Журнал «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО» ЛЕТОПИСЬ СТАНОВЛЕНИЯ ОТРАСЛИ 22 июня 1935 г. родился Лев Дмитриевич Чурилов. Последний Министр нефтяной и газовой промышленности СССР, главный редактор журнала «Нефтяное хозяйство» (1989–2002 гг.). В редакции его безмерно уважали, хотя не задумывались над тем, что в общем-то это - человек-легенда. Потомственный нефтяник, родившийся в Грозном, он с детства проникся своей будущей профессией. После окончания Грозненского нефтяного института, имея возможность остаться в родном городе, он предпочел уехать в далекую Татарию, где начиналось освоение крупнейшего в то время Ромашкинского месторождения. Затем, влекомый тем же чувством, он отправляется в числе первых нефтяников в Западную Сибирь, где руководит добычей первых тонн «черного золота». «Блажен кто посетил сей мир в его минуты роковые». Л.Д. Чурилов возглавил нефтяную промышленность в сложное время. В стране началась перестройка. Отрасль не получала в нужном объеме труб, насосов, компрессоров и прочего. Все шло к приватизации отрасли. В 1991 г. Л.Д. Чурилов возглавил корпорацию «Роснефтегаз», а в 1993 г. – Издательство «Нефтяное хозяйство», где проработал до 2002 г., совмещая должности генрального директора и главного редактора. Лев Дмитриевич ушел из жизни 13 февраля 2012 г., но мы всегда будем помнить нашего главного редактора, который многое сделал для сохранения и развития журнала. Л.Д. Чурилов Художник Я. Морозова Инновационный журнал нефтегазового комплекса Oснован в январе 1920 года MONTHLY SCIENTIFIC TECHNICAL AND INDUSTRIAL JOURNAL СОДЕ Р Ж А Н И Е CONTENT PЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ В.Н. ЗВЕPЕВА (главный pедактоp) Н.Н. АНДРЕЕВА Н.Г. БРУНИЧ М.Д. ВАЛЕЕВ Э.Х. ВЕКИЛОВ Д.В. ВОЛОХОВ О.Г. ГОРДЕЕВ А.Г. ГУМЕРОВ А.Н. ДМИТРИЕВСКИЙ С.А. ЖДАНОВ А.В. ЗАЙНУЛИН И.С. ЗАКИРОВ А.Б. ЗОЛОТУХИН Р.Р. ИБАТУЛЛИН Н.Г. ИБРАГИМОВ В.А. КЛИНЧЕВ А.Ю. КОРШУНОВ Н.И. КРЫСИН С.И. КУДРЯШОВ А.М. КУЗНЕЦОВ А.М. МАСТЕПАНОВ А.Г. МЕССЕР Н.Н. МИХАЙЛОВ Р.Х. МУСЛИМОВ Д.К. НУРГАЛИЕВ В.А. САВЕЛЬЕВ Р.З. САХАБУТДИНОВ А.С. ТИМЧУК М.М. ХАСАНОВ А.Х. ШАХВЕРДИЕВ Г.И. ШМАЛЬ Новости компаний Oil&Gas News 6 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ GEOLOGY & GEOLOGICAL EXPLORATION Керимов В.Ю., Шилов Г.Я., Мустаев Р.Н., Дмитриевский С.С. Термобарические условия формирования скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых коллекторах хадумской свиты Предкавказья Мельник И.А., Зимина С.В., Елисеева О.Д., Смирнова К.Ю., Шенбергер Н.А. Литофациальные и геохимические критерии присутствия углеводородов в покурской свите на территории Томской области (часть 1) 12 Melnik I.A., Zimina S.V., Eliseeva O.D., Smirnova K.U., Shenberger N.A. Lithofacies and geochemistry criteria of hydrocarbons bedding into the Pokur suite in Tomsk region (part 1) Мусин Р.Х., Калкаманова З.Г. Формирование состава подземных вод в верхней части гидролитосферы Восточно-Закамского региона Татарстана 18 Musin R.Kh., Kalkamanova Z.G. The formation of the underground water in the upper part of hydrolithosphere in the Vostochno-Zakamsky region of Tatarstan Косарев В.Е., Горгун В.А., Шерстюков О.Н., Горбачев В.Н., Михеев М.Л. Сравнение методов оценки интервальных времен по данным многоэлементного волнового акустического каротажа 24 Kosarev V.E., Gorgun V.A., Sherstyukov O.N., Gorbachev V.N., Mikheev M.L. Comparison of slowness estimation methods according to borehole acoustic waveform data БУРЕНИЕ СКВАЖИН WELL DRILLING Третьяк А.А., Рыбальченко Ю.М., Лубянова С.И., Турунтаев Ю.Ю., Борисов К.А. Буровой раствор для строительства скважин в сложных условиях Tretyak A.A., Rybalchenko Yu.M., Lubyanova S.I., Turuntaev Yu.Yu., Borisov K.A. Drilling fluids for the construction of wells in complex conditions ЗАО «Издательство «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО» © «Нефтяное хозяйство» Зарегистрирован в Министерстве Российской Федерации по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций РФ 14.10.2002 г. Рег N ПИ №77-13722 Орешкин Д.В., Семенов В.С., Розовская Т.А. Свойства облегченных тампонажных растворов, сформированных при температуре –5 °С 28 32 Oreshkin D.V., Semenov V.S., Rozovskaya T.A. The properties of light-weight backfill mortars formed at a temperature of -5 °C Юрыч Л.Р., Ивасив В.М., Рачкевич Р.В., Юрыч А.Р., Козлов А.А. Использование упругих элементов для управления траекторией скважины Yurych L.R., Ivasiv V. M., Rachkevych R.V., Yurych A.R, Kozlov A.A. The use of elastic elements for wellbore trajectory management УЧРЕДИТЕЛИ ЖУРНАЛА FOUNDERS ОАО «РМНТК «Нефтеотдача» УЧАСТНИКИ ИЗДАНИЯ ЖУРНАЛА 8 Kerimov V.Yu., Shilov G.Ya., Mustayev R.N., Dmitrievskiy S.S. Thermobaric conditions of hydrocarbons accumulations formation in the low-permeability oil reservoirs of Khadum suite of the Pre-Caucasus НТО НГ им. акад. И.М. Губкина ПЕРМСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ 36 «Без светоча науки и с нефтью будут потемки» Д.И. Менделеев 02’2016 Февраль/February РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ OIL FIELD DEVELOPMENT & EXPLOITATION Александров А.А., Габдраупов О.Д., Девяткова С.Г., Сонич В.П. Петрофизическая основа влияния глинистых пород, пластов и экранов на показатели разработки залежей Aleksandrov A.A., Gabdraupov O.D., Devyatkova S.G., Sonich V.P. Petrophysical basis and assessment of the influence of argillaceous rock of formation and sieves on the formation development parameters Габсия Б.К., Никитина И.Н. Особенности моделирования углеводородной фазы в фильтрационных экспериментах 38 44 Gabsia B.C., Nikitina I.N. Distinctive features of hydrocarbon phase modeling in flow experiments Радаев А.В., Рахимов Р.Л., Закиев И.Д., Давлетшин А.А., Галимзянов Р.Р., Мухамадиев А.А., Сабирзянов А.Н. Модель нестационарной двухфазной двухкомпонентной фильтрации системы нефть – вода и нефть – сверхкритический флюид в однородной пористой среде 48 Radaev A.V., Rakhimov R.L., Zakhiev I.D., Davletshin A.A., Galimzyanov R.R., Mukhamadiev A.A., Sabirzyanov A.N. Model of a non-stationary two-phase two-component filtration of oil – water system and oil – supercritical fluid on homogeneous porous media Наугольнов М.В., Тепляков Н.Ф., Пислегин М.Н., Бородкин А.А. Создание вероятностной модели технико-экономической оценки разработки нефтяного месторождения на режиме истощения 52 Naugolnov M.V., Teplyakov N.F., Pislegin M.N., Borodkin A.A. Development of probabilistic model for technical and economics evaluation of oil field on depletion Фатихов С.З., Федоров В.Н., Малов А.Г. Использование систем постоянного мониторинга скважин на нефтяных месторождениях 56 Fatikhov S.Z., Fedorov V.N., Malov A.G. Using permanent downhole gauges at oil fields Петраков А.М., Егоров Ю.А., Лебедев И.А., Ненартович Т.Л., Старковский В.А. Методические особенности проведения экспериментальных исследований по вытеснению нефти газовым и водогазовым воздействием 60 Petrakov A.M., Egorov Yu.A., Lebedev I.A., Nenartovich T.L., Starkovskiy V.A. Gas and WAG methods for oil recovery. Methodological principals of the laboratory study Астафьев В.И., Ольховская В.А., Губанов С.И. Прогрев пласта в скважине с дуальной системой стволов и интенсификация добычи высоковязкой нефти EDITORIAL BOARD V.N. ZVEREVA (Editor in chief) N.N. ANDREEVA N.G. BRUNICH M.D. VALEEV E.Kh. VEKILOV D.V. VOLOKHOV O.G. GORDEEV A.G. GUMEROV A.N. DMITRIEVSKIY S.A. ZHDANOV A.V. ZAYNULIN I.S. ZAKIROV A.B. ZOLOTUKHIN R.R. IBATULLIN N.G. IBRAGIMOV V.A. KLINCHEV A.Yu. KORSHUNOV N.I. KRYSIN S.I. KUDRYASHOV A.M. KUZNETSOV A.M. MASTEPANOV A.G. MESSER N.N. MIKHAILOV R.Kh. MUSLIMOV D.K. NURGALIEV V.A. SAVELYEV R.Z. SAKHABUTDINOV A.S. TIMCHUK M.M. KHASANOV A.Kh. SHAKHVERDIEV G.I. SHMAL 66 Astafev V.I., Olkhovskaya V.A., Gubanov S.I. Warm-up of layer in well with dual-well system and intensification of high-viscosity oil production Бондаренко А.В., Фархутдинова П.А., Кудряшова Д.А. Методы определения эффективности опытно-промышленных работ по полимерному заводнению на Шагиртско-Гожанском месторождении Bondarenko A.V., Farkhutdinova P.A., Kudryashova D.A. Methods for determining the effectiveness of pilot projects on polymer flooding at the Shagirtsko-Gozhanskoye field Зарипов Т.А., Гизатуллин Б.И., Лозовой А.Р., Абдуллин Т.Р., Мусин К.М. Исследование корреляции вязкости нефти со скоростями ядерной магнитной релаксации и коэффициентами самодиффузии Zaripov T.A., Gizatullin B.I., Lozovoi F.R., Abdullin T.R., Musin K.M. Study of correlation of oil flow properties with nuclear magnetic resonance and self-diffusion characteristics Ушакова А.С., Уразов С.С. Закономерности окисления нефтяных парафинов и нефти в присутствии породы Ushakova A.S., Urazov S.S. The kinetics study of petroleum paraffin and crude oil and core oxidation Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Абделсалам Я.И.И., Лахова А.И., Башкирцева Н.Ю., Каюкова Г.П. Изменение характеристик сверхвязкой нефти в присутствии минеральных добавок карбонатной породы Petrov S.M., Ibragimova D.A., Abdelsalam Ya.I.I., Lakhova A.I., Bashkirtseva N.Yu., Kayukova G.P. Reforming of extra viscous oil in the presence of mineral additives of carbonate rock 70 74 Сдано в набор 15.01.2016 Подписано в печать 16.02.2016 Формат 64х90, 1/8. Бумага мелованная Печать офсетная. Усл.п.л. 7,5 Усл. кр.-отт. 10. Уч-изд.л. 15 Тираж 5 000 экз. Заказ № 2. Sent for printing 15.01.2016 Passed for printing 16.02.2016 Format 64х90, 1/8. Offset printing Circulation 5000 Отпечатано в типографии "КЕМ" Цена свободная. 78 82 Перепечатка статей возможна только с письменного разрешения редакции. Редакция не несет ответственности за достоверность информации, опубликованной в рекламных объявлениях Журнал по решению ВАК Минобрнауки России № 8/13 от 02.03.12 г. включен в новый «Перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученых степеней кандидата и доктора наук», как научное периодическое издание, отвечающее достаточному условию включения в Перечень. Журнал включен в Российский индекс научного цитирования. Входит в международную систему цитирования Scopus и Russian Science Citation Index на платформе Web of Science™. In accordance with resolution #8/13 dd March 2nd, 2012 of the Supreme Attestation Commission of the Ministry of education and Science of the Russian Federation the journal is included in the “List of top peer-reviewed scientific journals, which papers are considered for candidate and doctoral theses defense”, as a scientific publication, which meets the requirements of the Commission. The journal is indexed in the international system of citation Scopus and in the Russian Science Citation Index on Web of Science™. ЗАО «Издательство «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО» Генеральный директор, главный редактор В.