснения являются аппроксиматологичесими методами прогнозирования,
благодаря им можно определить следующие показатели разработки:
-прогнозное значение максимально извлекаемых запасов нефти Vн.извл.мах, при условии
бесконечной промывки ;
-значение извлекаемых запасов нефти при условии конечной промывки пласта
Vн.извл.(fв пред), то есть при условии существования граничного условия, как fв пред = 0,73
(обводненность продукции равна 72,60 %);
-значение добычи жидкости с начала разработки при условии конечной промывки
пласта, Vж.извл.(fв пред), то есть для условия достижения критического значения обводненность
добываемой продукции;
-значение накопленного водонефтяного фактора при условии конечной промывки
пласта, ВНФ (fвпред).
Расчетные формулы для определения показателей разработки для метода Назарова
С.Н., Сипачева Н.В., 𝑓в – предельная доля воды в продукции, а и b – коэффициенты линейной
аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов.
Методы Назарова С.Н., Сипачева Н.В. (1972) и Сипачева, Посевича (1980) описывают
прямую зависимость роста водонефтяного фактора (ВНФ) от роста добычи воды с ростом
обводненностидобываемой продукции. Чем выше накопленный водонефтяной фактор и
стабильнее и равномернее ведется разработка изучаемого объекта, тем актуальнее
применение данных методов.
Соответственно можно сделать выводы о применимости данных методов на объектах
с определенными режимами работы. Так при интенсивном заводнении или активном притоке
подошвенных вод, т.е. при активном водонапорном режиме работы объекта, данные методы
11
показывают хорошие результаты.
Выводы
Рассчитав показателей разработки с применением кривых вытеснения(Назарова С.Н.,
Сипачева Н.В)можно сделать вывод, что коэффициент нефтеотдачи составляет 0,38%.
Остаточные запасы на 2015 год составят разность между извлекаемыми запасами на
заданную предельную обводненность и фактически отобранными объемами нефти:
3
95076, 09-1920,3 = 93155,79 тыс. м
При применении данного метода возможно определить также добычу нефти, воды и
жидкости задаваясь другим критерием ограничения срока разработки – значением
водонефтяного фактора. Следует отметить, что при применении искусственных методов
воздействия КИН может быть увеличен.

Список использованных источников

1.Владимиров И.В.Технологии разработки месторождений высоковязких нефтей
[Текст]/ Владимиров И.В., Альмухаметова Э.М., Габдрахманов Н.Х//Современные
технологии в нефтегазовом деле – 2016: сборник трудов Международной научно-
технической конференции посвященной 60-летию филиала. 2016. С. 75-84.
2.Владимиров И.В.Комплексная технология теплового нестационарного заводнения,
предусматривающая периодическую эксплуатацию добывающих скважин. Сравнение
эффективности вариантов применения технологий нестационарного заводнения и теплового
воздействия [Текст]/Владимиров И.В., Альмухаметова Э.М., Габдрахманов
Н.Х.//Нефтепромысловое дело. 2016. № 11. С. 20-26.
3. Альмухаметова Э.М.Борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в
условиях ванкорского газонефтяного месторождения.[Текст] Альмухаметова Э.М.,
Габдрахманов Н.Х., Альмухаметов Ф.Ф//Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и
нефтепродуктов. 2016. № 1 (103). С. 14-21.
4.Альмухаметова Э.М. Анализ эффективности применения гидравлического разрыва
пласта в условиях уршакского месторождения [Текст]/Кильмаматова Э.Т., Альмухаметова
Э.М., Габдрахманов Н.Х., Степанова Р.Р. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти
и нефтепродуктов. 2017. № 1 (107). С. 32-37.
5.Альмухаметова Э.М. Эффективность применения осадкообразующей технологии в
условиях тарасовского месторождения[Текст]/Альмухаметова Э.М., Гизетдинов И.А.,
Габдрахманов Н.Х.// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов.
2017. № 2 (108). С. 59-65.
6.Альмухаметова Э.М. Применение методов повышения извлечения и
интенсификации добычи углеводородов на федоровском месторождении [Текст]/
Шамсутдинова Г.Ф., Альмухаметова Э.М., Габдрахманов Н.Х.//Проблемы сбора, подготовки
и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 2 (108). С. 66-72.
7.Дьяконов, А.И., Основные тектонические факторы нефтегазообразования и
нефтегазонакопления / А.И. Дьяконов // Труды ВНИИКРнефть. –1976. – №11. – С.13 – 22.
8.Кардозо, К., Закономерности размещения залежей нефти и газа в осадочных
бассейнах пририфтовых зон /К. Кардозо, А.И.Дьяконов, Л.А. Ройтман [Электроный ресурс].
– URL:http://www.mineral.ru/news/25647.html_2006г (дата обращение: 09.06.2015).

УДК 622.276.1
КОМПЛЕКСНЫЙ ВИБРОВОЛНОВОЙ МЕТОД ВОССТАНОВЛЕНИЯ
ПРОДУКТИВНОСТИ В СКВАЖИНАХ С РАНЕЕ ПРОВЕДЕННЫМИ ГРП
Т.К. Апасов, Г.Т. Апасов
(ТюмГНГУ)

12
Аннотация. Эффективным по восстановлению продуктивности скважин, с ранее
проведенными ГРП по результатам исследователей являются комплексный
виброволновойметодвоздействия на ПЗП. Он сочетает одновременно несколько технологий
ОПЗ. При этом методе применяется разработанный гидромонитор, работающий от потока
скважинной жидкости и создающий в интервале пласта низкочастотные упругие колебания
давленийс последующим химическим воздействием и вызовом притока.
Ключевые слова: виброволновой метод, продуктивность скважин, освоение,
свабирование, колебания, волновой гидромонитор.

UDC 622.276.1
INTEGRATED VIBRATIONAL TECHNIQUE OF RESTORATION OF
PRODUCTIVITY IN WELLS WITH OLD EMERGENCY FACILITIES
T.K. Apasov ,G.Т. Apasov
(Tyumen State Technical University)

Abstract. The complex vibro-wave method of action on the PZP is effective for the
restoration of well productivity, with previously conducted fracturing according to the results of the
researchers. It combines several HMO technologies simultaneously. This method uses the
developed hydraulic monitor, which operates from the flow of the borehole fluid and creates in the
interval of the formation low-frequency elastic pressure oscillations with subsequent chemical
action and a challenge of inflow.
Keywords: vibrowave method, well productivity, development, swabbing, oscillations,
wave hydromonitor.

Загрязнение ПЗП начинается в процессе строительства скважин, продолжается в

процессе эксплуатации по причине попадания в эту зону различных механических примесей,
являющихся продуктами растворов глушения и коррозии оборудования. Особенно состав
загрязнений ПЗП осложняется в скважинах с раннеепроведеными ГРП, состоящий из
остатков продуктов бурения и ГРП. Кроме того, в скважине накапливаются солевые,
асфальтено-смолистые отложения. Существующие методы по восстановлению
продуктивности скважин часто оказываются малоэффективными, при этом успешность работ
составляет не более 60 %, что связано со сложностью решения поставленных задач и
несоответствием выбора скважин и технологий работ [1, 2]. По результатам исследований,
наиболее эффективными являются комплексные виброволновые методы, сочетающие
несколько технологий ОПЗ, с применением гидромониторов, работающих от потока
скважинной жидкости и создающих низкочастотные упругие колебания давлений,с
последующим химическим воздействием,и,при необходимости,вызовом притока
свабированием. Опыт применения вибрационных технологий показал, что со снижением
частоты импульсов эффективность очищения ПЗП повышается и оптимальная частота
составляет 1-20 Гц [3, 4]. Под эти критерииразработан виброволновой гидромонитор
(ВГМ) (Патент на полезную модель РФ №139424), спускаемый на НКТ в интервал
продуктивного пласта. Суть его заключается в поинтервальной (через каждые 30 см) очистке
пласта жидкостью с импульсными перепадами давлений от 1 до 6 МПа с низкими частотами
от 1 до 3 Гц, схема на рисунке 1.

13
Рис. 1 Технологическая схема обработки пласта с ВГМ

1 – ВГМ; 2 – ствол скважины; 3 – НКТ; 4 – вертлюг; 5 – насосный агрегат ЦА-320; 6 –

доливная емкость; 7 – продуктивный пласт; 8 – талевая система.

Рабочая жидкость (первоначально вода) насосными агрегатами 7 подается через

промывочный шланг, по НКТ к ВГМ с созданием циркуляции в затрубное пространство.
Перемещая ВГМ через каждые 30 см, производится очистка перфорационных каналов
интервала перфорации, процесс сопровождается глубинными замерами. После проводится
селективное кислотное воздействие через ВГМ для растворения загрязненией, далее,
освоение и извлечение продуктов реакциисвабированием. Определена физическая сущность
и смоделирована принципиальная схема воздействия виброволнового метода на ПЗП,
показана на рисунке 2.

Рис. 2 Схема воздействия метода на ПЗП скважин

На первом этапе происходит разрушение структуры сложного состава загрязнений -

гидравлическими импульсами давлений, разбивается ее блокада; на втором этапе -
растворение этих загрязнений кислотным составом в колебательном режиме; на третьем
этапе, за счет продолжения упругих колебаний ВГМ, продукты химической реакции
рассеиваются по глубине пласта, очищаются каналы и трещины для фильтрации пластовой
жидкости. Далее создаем депрессию на пласт освоением, остатки кольматантавыносятся на
поверхность.
Эффективность комплексной виброволновой обработки с ВГМ практически
потвержденана более 50 скважинах, в основном после бурения и ГРП. Для примера
рассмотрим скважину № 25 Южно-Охтеурского месторождения. По скважине в процессе

14
бурения пласт ЮВ1 имел низкие пластовые давления, соотвественнопри вскрытии,
произошло поглощение бурового раствора, это явилось основной причиной загрязнения
ПЗП. Известно, негативное воздействие фильтратов буровых растворов наиболее характерно
проявляется в пластах с низкими пластовыми давлениями[5]. После бурения произвели
большеобъемнуюГКО с освоением, но планируемого притокапо скважине не получили,
по пробам постоянно выносились примеси глинистого раствора. Приняли решение
произвести ГРП с закачкой 25 тонн проппанта. После запуска скважины в течение двух
месяцев дебит снизился с 40 м 3/сутдо 12 м 3 /сут. Далее провели комплексное ОПЗ с ВГМ
по нашей технологии, но предварительным воздействием на ПЗП щелочным раствором
для разглинизации. Весь процесс воздействия на пласт сопровождался записью давления и
температуры глубинным манометром, Рис. 3.

Рис. 3 – Изменения давления и температуры при воздействии на ПЗП

При закачке щелочного раствора произошло повышение давления нагнетания до 13

МПа с фонтанным проявлением нефти и газа. Далее выполнили селективную обработку
пласта через ВГМ глино-кислотной композицией. Произвели извлечение продуктов реакции
свабированиеми для определения притока. По глубинным исследованиям (рис.3) получены
положительные результаты, коэффициент продуктивности 1,49 м 3/сут/атм., скин фактор -
0,01, по притоку спустили ЭЦН-44-2100, показатели работы на рисунке 4.

Рис. 5 – Показатели работы скважины 25 после ОПЗ с ВГМ

В результате виброволнового воздействия на ПЗП скважины № 25 получен прирост 6

т/сут по нефти, по данным предприятия дополнительная добыча нефти с 23.06.2014 по
01.10.2014 года составила 630 тонн, прибыль 3,5 млн. рублей.
Выводы

15
1. В целом комплексная виброволновая обработка ПЗП по восстановлению
продуктивности успешно прошла испытания на скважинах № 25, 26, 48 Южно-Охтеурского
месторождения и рекомендована как эффективная для применения.
2. Виброволновойметод технически и технологически прост в проведении, совместим
с другими методами и технологиями, применим в добывающих, нагнетательных скважинах с
вертикальным и горизонтальным окончанием.

Список использованных источников

1. Мордвинов А.А. Гидродинамическоесовершенство скважин. – Обзорная
информация, сер. «Нефтепромысловое дело», – М, 1983.– 36 с.
2. Гошовский С.В., Абдуладзе А.К., Клибанец В.А. Совершенствование способов
вскрытия нефтегазоносных пластов. – Обзорная информация, ВНИИОЭНГ, сер. «Бурение»,
1983. – С. 21.
3. НургалеевP.M., Шагиев Р.Г., Кучумов Р.Я. Исследования влияния частоты
гидравлических ударов на изменение коэффициента проницаемости керна // Тр. УНИ. –
1972. – Вып. 8. – С. 144-148.
4. Промысловые и лабораторные эксперименты по закачке воды при переменном
давлении нагнетания на устье / Р.А. Максутов, А.В. Валиуллин, И.Ф. Глумов и др. //
Нефтепромысловое дело, 1973. – № 11. – С. 20-21.
5. Разработка и промысловые испытания облегченных промывочных растворов
для повышения качества вскрытия продуктивных пластов и увеличения начального дебита:
отчет о НИР (заключительный) / Когалым НИПИнефть; рук. Лукманов Р.Р. – Когалым, 2006.
– 161с.

УДК 622.276
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ ПО ПРИМЕНЕНИЮ
ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА САБАНЧИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Р.Т.Ахметов, Д.Р. Мансуров
(Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьский)

Аннотация. Повышение проницаемости призабойной зоны скважин является одной

из важнейших проблем нефтедобывающей промышленности. Гидравлический разрыв пласта
является высокоэффективным методом стимуляции притока жидкости в добывающих
скважинах. Метод, в основном, служит для восстановления продуктивности. Эффективность
этого метода зависит от правильности выбора технологических параметров процесса,
геологических особенностей строения пласта и удельных запасов нефти. Для проведения
ГРП обычно выбираются залежи, характеризующиеся сложным геологическим строением,
пониженными емкостными и фильтрационными свойствами и содержащие значительные
запасы нефти с высокой пластовой энергией.
Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта, дебит, обводненность, низкая
проницаемость, нефтеотдача.

UDC 622.276
THE EFFECTIVENESS OF THE WORK PERFORMED ON THE USE OF
HYDRAULIC FRACTURING ON SABANCHINSKOYE FIELDA.Yu. R. T. R.T. Akhmetov,
D. R. Mansurov
(Branch of «Ufa State Petroleum Technological University»
in the City of Oktyabrsky)

Abstract. Increasing the permeability of bottom-hole wells is one of the most important
problems of the oil industry. Hydraulic fracturing is a highly effective method of stimulation of
fluid inflow in producing wells. The method is mainly used to restore productivity. The
16
effectiveness of this method depends on the correct choice of process parameters, geological
features of the formation structure and specific oil reserves. For hydraulic fracturing are usually
selected deposits, characterized by a complex geological structure, low-capacitive and filtration
properties containing significant reserves of oil with high formation energy.
Keywords: hydraulic fracturing, flow rate, water content, low permeability, oil recovery.

В настоящее время в НГДУ «Бавлынефть» в разработку широко вовлекаются

трудноизвлекаемые запасы углеводородов, приуроченные к низкопроницаемым,
слабодренируемым, неоднородным и расчлененным терригенным пластам-коллекторам.
На Сабанчинском месторождении ГРП проводятся на скважинах с низкими дебитами,
малой обводненностью скважинной продукции. Проведенные работы показали, что
гидроразрыв пласта позволяет увеличить добычу нефти при ее снижении себестоимости,
снижение обводненности скважинной продукции, увеличение среднего дебитам [1-3].
За период с 1992 по 2013 г. на Сабанчинском месторождении проведено 27
ГРП. Дополнительная добыча нефти по этим скважинам составила 127384 т, в среднем на
одну скважину приходится 4718 т. Средняя продолжительность эффекта составляет 1060
суток. Успешность технологии в целом по Сабанчинскому месторождению составляет 96 %.
Без дополнительной добычи нефти после ГРП – скважина № 1866. Причина
неэффективности заключается в том, что эта скважина расположена в водонефтяной зоне.
В таблице 1 приведена эффективность применения ГРП на Сабанчинском
месторождении.