Н. Зверева Исполнительный директор, заместитель главного редактора О.В. Провоторова Заместитель главного редактора В.И. Федорова Главный бухгалтер Е.И. Барышева Бухгалтер С.Г. Винокурова Помощник генерального директора И.И. Шоломова Руководитель редакционной группы В.В. Сулаева Научные редакторы Н.В. Елисеева, А.А. Салтыкова Редактор Ю.В. Евдошенко Руководитель группы верстки и дизайна А.А. Клышникова Специалист по компьютерной верстке Я.А. Морозова Художник М.Г. Иванова Специалист prepress Г.Д. Мухина Старший менеджер по рекламе Ю.Ю. Каминская Менеджер по рекламе Н.Ю. Чубаева Координатор проектов А.В. Давыдова Менеджер по связям с общественностью А.В. Горбунова Руководитель информационной группы Б.И. Потапов Веб-редактор С.Ю. Тер-Саакян Системный администратор В.Е. Наместников ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ OIL RECOVERY TECHNIQUES & TECHNOLOGY Барсуков В.Д., Минькова Н.П. Оперативный способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин Barsukov V.D., Minkova N.P. The operational method for reducing the production rate of emergency gusher wells Садов В.Б. Подход к определению дефектов установок скважинных штанговых насосов по динамограмме 86 90 Sadov V.B. The approach to definition of defects of sucker rod pump on dinacard Каражанова М.К. Комплексный анализ технико-технологических показателей эксплуатации скважин и принятие оптимальных решений 94 Karazhanova M.K. Comprehensive analysis of the technical and technological parameters of wells operation and acceptance of optimal solutions ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ PIPELINE TRANSPORT Кемалов А.Ф., Кемалов Р.А., Абдрафикова И.М., Валиев Д.З. Разработка реагентов для снижения гидравлического сопротивления в потоке жидкости 98 Kemalov A.F., R.A. Kemalov, I.M. Abdrafikova, Valiev D.Z. Developing reagents to reduce the flow resistance in the liquid stream Кожаева К.В., Мустафин Ф.М., Якупова Д.Е. Методы расчета продольной устойчивости трубопровода и меры по ее обеспечению на участке подводного перехода 102 Kozhaeva K.V., Mustafin F.M., Yakupova D.E. Methods for calculating the longitudinal stability of the pipeline and security measures in the area of underwater crossing ИНФОРМАЦИЯ INFORMATION Пробуждение «Силы Сибири» Awakening of the Power of Siberia 105 POWER SUPPLY ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЕ Chernyi S.G. Analysis of the energy reliability component for offshore drilling platforms within the Black Sea 106 Черный С.Г. Анализ надежности энергетических систем морских буровых платформ в акватории Черного моря ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ INFORMATION TECHNOLOGIES Бозиева И.А., Зиннатуллин Д.Ф. Аспекты создания корпоративной информационной системы формирования стоимости объектов строительства и обустройства месторождений 114 Bozieva I.A., Zinnatullin D.F. Aspects of corporate information system development to generate the costs of construction facilities and oil and gas fields infrastructure development ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ENVIROMENTAL & INDUSTRIAL SAFETY Вайсман Я.И., Кетов А.А., Кетов Ю.А., Коротаев В.Н. Применение гранулированных пеностеклянных сорбентов для ликвидации последствий загрязнения водных объектов жидкими нефтехимическими продуктами 118 Ya.I. Vaisman, A.A. Ketov, Yu.A. Ketov, V.N. Korotaev Using of granulated foamed glass sorbents for water remediation after liquid petrochemical products pollution Данилов А.С., Смирнов Ю.Д., Корельский Д.С. Перспективный способ дистанционного экологического мониторинга объектов нефтегазовой отрасли России Danilov A.S., Smirnov Y.D., Korelskiy D.S. Promising method of remote environmental monitoring of Russian oil and gas industry facilities 121 Editorial staff Publishing House “OIL INDUSTRY” НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА REFINING Кашин Е.В., Шабалина Т.Н., Маслов И.А., Антонов С.А., Заглядова С.В., Китова М.В., Фадеев В.В. Технологические аспекты получения низкозастывающих основ смазочных материалов из остатков гидрокрекинга 124 Kashin E.V., Shabalina T.N., Maslov I.A., Antonov S.A., Zaglyadova S.V., Kitova M.V., Fadeev V.V. Technological aspects of low pour point based oil production from the unconverted oils ПОЗДРАВЛЯЕМ ЮБИЛЯРА BIRTHDAY GREETINGS Гани Гайсиновичу Гилаеву – 60 лет! 47 Gani Gilaev Анатолию Николаевичу Янину – 65 лет! 113 Anatoly Yanin ПАМЯТИ ВЫДАЮЩЕГОСЯ НЕФТЯНИКА IN MEMORY OF OILMAN IN DISTINCTION Такоев Дзандар Авсимайхович (1916 – 2001) Takoev Dzandar 120 Максутов Равхат Ахметович (1930 – 2016) Maksutov Ravkhat ФИРМЫ-РЕКЛАМОДАТЕЛИ ADVERTISERS ООО НПФ «Пакер» . . . . . . . 4 стр. обл. АО «Зарубежнефть» . . . . . . . . . . . . . . 6 ПАО «Татнефть» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 ООО «ЕАГЕ Геомодель» . . . . . . . . . . 16 ООО «Газпромнефть НТЦ» . . . . . . . . 55 АО «ОМК» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97 ООО «Газпром подземремонт Уренгой» . . . . . . . . 105 ООО «ПБ «ТЭРМ» . . . . . . . . . . . . . . . . 113 General Director – Editor in chief V.N. Zvereva Executive Director – Vice editor in chief O.V. Provotorova Vice editor in chief V.I. Fedorova Chief accountant E.I. Barysheva Accountant S.G. Vinokurova Assistant to General Director I.I. Sholomova Head of Editor group V.V. Sulaeva Scientific editors N.V. Eliseeva, A.A. Saltykova Editor Yu.V. Evdoshenko Head of Design and Layout group A.A. Klyshnikova Layout specialis Ya.A. Morozova Designer M.G. Ivanova Pre-press G.D. Mukhina Senior Advertising manager Yu.Yu. Kaminskaya Advertising manager N.Yu. Chubaeva Project coordinator A.V. Davydova PR manager A.V. Gorbunova Head of IT group B.I. Potapov Web-editor S.Yu. Ter-Saakyan System administrator V.E. Namestnikov Рекламно-информационная служба: г. Москва: +7 (495) 231 1090 +7 (495) 231 1091 г. Санкт-Петербург: +7 (812) 457 2454 +7 (951) 667 9217 г. Новый Уренгой: +7 (912) 916 5571 Адрес редакции почтовый: 115991, РФ, Москва, ул. Большая Тульская, д. 10, стр. 9, офис 9705 редакция журнала «Нефтяное хозяйство» Редакция находится по адресу: Москва, ул. Большая Тульская, д. 10, стр. 9, офис 9705 Postal address: 115991, Bolshaya Tulskaya, 10/9, room 9705 Moscow, Russian Federation Publishing House Address: Bolshaya Tulskaya, 10/9, room 9705 Moscow, Russian Federation тел./факс: +7 (495) 231–1090 +7 (495) 231–1091 [email protected] www.oil-industry.ru news НОВОСТИ, «Тоталь» передает АО «Зарубежнефть» 20 % доли участия и функции оператора в Харьягинском СРП Генеральный директор АО «Зарубежнефть» С.И. Кудряшов, президент «Тоталь Разведка и Добыча» Арно Брейяк, заместитель министра энергетики Российской Федерации К.В. Молодцов АО «Зарубежнефть» АО «Зарубежнефть» – одна из ведущих государственных компаний ТЭК России с почти 50-летним уникальным опытом внешнеэкономической деятельности в различных регионах мира. За 50 лет реализованы широкомасштабные нефтегазовые проекты в 30 странах мира. Компания обладает высокими компетенциями в области разработки шельфовых месторождений в Юго-Восточной Азии (более 30 лет) и сложных месторождений в условиях Крайнего Севера Российской Федерации. В настоящее время деятельность «Зарубежнефти» направлена на развитие нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих и инновационных проектов во Вьетнаме, в Балканском регионе, на Кубе, в Российской Федерации и Беларуси. Входит в список стратегических предприятий Российской Федерации. Деятельность «Тоталь» в области разведки и разработки углеводородов в России «Тоталь» работает в России 25 лет. В 2015 г. объем добычи концерна в России составил 289500 бнэ/сут. Этот показатель складывается из объемов, приходящихся на 18,9 %-ную долю «Тоталь» в акционерном капитале ОАО «Новатэк», из добычи на Харьягинском месторождении в НАО и газоконденсатном Термокарстовом месторождении в ЯНАО (оператор ЗАО «Тернефтегаз», совместное предприятие ОАО «Новатэк» (51 %) и «Тоталь» (49 %)). «Тоталь» также является партнером ОАО «Новатэк» в проекте «Ямал СПГ», реализуемом в ЯНАО. По материалам Пресс-службы АО «Зарубежнефть» 6 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО На правах рекламы Компания «Тоталь» и АО «Зарубежнефть» пришли к соглашению об изменении размера долей своего участия в Соглашении о разработке и добыче нефти на Харьягинском месторождении на условиях раздела продукции (Харьягинское СРП). «Тоталь» передаст АО «Зарубежнефть» 20 % участия в проекте и функции оператора. После завершения сделки «Тоталь» сохранит за собой 20 %, а доли участия других инвесторов проекта составят: АО «Зарубежнефть» (оператор) – 40 %, «Статойл» – 30 %, ОАО «Ненецкая нефтяная компания» – 10 %. Внесение соответствующих изменений в Соглашение о разработке и добыче нефти на Харьягинском месторождении на условиях раздела продукции подлежит согласованию с государственными органами Российской Федерации. «Россия остается ключевой страной для концерна «Тоталь». Прочное партнерство с ОАО «Новатэк» и развитие проекта «Ямал СПГ» свидетельствуют о наших больших серьезных планах на будущее, – прокомментировал Арно Брейяк, президент «Тоталь Разведка и Добыча». – Подписанное соглашение открывает новую главу в истории развития ХСРП. Усиление роли АО «Зарубежнефть» и продолжение нашего участия в проекте позволят нам еще много лет максимально реализовывать потенциал Харьяги». Сергей Кудряшов, генеральный директор АО «Зарубежнефть», отметил: «Данная сделка представляет интерес для АО «Зарубежнефть», учитывая тот факт, что мы уже в этом проекте и хорошо его знаем. Стратегия «Зарубежнефти» сфокусирована на разработке месторождений со сложными коллекторами. С 2008 г. наша компания успешно осваивает схожие по геологической структуре месторождения в рамках проекта СК «РУСВЬЕТПЕТРО» в Ненецком автономном округе, в 100 км от Харьягинского месторождения. Мы планируем использовать накопленный опыт и получить существенную экономию затрат в ходе реализации проекта ХСРП, в том числе и за счет синергии, что обеспечит дополнительную эффективность для всех участников проекта и для Российской Федерации. Кроме того, данная сделка – это еще один шаг к более тесному сотрудничеству с нашим давним партнером – «Тоталь», в том числе и по другим проектам, в других регионах». Задачей Харьягинского СРП является разработка объектов 2 и 3 Харьягинского нефтяного месторождения на территории Ненецкого автономного округа. Объем добычи составляет 1,5 млн т в год. Проект сложный в техническом отношении и характеризуется сочетанием таких факторов, как сложное геологическое строение с неоднородными карбонатными коллекторами, высокая концентрация сероводорода в нефтяном газе, а также повышенное содержание парафинов в нефти. С 1999 г. накопленная добыча по проекту составила 15 млн т при высоких показателях производственной безопасности. Общие поступления от Харьгинского СРП в бюджетную систему Российской Федерации составили более 3 млрд долл. США. events & facts СОБЫТИЯ, ФАКТЫ Показатели работы за январь 2016 г. По добыче нефти В ПАО «Татнефть» в январе добыто 2 327 285 т нефти – 104,2 % к январю 2015 г. (+93 787 т). По группе компаний «Татнефть» добыто 2 357 164 т нефти – 104,3 % (+98 029 т). Новое бурение За январь месяц 2016 г. проходка по новым скважинам составила 64,0 тыс. м, (план – 63,1 тыс. м), в том числе эксплуатационное бурение – 45,1 тыс. м (план – 44,6 тыс. м), разведочное бурение – 1,4 тыс. м (план – 1,4 тыс. м), бурение на битум – 17,6 тыс. м (план – 17,2 тыс. м). Сдано 49 скважин (план – 44 скважины), в том числе эксплуатационное бурение – 30 скважин (план – 30), разведочное бурение – сдача скважин не планировалась, бурение на битум – 19 скважин (план – 14). Бурение на действующем фонде За январь 2016 г. проходка по бурению боковых стволов (БС) и боковых горизонтальных (БГС) стволов составила 1,9 тыс. м (план – 1,8 тыс. м). Сданы три скважины (план – 2). Среднесписочно буровые работы традиционным методом в январе 2016 г. осуществляли 49 бригад, в бурении БС и БГС было задействовано 11 бригад. Бурение на битумных отложениях велось 15 бригадами. Ремонт скважин В январе 2016 г. бригадами текущего, капитального ремонтов скважин и ПНП на объектах ПАО «Татнефть» проведен текущий ремонт в 753 скважинах, выполнен капитальный ремонт 149 скважин. За пределами Республики Татарстан отремонтировано пять скважин в ООО «Татнефть-Самара» и три скважины в ООО «Татнефть-Северный». Гидроразрыв пласта проведен в 44 скважинах. В 185 скважинах выполнены работы по повышению нефтеотдачи пластов, в том числе химическими методами обработано 96 скважин. Производственные показатели АО «ТАНЕКО» На правах рекламы В январе 2016 г. Комплексом нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО» переработано 798,9 тыс. т сырья, в том числе в январе переработано 740,2 тыс. т нефтесырья, произведено 768,8 тыс. т нефтепродуктов. По материалам Пресс-службы ПАО «Татнефть» НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 7 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ УДК 553.98 © Коллектив авторов, 2016 Термобарические условия формирования скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых коллекторах хадумской свиты Предкавказья1 В.Ю. Керимов, д.г.-м.н., Г.Я. Шилов, д.г.-м.н., Р.Н. Мустаев, к.г.-м.н., С.С. Дмитриевский (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) Адреса для связи: [email protected], Thermobaric conditions of hydrocarbons accumulations formation in the low-permeability oil reservoirs of Khadum suite of the Pre-Caucasus V.Yu. Kerimov, G.Ya. Shilov, R.N. Mustayev, S.S. Dmitrievskiy (Gubkin Russian State University of Oil and Gas, RF, Moscow) E-mail: [email protected], [email protected] [email protected] Key words: thermobaric conditions, Khadum suite, Pre-Caucasus, clay fissured reservoirs, abnormally high pore pressures, normal clay rock compaction, oil-and-gas bearing capacity Ключевые слова: термобарические условия, хадумская свита Предкавказья, глинистые трещиноватые коллекторы, аномально высокие поровые давления, зоны нормального уплотнения глин, нефтегазоносность Н а всех этапах формирования нефтегазоносности (генерации, миграции и аккумуляции углеводородов) термобарические факторы играют важную роль. Под их воздействием из органического вещества, изначально содержащегося в потенциально нефтегазоматеринских толщах (НГМТ), в итоге образуются скопления углеводородов. Миграционно-аккумуляционный процесс, который контролируется механизмами и законами региональной и локальной геофлюидодинамики, тесно связан с температурным и барическим режимами среды. Особенно сложны и многофункциональны геофлюидодинамические процессы в сланцевых толщах низкопроницаемых коллекторов. Согласно работе [1] под нефтегазоносными сланцами понимается целый ряд твердых, многослойных пелитовых пород: глина, мергель, глинистый известняк, аргиллит, алевролит и собственно сланец, вмещающие всевозможные формы органического вещества и отражающие стадии его зрелости. Отличаясь от других пелитовых пород текстурными характеристиками, сланцы всегда способны расщепляться на пластинки [1]. Как показали результаты исследований [2, 3], вероятность значительного перемещения флюидов по элизионной модели в такой среде достаточно ограничена. Помимо литолого-петрографических свойств сланцевых толщ другими серьезными факторами, препятствующими латеральному перемещению флюидов, могут быть неньютоновский характер их движения в мелкодисперсных малопроницаемых участках разрезов с весьма незначительными региональными гидравлическими уклонами [4, 5], а также значительный дефицит поровой жидкости, выделяющейся из консолидируемых глин ниже глубин Thermobaric conditions of hydrocarbons accumulations formation in lowpermeability oil reservoirs of the Khadum suite of the Pre-Caucasus, which are evaluated as highly promising to locate both traditional and non-traditional (shale) hydrocarbon resources, are studied. 1500–1800 м. Рассматривая возможность перемещения флюидов по элизионной схеме, необходимо учитывать, что проницаемость глин в таких толщах на несколько порядков меньше проницаемости других пород, контактирующих с глинами. Движение водной среды в классических инфильтрационной и элизионной флюидодинамических моделях весьма ограниченно. Соотношение низкопроницаемых и непроницаемых разностей в разрезах приводит к весьма затрудненным условиям оттока флюидов из консолидирующихся глин и сланцевых низкопроницаемых коллекторов. Текстурные характеристики сланцев, расщепленных на пластинки, позволяют воде частично отжиматься в более проницаемые прослои по межпластинчатым пространствам в горизонтальном направлении. Латеральная отдача флюидов из уплотняющихся глинистых пород и сланцевых низкопроницаемых коллекторов может происходить в относительно малых масштабах и только из ограниченной зоны их непосредственного контакта с коллекторами. Вполне понятно, что в этом случае скорость флюидов из породы вряд ли окажется способной обеспечивать и поддерживать их непрерывный широкий элизионный ток. Это приводит к формированию интервалов с аномально низкими поровым (АНПоД) и пластовым (АНПД) давлениями, что является одной из характерных и важных геофлюидодинамических особенностей сланцевых низкопроницаемых коллекторов. В связи с вышеизложенным важно провести исследование развития барического поля – пластовых и поровых давлений как в современный период, так и в течение геологической истории формирования сланцевых низкопроницаемых коллекторов хадумской свиты Предкав- 1Исследования проведены при финансовой поддержке со стороны Минобрнауки России в рамках выполнения базовой части государственного задания проект № 2330 «Проведение научно-исследовательских работ (фундаментальных научных исследований, прикладных научных исследований и экспериментальных разработок)». 8 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ казья. В материнских сланцевых толщах, содержащих богатое, но относительно незрелое органическое вещество, величины пластового давления недостаточно для внутреннего гидроразрыва пластов и высвобождения из них углеводородов. В связи с этим особенно важно исследование зон с аномально высокими (АВПоД) и низкими поровыми давлениями. При поисках и разведке скоплений углеводородов изучение распределения геофлюидальных давлений в недрах позволяет определить направление миграции углеводородов. Выделить ловушки и перспективные плеи в исследуемом разрезе того или иного района невозможно без оценки изолирующих свойств покрышек и их протяженности, что также базируется на определениях поровых давлений горных пород [6, 7]. Методы и результаты исследований Основными задачами при исследованиях поровых давлений в разрезах скважин Центрального и Восточного Предкавказья являлись оценка поровых давлений в разрезах скважин по выбранным профилям с использованием методики эквивалентных глубин, выделение зон аномальных (высокого и низкого) давлений и определение Рис. 1. Корреляционная схема распространения зон АВПоД в разрезах скважин Центприроды их образования (рис. 1). рального (а) и Восточного (б) Предкавказья ( – градиент порового давления) Полученные результаты позволили сделать следующие выводы. Отложения хадумской значности вероятности и длин скачков молекул в разных свиты во всех изученных скважинах характеризуются направлениях. Изменение концентрации молекул также обусловливает то, что в разных направлениях движется нормальными поровыми давлениями, тогда как в перенеодинаковое число молекул [8, 9]. Таким образом, возкрывающих и подстилающих хадумскую свиту отложеникает некомпенсированный поток вещества в направлениях поровые давления аномально высокие: в отложении, обратном градиенту поля. В общем случае такой ниях среднего майкопа градиенты поровых давлений диффузионный поток следует рассматривать как сумму достигают 0,195 МПа/м, а в отложениях