Таблица 1 – Эффективность применения ГРП в условиях Сабанчинского месторождения

НГДУ «Бавлынефть»

До проведения ГРП После проведения ГРП

Номер Дополнительная
скважины Qн, Qж, т/сут В, % Qн, т/сут Qж, т/сут В, % добыча нефти, т
т/сут
2144 2,3 3,3 20,7 3,6 6,0 33,0 53,0
1945 1,6 3,1 42,7 10,1 18,3 48,3 7071,0

1938 3,3 7,3 49,4 11,5 22,7 54,0 3382,0

1948 3,2 4,5 20,0 5,0 6,1 30,0 395,0

2051 2,9 10,2 67,9 5,3 18,0 77,2 1158,0
1735 0,6 5,1 87,1 4,3 21,9 92,0 2207,0

В приведенной таблице 1 эффективность ГРП определена из сравнения дебитов

скважин до и после проведения воздействия. Базовый дебит скважины вычисляется за три
месяца работы до проведения мероприятия. Из таблицы видно, что после проведения
мероприятия отборы по нефти значительно увеличились. Благодаря проведению
гидроразрыва метода воздействия на ПЗП удалось получить дополнительную добычу,
эффект продолжается в течение нескольких лет.
После проведения ГРП увеличился дебит жидкости, а также возрос дебит нефти.
Дополнительная добыча нефти в среднем составила 4,14 т/сут.
В преобладающей части участков операции ГРП, проводимые по низкодебитным
скважинам, позволили в результате поднять их дебиты выше средних дебитов жидкости или
выйти на уровень средних [4-6].
Проведение гидравлического разрыва пласта, осуществляемого при помощи кислоты
и песка, повышает нефтеотдачу пласта, образуя трещины в результате ее закачки под
высоким давлением. Успешное дренирование коллектора образованными трещинами зависит
17
от их ориентации, радиуса простирания и проводимости по пластовому флюиду. Отличается
этот метод тем, что при проведении гидравлического разрыва пласта эффективность
нефтеотдачи резко увеличивается. Другая сторона – это энергоемкость и дорогостоимость
процесса, требующего тщательного анализа, проектирования и исполнения гидроразрыва. Но
при успешном проведении за счет полученной дополнительной добычи затраты окупаются в
короткие сроки.

Список использованных источников

1.Извлечение нефти из карбонатных коллекторов [Текст]/М.Л.Сургучев [и др.] – М.:
Недра, 1987. – 230 с.
2.Ахметов, Р.Т. Прогноз абсолютной проницаемости гранулярных коллекторов на
основе гантельной модели пустотного пространств [Текст] / Р.Т. Ахметов, Л.Е.Кнеллер//
Каротажник. – 2013. – №7. – С.75-88.
3.Ахметов, Р.Т. Остаточная нефтенасыщенность в рамках гантельной модели
строения пустотного пространства породы[Текст]/ Р.Т. Ахметов// Геология, геофизика и
разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2012. –№12. –С.39-42.
4.Ахметов, Р.Т. Коэффициент абсолютной проницаемости в рамках гантельной
модели [Электронный ресурс]/ Р.Т. Ахметов, В.Ш. Мухаметшин// Электронный научный
журнал «Нефтегазовое дело». – 2012. –№1. –С. 341-352. – Режим доступа:
http://www.ogbus.ru.
5. Ахметов, Р.Т. Обоснование закона распределения поровых каналов гранулярных
коллекторов[Текст]/ Р.Т. Ахметов// Нефтегазовое дело. – 2012. – № 10-2. – С.87-89.
6.Ахметов, Р.Т. Гантельная модель пустотного пространства природных резервуаров
нефти и газа[Текст] / Р.Т. Ахметов// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых
месторождений. – 2011. – №5. – С.31-35.

УДК 622.276
ВЛИЯНИЕ ГИДРОФОБИЗАЦИИ КОЛЛЕКТОРОВ НА
ОСТАТОЧНУЮНЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЬ
Р.Т. Ахметов, Г.Ф. Шамсутдинова
(Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьский)

Аннотация. В данной статье рассмотрены результаты исследования образцов керна

месторождений Средний Тюнг и Новый Уренгой. На основе анализа результатов
подтверждена связь между гидрофобизацией и глинистостью пласта-коллектора. А
гидрофобизация в свою очередь влияет на остаточную нефтенасыщенность, и коэффициент
вытеснения нефти водой. В работе предложен способ учета влияниягидрофобизации на
величину остаточной нефтенасыщенности коллекторов Западной сибири.
Ключевые слова: гидрофобизация, смачиваемость, глинистость, остаточная
нефтенасыщенность.

UDC 622.276
THE INFLUENCE OF HYDROPHOBIC COLLECTORS ON
RESIDUAL OIL SATURATION
R. T. Akhmetov G. F., Shamsutdinova
(Branch of «Ufa State Petroleum Technological University»
in the City of Oktyabrsky)

Abstract. This article describes the results of the study of core samples of SredniyTyung
and NovyUrengoy deposits. Based on the analysis of the results, the relationship between
hydrophobization and reservoir clay content was confirmed. And hydrophobization in turn affects
the residual oil saturation, and the coefficient of displacement of oil with water. The paper proposes
18
a method for taking into account the influence of hydrophobization on the residual oil saturation of
reservoirs in Western Siberia.
Keywords: hydrophobicity, wettability, clay content on residual oil saturation.

Гидрофобизация влияет на величину остаточной нефти, фильтрационные процессы в

продуктивном пласте.
Мерой смачиваемости стенок половых каналов углеводородами служит степень
гидрофобизацииӨн, как доля площади поверхности пор занятая углеводородами [1].
В работе представлены результаты исследования образцов нижнетриасовых и
верхнепермскихотложений месторождения Средний Тюнг[120 шт.]неокомских отложений
месторождения Новый Уренгой (60 шт).
Образцы керна этих месторождений представлены песчаниками глинистого материала
Глинистая фракция представлена такими активными адсорбентами как
монтмориллонит, гидрослюда, хлорит и их смешаннослойные образования.
Выстилая стенки поровых каналов глинистые минералы адсорбируют воду и
углеводороды, образую адсорбционные слои различной толщины. Адсорбированные
углеводороды способны адгезии фильтрующихся через поровые каналы других
углеводородов, что приводит к образованию протяженных гидрофобных участков. [1-2].
По данным авторов содержание глинистой фракции в образцах керна месторождения
СреднийТюнг при переходе класса коллектора со II по IV изменяется от 4,2 до 8,1%, а в
образцах пород Нового Уренгоя содержание глинистой фракции меньше и изменяется в
пределах от 1 до 5%.
Для указанных коллекторов общая адсорбционная емкость определяется содержанием
глинистой фракции и адсорбционной способностью глинистых минералов.
Степень гидрофобизации образцов IIкласса Уренгойского месторождения и образцов
этого же класса Среднего Тюнгаодинаковая. Однако среднетюнгские образцы III и IV класса
гидрофобизированы сильнее уренгойских. Это связано с более высокой глинистостью
образцов Среднего Тюнга[1].
В таблице 1 представлены результаты лабораторного исследования коллекторских
свойств и степени гидрофобизации образцов керна месторождений Средний Тюнг и Новый
Уренгой, заимствованные из работы []. Там же в графах 7 и 8 даны рассчитанные нами
средней толщины пленки остаточной воды (Ϭ, мк) и объемный остаточной
водонасыщенности. (Кп*Кво).

Таблица 1 – Коллекторские свойства и параметры, характеризующие гидрофобность.

Месторож Класс Кп, Кпр, Кво, Ө, д.ед. Кп*Кв Ϭ, д.ед.

дение коллек д.ед. д.ед. д.ед. площади о, д.ед.
тора поверхн
ости
1 2 3 4 5 6 7 8
II 0,233 0,438 0,244 0,051 0,057 0,98
Средний
III 0,171 0,065 0,354 0,101 0,061 0,75
Тюнг
IV 0,142 0,014 0,535 0,203 0,076 0,63
II 0,190 0,158 0,176 0,052 0,034 0,52
Новый
III 0,166 0,083 0,218 0,057 0,036 0,51
Уренгой
IV 0,134 0,0075 0,441 0,084 0,059 0,40

Как следует из анализа данных таблицы 1, с увеличением гидрофобизации образцов

значения средней толщины пленки остаточной воды закономерно уменьшаются, в то время
как значения объемной остаточной водонасыщенности закономерно возрастают.

19
Наши исследования показывают, что возрастание объемной остаточной
водонасыщенности связано с увеличением глинистости коллектора, а одновременное
уменьшение средней толщины пленки остаточной воды связано возрастанием
гидрофобности коллектора [5-10].
Таким образом, наши расчеты полностью подтверждают прямую связь между
глинистостью и гидрофобизацией коллекторов.

Список использованных источников

1. Михайлов, Н.Н. Условия формирования микроструктурнойсмачиваемости и их
влияние на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов / Н.Н. Михайлов,
Н.А. Семенов, Л.С. Сечина. – Институт проблем нефти и газа.
2. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / М.Л. Сургучев, В.И. Колганов [и
др.] - М. Недра, 1987-230 с.2. Мархасин, П.Л. Физико-химическая механика нефтяного
пласта [Текст]: учебник / П.Л.Мархасин. -М.: Недра, 1977.
3. Гудок, Н.С. Изучение физических свойств пористых сред [Текст]: учебник / Н.С.
Гудок. - М.: Недра, 1970.
4. Тульбович, Б.И. Петрофизическое обеспечение эффективного извлечения
углеводородов / Б.И. Тульбович - М.:Недра, 1990. - 186 с.
5. Ахметов, Р.Т. Гантельная модель пустотного пространства природных резервуаров
нефти и газа [Текст] / Р.Т. Ахметов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых
месторождений. – 2011. – № 5. – С. 31-35.
6. Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования
при обосновании методов воздействия на пласт [Текст] / В.В. Мухаметшин, В.Е. Андреев,
Г.С. Дубинский, Ш.Х. Султанов, Р.Т. Ахметов // SOCARProceedings. – 2016. – № 3. – С. 46-
51.
7. Ахметов, Р.Т. Разделение карбонатных коллекторов по типу пустотного
пространства [Текст] / Р.Т. Ахметов, А.В. Андреев, В.Ш. Мухаметшин // Современные
технологии в нефтегазовом деле – 2016: сборник трудов международной научно-технической
конференции,посвященной 60-летию филиала в 2-х т. (Октябрьский, 25 марта 2016 г.) / отв.
ред. В.Ш. Мухаметшин. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016.– Т. 1. – С. 92-98.
8. Ахметов, Р.Т. Показатель смачиваемости продуктивных пластов по данным
промысловой геофизики [Текст] / Р.Т. Ахметов, В.Ш. Мухаметшин, В.Е. Андреев //
Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. –№2. – С. 21-
25.
9. Ахметов, Р.Т. Водоудерживающая способность и смачиваемость продуктивных
пластов [Текст] / Р.Т. Ахметов, В.В. Мухаметшин // Нефтегазовое дело. –2016. – Т. 15. – №
2. – С. 34-37.
10. Мухаметшин, В.В. Оценка потенциальных добывных возможностей скважин по
геолого-геофизическим и промысловым данным [Текст] / В . В . Мухаметшин // Нефтегазовое
дело. – 2016. – Т. 14.– № 2. – С. 61-64.

УДК 622.276
АППРОКСИМАЦИЯ КАПИЛЛЯРНЫХ КРИВЫХ В УСЛОВИЯХ
КОЛЛЕКТОРОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Р.Т. Ахметов, Г.Ф. Шамсутдинова
(Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском)

Аннотация. В работе рассмотрены вопросы аппроксимации капиллярных кривых в

условиях продуктивных коллекторов Западной Сибири. При аппроксимации в качестве
основной функцией выбрана модель Брукса-Корей. Путем анализа капиллярных кривых
Ловинского месторождения Западной Сибири, полученных в лабораторных условиях
установлена область применения формулы Брукса-Корей: данная модель позволяет
20
аппроксимировать капиллярные кривые с точностью достаточной для практических целей
лишь в коллекторах, имеющих среднюю или высокую пористость (Кпр>0,1 мкм2). В
низкопроницаемых коллекторах точность аппроксимации резко снижается, и поэтому
необходимо использовать другие, более сложные модели.
Ключевые слова: перфорация, эффективность, фонд скважин, призабойная зона
пласта.

UDC 622.276
APPROXIMATION OF CAPILLARY CURVES IN TERMS OF
COLLECTORS OF WESTERN SIBERIA
R. T. Akhmetov, G. F. Shamsutdinova
(Branch of «Ufa State Petroleum Technological University» in the City of Oktyabrsky)

Abstract. The paper deals with the approximation of capillary curves in the conditions of
productive reservoirs in Western Siberia. In the approximation as the main function of the selected
model Brooks-Corey. By analyzing the capillary curves of the Lovinsky Deposit of Western
Siberia, obtained in laboratory conditions, the area of application of the Brooks-Korey formula is
established: this model allows to approximate capillary curves with an accuracy sufficient for
practical purposes only in collectors with medium or high porosity. In low-permeable manifolds,
the approximation accuracy is sharply reduced, and therefore it is necessary to use other, more
complex models.
Keywords: perforation, efficiency, well stock, bottom-hole formation zone.

Капиллярные кривые являются функцией параметров, характеризующих

фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Они позволяют оценивать величины
текущей и остаточной (неснижаемой) водонасыщенности, которая в свою очередь, позволяет
рассчитать величину предельной нефтенасыщенности.
На основе кривой капилляриметрии можно оценить распределение поровых каналов
по размерам и долевое участие пор разных размеров в процессе фильтрации флюидов через
образец породы.
Капиллярные кривые представляют собой графики зависимости текущей
водонасыщенности от капиллярного давления.
Информация по капилляриметрии используется для оценки распределения нефти и
воды по высоте в пределах переходной зоны, что в комплексе с результатами интерпретации
данных геофизических исследований скважин (ГИС) и гидродинамических исследований
(ГДИС) позволяет достаточно надежно оценить характер насыщения продуктивных пластов.
В данной работе проведен анализ возможности аппроксимации кривых капиллярного
давления моделью Брукса-Корей в условиях продуктивных коллекторов тюменской свиты
Западной Сибири.
При анализе нами использованы материалы лабораторных исследований зависимости
текущей водонасыщенности образцов керна от величины капиллярного давления,
полученные в ООО «КогалымНИПИнефть» для пластов Ю2-Ю6Ловинского месторождения.
Путем статистических исследований выяснена область применения модели Брукса-
Корей при аппроксимации капиллярных кривых.
В основе капилляриметрического метода лежит положение о том, что при
воздействии на водонасыщенный образец определенного внешнего давления вода
выдавливается из пор определенного размера. При этом предполагается, что пустотное
пространство породы представлено совокупностью капилляров различного радиуса. В
процессе вытеснения при самых низких давлениях, действующих на образец, вода
выдавливается из капилляров наибольшего сечения, а в дальнейшем, по мере возрастания
капиллярного давления происходит все более широкий охват семейства капилляров вплоть
до самых мелких, заполненных остаточной водой.
21
Результатом экспериментальных данных является эмпирическая зависимость текущей
водонасыщенности образцов керна от капиллярного давления.
На рисунке 1 представлена кривая капилярного давления, типичная для терригенных
коллекторов Западной Сибири.