эоцена (белопотоков концентрационных термо- и бародиффузии. Поглинной свите, подстилающей хадумскую) – лученные результаты позволяют предположить, что в ха0,175 МПа/м. С учетом того, что полученные значения нормальных поровых давлений в отложениях хадумской думской свите с аномально низкими и нормальными поровыми давлениями, расположенной между отложениясвиты отражают современную геодинамическую обстами среднего майкопа и эоцена, характеризующихся новку, можно предположить следующее. В период осадАВПоД, величины пластового давления недостаточно для конакопления и формирования нефтематеринских внутреннего гидроразрыва пласта и высвобождения углепород в хадумское и более раннее время эти отложения водородов, что весьма затрудняет их первичную миграхарактеризировались АНПоД, что обеспечило сохранцию за пределы хадумской свиты. ность скоплений углеводородов. Как было отмечено, геотемпературный режим сланцеВпоследствии в результате диффузионных процессов в поровом пространстве горных пород возникал поток вых толщ низкопроницаемых коллекторов – важнейший молекул, направленный из вмещающих пластов в хадумфактор, определяющий условия генерации углеводородов скую свиту. Это способствовало повышению порового и характеризующий обстановки миграции и аккумуляции нефти и газа в таких толщах. Существенная роль глубиндавления до нормальных значений. ного тепла Земли проявляется при этом в его регулируюЕсли к системе «вмещающий пласт» не приложены никакие силы, то проходящие через произвольное ее сечещем влиянии не только на ход превращений исходного органического вещества, но и на все последующие физиние встречные потоки молекул и ионов разного вида равны между собой и не дают направленного потока ко-химические изменения в составе природных флюидов, массы. Приложение сил к системе приводит к неравноконтролирующие их мобильность в миграционных про- НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 9 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ Распределение по глубине фактических величин пластовых температур в интервале залегания хадумской свиты соответствует начальным значениям температур зоны «нефтяного окна». Это подтверждается результатами моделирования (рис. 2): хадумские отложения находятся на начальном этапе главной фазы нефтеобразования или на подступах к ней, они не достигли критического момента (времени, когда более 50 % углеводородов эмигрировали из НГМТ), обусловливающего более интенсивные генерацию и эмиграцию углеводородов. Минимальные значения прогретости в прогибах обусловлены и литолого-петрографическим своеобразием их разрезов – широким распространением мощных теплоизолирующих глинистых толщ на глубине более 3–5 км. Играя роль региональных температурных барьеров, характеризующихся низкой теплопроводностью, глинистые формации обеспечивают уменьшение интенсивности кондуктивного теплопереноса вверх по разрезам и, следовательно, снижение суммарного количества тепла, поступающего в верхние интервалы [10]. Дополнительным фактором ограничения интенсивности теплопереноса может служить эндотермический процесс термометаморфизма присутствующих в осадочной толще набухающих модификаций глин, сопровождающийся частичным расходом глубинного тепла и обусловливающий некоторое сокращение его потока к земной поверхности. Так, в Керченском и Таманском районах Индоло-Кубанского прогиба мощность майРис. 2. Модели прогрева осадочной толщи Центрального (а) и Восточного (б) Пред- копской свиты (олигоцен-миоцен), сложенкавказья (красным овалом выделен интервал залегания отложений хадумской ной разбухающими разностями глин, досвиты) стигает 3000 м и более. Результаты пиролитических исследований образцов горных пород также свидетельствуют о том, что хадумские отложения в пределах Предкавказья характеризуются широким диапазоном значений температурных показателей степени катагенеза. Пространственные закономерности изменения степени катагенеза изучаемых отложений отражены на рис. 3, из которого видно, что на большей части исследуемой территории хадумские отложения располагаются в начале зоны «нефтяного окна» (Тmax ≥ 430 °C). Наиболее высокая степень катагенетической преобразованности, достигающая градаций средРис. 3. Карта распределения максимальной температуры пиролиза Tmax в отложениях него мезокатагенеза МК2 (Тmax < 470 °C), хадумской свиты фиксируется в наиболее погруженных районах Терско-Каспийского прогиба (на Белореченской, Брагунской, Правобережной, Гудермесцессах и фазовое состояние [5]. Геотемпературный режим имеет также прикладное значение, весьма важное ской площадях). В самых северных и северо-западных районах территории (Подсолнечная, Озек-Суат, Аносовдля прогноза нефтегазоносности и выбора оптимальных ская, Северная, Александровская, Журавская и другие направлений геолого-разведочных работ. 10 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО площади) хадумские отложения характеризуются низким уровнем катагенетической преобразованности (зона незрелого керогена – до начала градаций мезокатагенеза). ся, а потенциально нефтегазоматеринские породы. Искусственно извлекаемые углеводороды будут содержаться в пласте в той концентрации, которая возникла в результате их генерации in situ. 4. Объектом прогноза и поисков должны быть нефтегазоносные плеи. При поисках и разведке главными критериями являются строгие, индивидуальные для каждого плея геохимические, термобарические, фильтрационно-емкостные, петрофизические параметры, характеризующие вероятность присутствия промышленных скоплений углеводородов и определяющие реальную возможность заполнения сланцевых пород нефтью и/или газом. Список литературы 1. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ – резерв сырьевой базы углеводородов России/ О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, А.А. Ильинский, Д. Морариу// Тр. ин-та/ ВНИГРИ. – 2014. – 323 с. 2. Геотемпературное поле Южно-Каспийского бассейна/ В.Ю. Керимов, М.З. Рачинский, С.М. Карнаухов, Р.Н. Мустаев //Отечественная геология. – 2012. – № 3. – С. 18–24. 3. Керимов В.Ю., Рачинский М.З. Геофлюидодинамика нефтегазоносности подвижных поясов. – М.: Недра, 2011. – 599 с. 4. Нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Южно-Каспийской впадины/ В.Ю. Керимов, У.С. Серикова, Р.Н. Мустаев, И.С. Гулиев// Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 5. – С. 50–54. 5. Задачи бассейнового моделирования на разных этапах геологоразведочных работ/В.Ю. Керимов, Р.Н. Муставе, Б.В. Сенин, Е.А. Лавренова//Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 4. – С. 26-29. Рис. 4. Диаграмма соотношения максимальной температуры пиролиза Tmax и индекса продуктивности PI (прибор Rock-Eval) Как следует из рис. 4, в основном образцы породы размещаются в области незрелого органического вещества, Tmax = 425–433 °C, что соответствует началу образования «нефтяного окна». Это подтверждается и небольшим индексом продуктивности PI (не более 0,2). Увеличение PI до 0,52 при низких значениях Тmax демонстрирует миграционную природу битумоида. При таких температурах степень катагенетической преобразованности органического вещества достаточно низкая. Тем не менее генерация углеводородов, вероятно, уже происходит, о чем свидетельствует высокое значение генерационного потенциала S1 в образцах (появление паравтохтонных битумоидов). Однако в диапазоне значений пиролитического параметра Tmax от 440 до 452 °С были определены образцы, степень зрелости органического вещества которых соответствует середине и завершающей стадии «нефтяного окна» (средний и поздний мезокатагенез МК2-МК3). Выводы 1. Хадумские отложения во время формирования нефтематеринских пород, по всей вероятности, характеризировались аномально низкими поровыми давлениями, что и обеспечило сохранность скоплений углеводородов. Эти участки могут рассматриваться как наиболее перспективные для проведения искусственных гидроразрывов пласта и добычи сланцевых углеводородов. 2. Геотемпературный режим сланцевых толщ низкопроницаемых коллекторов хадумской свиты является важнейшим фактором, определяющим условия генерации углеводородов и характеризующим обстановки миграции и аккумуляции нефти и газа в таких толщах. 3. Основным критерием для поисков сланцевых углеводородов является не ловушка, где они аккумулируют- 6. Ермолкин В.И., Керимов В.Ю. Геология и геохимия нефти и газа. – М.: Недра, 2012. – 460 с. 7. Перспективы поисков скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых толщах хадумской свиты Предкавказья/ В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, С.С. Дмитриевский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 50–53. 8. Седиментолого-фациальное моделирование при поисках, разведке и добыче скоплений углеводородов/ В.Ю. Керимов, Г.Я. Шилов, Е.Е. Поляков [и др.]. – M.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, ВНИИгеосистем, 2010. – 288 с. 9. Мартынов В.Г., Керимов В.Ю., Шилов Г.Я. Геофлюидальные давления и их роль при поисках и разведке месторождений нефти и газа. – М.: Инфра-М, 2013. – 347 с. 10. Rachinsky M.Z., Kerimov V.U. Fluid dynamics of oil and gas reservoirs. – USA: Scrivener Publishing Wiley, 2015. – 613 с. References 1. Prishchepa O.M., Aver'yanova O.Yu., Il'inskiy A.A., Morariu D., Neft' i gaz nizkopronitsaemykh slantsevykh tolshch – rezerv syr'evoy bazy uglevodorodov Rossii (Oil and gas is low-permeability shale strata - a reserve of raw material base of hydrocarbons in Russia), Proceedings of VNIGRI, 2014, 323 р. 2. Kerimov V.Yu., M.Z. Rachinskiy, S.M. Karnaukhov, Mustaev R.N., Geotemperaturnoe pole Yuzhno-Kaspiyskogo basseyna (Geotemperature field of SouthCaspian basin), Otechestvennaya geologiya, 2012, no. 3, pp. 18–24. 3. Kerimov V.Yu., Rachinskiy M.Z., Geoflyuidodinamika neftegazonosnosti podvizhnykh poyasov (Geofluid dynamics of oil and gas potential of mobile belts), Moscow: Nedra Publ., 2011, 599 p. 4. Kerimov V.Yu., Serikova U.S., Mustaev R.N., Guliev I.S., Dee p oil-and-gas content of South Caspian Basin (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2014, no. 5, pp. 50–54. 5. Kerimov V.Yu., Mustave R.N., Senin B.V., Lavrenova E.A., Basin modeling tasks at different stages of geological exploration (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2015, no. 4, pp. 26-29. 