0,3
Капиллярное давление, МПа Кво
0,25

0,2

0,15

0,1

0,05 Плато
Pн
0 Pв
0 25 50 75 100
Водонасыщенность пустотного пространства, %
Рис. 1 – Кривая капиллярного давления

Капиллярную кривую можно охаректеризовать давлением вступления вытесняющего

агента (Pв), давлением начала вытеснения (Pн), платообразным участном и остаточным (не
извлекаемым) насыщением (Кво).
Давление вступления – это давление, при котором вытесняющий флюид начинает
поступать в поровое пространство образца породы.
Давление начала вытеснения обратно пропорционально размерам наибольшего
порового канала в породе.
Крутизна платообразного участка характеризует степень отсортированности поровых
каналов. Чем круче этот участок, тем хуже отсортированнность поровых каналов.
Горизонтальный пластообразный участок свидетельствует об идеальнойотсортированности.
Рассмотрим вопросы аппроксимации эмпирических кривых капиллярных давлений.
Существует большое количество моделей, аппроксимирующих совокупность
капиллярных кривых [1-5]. Однако наибольшее распространение получила модель Брукса-
Корей, которая описывается следующей формулой:
𝑃
Кв = Кво + (1 − Кво ) ∙ (𝑃н )𝛼 ; (1)
к
гдеКв – текущая водонасыщенность;
Кво – остаточная водонасыщенность;
Рк – капиллярное давление;
Рн – начальное (входное)капиллярное давление
α – показатель кривизны (крутизна) капиллярных кривых.
В соответствии с формулой (1) каждая капиллярная кривая описывается своими
конкретными значениями Кво, Рн и α.
Нами рассмотренавозможность аппроксимации капиллярных кривых моделью
Брукса-Корей в условиях пластов коллекторов Ю2 – Ю6 тюменской свиты Ловинского
месторождения Западной Сибири [5-10].
Экспериментальные данные использованные в настоящей статье получены в ООО
«КогалымНИПИнефть».
На образцах керна из пластов Ю2-Ю6 Логинского месторождения в лабораторных
условиях проведены следующие исследования: пористость, абсолютная проницаемость,
22
остаточная водонасыщенность и текущая водонасыщенность образцов при различных
капиллярных давлениях (0,15; 0,25; 0,50; 1,00; 2,40; 3,40; 4,8 атм.).
На основании экспериментальных данных для каждого образца керна оценим
возможность аппроксимации формулой (1), соответствующей моделиБрукса-Корей.
Для этого предварительно преобразуем формулу (1) к следующему виду:
Кв−Кво Р
= (Рн )𝛼 ; (2)
1−К во к
Кв−Кво
ОбозначимК∗в = , тогда получим:
1−Кво
Р
К∗в = (Рн )𝛼 ; (3)
к
гдеК∗в
- относительная водонасыщенность, характеризующая долю подвижной воды в
эффективном объеме пустотного пространства.
Теперь определим логарифм относительнойводонасыщенности:
Р
ln К∗в = 𝛼 ∙ ln Рн = 𝛼 ∙ ln Рн − 𝛼 ∙ ln Рк (4)
к
Таким образом, зависимостьКв* от Pк в билогарифмической системе координат
представляет собой прямую линию.
В соответствии с формулой (4) по угловому коэффициентупрямой можно оценить
показатель α, а по свободному члену– начальное капиллярное давление Рн.
Теперь обозначим свободный член уравнения (4) через β и получим выражение для
текущей водонасыщенности через коэффициенты и α и β.
Поскольку β=α·ln(Pн), то для начального давления получим следующее выражение:
𝑃н = 𝑒 𝛽/𝛼
Далее подставим выражение для Pнв формулу (1):
𝑒 𝛽/𝛼 𝛼
Кв = Кво + (1 − Кво ) ∙ ( )
𝑃к
Окончательно, для текущейводонасыщенности получим следующую формулу:
𝑒𝑥𝑝𝛽
Кв = Кво + (1 − Кво ) ∙ ( 𝑃𝛼 ) (5)
к
Путем обработки данных капилляриметрических исследований ряда образцов
кернаЛовинского месторождения нами получены значения коэффициентов α и β (таблица 1).

Кво Кпр Кпо α β

1 57,2 3,3 16,3 0,1027 -0,1486
2 58,9 20,8 18,5 0,2515 -0,3565
3 37,9 171,3 20,7 0,8041 -1,6641
4 30,9 275 21,3 0,71 -1,888

На рисунке 2 представлены графики сопоставления экспериментальных значений

текущей водонасыщенности (Кв,э) со значениями, полученными путем расчета по
прилагаемой формуле (Кв,р).

Образец 1
1
0,8
Кв,р

0,6
0,4
0,2
0,2 0,4 0,6 0,8 1
Кв,э

23
Образец 2
1
0,8

Кв,р
0,6
0,4
0,2
0,2 0,4 0,6 0,8 1
Кв,э

Образец 3
1
0,8
Кв,р

0,6
0,4
0,2
0,2 0,4 0,6 0,8 1
Кв,э

Образец 4
1
0,8
Кв,р

0,6
0,4
0,2
0,2 0,4 0,6 0,8 1
Кв,э

На Рис. 2 – Сопоставление экспериментальных (Кв,э) и расчетных (Кв,р) значений текущей

водонасыщенности при различных значениях капиллярного давления.

Из рассмотрения графиков следует, что модель Брукса-Корей дает хорошее

приближение лишь для высокопроницаемых образцов, (К пр>0,1д) что хорошо согласуется с
выводами авторов [11-15].
Что касается низкопроницаемых образцов, расчетные значения водонасыщенности
повышенных значениях капиллярного давления достаточно сильно отличается от
экспериментальных значений.
Выводы.
Модель Брукса-Корейпозволяет аппроксимировать с хорошей точностью
капиллярные кривые в коллекторах имеющих среднюю и высокую проницаемость
(Кпр>0,1д).
В низкопроницаемых коллекторах точность аппроксимации резко снижается и
появляется необходимость в использовании более сложных моделей.

Список использованных источников

1. Brooks R. H., Corey A. T. Hydraulic Properties of Porous Media. Colorado State
University Hydrology. № 3. 1964.
2. Adams S. J., Van den Oord R. J. Capillary Pressure and Saturation-Height Functions.
Report EP 93-0001, SIPM BV. January 1993.
3. Tiab D., Donah/son E. Theory and Practice of measuring reservoir rock ami fluid
transport properties. 1999.
24
4. Baker Alias. Introduction to Wireline Log Analysis. 1995.
5. Schlumberger. Log Interpretation Principles/Applications. 1989.
6. Мухаметшин, В.Ш. Повышение эффективности использован и я ресурсной
базы месторождений с трудноизвлекасмыми запасами нефти [Текст] / В.Ш. Мухаметшин,
А.В. Андреев, Р.Т. Ахметов // Нефтегазовое дело. – 2015. – Т. 1 3 . – № 4 . – С . 122-125.
7. Ахметов, Р.Т. Эмпирическая модель Брукса-Кори и ее связь с Гамма-
распределением фильтрационных каналов гранулярных коллекторов / Р.Т. Ахметов //
Современные технологии в нефтегазовом деле - 2015: сборник трудов Международной
научно-технической конференции в 2-х т. / отв. ред. В.Ш. Мухамегшин. – Уфа: Аркаим,
2015.–Т. 1 . – С . 41-47.
8. Мухаметшин, В.Ш. Моделирование процесса нефтеизвлсчсния с
использованием опыта разработки месторождений, находящихся длительное время в
эксплуатации [Текст] / В.Ш. Мухаметшин // Нефтегазовое дело. – 2011. – Т. 9. – № 4. – С. 47-
50.
9. Ахметов, Р.Т. Обоснование закона распределения норовых каналов
гранулярных коллекторов [Текст] / Р.Т. Ахметов // Нефтегазовое дело. – 2012. – Т. 10. – № 2.
–С. 87-89.
10. Ахметов, Р.Т. Фильтрационно-емкостные свойства и структура пустотного
пространства продуктивных пластов / Р.Т. Ахметов, В.Ш. Мухаметшин, В.Е. Андреев. –
Уфа: Изд-во УГНТУ, 2015. – Ч. 1. – 94 с.
11. Группирование объектов разработки при проектировании мероприятий по
увеличению нефтеотдачи [Текст] / В.Е. Андреев, С.А. Яскин, ВВ. Мухаметшин, Г.С.
Дубинский, А.В. Чибисов, Р.Т. Ахметов, А.Р. Хафизов // Нефтегазовое дело. – 2015. – Т. 13.–
№ 4. –С. 89-96.

УДК 622.276.64
ПРИМЕНЕНИЕ АСП ЗАВОДНЕНИЯ, КАК ТРЕТИЧНОГО МЕТОДА
ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ, С ЦЕЛЬЮ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ
ЗАПАСОВ НЕФТИ
Ахунов Р.Р.
(ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»)

Аннотация. В данной статье развивается подход третичного воздействия на пласт

трёхкомпонентной смесью АСП: анионное поверхностно-активное вещество, щелочь (сода)
и полимер. В работе уделено внимание механизму образования зон с неподвижными
запасами нефти, а также предложено решение данной основной задачи при разработке
нефтяных месторождений. Рассматриваемый состав известен комплексностью свойств, а
также эффективностью в полевых условиях.
Ключевые слова: третичное воздействие, АСП, поверхностно-активное вещество,
щёлочь, полимер.

UDC 622.276.64
THE APPLICATION OF ASP FLOODING AS A TERTIARY METHOD OF
STIMULATION, WITH THE PURPOSE OF EXTRACTION OF UNCONVENTIONAL
OIL
Akhunov R.R.
(Ufa State Petroleum Technology University)

Abstract. This article develops the approach of tertiary impact on the reservoir with a three-
component mixture of ASP: anionic surfactant, alkali (soda), and polymer. The attention is paid to
the mechanism of formation of zones with immobile oil reserves, and a solution of this main task in
25
the development of oil fields is proposed. The composition is known for the complex properties, as
well as efficiency in the field.
Keywords: tertiary impact, ASP, surfactant, alkali, polymer.

На сегодняшний день, добыча углеводородов занимает одну из основных

перспективных областей, которая в свою очередь нуждается в развитии. В настоящей статье,
рассмотрена методика для увеличения объёмов добычи нефти, которая в последние года
приобретает всё большую актуальность.
На одной из моделей (Рис. 1), иллюстрировано образование языков обводнения, рост
водонасыщености вдоль напластования, и на рисунке 2 образование застойных зон.

Рис. 1 – Образование языков обводнения вдоль напластования

Рис. 2 – Формирование зон с неподвижными запасами нефти

Линии тока огибают область нефтенасыщенных толщ пласта. [3] Таким образом,
обоснование одного из реагентов, используемых в данном методе заводнения можно
выразить по закону линейной фильтрации Дарси:

где V – скорость фильтрации жидкости; k – проницаемость среды; ∆P/∆L – градиент

давления; μ – вязкость жидкости. [1]
Из формулы 1 после простых преобразований видно, необходимо увеличить вязкость
нагнетаемой воды – полимеры вполне справятся с данной задачей.
Рассмотрим механизм воздействия данной трехкомпонентной смеси, как третичного
метода воздействия на пласт (Рис. 3: а, б, в).
26
Рис. 3 – Механизм воздействия АСП заводнения: а – анионное ПАВ, б – щелочь, в –
полимер

Увеличивается область, вовлечённая дренированием, тем самым возрастают

извлекаемые запасы нефти. [6]
В Китае данный метод реализован для нескольких месторождений, основными из них
являются: Daqing, Shengli, Karamay, все данные сведены в таблицу 1. [2, 5]
Таблица 1 – Данные по трём месторождениям
Особенности Daqing Shengli Karamay
Пропускная способность, мД 73 1519 156
Наличие пор, д.ед. 0,14 0,29 0,17
Вязкость нефти, сПз 8-12 44 8,6-16,9
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м 13,9 14,6 14-21
Расстояние между скважинами, м 74,1-243 206,6 47,8
Обводненность к началу реализации АСП, % 87 92 97
КИН к началу реализации АСП, д.ед. 0,17-0,19 0,122 0,16
Дебит по нефти, м3/сут. 108,9 234,86 92,5
Прирост КИН от методики АСП заводнения,
0,29-0,36 0,461 0,34
д.ед.

В одном из отечественных нефтегазодобывающих предприятий, проводились

лабораторные фильтрационные эксперименты на керне, отобранном из недр одного из
месторождения Западной Сибири. Результаты представлены на рисунке 4.

80

70 Добыча остаточной нефти (%)

60
АСП компоненты, %

Содержание нефти в добытой

50 жидкости (%)

40 Выход воды (% начальной

концентрации)
30
Выход ПАВ (% начальной
20 концентрации)

10

0
0 0,06 0,12 0,18 0,24 0,3 0,36 0,42 0,48 0,54 0,6 0,66 0,72 0,78 0,84
Прокачанный объём, д.е.

Рис. 4 – Результаты по заводнению керна АСП составом на лабораторной установке.

27
Результативность данного состава приравнена к 40% дополнительной добычи нефти,
что свидетельствует об эффективности данного метода заводнения. [4]
Данный метод зарекомендовал себя среди зарубежных компаний как один из
эффективных методов воздействия на пласт, с целью извлечения трудноизвлекаемых запасов
нефти. Ряд лабораторных исследований отечественных специалистов подтвердили
эффективность АСП заводнения. В будущем, данная методика возможно приобретёт
большую актуальность наряду с нынешней актуальностью системы поддержаний пластового
давления во всех отечественных нефтегазодобывающих предприятиях.

Список использованных источников

1. Андреев, В. Е. Методы повышения эффективности разработки залежей
высоковязкой нефти / В. Е. Андреев [и др.] // Нефтегазовые технологии и новые материалы.
Проблемы и решения – 2013: сборник научных трудов – Уфа: Изд-во Монография – №7 – С.
263–282.
2. Байков, Н.М. Зарубежный опыт внедрения методов увеличения нефтеотдачи / Н.М.
Байков // Нефтяное хозяйство. – 2014: № 6. – С. 32-34.
3. Муслимов, Р.Х. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности / Р.Х.
Муслимов // Современные методы повышения нефтеизвлечения – 2005: учебное пособие –
Казань: Изд-во Фэн. – С. 688.
4. Прочухан, К.Ю. Современные методы увеличения нефтеотдачи. Практический
отечественный опыт технологии «Щелочь – ПАВ – полимер» (ASP) на нефтяных
месторождениях Западной Сибири/ К.Ю. Прочухан // Нефть. Газ. Новации – 2014: № 10. – С.
50–54.
5. Силин, М.А. Публичный аналитический доклад по направлению научно-
технологического развития / М.А. Силин // Новые технологии добычи и использования
углеводородного сырья – 2014: учебное пособие – Москва: Изд-во Национальный институт
нефти и газа. Т.2 – 452 с.
6. Abass A. Olajire. Review of ASP EOR (alkaline surfactant polymer enhanced oil
recovery) technology in the petroleum industry: Prospects and challenges. Energy – 2014: vol. 77,
№ 6. – Р. 963–982.

УДК 622.276
АНАЛИЗ ТЕКУЩИХ ЗАБОЙНЫХ ДАВЛЕНИЙ В ДЕЙСТВУЮЩИХ
ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ «ОРЕНБУРГНЕФТЬ»
Баландин Л.Н., Грибенников О.А., Свиридова И.А.
(Самарский государственный технический университет)

Аннотация. В данной работе рассмотрены вопросы, связанные с работой пласта в

зависимости от текущего забойного давления. Был проанализирован фонд скважин ПАО
«Оренбургнефть» по пластам А4, Б2, Д1, Д3, Т1. Расчеты проводились по 278 скважинам.
Результаты анализа показали, что большинство скважин работают либо в критической зоне,
либо потенциально могут давать больше нефти.
Ключевые слова: Критическое давление, Забойного давление, Работа пласта,
Нефтяная скважина, Эксплуатация скважин

UDC 622.276
ANALYSIS OF THE CURRENT BHP IN ACTIVE PRODUCTION WELLS
"ORENBURGNEFT"
Balandin L.N., Gribennikov O.A., Sviridovs I.A.
(Samara State Technical University)

28
Abstract. In this paper, we consider issues related to the work of the formation depending
on the current bottomhole pressure. The well stock of Orenburgneft was analyzed for the A4, B2,
D1, D3, and T1 layers. The calculations were carried out on 278 wells. The results showed that
most of the wells are working or in the critical zone, or could potentially produce more oil.
Keywords: Critical pressure, Downhole pressure, Work of formation, Oil well, Well
operation.

Основным технологическим параметром, от которого зависят условия работы

добывающего оборудования и продуктивного пласта, является величина забойного давления
в добывающих скважинах, а значит, и норма отбора нефти.
При снижении забойного давления ниже давления насыщения вокруг скважины
образуется зона двухфазного течения "нефть-газ" вследствие выделения из нефти
растворенного в ней газа. Из-за выделения газа в свободную фазу происходит постепенное
снижение притока нефти к скважине. При этом работа пласта делится на 4-е зоны в
зависимости от забойного давления:
1) Рзаб>Рнас – область щадящей эксплуатации пласта;
2) Ррац<Рзаб<Рнас – область рациональной эксплуатации пласта;
3) Рзаб.кр<Рзаб<Ррац – область максимальной добычи нефти из пласта;
4) Рзаб<Рзаб.кр – область недопустимой эксплуатации.
Зона III соответствует максимальной добычи нефти из пласта. Границы каждой зоны
определяются по следующим уравнениям:
𝑃нас
𝑃заб.кр = 3,5 + 68,33 ∙ 10−3 𝐺0′ [МПа];
𝑃пл
𝑃рац = 0,75𝑃нас [МПа],
где G'0 - газовый фактор продукции скважины, м 3/т; Рпл - пластовое давление, МПа;
𝑃нас - давление насыщения, МПа.
По приведенной теории был проанализирован фонд скважин ПАО «Оренбургнефть»
по пластам А4, Б2, Д1, Д3, Т1. Расчеты проводились по 278 скважинам. Для анализа были
выделены четыре области для каждой отдельной скважины, и по текущему забойному
давлению определялось, в какой из областей работает пласт. Результаты расчета
представлены на рисунке 1.
60
Количество скважин, ед

50
40
30
20
10
0
А4 Б2 Д1 Д3 Т1
Пласт

≤Ркр Ркр<Р≤Ррац Ррац<Р≤Рнас >Рнас

Рис. 1. Распределение скважин по области работы пластов

Максимальная добыча нефти из скважин без значительных (возможно необратимых)

последствий на пласт соответствует давлению на забое меньше рационального, но больше
или равного критического давления. В результате анализа фонда скважин ПАО

29
«Оренбургнефть» было выяснено, что из всех рассматриваемых пластов большинство
скважин, работающих в диапазоне Ррац÷Рзаб.кр, принадлежит пласту А4.
Также, исходя из полученного распределения, можно сказать, что на всех
рассмотренных пластах есть скважины, которые потенциально могут давать больше нефти.
Однако, в зависимости от конкретного случая, необходимо предпринимать различные
действия. Например, рассматривая пласт А4, на котором большая часть фонд скважин
работает с забойными давлениями меньше критических значений нужно повышать давление,
но не больше, чем рациональное.
На пласте Д3 весь фонд скважин работает с давлениями на забое либо больше
давления насыщения, либо меньше критического. Во втором случае необходимо произвести
также увеличение забойного давления, а в первом – возможно снижение давления ниже
рационального, но больше или равного критического.
Совершенно очевидно, что рассмотрение распределения фонда скважин по пластам,
дает только общее представление и важно рассматривать каждое отдельное месторождение.
Так, например, на пласте Б2 есть месторождения, на которых эксплуатация скважин
происходит при забойных давлениях больше давления насыщения. Однако при этом есть
месторождения, на которых эксплуатируются скважины и в зонах Р рац÷Рнас и меньше Ркр, т.е.
потенциально оставшиеся скважины могут эксплуатироваться при давлениях Р рац÷Ркр. Такая
же картина видна и по остальным пластам. Если же уйти от рассмотрения каждого
отдельного пласта или месторождения, то можно совершенно уверенно сказать, что
существует большое количество скважин, которые необходимо оптимизировать с возможной
максимизации добычи нефти из них (см. Рис. 2).

121; 43%
128; 46%

8; 3%
21; 8%
≤Ркр Ркр<Р≤Ррац Ррац<Р≤Рнас >Рнас

Рис. 2. Общее распределение фонда скважин по областям работы пласта

Стоит заметить, что, согласно рисунку 2, основная часть фонда скважин

рассматриваемых месторождений относится к диапазонам работы пласта или ≤Ркр или >Рнас,
т.е. на фонд скважин, который потенциально может добывать больше нефти приходится 249
единиц или 89%. Подавляющее меньшинство скважин (всего 8 или 3%) работает в зоне
максимальной добычи нефти.
Выводы
Забойное давление в добывающих скважинах является принципиальным регулятором
эффективности их работы и одним из главных параметров разработки всего месторождения.
Бесконтрольное и бездумное снижение забойного давления в добывающих скважинах
существенно ниже давления насыщения может привести к трансформации
высокоэффективного, например, упруговодонапорного режима дренирования в
низкоэффективный режим растворенного газа.
Рассмотрение фонда скважин ПАО «Оренбургнефть» по 13 месторождениям
показало, что по пластам А4, Б2, Д1, Д3, Т1 основная часть фонда скважин (89%) относится
к диапазонам работы пласта или ≤Ркр, или >Рнас, а диапазоне максимальной добычи нефти
работает подавляюще меньше скважин (3%). Рекомендуется рассмотреть возможность

30
повышения забойных давлений в скважинах, которые относятся к зоне ≤Р кр и понижения
давления – для зоны >Рнас, с целью повышения добычи нефти из них и перевода работы
пласта в зону давлений Ррац÷Ркр. Решать, возможны ли такие манипуляции и каким образом
их производить необходимо для каждой скважины в индивидуальном порядке.

Список использованных источников

1. Андриасов Р.С. Справочное руководство по разработке и эксплуатации нефтяных
месторождений. Добыча нефти. Под общей редакцией Ш.К. Гиматудинова / Р.С. Андриасов.,
И.Т. Мищенко, А.И. Петров. – М: Недра, 1984. – 326 с.
2. Аржанов М.Ф. Справочник нефтяника / М.Ф. Аржанов, И.И. Кагарманов, А.П.
Мельников. – Самара: учебное пособие ОАО «Самаранефтегаз», 2007. - 364 с.
3. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений / В.С.Бойко. –
М: Недра, 1990. – 427 с.
4. Кострубов С.В. Управление УЭЦН / С.В. Кострубов, И.И. Кагарманов, А.С.
Тотанов. – Самара: учебное пособие ОАО «Самаранефтегаз», 2009. - 253 с.
5. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. — М: Издательский центр РГУ нефти и
газа им. И.М. Губкина, 2015. — 448 с.

УДК 553.982.2
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИИ ASP-ЗАВОДНЕНИЯ
Белова С.Д., Коновалов В.В.
(Самарский Государственный Технический Университет)

Аннотация. Поиск новых технических решений для повышения эффективности

разработки нефтяных месторождений, особенно на поздних стадиях разработки, является в
настоящий момент одной из перспективных задач нефтяной отрасли. В последнее время
широко обсуждаются применение комплексной технологии химического воздействия на
пласт с использованием ПАВ, щелочи и полимера. В настоящей статье представлены
основные проекты реализации ASP-заводнения в России и за рубежом, описана роль
ключевых компонентов составов, а также рассмотрены перспективы развития технологии.
Ключевые слова: ASP-заводнение, щелочь, ПАВ, полимер, коэффициент
вытеснения, коэффициент охвата.

UDC 553.982.2
ASP FLOODING
Belova S.D., Konovalov V.V.
(Samara State Technical University)

Abstract. The search for new technical solutions to improve the efficiency of oil field
development, especially in the late stages of development, is currently one of the promising tasks of
the oil industry. Recently, the use of complex technology of chemical impact on the formation using
surfactant, alkali and polymer is widely discussed. This article presents the main projects for the
implementation of ASP flooding in Russia and abroad, describes the role of the key components of
the compositions, as well as the prospects for the development of technology.
Keywords: ASP flooding, alkaline, surfactant, polymer, displacement efficiency, sweep
efficiency.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными,

промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на
сегодняшний день считается неудовлетворительной. Средняя конечная нефтеотдача пластов
по различным странам и регионам составляет 25-40%[1].
31
В настоящее время требуется создание и совершенствование технологийувеличения
нефтеотдачи пластов на заводненных нефтяных месторождениях, содержащих значительные
остаточные запасы на освоенных и обустроенных объектах[2].Именно для данных
месторождений перспективно применение комплексных химических методов воздействия на
пласт, обеспечивающих увеличение коэффициентов вытеснения и охвата одновременно[3].
Среди химических методов увеличения нефтеотдачи принято выделять полимерное
заводнение, вытеснение нефти водными растворами ПАВ, щелочное заводнение,
мицеллярно-полимерное (МПЗ) и щелочь-ПАВ-полимерное заводнение (ASP-
заводнение).Промысловые испытания показали, чтонаибольшая эффективностьхарактерна
для МПЗ и ASP-заводнения, за счет способности влиять на коэффициентвытеснения и
коэффициент охвата.
Для ASP-заводнения предложено использование многокомпонентных составов, из
которых три компонента являются базовыми - ПАВ, щелочной агент и полимер, а остальные
(кислородсодержащие соединения, соли, растворители, со-ПАВ и т.д.) необходимы для
придания дополнительных технологических свойств разрабатываемым составам
(регулирование стабильности составов, вязкости, деэмульгирующей способности,
исключения осадкообразования и т.д.).
Щелочной агент (A - alkali) помогает защитить раствор ASP от двухвалентных ионов,
снижает адсорбцию ПАВ на породе и образует при контакте с «активной» нефтью
дополнительные поверхностно-активные компоненты, которые приводят к снижению
межфазного натяжения. Он также изменяет смачиваемость породы и регулирует соленость.
В качестве щелочного агента наиболее часто используют гидроксид и карбонат натрия,
силикат натрия, фосфат натрия, гидроксид аммония и т.д.
Применение ПАВ (S - Surfactant) в растворах для ASP-заводнения способствует
уменьшению поверхностного натяжения на границе «вода-нефть».Чаще всего используются
анионные ПАВ: нефтяные сульфонаты, алкиларилсульфонаты, внутренние
олефинсульфонаты, алкоксисульфаты, эфирсульфаты[4]. Очень часто, как правило, для
придания составу ультранизких межфазных натяжение на границе с нефтью, используют
смеси анионных ПАВ с неионными, катионными и цвитерионными ПАВ.
Полимер (P – polymer) повышает эффективность вытеснения за счет увеличения
вязкости состава для ASP. Используются два типа полимеров: полиакриламид, как правило,
частично гидролизованный (HPAM), и полисахарид – ксантановую смолу.
Среди различных технологий повышения нефтеотдачи пластов метод ASP-заводнения
прошел экспериментальные и пилотные испытания и широко применяется во многих странах
мира (Канада, США, Китай, Индия, Россия и др.) более 20 лет[5].В целом технология ASP-
заводнение подходит для месторождений с успешно работающим заводнением на
терригенных коллекторах. Обобщенный международный опыт активного применения и
исследования ASP-систем показывает повышение КИН от15% до 26%.В таблице 1
приведены результаты существующих проектов ASP-заводнения нефтяных месторождений.

Таблица 1
Названиепроекта Тип коллектора скв. Начало Прирост
доб/наг закачки КИН
Daqing Китай (ASP1) песчаник 9/4 1994 21%
Daqing Китай (ASP2) песчаник 4/1 1995 25%
Daqing Китай (ASP3) песчаник 12/4 1996 19%
Daqing Китай (ASP4) песчаник 4/3 1997 23%
Daqing Китай (ASP5) песчаник 12/6 1997 20%
Daqing Китай (ASP6) песчаник 27/17 2000 18%
Shengli Китай песчаник 10/6 1992 15.5%
Karamay (Китай) конгломераты 4/1 1995 25%

32
Названиепроекта Тип коллектора скв. Начало Прирост
доб/наг закачки КИН
Tanner field(Канада) - 2000 17%
Taber Glauconitic (Канада) - 2008 15%
West Kiehl (CША) - 1987 26%
Cambridge (США) 7/- 1993 20%
Sho Vel Tum (США) - 1998 16,2%
West Moorcroft - 1991 15%
Lawrence (США) песчаник - 2007 21%
«СПД» Западная Сибирь песчаник 2/5 2013 15%
(Россия)
Несмотря на положительные опытно-промысловые испытания технологии,
отмечается и ряд ее недостатков: сравнительно высокие эксплуатационные затраты (высокая
стоимость и необходимость большого объема реагентов); адсорбция ПАВ;
хроматографическое разделение компонентов состава в процессе фильтрации через породу;
снижение приемистости нагнетательных скважин; повышенное солеобразование и
возможность образования вязких водонефтяных эмульсии, и как следствие более сложный
по сравнению с традиционным процесс подготовки нефти; логистические сложности по
доставке реагентов и необходимость дополнительных затрат на формирование
инфраструктуры по приготовлению составов на промысле.
Опыт промысловых и лабораторных испытаний технологии ASP- заводнения
позволяет выделить несколько основных этапов развития технологии:
 унификация методик исследований для эффективного подбора составов и оценки
эффективности ASP-заводнения в лабораторных условиях, совершенствование
гидродинамического моделирования заводнения пласта с использованием комплексных
реагентов, определение возможности масштабирования полученных результатов на
промысловые условия;
 совершенствование технологии применения ПАВ (понимание условий,
приводящих к изменению поведения составов при движении по водо- и нефтенасыщенным
пластам; выбор типа, состава и объема оторочек до и после подачи реагента с целью
уменьшения потерь ПАВ при последующей закачке оторочки ASP-состава, оценка
перспектив циклической закачки реагентов и т.д.);
 совершенствование составов (достижение ультранизких значений межфазного
натяжения; составыс регулируемой вязкостью; селективные «самоотклоняющиеся» системы;
применение смесевых ПАВ, снижение концентрации активных компонентов и применение
новых типов ПАВ). В целях минимизации расходов на дорогостоящие компоненты, особый
интерес представляют работы, направленные на разработку низкоконцентрированных
составов. Сохранение технологической эффективности при низких концентрациях ПАВ
возможно при тщательном подборе компонентов раствора или/и использованием ПАВ,
обладающих более высокой поверхностной активностью. В последнее время опубликовано
множество работ, посвященных синтезу и испытаниям новых ПАВ. Например, в работе [6]
обсуждается использование димерных анионных ПАВ обладающих высокой
эффективностью, за счет низких значений критической концентрации мицеллообразования,
возможности достижения ультранизких межфазных натяжений на границе с нефтью и водой
и более высокой солюбилизирующей способностью. Другим важным направлением
совершенствования составов МР является изучение мицеллообразования смесей ПАВ,
позволяющих изменять в широких пределах свойства разрабатываемых составов.

Список использованных источников:

1. Р.Х. Муслимов. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее: учебное пособие.
– Казань: Изд-во «Фəн» Академии наук РТ, 2014. – C. 36-37.
33
2. Максимов В.М. Научная статья на тему «О современном состоянии
нефтедобычи, коэффициенте извлечения нефти и методах увеличения нефтеотдачи», 2011.
3. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учебник для
вузов. – М.: Недра, 1990. - C. 135-136.
4. Liu S, Zhang DL, Yan W, Puerto M, Hirasaki GJ, Miller CA. Favorable attributes of
ASP flooding. Soc Pet Eng J 2008;13 (1): p. 5-16.
5.Manrique E, Thomas C, Ravikiran R, Izadi M, Lantz M, Romero J, et al. EOR: current
status and opportunities. SPE Paper 130113 presented at the 2010 SPE Improved Oil Recovery
Symposium. Tulsa, Oklahoma, U. S.A., 24-28 April. Society of Petroleum Engineers; 2010. p. 1-
21.
6. Холмберг, К. Поверхностно-активные вещества и полимеры в водных растворах /
К. Холмберг, Б. Иёнссон, Б. Кронберг, Б. Линдман; пер. с англ. — М.: БИНОМ.
Лабораториязнаний, 2007 — 528 с.

УДК 622.24
ГЛУШЕНИЕ - КАК ОСНОВОПОЛОГАЮЩИЙ ЭТАП КАПИТАЛЬНОГО
РЕМОНТА СКВАЖИН
М.Ю.Вожакин, Г.К.Чуктуров
(Уфимский государственный нефтяной технический университет)

Аннотация. Вопросом публикации является капитальный ремонт скважин, в

частности глушение, как наиболее фундаментальный и важный этап. В этой статье мы
рассмотрим проблемы, возникающие при глушении газовых и газоконденсатных
месторождений на примере Уренгойского месторождения, а также рассмотрим
блокирующую композицию.
Ключевые слова: глушение, скважина, газовый конденсат, жидкость, вязкость,
образование.