6. Ermolkin V.I., Kerimov V.Yu., Geologiya i geokhimiya nefti i gaza (Geology and geoche mistry of oil and gas), Moscow: Nedra Publ., 2012, 460 р. 7. Kerimov V.Yu., Mustaev R.N., Dmitrievskiy S.S. et al., The shale hydrocarbons prospects in the low permeability Khadum formation of the Pre-Caucasus (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2015, no. 10, pp. 50–53. 8. Kerimov V.Yu., Shilov G.Ya., Polyakov E.E. et al., Sedimentologo-fatsial'noe modelirovanie pri poiskakh, razvedke i dob yche skopleniy uglevodorodov (Sedimentology-facies modeling for prospecting, exploration and extraction of hydrocarbon accumulations), Moscow: Publ. of Gubkin Russian State University of oil and gas, 2010, 288 p. 9. Martynov V.G., Kerimov V.Yu., Shilov G.Ya., Geoflyuidal'nye davleniya i ikh rol' pri poiskakh i razvedke mestorozhdeniy nefti i gaza (Geo-fluid pressure and its role in prospecting and exp loration of oil and gas fields), Moscow: Infra-M Publ., 2013, 347 p. 10. Rachinsky M.Z., Kerimov V.U., Fluid dynamics of oil and gas reservoirs, Scrivener Publishing Wiley, USA, 2015, 613 p. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 11 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ УДК 550.8 © Коллектив авторов, 2016 Литофациальные и геохимические критерии присутствия углеводородов в покурской свите на территории Томской области (часть 1) И.А. Мельник, д.г.-м.н., С.В. Зимина, к.г.-м.н., О.Д. Елисеева, К.Ю. Смирнова (Томский филиал АО «СНИИГГиМС»), Н.А. Шенбергер (АО «СНИИГГиМС») Адрес для связи: [email protected] Lithofacies and geochemistry criteria of hydrocarbons bedding into the Pokur suite in Tomsk region (part 1) I.A. Melnik, S.V. Zimina, O.D. Eliseeva, K.U. Smirnova (Tomsk Branch of the Siberian Institute of Geology, Geophysics and Mineral Resources, RF, Tomsk), N.A. Shenberger (Siberian Institute of Geology, Geophysics and Mineral Resources, RF, Novosibirsk) E-mail: [email protected] Key words: lithofacies analysis, well logging, low-resistance collector, hydrocarbons, fluid migration, paleosalinity, the Pokur suite, pyrite, boron geochemistry Ключевые слова: литофациальный анализ, каротаж, низкоомный коллектор, углеводороды, флюидомиграция, палеосоленость, покурская свита, геохимия бора, пирит Д о недавнего времени на территории Томской области при изучении разрезов осадочного чехла основное внимание уделялось юрским и неокомским отложениям. Вместе с тем за последние годы продуктивные залежи углеводородов были открыты в отложениях покурской свиты (Северное месторождение) в значительной степени случайным образом. Как правило, на исследуемой территории отбор керна в покурской свите проводился крайне редко, так как по результатам традиционной интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) были сделаны выводы о бесперспективности этих отложений. В основе ошибочной интерпретации лежат физико-химические процессы вторичного образования глинистых минералов, формирующих высокую плотность электрических зарядов в двойном слое (диэлектрическое сопротивление (ДЭС)), и скопления пиритов (влияние которых при стандартной обработке данных ГИС учесть невозможно) в твердой фазе породы песчаника, понижающих удельное электрическое сопротивление (УЭС) пласта [1, 2]. В итоге низкоомные продуктивные коллекторы были отнесены к водонасыщенным, вследствие этого пропущены многие нефтегазонасыщенные интервалы. Однако по результатам инновационной (статистической) интерпретации данных ГИС в песчаных интервалах покурской свиты на территории Томской области были выявлены низкоомные коллекторы, определены их фациальные условия залегания и причины понижения УЭС. Результаты статистической обработки материалов ГИС (по 130 скважинам) были сопоставлены с результатами стандартного, комплексного литофациального анализа каротажных диаграмм и литологического описания керна (в небольших объемах). 12 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО The Pokur sediments in Tomsk region were researched for their oil and gas saturation. The researches were based on the traditional complex lithofacies analysis and innovative statistical interpretation of well logging data. Lithofacies and geochemical criteria of hydrocarbons bedding were identified. Perspective areas were localized. Potentially oil bearing area is presented by regressive sea sediments associated with lower bench of the Pokur suite. Краткое описание используемых методик В Томском филиале СНИИГГиМС на базе стандартных методов ГИС (нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННК-Т) либо нейтронного гамма-каротажа (НГК); гамма-каротажа (ГК); потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС); электрокаротажа) разработана технология статистической интерпретации данных ГИС. Технология, апробированная с использованием компьютерных программ на языке Visual Basic, позволяет выявлять продуктивные низкоомные интервалы, формирующиеся под влиянием процессов наложенного эпигенеза. Решалась обратная задача – построение алгоритма интерпретации данных ННК-Т и НГК относительно содержания химических элементов. В основу технологии положена идея дифференциации интегрального нейтронного поля в песчанике в зависимости от концентраций железа и бора, что дает возможность определять их относительную концентрацию, а также макроскопическое сечение поглощения (МСП) тепловых нейтронов после калибровки данной программы по среднему содержанию (фоновым величинам) химических элементов в песчанике. Доказано, что в полимиктовых песчаниках мезозоя Западно-Сибирской плиты содержание калия обратно пропорционально содержанию бора. Коэффициенты корреляции между результатами лабораторного нейтронно-активационного анализа образцов песчаника и результатами программного определения (на базе стандартного комплекса ГИС) относительного содержания химических элементов следующие: RFe=0,85, калия (через данные ГК и содержание бора) RK=0,63, RМСП =0,9 [3, 4]. Разработанный программный анализ корреляций содержания железа, калия, МСП (глинистости) с карбо- натностью, общей пористостью и УЭС пласта позволяет не только выявлять углеводородонасыщенные интервалы с аномально низким УЭС, но и вычислять статистические параметры (например, интервальный, коэффициент аппроксимации), являющиеся показателем интенсивности вторичных процессов и определяющие содержание соответствующих минералов [5, 6]. Для определения доли интервала пласта, где вторичный процесс преобразует вещество, путем скользящей линии точек вдоль оси скважины с неким шагом вычисляем необходимый параметр по следующей формуле: n Y q / n qi / n, i 1 (1) где q – число выборочных значений линейной корреляционной связи двух выборок при условии Ri > |±0,6|; n – генеральная выборка (число точек пласта). Статистический параметр Y выражает интервальную меру влияния процесса вторичного преобразования в песчаниках исследуемых пластов, т.е. показывает долю преобразованного вещества исследуемого интервала. Назовем его «интервальный параметр» [5]. Известно, что в песчаных породах из всех железосодержащих минералов наибольшую массовую долю составляют сидериты и пириты. Последние, как правило, организуются в тонкодисперсную структуру в виде сыпи на зернах и пленок по периферии пор, заполненных нефтью [1]. В совокупности с ДЭС глинистого цемента они представляют собой электропроводящую твердую фазу с понижающим сопротивлением. В связи с этим наблюдаемая обратная регрессия содержания железа и УЭС породы исследуемого интервала свидетельствуют о присутствии пирита и его влиянии на электрическую проводимость пласта. Следовательно, величина статистического параметра отрицательной регрессии между содержанием железа и УЭС породы будет пропорциональна содержанию пирита. Проведенные исследования показали, что концентрацию пирита в песчаной породе можно определить по эмпирической зависимости [5] Cпир = 0,0041Y2Fe – 0,1338YFe +0,9194, R=0,97. (2) Примем физико-геохимическую модель электической проводимости коллектора с приращенным УЭС, где измеряемое удельное сопротивление [6] определяется по формуле гис =п – пi (Ci), (3) где п – среднее УЭС песчаного пласта при отсутствии влияния электропроводящего компонента, обусловленного вторичными процессами, пi(Ci) – приращенное УЭС поверхностной проводимости электрического слоя, содержащего эпигенетически образованные некомпенсированные катионы определенного химического элемента Ci. Приращенное сопротивление породы с проводимостью i-го заряда можно вычислить следующим образом: пi = п (Ci – 1), (4) где п – среднее значение УЭС породы, представляющее собой среднюю определяемую величину УЭС исследуемого песчаного коллектора; Ci = Ci’ /Cmin; Ci’ – концентрация исследуемого вещества; Cmin – минимальная концентрация вещества в исследуемом интервале (в данном случае отражает минимальное содержание, при котором возможно проявление влияния на электрическую проводимость. Алгоритм сопоставления УЭС с концентрацией определенного элемента по материалам ГИС следующий [6]. 1. Выделяется интервал исследуемого песчаного пласта с точечными данными кажущегося УЭС и поточечными значениями относительного содержания химических элементов, где УЭС с увеличением концентрации элемента уменьшается. Выборочные данные из формата LAS копируются в Microsoft Excel. 