UDC 622.24
JAMMING - AS THE FUNDAMENTAL STAGE
OF THE CAPITAL REPAIR OF WELLS
M. Yu.Vogakin,G. K. Chukturov
(FSBEI of HE USPTU)

Abstract. The subject of this publication deals with the overhaul of wells, in particular
silencing, as the most fundamental and important stage. In this article, we will consider the
problems that arise when killing gas and gas condensate fields on the example of Urengoy field, аnd
also consider blocking composition.
Keywords: Jamming, well, gas condensate, liquid, viscosity, formation.

Чтобы удержать существующий уровень добычи необходимо проведение сложного

капитального ремонта скважин. Рассмотрим этот процесс на примере Уренгойского
нефтегазоконденсатного месторождения.
В большинстве случаев ремонт скважины включает в себя следующие этапы:
1. Передислокация и расстановка бригадного оборудования - 10,3%;
2. Глушение скважины - 2,3%;
3. Извлечение подземного оборудования - 18,5%;
4. Комплекс работ по исследованию тех.состояния скважины - 9,5%;
5. Ремонтно-изоляционные работы - 8,9%;
6. Спуск подземного оборудования - 8,9%;
7. Освоение, вывод скважины на режим и запуск в технологию - 47,5%
34
Нами проанализированы проведённые технологические операции за последние пять
лет и сделан вывод, что глушение и, напрямую связанное с ним освоение, занимают
значительную часть времени при производстве работ по ремонту скважины.
При глушении газоконденсатных и нефтяных скважин Уренгойского месторождения с
АНПД используется способ глушения скважины без блокирования продуктивного пласта.
При глушении газовых и газоконденсатных скважин Уренгойского месторождения с АНПД
используется способ глушения скважины с временным блокированием продуктивного
пласта. Временное блокирование продуктивного пласта включает закачку определённого
объема блокирующей жидкости в интервал продуктивного пласта и последующую продавку
этой жидкости в пласт с целью создания временного блокирующего экрана. Оставшийся
объем скважины заполняется технологической жидкостью.
Существует несколько технологий применения блокирующей жидкости:
- технология ООО «НПП «РосТЭКтехнологии» с использованием блокирующего
состава на основе НТЖ-3М, РГС-100 и др.;
- технология ООО «Газпром подземремонт Уренгой» Уренгойского УИРС:
1) с использованием различных рецептур БР-ВВ (блокирующих составов высокой
вязкости);
2) насыщение жидкости глушения кольматантами (вермикулитом или мелом).
Технологические жидкости, которые применяют в ООО «Газпром подземремонт
Уренгой» по объективным причинам создают превышение гидростатического давления над
пластовым в 4-5 раз. Отсюда и начинаются все сложности: поглощение ЖГ; отсутствие
циркуляции, уплотнение фильтрационной корки [1,2].

Таблица 1 – Успешность проведения глушения скважин

Кол-во скв/операций
Всего Успешность без
Общая
№ Категория технологи Ликвидация учёта
Год Первичное Повторные успешность,
п/п скважин ческих поглощений ликвидации
%
операций глушение ЖГ
глушения поглощения, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9
2008 58 36 15 7 76,9 82
2009 43 28 11 4 87,5 90
1 Газовые 2010 47 32 6 9 75,9 80,1
2011 51 42 7 2 84 86
2012 47 38 7 2 81,6 95,9
ИТОГО: 246 176 46 24 81,18 86,74
2008 6 6 - - 100 100
2009 6 4 2 - 100 100
Газоконденсат
2 2010 23 14 5 4 77,7 96
ные
2011 13 12 - 1 92 92
2012 13 9 3 1 76,9 100
ИТОГО 61 45 10 6 89,32 97,6

При обработке и анализе операций по глушению скважин УНГКМ за последние пять

лет прослеживается тенденция улучшения успешности технологических операций по
глушению на газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах. Но заметно, что больше
всего сложностей возникают на газовых скважинах (таблица 1).
Причиной поглощения блокирующих составов и рабочих жидкостей при глушении
скважин являются:

35
 неудовлетворительное состоянии цементного камня за эксплуатационной
колонной и наличии заколонных перетоков;
 отсутствие информации или неверные данные о состоянии цементного камня
за эксплуатационной колонной и наличии заколонных перетоков
 отсутствие или неверные данные о техническом состоянии скважины и колонн
 высокий коэффициент пористости, и раздренированность продуктивных
пластов
В связи с уменьшением пластового давления и большой раздренированностью ПЗП
необходима разработка новых рецептур многокомпонентных блокирующих составов с более
высокими блокирующими качествами а также с минимальным удельным весом,
обеспечивающих минимальное репрессивное воздействие на ПЗП и позволяющих
использовать прежние блокирующие составы [4,5,6,7].
Необходимо совершенствование технического обеспечения при производстве работ
по глушению скважин, позволяющее максимально продуктивно использовать
применяющиеся технологии и жидкости глушения [7,8].
Именно качественное выполнение ремонта скважин и вывод их на максимально
продолжительный межремонтный период, является приоритетным, а поскольку этап
глушения напрямую влияет на дальнейшую продолжительность ремонта, состояние
продуктивного пласта и дальнейшую, послеремонтную работоспособность скважины,
необходимо продолжать аналитическую и исследовательскую работу в данном направлении.

Список использованных источников

1. Ограничение притока воды в скважинах / Петров Н.А., Кореняко А.В., Янгиров
Ф.Н., Есипенко А.И. // Под редакцией профессора Г.В. Конесева. - Санкт-Петербург: ООО
«Недра», 2005. – 127с.
2. Нефтегазовое дело / Агзамов Ф.А., Акбулатов Т.О., Исмаков Р.А., Комлева
С.Ф., Конесев Г.В., Левинсон Л.М., Попов А.Н., Сакаев Р.М., Санников Р.Х., Соловьев А.Я.,
Трушкин Б.Н., Чуктуров Г.К., Янгиров Ф.Н.- В 6 томах: учебное пособие / Санкт-Петербург,
2012. Том 2 Бурение нефтяных и газовых скважин.
3. Исследование поверхностно-активных веществ, применяемых при бурении
скважин / Янгиров Ф.Н., Яхин А.Р., Дихтярь Т.Д., Логинова М.Е., Чудновская А.В., Шмагель
М.А. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. № 1 (111).
С. 61-68.
4. Патент на изобретение RUS 2271378 06.01.2004Реагент комплексного действия
для технологических жидкостей, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин
[Электронный ресурс] / Валитов Р.А., Конесев Г.В., Докичев В.А., Мулюков Р.А., Юнусов
М.С., Исмаков Р.А., Ежов М.Б., Янгиров Ф.Н., Соловьев А.Я., Байбулатова Н.З., Конесев
С.Г., Шакиров Р.Р., Полякова Р.К., Алимбеков Р.И., Конесев В.Г., Власова Л.И.
5. Патент на изобретение RUS 2260112 18.05.2004 Жидкость для глушения
скважин [Электронный ресурс] / Исмаков Р.А., Ахметов А.А., Дудов А.Н., Конесев Г.В.,
Докичев В.А., Киряков Г.А., Мулюков Р.А., Янгиров Ф.Н., Юнусов М.С., Биглова Р.З.,
Байбулатова Н.З., Петров Д.В., Соловьев А.Я., Конесев В.Г., Докичев Т.В.
6. Патент на изобретение RUS 2262587 15.06.2004 Жидкость для глушения
скважин [Электронный ресурс] / Дудов А.Н., Ахметов А.А., Валитов Р.А., Конесев Г.В.,
Докичев В.А., Киряков Г.А., Мулюков Р.А., Янгиров Ф.Н., Юнусов М.С., Конесев В.Г.,
Петров Д.В., Соловьев А.Я., Греков А.Н., Полякова Р.К., Яцынич Е.А.
7. Патент на изобретение RUS 2262589 17.06.2004 Жидкость для глушения
скважин [Электронный ресурс] / Ахметов А.А., Дудов А.Н., Валитов Р.А., Конесев Г.В.,
Докичев В.А., Киряков Г.А., Мулюков Р.А., Янгиров Ф.Н., Юнусов М.С., Биглова Р.З.,
Петров Д.В., Соловьев А.Я., Греков А.Н., Полякова Р.К., Талипов Р.Ф.

36
8. Чудновская А.В., Дихтярь Т.Д., Янгиров Ф.Н. / Исследование устойчивости
инвертных эмульсий на основе растительных масел // Повышение качества строительства
скважин II Международная научно-техническая конференция, посвященная памяти
Мавлютова М.Р. Сборник научных трудов. 2010. С. 259-261.

УДК 622.276
АНАЛИЗ И РЕШЕНИЕ НЕДОСТАТКОВ ДЕЙСТВУЮЩИХ СХЕМ СБОРА И
ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
СУГМУТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ»
Н. А. Ворсина Э. М., Шарафутдинов
(Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском)

Аннотация. В данной статье представлен анализ существующих схем сбора и

подготовки нефти, выявлены технологические недостатки, предложено их непосредственное
решение, а также его обоснование относительно организации системы внутрипромыслового
сбора, подготовки и учета продукции на территории Сугмутского месторождения. Приведена
информация по наименованию технического оборудования, используемого на данном
объекте разработки, его рабочие параметры и узлы.
Ключевые слова: сепаратор, нефть, газ, металлоемкость, скважина

UDC 622.276
DISADVANTAGES ANALYSIS AND ITS SOLUTION OF FUNCTIONING WELL
PRODUCTS COLLECTION AND PREPARATION SCHEMES ON SUGMUTSKIY FIELD
«GAZPROMNEFT» LTD.
N. A. Vorsina E. M., Sharafutdinov
(Branch of «Ufa State Petroleum Technological University»
in the City of Oktyabrsky)

Abstract. In this article analysis of functioning well products collection and preparation
schemes is introduced, also technological disadvantages are identified, its solution is proposed and
its basis concerning infield products collection, preparation and counting system organization is
suggested. The denomination information of technical equipment that is used in the producing
object and its working parameters and units are provided.
Keywords: separator, oil, gas, metal consumption, well

На территории Сугмутского месторождения в качестве технологической системы

сбора и подготовки скважинной продукции осуществляется применение высоконапорной
однотрубной системы, позволяющей прекратить сооружение участковых пунктов сбора, а
также перенести мероприятия по сепарации нефти на центральные пункты сбора [1]. В
результате достигается возможность использования максимальной концентрации
технологического оборудования, увеличение и централизация пунктов сбора [2].
Впоследствии уменьшается металлоемкость нефтегазосборной системы трубопроводов,
наиболее полно вовлекается в работу естественная пластовая энергия и отпадает
необходимость в сооружении насосных и компрессорных станций на территории промысла,
а также становится возможным увеличение числа ступеней сепарации и обеспечить
утилизацию попутного нефтяного газа с начального этапа разработки месторождений [3].
Согласно анализу работы применяемой технологической схемы было выявлено, что
недостатком системы является то, что по причине высокого объемного газового фактора в
смеси (достигает 90%) в нефтегазосборном трубопроводе происходят существенные
пульсации давления, а также массовый расход жидкости и газа. Это понижает надежность
37
трубопроводов, становится причиной их разрушения по причине значительного количества
циклов нагружения и разгрузки металла труб и крайне негативно влияет на работу
сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры [4].
Для разрешения данной проблемы институтом «Гипровостокнефть»
(г. Самара) спроектирована напорная система сбора нефти и газа, целью которой
является наибольшее укрупнение и централизация объектов разделения продукции скважин
и подготовки нефти и газа к дальнейшему магистральному транспорту именно в условиях
отсутствия высоких показателей давлений на устье скважин при данных пластовых
давлениях. Данная система нефте- и газосбора использует однотрубный метод
транспортировки нефти и газа до участковых сепарационных установок, которые могут
располагаться на расстоянии до 7 км от скважин, а также транспорт газонасыщенных
однофазных нефтей до ЦСП на расстояние до 100 км и более [5].
Кроме того, разработанной системой предусматривается использование энергии
пласта или напора, создаваемого насосами глубинного типа, для транспортирования газа,
полученного на первой ступени сепарации на значительные расстояния без использования
компрессоров. Устьевое давление скважин поддерживается в пределах 1.0 - 1.5 МПа.
Продукция добывающих нефтяных скважин следует до групповых замерных установок
(АГЗУ), где осуществляется периодический замер дебитов скважин [6]. Далее эта продукция
по одному трубопроводу поступает в сепараторы первой ступени, которые сгруппированы на
участковых сепарационных пунктах. После процесса сепарации первой ступени в условиях
давления от 0.5 до 0.6 МПа газ посредством давления в сепараторе следует к потребителям, а
нефть с остатком растворенного в нем газа – на центральный сборный пункт [7]. На данном
пункте осуществляются конечная сепарация нефти и газа, подготовка нефти к выдаче
потребителю, переработка газа всех ступеней сепарации и подготовка сточных вод к закачке
в пласты [8].
Подводя итог данной статьи, мы приходим к следующему выводу: высоконапорная
однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими
пластовыми давлениями и требует особого внимания к выбору режимов перекачки,
обеспечивающих малые потери напора и малые пульсации давления [9].
В случае, когда пластовые давления не обеспечивают высоких значений устьевых
давлений на скважинах (как в условиях разработки данного месторождения), то
рациональным является использование приведенной ранее напорной системы сбора нефти и
газа, которая учитывает данный недостаток и служит решением поставленной проблемы.

Список использованных источников

1. Геологическая зональность и условия формирования Сугмутского месторождения
нефти [Текст] / АО Геоинформмарк. Сер. Геология – М.: – 1994. – 90с.
2. Сафин, С.Г. Особенности геологического строения и разработки Сугмутского
месторождения [Текст]: учебник / С.Г.Сафин – М.: Нефтепромысловое дело. – 2000. – 88с.
3. Гильманова Я.Р., Фаттахов И.Г., Степанова Р.Р., Кадыров Р.Р. Технико-
экономическая эффективность применения кремнийорганического продукта для
ограничения притока воды // В сборнике: Материалы Всероссийской 41-й научно-
технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов в 2-х томах.
Министерство образования и науки РФ; ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной
технический университет, филиал в Октябрьском. –2014. – С. 36-40.
4. Фаттахов И.Г., Степанова Р.Р., Грезина О.А., Герасимова А.В. Методы оценки
текущего энергетического состояния пласта, определения профиля притока, техсостояния
колонны [Текст] / И.Г. Фаттахов, Р.Р. Степанова, О.А. Грезина, А.В. Герасимова. // Научное
обозрение. – 2014. – № 8-1. – С. 76-88.
5. Нафикова Р.А., Баязитова Л.Р. Реконструкция ДНС "Стаханово" для повышения
эффективности сбора и транспорта нефти в НГДУ "Туймазанефть" // В сборнике: Сборник
38
научных трудов 43-й Международной научно-технической конференции молодых ученых,
аспирантов и студентов, посвященной 60-летию филиала УГНТУ в г. Октябрьском
Материалы в 2-х томах. – 2016. – С. 222-228.
6. Самигуллина Л.З. Межотраслевая полисемия в терминосистемах (на материале
терминосистем нефтегазового дела и строительства) / Л.З. Самигуллина, Э.Ф. Самигуллина //
Филологические науки. Вопросы теории и практики. – 2017. – № 4-2 (70). – С. 155-158.
7. Samigullina L. Z. Some Aspects if Cognitive and Ideographic Characteristics as a Means
if Professional Terminological System Description // European Research Studies. – 2015. – Т. 18. –
№. 4. – С. 197-210
8. Галлямов И.И., Кулешова Л.С. Программа работ по диагностированию запорной
арматуры нефтегазопроводов // В сборнике: Методы и средства технической диагностики.
Сборник научных статей. Йошкар-Ола. – 2006. – С. 141-144.
9. Фаттахов И.Г., Кулешова Л.С., Мусин А.И. О методе экспресс-обработки
неограниченного массива непрерывно поступающих промысловых данных //
Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2009. – № 3. – С.
26-28.

УДК 622.276
ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ СКВАЖИН
ФЕДОРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Н.А. Ворсина, Г.Ф. Шамсутдинова
(Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском)

Аннотация. На сегодняшний день современное нефтегазодобывающее управление

(НГДУ) располагает хозяйством разного вида, например: многочисленные сооружения
основного производственного назначения, обеспечивающие добычу, сбор и подготовку
нефти к транспортированию, сбор, очистку и утилизацию нефтяного газа, подготовку к
закачке в пласт пластовых, сточных и пресных вод, а также вспомогательные сооружения и
службы: энергохозяйство, связь, механические мастерские, транспорт и т.д. Выбор системы
сбора зависит от площади и конфигурации месторождения, числа продуктивных пластов и
их характеристик, числа скважин и их расположения на месторождении, а также принятой
технологии обработки добываемой продукции.
Ключевые слова: система промыслового сбора, замерная установка, дожимная
насосная станция, количество нефти, объем закачки.

UDC 622.276
REQUIREMENTS TO THE OIL COLLECTION AND TREATMENT SYSTEM OF
FEDOROVSKOYE FIELD WELLS
N.A. Vorsina, G. F. Shamsutdinova
(Branch of «Ufa State Petroleum Technological University»
in the City of Oktyabrsky)

Abstract. Today, the modern oil and gas extraction management includes farming of
different types, for example: numerous structures of the main production purpose, that the
production, collection and preparation of oil for transport, collection, treatment and disposal of
petroleum gas, preparation for injection into the reservoir formation, wastewater, and freshwater, as
well as supporting facilities and service: electrical, communication, mechanical workshops,
transport, etc.The choice of collection system depends on the size and configuration of fields,
number of productive strata and their characteristics, number of wells and their location on the field,
as well as the accepted technology of processing of the produced product.

39
Keywords: system of the commercial collection, metering, booster pump station, the amount
of oil, the volume of injection.

Обеспечение бесперебойной работы НГДУ для выполнения планов добычи нефти и газа за
определенный период является основной целью, для выполнения которой необходимо,
чтобы сложный комплекс сооружений и служб соответствовал современному уровню
развития техники, технологии сбора и подготовки нефти, газа и воды к транспортированию
их [1]. Система промыслового сбора (СПС) и транспортирования нефти, газа и воды – это
разветвленная смесь трубопроводов, проложенных на площадях месторождений подземно,
надземно, подводно или наводно. Бурение скважин планируется в основном на обустроенной
части месторождения.
Для разных по площади месторождений сеть трубопроводов бывает различной [2].
Так, например, на Федоровском месторождении Западной Сибири реализована однотрубная
герметизированная система сбора.
Продукция скважин подустьевым давлением подается на групповые замерные
установки (ЗУ), где осуществляется замер дебита скважин пожидкости, определяются масса
нефти, объем газа, поступает на дожимную насосную станцию (ДНС) [3].
Наместорождениивосновномпринятатехнологиясепарациисприменениемвходногосепаратора
всоответствиисРД39-1048070-320 88 «Руководство по применению технологии сепарации
нефти на месторождениях с подгазовыми зонами»[4].
Технология предназначена для сепарации нефти с газовым фактором до 1500м3/сут на
первой ступени ДНС и КСП и очистки газаоткапельной нефти до содержания неболее
0.1г/м3. Предварительная подготовка продукции скважин Федоровского месторождения
производится на одиннадцати ДНС.
Загрузка ДНС и УПСВ на дату анализа вцелом по месторождению составляет 93% от
установленных мощностей. Максимально загружены ДНС-9 на 114%, ДНС-
7на110%.УстановленныхмощностейнаоставшихсядевятиДНСдостаточнодляприемаиобработ
кипродукциискважин. Для обеспечения предварительной подготовки продукции скважин
необходимо увеличение мощностей ДНС до максимального объема добычи жидкости
554.0тыс.м3/сут планируемого в 2023году.
СДНС частично обводненная нефть для товарной подготовки всоответствии с требованиям
ГОСТР51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» подается на Федоровский
Центральный пункт сбора и подготовки нефти (ЦППН) производительностью 16.5млн. т/год.
С Федоровского ЦППН нефть поступает на Федоровскую КСУ и далее в систему
магистральных нефтепроводов. Газутилизируется компрессорными станциямина ГПЗ,
СГРЭС-1,2 и, частично, используется на собственные нужды. Уровень использования
попутного нефтяного газа на расчетный период достигает 95%. Вода, отделившаяся в
отстойниках, электродегидраторах и технологических резервуарах, проходит подготовку в
очистных резервуарах и откачивается на КНС [4].
Для учета количества нефти, добываемой на месторождении,на площадках ДНС
установлены оперативные узлы учета [5-7], включающие в себя рабочие и резервные
расходомеры, приборы контроля температуры, плотности, содержания воды и газа в
жидкости и т.д. в соответствии с ГОСТР8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из
недр нефти и нефтяного газа». По состоянию на расчетный период
длязакачкиводынаместорожденииработаетдвадцатьКНС, оснащенных 136 насосами типа
ЦНС, из которых в работе 72 насоса, в резерве 59 насосов, пять в ремонте. Показатели
работы кустовых насосных станций приведены в таблице 1.Для учета объемов закачки воды
весь фонд нагнетательных скважин оборудован расходомерами типа СВУ-25 и СВУ-50. На
КНС установлены расходомеры типа УРСВ и СВУ-200.

40
Таблица 1 Показатели работы кустовых насосных станций

Насосы, шт Производительность КНС, м3/сут

количество в
КНС,
коэффициент
сква- Тип насоса факт на

резерве
работе
проект использован
жина конец года
ия

1A ЦНС630х1485 5 4 102000.0 83547.484 0.82

2 ЦНС180х1422 0 2 2866.677
ЦНС630х1485 2 1 31261.194
Итого КНС-2 2 3 1 34127.871 0.88
4 ЦНС180х1422 4 4 31200.0 30080.871 0.96
5 ЦНС180х1422 5 1 31200.0 21622.903 0.69
6 ЦНС300х1540 4 3 51600.0 45387.452 0.88
7 ЦНС240х1525 2 2 7851.516
ЦНС630х1485 3 1 50200.581
Итого КНС-7 5 3 0 58052.097 0.90
8 ЦНС300х1540 4 5 77400.0 45572.387 0.59
9 ЦНС240х1300 3 2 26000.0 22046.968 0.85
10 ЦНС240х1525 1 2 15600.0 7917.452 0.51
11 ЦНС240х1525 5 3 41600.0 29617.290 0.71
12 ЦНС180х1422 3 1 15600.0 12696.419 0.81
13 ЦНС180х1422 3 4 31200.0 18684.742 0.60
14 ЦНС240х1525 4 5 46800.0 34794.226 0.74
15 ЦНС180х1422 3 1 15600.0 12896.871 0.83
16 ЦНС180х1422 1 1 3085.774
SULZER 1 0 4913.968
Итого КНС-16 2 1 15600.0 7999.742 0.51
17 ЦНС180х1900 2 0 7528.097
ЦНС180x1422 1 1 6350.032
Итого КНС-17 3 1 15600.0 13878.129 0.89
17A ЦНС180х1422 4 8 42900.0 30552.484 0.71
18 ЦНС180х1422 3 1 15600.0 14288.258 0.92
19 ЦНС180x1422 5 4 35100.0 23037.806 0.66
20 ЦНС180х1422 4 3 31200.0 25432.484 0.82
ВСЕГО по КНС 72 59 745400.0 572233.935 0.77
- проектная производительность всех насосных агрегатов КНС с
учетомрезервасоставляет745.4тыс.м3/сут(272.1млн.м3/год);
Анализ показателей работы насосного оборудования КНС показал:

-среднеедавлениенавыкиденасосныхагрегатов–12.4МПа;
-среднеедавлениенаприёменасосныхагрегатов–0.31МПа;
-коэффициентэксплуатациинасосногооборудования –0.5;
- коэффициенттехнического использования насосных агрегатов–0.77.
Дляобеспечениямаксимальногообъемазакачкиводы229.449млн.м3/годпланируемого в
2018году, достаточно установленного на КНС насосного оборудования.
Таким образом, требованияксистемесбораиподготовкинефтискважин с каждым днем
становится все строже и строже. Это обусловлено тем, что на рынке стоимость готовой по
ГОСТ товарной нефти зависит от качества подготовки к продаже данного сырья
углеводорода. Следовательно, возрастает потребность улучшить систему сбора и подготовки
продукции скважин, что обуславливает индивидуальный подход при разработке проектов
обустройства месторождений.

Список использованной литературы

41
1. Лутошкин, Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды [Текст]: учебник / Г.С.
Лутошкин. – Изд. 3-е. стер. Перепечатка со 2-го изд. 1979 г. – М.: Альянс, 2016. – 319 с.
2. Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти [Текст]: учебное пособие / И.Т.
Мищенко. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 816
с.
3. Коротаев, Ю.П. Добыча, транспорт и подземное хранение газа [Текст]: учебник /
Ю.П. Коротаев, А.И. Ширковский. – М.: Недра, 1984. – 487 с.
4. Справочник по добыче нефти [Текст] / под ред. К.Р. Уразакова. – СПб.: Недра,
2006. – 448 с.: ил.
5. Муравьёв, В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин [Текст]: учебник/ В.М.
Муравьев. – М.: Недра, 1973. – 384 с.
6. Эволюция методов борьбы с отложениями парафина на Туймазинском
месторождении [Текст] / И.Г. Фаттахов, А.Х. Габзалилова, В.Р. Зайлалова, А.Н.
Миннивалеев, К.Ю. Горынцева, Р.Г. Маркова // Фундаментальные исследования. – 2015. – №
2-25. – С. 5573-5576.
7. Гарифуллина, З.А. Подход к построению системы управления по целям на буровых
предприятиях [Текст] / З.А. Гарифуллина, А.Х. Габзалилова // Строительство нефтяных и
газовых скважин на суше и море. – 2014. – № 3. – С. 40-45.

УДК 622.625.28
СНИЖЕНИЕ ЭНЕРГОЗАТРАТ НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ОБЪЕКТАХ
ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЭНЕРГИИ
К.Ф. Габдрахманова , Г.Р. Измайлова
(Филиал ФГБОУ ВО «Уфимского государственного технического нефтяного
университета» в г. Октябрьском)

Аннотация. В работе проведено теоретическое исследование использования

геотермальных ресурсов: тепловой энергии Земли в промышленных целях, проанализирован
существующий опыт использования геотермальной энергии в России и за рубежом.
Предлагается использовать фонд законсервированных скважин в качестве источников
геотермальной энергии для снижения энергетических затрат и негативного воздействия на
окружающую среду в России.
Ключевые слова: геотермальная энергия, потенциал геотермальной энергии,
законсервированные скважины, тепло- и электроснабжение, геотермальная станция,
экономический эффект.

UDC 622.625.28
REDUCTION IN ENERGY CONSUMPTION FOR OIL PRODUCTION
FACILITIES USING GEOTHERMAL ENERGY
K.F.Gabdrahmanova, G.R.Izmailova
(Branch of Ufa State Petroleum Technological University in the City of Oktyabrsky)

Abstract. In this paper, a theoretical study of the use of geothermal resources: land use of
thermal energy for industrial purposes, analyzed the existing experience in the use of geothermal
energy in Russia and abroad. Based on the analysis of publications on this issue are encouraged to
use the fund abandoned wells as geothermal energy to reduce energy costs and the negative impact
on the environment in Russia.
Keywords: geothermal energy, potential of geothermal energy, abandoned wells , electricity
and heating , geothermal station , the economic effect .

42
Введение. Одним из перспективных направлений в области возобновляемых
источников энергии (ВИЭ) является геотермальная энергия, так как ее запасы имеются
практически по всей планете и они постоянны и удобны для использования в отличие от
солнечной и ветровой энергии, которые отличаются прерывистым характером поступления.
Цель работы. Анализ возможности и целесообразности извлечения и использования
геотермальной энергии из законсервированных скважин нефтяных и газовых
месторождений.
Материал и результаты исследований. Для месторождений, находящихся на поздней
стадии разработки, важной проблемой является – повышение энергоэффективности и охраны
окружающей среды. Решить такие глобальные задачи можно только сообща, объединяя
усилия бизнеса, государства и науки (научно-технических центров, научно-
исследовательских институтов и вузов).
Анализ литературных данных позволил сделать следующие выводы: проблемы и
способы снижения энергетических затрат на нефтедобывающих объектах исследуются и
решаются двумя основными способами:
1) автоматизация технологических процессов на объектах добычи нефти и
регулирование режима добычи, а также усовершенствование технических характеристик
используемых двигателей, насосов и других технических узлов [1, 2];
2) использование малых, в том числе мобильных электростанций или электростанций
малой мощности работающих на разных видах топлива: попутный нефтяной газ (ПНГ),
природный газ, нефть, мазут, дизельное топливо [2, 3].
Перечисленные методы не позволяют эффективно решить проблему, так как они лишь
переводят затраты ресурсов из одной статьи в другую и являются экологически
небезопасными, т.к. влекут за собой загрязнение ОС посредством выбросов в атмосферу от
сжигания топлива, образования немалого объема отходов и сточных вод, требующих
обезвреживания и утилизации. Рассмотрев данную проблему, мы предлагаем следующее
решение: использовать имеющийся на месторождении фонд скважин, заброшенных,
неэксплуатируемых или законсервированных в качестве источников геотермальной энергии.
Интересно, что в других странах, например в Китае [4] и США [5], исследователи уже
несколько лет занимаются решением этой задачи. Можно предположить, что это связано с
тем, что таким образом можно значительно снизить затраты на разведку, строительство и
обустройство скважин. Следует отметить тот факт, что в мире есть несколько геотермальных
станций, построенных в сейсмически неактивных регионах, где отсутствуют температурные
аномалии в геологических средах. Примером могут служить геотермальные станции в
Германии и Франции [6], которым на сегодняшний день уже более 20 лет они успешно
функционируют. Очень показателен опыт г.Кретей во Франции, где продуктивная наклонно
пробуренная скважина глубиной 1800 м с температурой на устье 77 °С, расходом - 270 м3,
давлением 0.6 МПа обеспечивает работу тепловой станции мощностью 10 МВт (8,6 Гкал/ч).
Более того во Франции на 2007 год эксплуатировалось 30 геотермальных систем
теплоснабжения и в результате было замещено 130 тыс.т у.т. (условного топлива) [7]. Для
геотермальных месторождений данного региона характерна высокая минерализация и
коррозионная активность теплоносителя, поэтому все трубопроводы и остальные
конструктивные детали выполнены из нержавеющей стали. Себестоимость тепловой
энергии, вырабатываемой на этих станциях составляет 35 евро/МВт·ч (1770 руб./Гкал).
В однородной толще горизонтально залегающих пород температура по вертикали
изменяется по закону [8]:
Т z   T0  Gz  z 0  , (1)
где T0 – температура нейтрального слоя (z0), G – геотермический градиент, К/м. В
зависимости от региона для России характерны геотермические градиенты 0,02-0,05 ºС/м.
Таким образом, на забое скважины в зависимости от глубины, температура может достигать
различных значений. Например, для Западно-Сибирского региона глубина скважин
43
начинается от 2000 м, температура на забое от 40 ºС соответственно. Ниже нейтрального
слоя температура постоянна по времени и возрастает с глубиной. Удельная мощность этого
потока для континентальной коры в среднем составляет 56 мВт/м2. Передача тепла в
горных породах осуществляется посредством теплопроводности. Характерное расстояние
теплопроводности можно оценить по формуле [9]
l t   at , (2)
где а – температуропроводность горных пород, t – время. Температуропроводность
горных пород мала, она меняется в пределах 10-7–10-6 м2/с . Например, характерное
расстояние при a = 1 мм2/с за 1 час составит 6 см, за 10 часов около 20см. Пользуясь такой
оценкой можно говорить, что за время t изменение температуры за счет процесса
теплопроводности произошло на расстояниях порядка l(t).
На основании литературных данных мы также сделали вывод о том, что потенциал
геотермальной энергии, заключенный в законсервированных скважинах месторождений
нашей страны, очень велик. Так, по данным НПЦ «Недра» на территории РФ только
геологоразведочных скважин на нефть и газ (скважин опорно-параметрического и поисково-
разведочного бурения) насчитывается более 130 000. По экспертным оценкам за период
разведки и эксплуатации недр глубоким бурением на нефть и газ было пробурено около 1
500 000 скважин, в том числе "геологоразведочных" (опорных, параметрических, поисковых,
разведочных) и эксплуатационных.
Вывод. В направлении применения ВИЭ и в том числе геотермальной энергии Россия
значительно отстает от развитых стран и поэтому проблема весьма актуальна и значима.
Предполагаемые результаты от реализации данной программы позволят распространить
разработанные технологии извлечения геотермальной энергии практически по территории
всей России, где имеются законсервированные нефтяные и газовые, а также возможно и
другие разведочные или поисковые скважины.