2. В Microsoft Excel определяется линия тренда по степенной регрессии =bCi–g, что позволяет получить степенной параметр g с параметром аппроксимации R2. Степенной показатель =|R|g. Таким образом, если среднее сопротивление пласта, вычисленное по формулам (3) и (4), больше граничного УЭС (п>гр), разделяющего нефте- и водонасыщенные пласты, то можно утверждать, что исследуемый пласт содержит углеводороды. Фациальный анализ продуктивных пластов в нефтегазовой геологии базируется как на интерпретации данных каротажа, так и на изучении кернового материала [7]. В комплексной интерпретации выделяются три стадии. На первой стадии фациального анализа выясняют условия формирования анализируемой части осадочного разреза и прогнозируют возможный характер преобразования осадка. Для этого проводят детальное изучение кернового материала и определяют к какой фациальной группе (континентальная, морская, переходная) относится исследуемый интервал разреза. На второй стадии, в рамках выделенной фациальной группы, проводится интерпретация данных по отдельным литологическим объектам разреза в соответствии с типом кривых ПС, ГК, формой их пространственного развития, литологической и микропалеонтологической характеристикой породы [7]. Третья стадия (наиболее трудоемкая) включает сопоставление априорной фациальной модели, полученной в результате комплексной интерпретации данных глубокого бурения, сейсморазведки и представлений о пространственном распределении условно прогнозируемых фаций, с моделями современных обстановок осадконакопления. При этом учитываются как схожесть геометрии фациальных обстановок и их пространственная взаимосвязь, так и литологические, фаунистические, текстурные особенности пород, слагающих разрезы условно выделенных фаций. В результате проведенного анализа из ряда альтернативных обстановок осадконакопления, удовлетворяющих построенную лито-фациальную модель, на основе целенаправленной систематизации диагностических призна- НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 13 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ ков подбирается наиболее вероятностная седиментационная модель [7–8]. В основу исследований были положены результаты работы с керновым материалом, когда изучались, анализировались и систематизировались такие источники, как макроскопическое описание керна, результаты литолого-минералогических, микро- и макрофаунистических исследований, данные геофизических исследований более 80 скважин Томской области. Важную роль в корреляции разрезов сыграли данные палинологических исследований. Результаты исследований Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов и представлена частым переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. Она распространена от Омско-Уренгойского фациального района до Чулымо-Енисейского, тянется широкой полосой от Омска до Карского моря и охватывает большую часть востока Западной Сибири. Общие представления о модели бассейна осадконакопления в апт-туроне связаны в первую очередь с проявлениями трансгрессивнорегрессивной направленности тектонических движений территории. В объемах покурской свиты (К1-2 – апттурон) формировались терригенные породы регрессивной (a1-al1), регрессивно-трансгрессивной (al2-с) и трансгрессивной (с-t) фаз тектогенеза, приведших к образованию определенных комплексов литофаций. Трансгрессия в нижнем апте обусловила на большей части территории накопление морского глинистого сейсмогеологического репера I категории – кошайской пачки (горизонт III), подстилающей отложения покурской свиты, а трансгрессия в туроне – подобных глин кузнецовской свиты (горизонт IV), перекрывающей покурскую свиту и являющейся надежной покрышкой. На территории юго-востока Западно-Сибирской плиты (ЗСП) покурская свита развита повсеместно, охватывает территории Томской, Омской и Новосибирской областей и имеет самую большую толщину в разрезе мезозойско-кайнозойского платформенного осадочного чехла. На значительной части исследуемой территории толщина свиты составляет приблизительно 700–900 м, редко 1000 м, но к юго-западу на территории Омской области и юго-востоке, т.е. ближе к обрамлению плиты, она несколько меньше. Максимальная толщина покурской свиты, как правило, отмечается в депрессионных зонах (Нюрольская, Усть-Тымская, Восточно-Пайдугинская мегавпадины). В северо-западной и западной частях Томской области (Каймысовский, Нижневартовский и Александровский своды) толщина свиты достаточно стабильна и распределена более равномерно. Южнее, т.е. ближе к границам внутреннего и внешнего поясов плиты, в сторону моноклинальных структур, толщина свиты постепенно уменьшается. Таким образом, можно отметить, что накопление отложений покурской свиты в основном подчинялось структурному плану палеорельефа, сформированному после нижнеаптской трансгрессии к началу регрессивного этапа седиментации, когда накопление осадков шло более интенсивно в депрессионных зонах палеорельефа, а на повышенных участках медленнее и, возможно, периодически прекращалось. 14 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО В разрезе свиты присутствуют достаточно мощные песчаные и глинистые пласты и толщи, которые могут являться потенциальными коллекторами и покрышками для возможных залежей углеводородов. Песчаники в основном слабосцементированные, характеризуются высокими отрицательными аномалиями ПС, что свойственно хорошим коллекторам, глины и аргиллиты большей частью плотные и крепкие (см. рисунок). В восточных разрезах скважин отмечается преобладание глин по сравнению с песчано-алевритовыми породами. В нижней части свиты наблюдаются прослои углей, а в верхней – включения янтаря, что, по-видимому, объясняется компенсацией прогибания центральной части ЗСП и отступанием моря во время формирования отложений покурской свиты. Однако региональных реперных горизонтов (помимо кузнецовской свиты) не прослеживается, что создает определенные трудности при ее районировании. На большей части территории ЗСП в направлении с запада на восток покурская свита представлена морскими и прибрежно-морскими песчано-глинистыми отложениями. Восточнее, в Салымско-Сургутском регионе, покурская свита формировалась в условиях переходной фациальной обстановки от морской к континентальной, сюда временами проникало море, что и обусловило несколько повышенную глинизацию разреза. Как показал анализ особенностей строения литофациальных типов пород в разрезах свиты по субширотным и субмеридиональным схемам корреляции, в них с той или иной степенью достоверности просматриваются и даже обособляются три толщи пород (интервалы аллювиальных ритмов: ПК1-6, ПК7-13, ПК14-19(20)), отвечающие трем вышеуказанным циклам тектогенеза. Все дальнейшие исследования покурской свиты связаны с анализом и обобщением материала именно по этим трем толщам, именуемым ниже пачками. На основе корреляции разрезов всех скважин, характера кривых электрокаротажа, с использованием данных палинологических исследований, описания керна установлено следующее. Нижнемеловая регрессия (К1a1-a2) на исследуемой территории привела к накоплению в нижней части разреза покурской свиты (пласты ПК14-19 (20)) осадков преимущественно в условиях прибрежной равнины, временами затапливаемой морем. Об этом свидетельствуют значительное содержание растительного детрита, мелких остатков фораминифер и тураммин, пластов углей и углистых аргиллитов, наличие в песчаниках глинистого, кварцевого и каолинитового цементов, а также отмеченная в ряде случаев тонкая горизонтальная слоистость глинистых пород. Кроме того, генезис отложений подтверждается присутствием следов илоедов, мелкой фауны и обуглившийся флоры. Важным моментом является наличие красноцветных пород, преимущественно кирпично-красных и буровато-красных глин с раковинами мелких пелеципод, что указывает на возможно мелководно-морские условия осадконакопления на данном этапе образования свиты. Необходимо отметить, что в условиях кратковременной трансгрессии в дельтовой равнине формировались песчаные отмели (бары). В это же время на дне, вдоль береговых промоин отлагались серые глины, которые по мере роста бара все дальше отодвигались от моря и превращались в изолированную забаровую лагуну. В цент- Литолого-стратиграфический разрез скв. 2 Ванжильская (ОРД – обугленный растительный детрит, ОРО – обугленные растительные остатки) ральной части лагуны накапливались черные глины с мелкой фауной пелеципод. В связи с наступившей затем регрессией лагуна постепенно мелела, заносилась обломочным материалом и превращалась в приморское болото – марши, где накапливались песчано-алевритовые осадки. При изучении разрезов скважин нижней пачки покурской свиты определено, что во время начального этапа озерно-аллювиального осадконакопления происходила ингрессия (наступление водоемов на сушу с равнинным низменным рельефом), охватившая восточную часть территории. Это подтверждается наличием угольных пластов, залегающих в виде тонких прослоек. Далее (вверх по разрезу), при смене палеоландшафта на прибрежный, угленасыщенность уменьшается вплоть до исчезновения. Анализ карты отложений песчанистости нижней пачки покурской свиты показывает, что повышенные значения отмечаются в направлении от депрессионных структур к положительным. Опесчанивание нижней пачки покурской свиты наблюдается в периферийных частях территории исследования. Так, в соседней Омской области в скважинах Георгиевской и Большереченской площадей, расположенных в пределах Старосолдатского мегавала, в нижней части разреза свиты песчанистость максимальная. Судя по высоким отрицательным аномалиям ПС песчаные пласты могут быть потенциальными коллекторами. В северной, северо-восточной частях Томской области в районе скв. 1 Восток, 1 Западная, 1 Ажарминская, а также на Нижневартовском своде наблюдается значительное опесчанивание низов покурской свиты. Формирование существенно глинистого разреза в скважинах, расположенных в пределах Омской мегавпадины, может быть связано с существовавшим здесь режимом глубоководно-озерного или озерно-лагунного осадконакопления. Аналогичные режимы, возможно, существовали на начальном этапе формирования покурской свиты и восточнее: в районах Пограничной, Парбигской, Крыловской площадей, где в низах свиты отмечается наличие мощных глинистых толщ, четко зафиксированных на каротажных диаграммах. Морские условия подтверждаются наличием мощных хорошо прослеживаемых глинистых толщ в южной части Нюрольской мегавпадины и южнее, на территории северо-запада Новосибирской области, что свидетельствует о существовавшем здесь в начальный период формирования свиты либо остаточного после обширной нижнеаптской трансгрессии ограниченного морского бассейна (залива), либо значительного по площади глубокого озера и образовании на этой территории глубоководных глинистых отложений, возможно, с повышенным содержанием органического вещества. В целом, по характеру записи кривой ПС, нижняя пачка покурской свиты представлена отложе- НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 15 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ References ниями морского регрессивного осадочного комплекса, в котором преобладают фации баров, забаровых лагун, а также присутствуют озерно-лагунные типы фаций – болота (марши), относящиеся к отложениям континентального осадочного комплекса. 