Список использованных источников

1. Николаев Н.М. ОАО «РИТЭК» - за экологическую безопасность. Журнал «Элита
Татарстана» / http://www.elitat.ru/index.php?rubrika =48&st=2114&type=3&lang=1. Дата
публикации 18.04.2012.
2. Евдокимов Я.Ю. Эксплуатация нефтяных скважин винтовыми насосами. - Труды
XIII Международного научного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и
молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» / http://past.tpu.ru/files/nu/ignd/sec11-
09.pdf.
3. Месторождения на заключительной стадии разработки. Пути решения проблемы
высоких энергозатрат. - “Oil@Gas Journal. Russia /
http://www.ogjrussia.com/science/mestorozhdeniya-na-zaklyuchitelnoy-stadii-razrabotki/ -
октябрь, 2013 г.
4. John W. Lund, Derek H. Freeston, Tonya L. Boyd. Direct utilization of geothermal
energy 2010 worldwide review / Geothermics, Vol.40, Is.3, September, 2011, P.159–180.
5. Wen-Long Cheng, Tong-Tong Li, Yong-Le Nian, Chang-Long Wang. Studies on
geothermal power generation using abandoned oil wells / Energy. Vol.59, №15, September, 2013,
P.248–254.
6. Бутузов В.А. Примеры реализованных проектов геотермального теплоснабжения в
Германии и Франции / http://www.rosteplo.ru/tech_stat/stat_shablon.php?id=2693.
7. Обследование и ликвидация экологически опасных скважин на нефть и газ
нераспределенного фонда недр, пробуренных за счет государственных средств
http://www.nedra.ru/rus/activity/terminate.php.
8. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Термометрия пластов с
многофазными потоками / Изд-во Башк. ун-та, Уфа, 1998. –115 с.

44
9. Рамазанов А.Ш. Температурное поле при одномерной нестационарной фильтрации
жидкости / В сб.: Физико - химическая гидродинамика. – Уфа, 1983, с. 122-127.

УДК 622.276
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕИЯ ГРП НА МАЛОБАЛЫКСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ
А.Х.Габзалилова, З.А Гарифуллина, Л.Р. Баязитова
(Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском)

Аннотация. Эффективность разработки Малобалыкского месторождения во многом

зависит от успешности геолого-технических мероприятий.За период с 2006 по 2016 гг
успешность проведения ГРП составила 60,%. Отклонения по штукам и дополнительной
добыче связано с низкой эффективностью ГРП, сильными темпами падения добычи нефти и
обводнением скважин, перераспределением кандидатов на другие месторождения общества.
Ключевые слова: ГРП, операция, успешность, добыча, ГТМ.

UDC 622.276
EFFICIENCY OF THE APPLICATION OF EMISSIONS AT THE SMALLBALYK
DEPOSIT
R.A. Nafikova , L.R. Bayazitova
(Branch of “Ufa State Petroleum Technological University”
in the City of Oktyabrsky)

Abstract. The effectiveness of the Malobalykskoye field development largely depends on

the success of geological and technical measures. For the period from 2006 to 2016, the success of
the hydraulic fracturing was 60,%. Variations in pieces and additional production are due to low
efficiency of hydraulic fracturing, strong rates of decline in oil production and watering of wells,
redistribution of candidates for other fields of the company.
Keywords: hydraulic fracturing, operation, success, production, GTM.

Добыча нефти от ГТМ за период 2006-2016 гг составила 60 % (Рис. 1)

Рис. 1 – Сравнительная динамика по годам общей и дополнительнойот ГТМ добычи

нефти

Одним из наиболее эффективных ГТМ является гидроразрыв пласта.За последние

десять лет, следует сделать вывод, что в период с 2006 по 2016 гг. проведено 48 операций
ГРП, из которых только на 29 скважинах операции ГРП прошли успешно. 60,4% изприрост
дополнительной добычи нефти соответствует либо выше планового показателя. Остальные
19 проведенных ГРП неуспешны в связи: с низким пластовым давлением, низкими

45
фильтрационно емкостными свойствами, неподтверждением характера насыщения,
развитием трещины в водонасыщенные пласты, кольматациейпризабойной зоны
пласта[4,5,6]. Тем не менее Юганскнефтегаз, в случае получения эффекта увеличения
нефтеотдачи после гидроразрыва пласта с учетом фильтрационных свойств, выполняет
рефрак (повторный ГРП). На рисунке изображена динамика показателей скважины после
проведения повторной операции на Ачимовском пласте[7,8,9,10].

Рис. 2 – Анализ проведенныхрефраков на Ач1-3

В период с 2008 по 2016 гг. на объекте Ач1-3 на 261 скважинах проведены повторные
ГРП (рефраки), из них 192 операции прошли успешно, что составляет 74% от всех
рефраков.Безуспешность остальных рефраков объясняется следующим образом: в 45
скважинах были неверные исходные данные для дизайна; в 24 скажинах не достигнуто
достаточного давления для разрыва[11, 12, 13,]. Средний прирост нефти составил 17,7 т/сут,
средняя обводненность – 58 %[14,15].
Гидравлический разрыв пласта остаётся на вершине востребованных методов
применения геолого-технических мероприятий, так как именно ГРП эффективно
прорабатывает призабойную зону пласта от кольматации[16,17]. Данная операция которая
может существенно не только повысить приток интенсификации нефти несмотря на
состояние эксплуатационного фонда с характерной изношенностью, но и снизить затраты на
бурение новых скважин и их эксплуатацию[18].

Список использованных источников

1. Габзалилова А.Х., Янтурин Р.А., Хузина Л.Б. Снижение коэффициентов
трения в горизонтальных скважинах с использованием скважинных вибраторов.
Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2012. № 5. С. 4-8.
2. Янтурин Р.А., Габзалилова А.Х., Янтурин А.Ш. О некоторых аспектах увеличения
длины эффективного бурения горизонтального интервала или бокового ответвления ствола
скважины. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2012. № 2. С. 28-
31.
3. Гарифуллина З.А., Дихтярь Т.Д., Степанова Р.Р. К вопросу о ключевых
особенностях управления буровыми предприятиями. Международное научное издание
Современные фундаментальные и прикладные исследования. 2014. № 1 (12). С. 127-133.
4. Хламушкин И.К., Гарифуллина З.А., Габзалилова А.Х., Хуснутдинова Р.Р. К
вопросу о расчете прироста добычи нефти от осуществления мероприятий по
46
интенсификации.Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014.
№ 1 (95). С. 21-25
5.Kuleshova, L.S.
Оntheaspectsofapplicationofliquidthermalinsulationforpreventingwellheadequipmentfromfreezing[
Text] / L.S. Kuleshova, A.I. Khakimova, R.R. Kadyrov// Современные технологии в
нефтегазовом деле – 2016: сборник трудов международной научно-технической
конференции, посвященной 60-летию филиала УГНТУ в г. Октябрьском: в 2-х т. / отв. ред.
В.Ш. Мухаметшин. – Уфа: Изд-воУГНТУ, 2016. – Т. 1. – С. 260-264.
6. Kuleshova, L.S. The investigation of non-stationary water-flood using statistical
approaches [Text] / L.S. Kuleshova, I.G. Fattakhov, R.R. Kadyrov // European Science and
Technology: materials digest of the international research and practice conference / a team of
authors. – Wiesbaden: BildungszentrumRodnike, 2012. – Vol. I. – P. 182-186.
7. Fattakhov, I.G.The method of wellhead thermal insulation in injection wells [Electronic
resources] / I.G. Fattakhov, R.R. Kadyrov, L.S. Kuleshova // Electronic scientific journal “Oil and
Gas Business”. – 2012. – № 1. – P. 117-120. – Access mode: http://www.ogbus.ru.
8. Фаттахов, И.Г.Методы теплоизоляции устья нагнетательных скважин
[Электронный ресурс] / И.Г. Фаттахов, Р.Р. Кадыров, Л.С. Кулешова // Электронный
научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2012. – № 1. – С. 112-116. – Режим доступа:
http://www.ogbus.ru.
9. Фаттахов, И.Г.Вопрос макрорегулирования ограничения добычи воды на примере
циклического заводнения [Текст] / И.Г. Фаттахов, Л.С. Кулешова, И.Ф. Фарухшин //
Нефтепромысловое дело. – 2012. – № 3. – С. 28-30.
10. Кадыров, Р.Р. Применение электропрогрева для предупреждения замерзания устья
нагнетательных скважин [Текст] / Р.Р. Кадыров, И.Г. Фаттахов, Л.С. Кулешова //
Нефтепромысловое дело. – 2012. – № 4. – С. 32-35.
11. Кулешова, Л.С. Исследование модели установки по предупреждению замерзания
нагнетательных скважин путем передачи тепла грунта из зоны ниже границ примерзания
[Текст] / Л.С. Кулешова, Р.Р. Кадыров, И.Г. Фаттахов // Достижения и перспективы
естественных и технических наук: сборник материалов I Международной научно-
практической конференции / ред. кол. И.Б. Красина [и др.]. – Ставрополь: Центр научного
знания «Логос», 2012. – С. 210-213.
12. Кулешова, Л.С. Перспективы использования достижений в области
нанотехнологий в нефтегазовой отрасли народного хозяйства / Л.С. Кулешова, И.И.
Галлямов // Материалы 38-й научно-технической конференции молодых учёных, аспирантов
и студентов: в 3 т. / отв. ред. В.Ш. Мухаметшин. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. – Т. 3. – С.
187-191.
13. Пат. № 2408780 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/22. Способ изоляции вод и
интенсификации притока нефти в карбонатных пластах [Электронный ресурс] / Кадыров
Р.Р., Калмыков В.П., Кормишин Е.Г., Кулешова Л.С., Сахапова А.К., Фаттахов И.Г.;
патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – заявл. 16.02.10; опубл. 10.01.2011,
Бюл. № 1. – Режим доступа:http://www1.fips.ru/wps/portal/IPS_R
14.Ворсина, Н.А. Вопросы оценки эффективности проведения гидравлического
разрыва пласта [Текст] / Н.А. Ворсина, Р.А. Нафикова // Нефтегазовые технологии и новые
материалы. Проблемы и решения: сборник научных трудов / отв. ред. В.Е. Андреев. – Уфа:
Монография, 2016. – Вып. 5 (10). – С. 295-301.
15.Ворсина, Н.А. Опыт подготовки студентов по специальности «Разработка и
эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»[Текст] / Н.А. Ворсина // Современные
технологии подготовки кадров и повышения квалификации специалистов нефтегазового
производства: тезисы научно-практической конференции с международным участием
(Самара, 12-13мая 2016 г.) / отв. ред. В.К. Тян. – Самара: Изд-во СамГТУ, 2016. – С. 15.

47
16.Ворсина, Н.А. Вклад дисциплины «Основы нефтегазового дела» в подготовку
будущих специалистов нефтяной отрасли [Текст] / Н.А. Ворсина // Актуальные вопросы
инженерного образования – 2016: сборник научных трудов Международной научно-
методической конференции, посвященной 60-летию филиала УГНТУ в г. Октябрьском / отв.
ред. В.Ш. Мухаметшин. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. – С. 96-100.
17.Ворсина, Н.А. Основы методики оценки эффективности соляно-кислотной
обработки [Текст] / Н.А. Ворсина, И.В. Шокуров // Нефтегазовые технологии и новые
материалы. Проблемы и решения: сборник научных трудов / отв. ред. В.Е. Андреев. – Уфа:
Монография, 2016. – Вып. 5 (10). – С. 279-286.

УДК 622.276
ЭФФКТИВНОСТЬ ЗАВОДНЕНИЯ БАВЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
И.Ф. Габсабиров
(Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском, магистрант)
И.М.Бакиров
(ТатНИПИнефть, Заместитель директора по научной работе в области
разработки нефтяных месторождений и развития информационных технологий, д.т.н)

Аннотация. В данной статье рассматривается метод поддержания пластового

давления на кизеловском горизонте Бавлинского месторождения путем внутриконтурной
площадной системойзаводнения пластовой водой. При этом методе воду нагнетают в
нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности.
Ключевые слова: заводнение, призабойная зона, водонасыщение, внутриконтурная
система заводнения.

UDC 622.276
EFFICIENCY OF FILLING OF BAVLINSKY DEPOSIT
I.F.Gabsabirov
(Oktyabrsky branch of FSBEI HE USPTU, graduate student)
I.M.Bakirov
(TatNIPIneft, Deputy Director for Research in the Field of Oil Field Development and
Information Technology Development, DR-ING)

Abstract. In this article, a method is considered for maintaining reservoir pressure on the
Kizelov horizon of the Bavlinsky deposit by means of an in-line area flooding system with
formation water. In this method, water is injected into injection wells located within the oil-bearing
contour.
Keywords: waterflooding, bottomhole zone, water saturation, in-circuit flooding system.

Промысловая и опытно промышленная эксплуатация карбонатных отложений

нижнего карбона месторождений Татарстана показывает, что в результате отбора продукции
из залежи, в последней снижается пластовое давление. Это, в свою очередь, влечет за собой
уменьшение дебитов скважин, вначале постепенное, а затем значительное. Установлено, что
фильтрационно-емкостные свойства коллектора в районе добывающих скважин резко
изменяется при определенном критическом давлении[3].
При снижении пластового давления ниже критического, в коллекторе от призабойной
зоны вглубь залежи начинают происходить смыкания трещин, тем самым кратно уменьшая
дебит скважин, а то и полностью прекращая приток.
Ухудшение трещинной проницаемости имеет негативные последствия. Как правило,
этот процесс необратимый. Возникает необходимость восстановить или создать
искусственно сеть трещин, обеспечивающих равномерный приток[4,5,6].
48
Для поддержания пластового давления на кизеловском горизонте Бав-линского
месторождения проектом предлагается внутриконтурная площадная система заводнения
пластовой водой. При этом методе воду нагнетают в нагнетательные скважины,
расположенные внутри контура нефтеносности. Проектом предлагается равномерно
расположить кусты, с которых первой бурится вертикальная водозаборная скважина до
водонасыщенных девонских отложений. Затем бурятся 4 наклонно-направленные
нагнетательные скважины, которые осваиваются и вводятся под закачку с опережением
отбора. Бурение водозаборных и нагнетательных скважин с одного куста позволяет
сократить расходы на магистральные водоводы высокого давления и перекачивать воду без
ее охлаждения, т.е. использовать преимущества изотермического заводнения. Закачка
пластовой воды, как вытесняющего агента, должна быть чередующейся[2,6].
Компенсация отбора закачкой составляет 81%.
Закачку воды необходимо производить по колонне НКТ, имеющей защитное
покрытие, а межтрубное пространство заполнять нейтральной жидкостью.
Нефтепромысловое оборудование рекомендуется выполнять в антикоррозийном исполнении.
Закачка воды по кизеловскому горизонту ведется с 1985 года. До 1985 года
производилась в районе единичных скважин, поэтому процессом заводнения горизонт был
охвачен очень слабо. За весь период разработки закачано 8116,59 тыс.м 3 воды.
На 1.01.2017 года количество нагнетательных скважин составило 61 шт. Средняя
приемистость одной скважины составляет 45,78 м 3/сут.
На устье нагнетательных скважин поддерживается давление порядка 6,0-7,0 МПа.
Как показывает анализ графика разработки кизеловского горизонта Бавлинского
месторождения за период с 2010 г. по 2017 г., максимальный объем закачки наблюдается в
2017 году и составляет 575,59 тыс.м3, минимальный объем закачки наблюдается в 2014 году
и составляет 161,108 тыс.м3. Большие объемы закачки связаны с необходимостью
поддержания пластового давления и вводом в разработку новых нагнетательных скважин и,
тем самым, ростом фонда нагнетательных скважин, а также совершенствованием системы
разработки.