1. Ezhova A.V., Methods of estimation of oil saturation of low-ohm collectors in Jurassic depositions of South-East of Western Siberian platform (In Russ.), Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta = Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2006, V. 309, no. 6, pp. 23–26. Список литературы 4. Mel'nik I.A., The technique to identify oil and gas objects in epigenetically regenerated reservoirs of Western Siberia (In Russ.), Geofizika, 2012, no. 1, pp. 31–35. 1. Ежова А.В. Методика оценки нефтенасыщенности низкоомных коллекторов в юрских отложениях Юго-Востока Западно-Сибирской плиты // Изв. Томского политехнического университета. – 2006. – Т. 309.– № 6. – С. 23–26. 5. Mel'nik I.A., Identification of secondary converted terrigenous reservoirs based on the statistical interpretation data GIS (In Russ.), Geofizika, 2013, no. 4, pp. 29–36. 3. Мельник И.А. Выделение нефтенасыщенных интервалов на основе переинтерпретации ГИС в низкоомных коллекторах-песчаниках//Нефтяное хозяйство. – 2008. – №4. – С. 34–36. 6. Mel'nik I.A., Erofeev L.Ya., Physical-geochemical model of low-resistance collector and its practical application (In Russ.), Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy, 2014, no. 3, pp. 46–50. 4. Мельник И.А. Методика выявления нефтегазоносных объектов в эпигенетически преобразованных коллекторах Западной Сибири//Геофизика. – 2012. – №1. – С. 31–35. 7. Muromtsev V.S., Elektrometricheskie modeli fatsiy i paleogeograficheskie rekonstruktsii usloviy formirovaniya otlozheniy shel'fov drevnikh morey Shirotnogo Priob'ya Zapadnoy Sibiri (Electrometric models of facies and paleogeographic reconstruction of the conditions of formation of deposits of ancient seas shelves of Shirotnoye Priobye (Ob region) in Western Siberia), Proceedings of VNIGRI , 1984, pp. 106 – 121. 5. Мельник И.А. Выявление вторично преобразованных терригенных коллекторов на основе статистической интерпретации материалов ГИС//Геофизика. – 2013. – №4. – С. 29–36. 6. Мельник И.А., Ерофеев Л.Я. Физико-геохимическая модель низкоомного коллектора и ее практическое применение// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2014. – №3. – С. 46–50. 7. Муромцев В.С. Электрометрические модели фаций и палеогеографические реконструкции условий формирования отложений шельфов древних морей Широтного Приобья Западной Сибири/Тр. ин-та/ВНИГРИ. – 1984. – С. 106 – 121. 8. Даненберг Е.Е., Белозёров В.Б., Брылина Н.А. Геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрско-нижнемеловых отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область). – Томск: ТПУ, 2006. – 295с. 16 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 3. Mel'nik I.A., Oil-saturated intervals separation on the basis of reinterpretation of wells geophysical study results in low resistance reservoirs (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2008, no. 4, pp. 34–36. 8. Danenberg E.E., Belozerov V.B., Brylina N.A., Geologicheskoe stroenie i neftegazonosnost' verkhneyursko-nizhnemelovykh otlozheniy yugo-vostoka Zapadno-Sibirskoy plity (Tomskaya oblast') (Geological structure and oil and gas potential of Upper Jurassic-Lower Cretaceous deposits of the south-east of the West Siberian Plate (Tomsk Region)), Tomsk: Publ. of TPU, 2006, 295 p. A4_TomskNIPI_Layout 1 14.02.16 7:29 Page 1 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ УДК 556.314(470.41) © Р.Х. Мусин, З.Г. Калкаманова, 2016 Формирование состава подземных вод в верхней части гидролитосферы Восточно-Закамского региона Татарстана Р.Х. Мусин, к.г.-м.н., З.Г. Калкаманова (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Адрес для связи: [email protected] The formation of the underground water in the upper part of hydrolithosphere in the Vostochno-Zakamsky region of Tatarstan R.Kh. Musin, Z.G. Kalkamanova (Kazan (Volga Region) Federal University, RF, Kazan) E-mail: [email protected] Key words: underground water, gradients of concentration, downlink filtration, oil fields Ключевые слова: подземные воды, градиенты концентраций, нисходящая фильтрация, нефтяные месторождения Ф ормирование химического состава подземных вод определяется многочисленными гидрогеохимическими и гидробиохимическими процессами, которые контролируются разнообразными факторами. Последние часто объединяются в две основные группы: природные и техногенные. В первой группе важное значение имеют литолого-фациальные особенности гидрогеологических разрезов и время взаимодействия в системе вода – порода. Ярким примером совокупного воздействия разнообразных факторов на характер и структуру гидрогеохимического поля является верхняя часть гидролитосферы нефтяного региона Республики Татарстан. Основные нефтяные залежи Татарстана сосредоточены в его юго-восточной части (Восточно-Закамском регионе), где с середины XX века разрабатываются такие крупные месторождения, как Ромашкинское, Ново-Елховское и Бавлинское (рис. 1). Многолетняя эксплуатация нефтяных объектов не могла не сопровождаться Рис. 1. Схема расположения Восточно-Закамского региона (1) и крупных нефтяных месторождений (2): Ромашкинского (I), НовоЕлховского (II) и Бавлинского (III) 18 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО The zone of active water exchange of the Vostochno-Zakamsky region of Tatarstan is characterized by thickness up to 350 m and it is the distribution area of the groundwater with various composition and widely varying mineralization (0.2–10 g /l). For a quantitative estimation of the contribution of different factors in the modern structure of hydrogeochemical field was studied watershed spaces. They are the areas of primary downlink filtration. The formation of groundwater occurs here exclusively through the interaction of precipitation and their derivatives with soil and rock. It was identified concentration gradients of the main components and integrated indicators of water composition appearing at a downlink filtration. It is revealed that the main factors determining the composition of groundwater are lithological features of aquifers as a ratio of sulfate, carbonate and clay.Identified values of the concentration gradient and the nature of their behavior allow to predict hydrogeochemical conditions prevailing in the areas downlink filtering of zone of active water exchange. рядом негативных явлений, что в свою очередь обусловило проведение на этой территории многочисленных разномасштабных и разноплановых исследований. В настоящее время Восточно-Закамский регион площадью около 20 тыс. км2 и численностью населения около 1,5 млн человек характеризуется высокой степенью геолого-гидрогеоэкологической изученности. Восточно-Закамский регион расположен в пределах Южно-Татарского свода Волго-Уральской антеклизы Восточно-Европейской платформы и Восточно-Русского артезианского бассейна блоково-пластовых вод. Толщина зоны активного водобмена составляет здесь до 300–350 м и охватывает комплекс пермских и плиоцен-четвертичных образований. Пермские отложения уфимского, казанского, уржумского и северодвинского ярусов характеризуются максимальным площадным распространением. Они отличаются широким спектром фациальных условий формирования: от морских (верхнешельфовых) до континентальных (озерных, аллювиальных и др.) [1]. Морские отложения имеют преимущественно карбонатно-терригенный состав и серую окраску, толщина их отдельных прослоев может достигать 20 м и более. Большинство континентальных отложений представлено песчано-глинистыми пестроцветными образованиями с толщиной прослоев до 8 м. Важной характеристикой пермской толщи является ее загипсованность, возрастающая в восточном направлении. Гипсы встречаются в виде как редких мелких включений, так и отдельных невыдержанных слоев толщиной главным образом до 0,5–1 м. Плиоцен-четвертичные отложения представлены песчано-глинистыми породами. Максимальной толщиной (до 210 м) они обладают в палео- и современных речных долинах, ширина которых обычно не превышает 10 км. В рассматриваемой осадочной толще выделяется ряд водоносных и слабоводоносных комплексов, связанных межпластовым взаимодействием (перетеканием) по схеме А.Н. Мятиева. Основными областями питания подземных вод являются водораздельные пространства, областями разгрузки – речные долины, т.е. верхняя часть разреза Восточно-Закамского региона – область преимущественного развития междуречных подземных потоков. Она также дифференцирована в гидрогеохимическом отношении. Здесь отчетливо выделяются две подзоны – пресных и солоноватых подземных вод, которые на значительной части территории разделяются водоупорным горизонтом лингуловых глин, залегающих в основании казанского яруса и обладающих средней толщиной 10–15 м [1–3]. Подземные воды надлингуловой части разреза характеризуются довольно высокой изменчивостью состава и минерализации. Это может проявляться даже в пределах одного водоносного горизонта на небольших расстояниях. В целом значительно распространены по площади воды с преобладанием в анионном составе гидрокарбонатов, сульфатов, хлоридов, при этом их катионная составляющая может быть практически любой (кальциевой, натриевой, магниево-кальциевой и др.), а минерализация – 0,2–10 г/дм3. Состав подземных вод при преобладании природных факторов их формирования обычно имеет бимодальный характер распределения [2, 4, 5]. С одной стороны, это гидрокарбонатные воды минерализацией в основном до 0,6 г/дм3 и жесткостью (здесь и далее понимается общая жесткость) до 7–8 ммоль/дм3, с другой – гидрокарбонатно-сульфатные и сульфатные воды (название по ОСТ [6]) минерализацией до 2–3 г/дм3 и жесткостью до 20–30 ммоль/дм3. В первом случае основным гидрогеохимическим процессом является углекислотное выщелачивание карбонатно-терригенных пород (при этом превалирующий объем низкоминерализованных гидрокарбонатных подземных вод обладает питьевым качеством), во втором – выщелачивание и растворение гипсов, а также смешение с водами более глубокой циркуляции в зонах разгрузки. На участках