Список использованных источников

1. Владимиров, И.В. Применение нестационарногозаводнения в однородном по
проницаемости коллекторе, насыщенном высоковязкой нефтью [Текст] / И.В. Владимиров,
Э.М. Велиев, Э.М. Альмухаметова / Энергоэффективность. Проблемы и решения: материалы
XIV Международной научно-практической конференции (Уфа, 23 октября 2014 г.) /
коллектив авторов. – Уфа: Изд-во ГУП «ИПТЭР»: Изд-во ГАНУ ИНТНМ РБ, 2014. – С. 50-
52.
2. Теоретическое исследование применения нестационарного заводнения в различных
геолого-технологических условиях разработки залежей высоковязкой нефти [Текст] / И.В.
Владимиров, Э.М. Альмухаметова, Р.Р. Варисова, Н.Х. Габдрахманов, Э.М. Велиев //
Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. − № 3 (97). – С.
33-44..
3. Гомзиков, В.К. Исследование влияния основных геологических и технологических
факторов на конечнуюнефтеотдачу пластов при водонапорном режиме [Текст] / В.К.
Гомзиков, Н.А. Молотова, А.А. Румянцева // ВНИИ: труды. – М., 1976. – Вып. 58. – С. 16-30.
4. Ефремов, Е.П. Влияние совместной разработки на нефтеотдачу многопластовых
объектов [Текст] / Е.П. Ефремов, А.Н. Янин, Э.М. Халимов // Нефтяное хозяйство. – 1981. –
№ 8. – С. 32-37. 3. Иванова, М.М. Динамика добычи нефти из залежей [Текст] / М.М.
Иванова. – М.: Недра, 1976.
5. Крейг, Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении [Текст]: пер. с англ.
/ Ф. Крейг. – М.: Недра, 1974.

49
6. Методы повышения нефтеотдачи пластов [Текст] / М.Ф. Свыщев [и др.] // Нефтяное
хозяйство. – 1979. – № 10. – С. 29-31. 6. Борисов, Ю.П. Особенности проектирования
разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности [Текст] / Ю.П. Борисов,
В.В. Вои- нов, З.К. Рябинина. – М.: Недра, 1976.

УДК 622.276
ПРИМЕНЕНИЕ ПГДА-М С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Гаврилов Д.И., Хромых Л.Н.
(Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего
образования «Самарский государственный технический университет»)

Аннотация. В данной статье рассматриваем применение метода ПГДА-М с целью

увеличения нефтеотдачи, его устройство и сущность. Выделяем область применения,
преимущества генератора перед другими МУН. Анализируем экономическую
эффективность, указываем рекомендации к применению. В конце делаем выводы по
проделанной работе.
Ключевые слова: программируемый генератор давления акустический -
многорежимный, нефтеотдача.

UDC 622.276
APPLICATION OF PGDA-M WITH PURPOSE OF INCREASE OF OIL-RELEASE
Gavrilov D.I., Khromykh L. N.
(Federal State Budget Educational Institution of Higher Education "Samara State Technical
University")

Abstract. In this article, we consider the application of the PGDA-M method to increase oil
recovery, its structure and essence. We distinguish the field of application, the advantages of the
generator in front of other EOR. We analyze the economic efficiency, indicate recommendations for
use. In the end, we draw conclusions on the work done.
Keywords: programmable acoustic pressure generator - multi-mode, oil recovery.

ПГДА-М является самым мощным генератором в России, имеющим наибольшую

массу топлива до 126 кг. Заряды состоят из баллиститного топлива, которое не детонирует
от ударов, не деформируется даже при нагреве до температуры + 90 оС. ПГДА-М
предназначен для применения глубинах до 5000 метров.

Рис. 1. Устройство ПГДА-М

Устройство спускается в скважину на геофизическом кабеле 2 и состоит из зарядов 1,

выполненных в виде отдельных шашек с центральным каналом 4, соединенных между
50
крышкой 9 и поддоном 10 с тросом 6. На наружной боковой поверхности зарядов 1
выполнены взаимно перпендикулярно продольные пазы 5, при их количестве кратном
четырем (кратность увеличивает площадь горения – оптимально 4 паза – увеличение на 10%)
. Позицией 7 на показан хомут/зажим для гибкого элемента.
В процессе сгорания зарядов ЗПГДА-М возникает быстрый, временной фронт роста
давления. При горении там жидкость под давлением образующихся газов вытесняется в
пласт, расширяет естественные трещины, поровые каналы и создает новые трещины.
Остаточный продукт горения генератора – азот в свободном состоянии, это обеспечивает
экологическую безопасность применяемого метода.
Максимальная протяженность остаточной трещины при сжигании 100 кг топлива в
течение 5 с составляет 15—18 м при ее раскрытии у стенки скважины 5—7 м. При горении
одного твердотопливного заряда ЗПГДА-М в полости его канала образуются акустические
(тангенциальные) волны с частотой ~ 4…20 кГц и амплитудой ~ 0,3…1 МПа с выделением
энергии до 1500 кДж.
Условие образования микротрещин выражается формулой:

(1)

- скважинное давление
- пластовое давление
- боковое горное давление
-модули Юнга горных пород соответственно при нагрузке и разгрузке.
Существуют критерии подбора скважин кандидатов, на которых может применяться
данный метод.

Рис. 2. Критерии подбора скважин

Рекомендации по данному методу:

- наилучшие результаты – для известняков и доломитов;
- обработке следует подвергать участки пласта с большой пористостью и
трещиноватостью, меньшей глинистостью, ухудшенной проницаемостью;
51
- суммарная плотность перфорации должна бытьв пределах 30-40 отв/м;
- перед обработкой скважина должна быть промыта, очищена промыта, заполнена
нефтью или водой, обработанной ПАВ;
- через 15-20 сут произвести обработку ПАВом, соляной кислотой или ее
аэрированным раствором.
При обработке призабойной зоны пласта генераторами ПГДА-М, воздействие
определяется следующими факторами:
- механический - приводит к образованию микротрещин;
- тепловой - ведет к расплавлению АСПО;
- акустический – увеличивает проницаемости удаленных зон пласта;
- вибрационный - приводит к изменению фильтрационных характеристик;
В конечном итоге образуется разветвленная система микротрещин. Снижается
степень неоднородности пласта, происходит рост (или восстановление) дебита скважины. В
случаях с нагнетальным фондом, увеличивается приемистость скважин.
Преимущества данного метода представлены на картинке ниже:

Рис. 3. Преимущества метода ПГДА-М.

По технико-экономической эффективности можно судить по анализу восьми скважин

компании «Оренбургнефть»:
После проведения работ стоит отметить, что средний прирост дебита равен 11,4 т/сут,
а доп. добыча – 3 тыс. тонн.
По экономической эффективности: полученная прибыль 8 скважин будет равна 153
млн руб, при начальных инвестициях в 26 млн. руб, то есть прибыль от проекта порядка
600%
Вероятность что чистый доход проекта будет равен 0 – всего 7 %, а срок окупаемости
вложений – меньше года.
Итогом ко всей работе может служить следующее: Применение ПГДА-М ведет к:
- реанимации старых и малодебитных скважин
- повышению нефтеотдачи на вводимых в эксплуатацию новых пластов и
месторождений
- становится низкой себестоимость обработок скважин при достаточно длительном
эффекте;
- данную технологию можно использовать и для различного состава пород, глубин,
температур.

Список использованных источников

52
1. А. Г. Петрушин ПРОСТРЕЛОЧНО-ВЗРЫВНЫЕ РАБОТЫ В СКВАЖИНАХ:
учебное пособие /А. Г. Петрушин; ФГБОУ ВПО «Урал. гос. горный ун-т». – Екатеринбург:
Изд-во
УГГУ, 2015. – 222 с. с. 132-136.
2. В.В. Попов, Учебное пособие Прострелочно-взрывные работы в скважинах / В.В.
Попов; М-во образования и науки РФ, Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. – Новочеркасск:
ЮРГТУ, 2006. - 212 с. с. 107-114.
3. http://sgk-region.ru/ru/
4. http://www.fkpppz.ru/production/pgda-for-oil
5. https://www.youtube.com/watch?v=eSUHk-s85vU

УДК 622.276
ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ КОНСТРУКЦИИ С ЖИДКОСТЬЮ
Галлямов И.И., Юсупова Л.Ф.
(Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском, профессор)

Аннотация. Обсуждается современное состояние взаимодействия конструкции с

жидкостью транспортируемой по ней. Показано, что результаты технической диагностики
могут быть использованы как априорная информация для более глубокой оценки
технического состояния такого объекта.
Ключевые слова: динамические взаимодействия, концентрация напряжений,
дополнительное намагничение ферромагнитного материала.

UDC 622.276
CO-OPERATION DESIGN WITH LIQUID
Gallyamov I. I., L.F. Yusupova
(Branch of Ufa State Petroleum Technological University in the City of Oktyabrsky)

Abstract. Discussed modern state interaction construction with liquid which transported on
her. Demonstrate that technical diagnostics results may be as a priori information for more deep
estimation technical state this object.
Keywords: dynamical interaction, strains concentration, additional magnetization of
ferromagnetic material.

Исследование динамического взаимодействия конструкции с жидкостью сводится

обычно к исследованию уравнений движения жидкости и деформируемого твердого тела с
соответствующими граничными и начальными условиями. Как отмечается в литературе [1] в
общем случае решение такой системы уравнений связано со значительными
математическими трудностями и с практической точки зрения вряд ли целесообразно.
Поэтому обширные классы задач, в частности, изучение колебаний конструкций,
взаимодействующих с жидкостью, часто сводят к исследованию прочности и надежности
конструкции, не рассматривая влияние конструкции на характеристики потока и пренебрегая
обратной связью - влиянием динамики потока на колебания конструкции. Знание последнего
могло бы быть полезным в технической диагностике сосудов, трубопроводов, систем
технического водоснабжения.
Наиболее распространенной системой исходных допущений, принимаемой при
решении задач гидроупругости является:
1) рассматриваются малые колебания системы инструкция-жидкость, в связи с чем
используются линеаризованные уравнения механики жидкости и колебаний конструкций;

53
2) жидкость считался идеальной, часто несжимаемой, поверхностные волны при
определении гидродинамического давления (и присоединенных масс жидкости) не
учитываются;
3) при определении давления воды на массивные и жесткие сооружения последние
рассматриваются как недеформируемые (с учетом последовательности оснований, опорных
закреплений и т.п.);
при исследовании колебаний упругих конструкций часто принимается гипотеза об
идентичности собственных форм в пустоте и в жидкости, что сводит задачу гидроупругости
к существенно более простой задаче гидродинамики;
4) конструкции обычно рассматриваются в рамках каких-либо приближенных
одномерных или двумерных моделей (стержни, пластины, оболочки).
Колебания осциллятора в пустоте описываются уравнением [1, 2]:
my  ry  mY0 . (1)
При взаимодействии с жидкостью уравнение (1) принимает вид
my  ry  mY0  Р0  Ре (2)
где Р0 , Ре - величины гидродинамического давления, связанные с; движением (основания
Y0 и упругим смещением соответственно, которые при учете только инерционной
составляющей давления приобретают вид
Р0  0Y0 ; Ре  0 y0 , (3)
где  0 - присоединенная масса жидкости.
С учетом (3) уравнение приобретает вид
m  0 y  ry  m  0 Y . (4)
Частота собственных колебаний системы равна
1 1
 r  2
  2
~0     0 1  0  , (5)
 m  0   m
1
r 2
где 0    .
 
m
Решение уравнения имеет вид
yt    ~  Y0  sin 
~ t   d ,
1 (6)

0
0 0

dyt 
  Y0  sin ~0 t   ,
1 (7)
d 0
~0
Y0   
1 (8)

~ t    dy t  ,
sin  0
d
  
смысл величины Y0  - ускорение, с которым вибрирует основание, оно может быть
измерено. Эта величина есть не что инок как виброускорение основания;
dy t 
- виброскорость основания.
d
54
Для рассматриваемой конструкции в случае малых колебаний эта величина-константа.
Следовательно,
1
  2
 0 1  0  (9)
~0  m
Y0     .
sin ~0 t     1

  
sin 0 1   t   

2
0
  m 
 
Таким образом, решение задачи, обратной (6) позволяет оценить действие сторонних
источников на основание конструкции.
Взаимодействие конструкции с жидкостью приводит к дополнительным напряжениям.
Концентраторами таких напряжений являются дефекты, чаще всего коррозионного
происхождения [2]. Для ферромагнитного материала, каковыми являются в частности
трубопроводы. Этот процесс сопровождается дополнительным намагничиванием [3-5],
исследование которого позволяет определить критические дефекты. Превентивные
мероприятия осуществленные по результатам такого обследования дают возможность
обеспечить надежную эксплуатацию в частности внутрипромысловых трубопроводов.
Таковы современные тенденции в неразрушающем контроле трубопроводов и оборудования.

Список использованных источников

1. Галлямов И.И. Повышение надежности нефтепромыслового оборудования на
стадии эксплуатации. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. – 206 с.
2. Галлямов И.И. Теоретические основы и некоторые приложения механики сплошных
электромагнитных сред: монография / И.И. Галлямов, Л.Ф. Юсупова. – Уфа: Изд-во УГНТУ,
2017. – 128 с.
3. Валеев М.Х. , Лаптев А.А., Галлямов И.И., Галлямов А.И., Надыршин Р.Ф. Способ
обнаружения дефектов внутрипромысловых трубопроводов. Патент на изобретение RUS
2301941 12.01.2006.
4. Галлямов И.И., Гимазетдинова Н.В., Савочкин В.И. Намагничивание металла трубы
полосовым постоянным магнитом // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной
промышленности. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. - №12. – С.49-51.
5. Галлямов И.И, Юсупова Л.Ф. Нелинейное намагничивание упругого
ферромагнетика // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -
М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2016. - № 4. - С. 43-46.

УДК 622.79.72
ПОВЫШЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ
ИНГИБИТОРА ИНСАН
И.Д. Ганиева, Р.А. Майский
(Уфимский государственный нефтяной технический университет)

Аннотация. В статье исследованы экологические проблемы влияния нефтяной

промышленности, вред окружающей среде при закачке химических реагентов. Рассмотрены
основные пути уменьшения её пагубного воздействия.
Ключевые слова: Окружающая среда, экологическая проблема, ингибитор,
солеотложение, реагент.

UDC 622.79.72
INCREASING OF ENVIRONMENTAL SAFETY IN USING
INHIBITOR INSAN
I.D. Ganieva , R.A. Maiski
55
(FSBEI HE «Ufa State Petroleum Technological University»)

Abstract. There are environmental problems of oil industry influence, environmental

damage in injection chemical reagents researched in the article . The main ways of reducing its
harmful effects are considered.
Keywords: Environment, ecological problem, inhibitor, scaling, reagent.

Из-за высокой лабильности нефти и газа нефтяная промышленность отрицательно

влияет на окружающую природную среду. Хотя на сегодняшний день многие нефтяные
месторождения России находятся в частной собственности, а объем добычи нефти снизился
по причине истощения основных разрабатываемых месторождений, экологические
проблемы не теряют своей актуальности.
В ПАО «НК «Роснефть» на 10 лет утверждена Программа повышения экологической
эффективности. Программа содержит регламенты по основным организационно-
техническим мероприятиям, осуществление которых направлено на достижение
поставленных целей в области обеспечения экологической безопасности [3].
В Компании успешно функционирует интегрированная система управления
промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды, соответствующая
требованиям международных стандартов, устанавливающих требования к системам
экологического менеджмента и регламентирующих требования к функционированию систем
менеджмента охраны труда и производственной безопасности. Эта система является частью
системы управления Компании и включает добровольное страхование ответственности за