интенсивного техногенного воздействия выделяются три основные гидрогеохимические группы подземных вод. В первой отмечается повышенное (мольная доля более 20 %) содержание хлоридов, при этом минерализация может достигать 5–10 г/дм 3, жесткость – 40–70 ммоль/дм3. Хлоридные (хлоридногидрокарбонатные, хлоридно-сульфатно-гидрокарбонатные, гидрокарбонатно-хлоридные и др.) воды пермских отложений отчетливо маркируют контуры крупных нефтяных месторождений. Площади развития данного типа подземных вод могут составлять многие десятки квадратных километров, их формирование в первую очередь связано с утечками (иногда аварийными) попутно добываемых вод (рассолов минерализацией до 300 г/дм 3) из многочисленных трубопроводов и емкостей хранения [7, 8]. О масштабах этих утечек могут свидетельствовать следующие данные: число ежегодно ликвидируемых порывов на промысловых трубопроводах в различные периоды освоения месторождений варьировалось от 4 до 17 тыс.; в период наиболее интенсивной добычи нефти (1970–1980 гг.) – ежегодные потери попутно добываемых рассолов на поверхности в результате разливов, аварийных порывов и скрытых утечек составляли не менее 4–5 млн. м 3 [7]. Вторая группа подземных вод с превалирующим влиянием техногенного фактора на формирование их состава характеризуется повышенным содержанием нитратов и органического вещества, минерализация – до 2–2,5 г/дм3, жесткость – 15–20 ммоль/дм3. Третья группа подземных вод отличается сверхпредельными концентрациями ряда тяжелых металлов (Fe, Mn, Pb и др.) и довольно часто – органического вещества, при этом воды могут быть пресными и относительно мягкими, иметь гидрокарбонатный состав. Вторая и третья группы подземных вод характеризуются узколокальным (мелкомозаичным) распространением. Нитратные воды тяготеют ко многим населенным пунктам, крупным животноводческим комплексам, складам удобрений и др. Участки их развития отражают области сельскохозяйственного загрязнения. Подземные воды, обогащенные тяжелыми металлами, характерны для крупных промышленных центров и их окраин [9, 10]. Три группы подземных вод, в формировании которых значительную роль играет техногенный фактор, отличаются не только по составу и характеру площадного развития, но и по масштабу распространения по разрезу. Если обогащенность подземных вод нитратами, органическим веществом и рядом тяжелых металлов обычно проявляется лишь на уровне верхних водоносных горизонтов (комплексов), то хлоридное загрязнение участками может охватывать большую часть зоны активного водообмена. В надлингуловой части гидрогеологического разреза всего Восточно-Закамского региона Татарстана соотношение количества подземных вод с преобладанием в формировании их состава природных и техногенных факторов близко к 0,7/0,3. На отдельных участках в пределах контуров крупных и длительно разрабатываемых нефтяных месторождений доля подземных вод, гидрогеохимический состав которых определяется в основном техногенным фактором, может достигать 80–90 %. Это иллюстрирует гидрогеохимическая карта нижнеказанского терригенно-карбонатного водоносного комплекса, подстилаемого водоупорным горизонтом лингуловых глин и являющегося наиболее продуктивным комплексом разреза на питьевые подземные воды (рис. 2). Толщина этого комплекса в среднем составляет 60 м. Обычно он вскрывается в нижних частях речных долин, где отмечается довольно интенсивная родниковая разгрузка с преобладающими дебитами источников до 5–6 л/с и удельными дебитами скважин – 0,3–2 л/(см). На отдельных водоразделах, где глубина залегания кровли нижнеказанского комплекса достигает 180 м, величина его избыточного напора может составлять 160 м [2]. Количественная оценка роли тех или иных факторов в формировании состава подземных вод может быть проведена на основе анализа водных вытяжек, гидрогеохимического моделирования и некоторых других методов исследований. Интересным представляется гидрогеохимический анализ водораздельных участков, на которых преобладает нисходящая фильтрация, и формирование состава подземных вод определяется исключительно взаимодействием первичных атмосферных осадков и их дериватов с почвами и породами разреза. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 19 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ В этом случае удобно использовать концентрационные градиенты gradC = (C2-C1)/(h2-h1), Рис. 2. Схематическая гидрогеохимическая карта нижнеказанского водоносного комплекса в Восточно-Закамском регионе Татарстана: тип вод по анионному составу: 1 – гидрокарбонатный, 2 – сульфатный, 3 – хлоридный; 4–6 – смешанный с преобладанием гидрокарбонат-иона (4), сульфат-иона (5), хлорид-иона (6); 7 – зоны отсутствия нижнеказанского комплекса где С2, С1 концентрации (значения) компонентов (параметров) в водах на глубинных уровнях соответственно h2 и h1. Для получения наиболее объективной картины целесообразно выделение концентрационных градиентов на нескольких глубинных уровнях – до 50, от 50 до 100 и более 100 м. Для первого глубинного интервала (h1 = 0) С1 отражает характеристики атмосферных осадков, для второго и третьего интервалов используются параметры водоносных горизонтов соответствующих глубин. Восточно-Закамский регион относится к зоне достаточного увлажнения, норма осадков составляет примерно 500 мм/год. Осадки характеризуются преимущественно сульфатно-гидрокарбонатным кальциевым и гидрокарбонатно-сульфатным натриево-кальциевым составами, минерализация изменяется от 5 до 1300 мг/дм3 (в среднем – 43 мг/дм3). Концентрационные градиенты (табл. 1) определены по 44 скважинам, вскрывшим не менее двух разноглубинных водоносных горизонтов с раздельным гидрогеохимическим опробованием на основных поверхностных водоразделах, которые в регионе являются и водоразделами подземных вод пермских отложений (рис. 3). Проходка и опробование скважин были выполнены в ходе проведения Таблица 1 Концентрационный градиент Параметры Глубина залегания, м Минерализация Жесткость общая Терригенные разрезы Карбонатно-терригенные разрезы нормальные Разрезы с влиянием разработки месторождений нормальные с гипсом с гипсом нормальные < 50 3,3-7,2 6,3 4,3-7,0 4,6-16,3 11,4-34 с гипсом 6,4-60,5 50-100 (-1,1)-1,7 4,1-44,9 0,1-2,8 1,6-79,2 (-35)-(-4,4) (-4)-63,2 >100 0,1-0,6 1,2-17,6 (-2)-3,9 0,9-149 (-28)-17,7 < 50 0,06-0,1 0,1 0,07-0,1 0,1-0,32 0,11-0,51 0,1-0,76 50-100 (-0,1)-0 0-0,64 (-0,1)-0,1 0-0,84 (-0,7)-0,1 0-0,4 >100 0,003 (-0,1)-0,1 (-0,03)-0 0,01-1,7 (-0,2)-0,2 Концентрация: HCO3 Cl SO42 Ca2+ Mg2+ Na++K+ Суммарная концентрация анионов < 50 3,6-7,4 до 4,9 4,5-6,8 4,2-5,3 2,5-7,0 0,5-3,8 50-100 (-1,2)-1,8 (-2,7)-(-1,6) (-1,1)-2,4 (-4,7)-3,5 0,6-3,7 (-6,4)-0,9 >100 (-0,8)-0,4 (-1,7)-1,6 (-1,6)-0,1 (-6,6)-(-0,2) (-11,1)-3,7 < 50 0,08-0,26 0,3 0-0,29 0-0,26 4-17,5 0,82-24,5 50-100 0-0,12 0,12-0,3 0-0,17 0-1,2 (-25)-0,9 5,4-6,9 >100 0,01-0,08 0-1,2 0-0,6 0-1,66 (-2,8)-12,9 < 50 0-0,21 1,2 0-0,33 0,9-5,8 0-0,8 1,67-4,7 50-100 (-0,3)-0,5 3,4-33,6 (-0,1)-0,7 1,1-59,3 (-0,2)-1,1 1,2-43,0 >100 (-0,1)-0,1 1,7-11,5 (-0,3)-0,2 0,9-112,3 (-1,9)-3 < 50 0,1-1,22 1,2 0,5-1,1 0,9-4,8 0,94-6,4 0,9-18,0 50-100 (-1,1)-0,1 0-11,3 (-0,2)-0,5 0-15,1 (-9,3)-0,7 1,6-4,1 >100 (-0,1)-0,1 (-0,5)-0,6 (-0,2)-0,1 0-23,4 (-1,6)-5,1 < 50 0,03-0,94 0,4 0,3-0,95 0,54-0,93 0,8-2,3 0-4,2 50-100 (-0,2)-1,2 0,8-0,9 (-0,3)-0,26 0-1,53 (-2,4)-0,5 (-1,2)-2,1 >100 0-0,12 (-0,4)-0,4 (-0,2)-0,05 0,02-18 (-1,2)-0,4 < 50 0-0,66 0,7 0,13-0,8 0,01-0,6 0,1-6,0 0,8-1,5 50-100 0-1,0 0,4-2,2 0-1,0 0,3-7,5 (-3,0)-1,1 0,1-12,3 >100 0,03-0,19 1,5-6,4 0-1,7 0,05-12,1 (-5,6)-2,7 < 50 0,07-0,15 0,12 0,09-0,13 0,09-0,34 0,2-0,62 0,12-0,9 50-100 0-0,03 0,1-0,7 0-0,05 0,02-1,2 (-0,7)-0,1 0-0,9 >100 0,004-0,01 0,01-0,25 0-0,05 0, 01-0,5 (-0,4)-0,14 Примечания. Концентрационный градиент общей жесткости и суммарной концентрации анионов измеряется в ммоль/(дм3м), остальных параметров – мг/(дм3м). Значения градиентов для первого глубинного уровня определены с учетом состава атмосферных осадков. 20 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Рис. 3. Схема расположения водораздельных скважин: 1, 2 – скважины соответственно с детальной (1) и сокращенной (2) литологическими характеристиками разреза; 3 – контуры крупных нефтяных месторождений разномасштабных эколого-гидрогеологических исследований (В.К. Дятлова, 1998 г.; Н.М. Порфирьев, 1997 г., 1999 г.). Подавляющая часть вскрытых скважинами водоносных горизонтов залегает в стратиграфическом интервале от уржумского яруса до нижнеказанского подъяруса. Концентрационные градиенты выявлены на основе гидрогеохимического материала второй половины 90-х годов XX века, но это никак не снижает их актуальности, так как вне зон техногенного воздействия составы подземных вод не испытывают существенных вариаций во времени (по анализу соответствующих данных временного интервала 1950–2000 гг. [10]), а данные, полученные для разрезов с влиянием разработки, отражают один из этапов поздней стадии разработки нефтяных месторождений с системами поддержания пластового давления. Приведенные значения концентрационных градиентов довольно информативны. Тем не менее следует отметить следущее: – основной уровень минерализации подземных вод в незагипсованных разрезах вне контуров разрабатываемых нефтяных месторождений складывается уже в самом верхнем 50-м интервале; – при наличии гипса резкий рост солесодержания подземных вод обычно отмечается с глубин 40–70 м, тогда как более верхний интервал довольно хорошо промыт; – техногенный фактор, такой как разработка нефтяных месторождений, может оказывать влияние на формирование состава подземных вод, на порядок превышающее влияние природного фактора в виде литологофациального строения водовмещающего разреза; – в районах разработки месторождений нефтяное (хлоридное) загрязнение может проявляться как сверху (за счет утечек попутно добываемых вод), и в этом случае максимальные градиенты минерализации и концентраций хлоридов и других компонентов отмечаются в самой верхней части разреза, так и снизу (за счет восходящих заколонных перетоков), при этом повышенные значения градиентов фиксируются начиная с глубины 100–120 м, глубинный интервал 50–100 м может являться областью развития наименее минерализованных и жестких подземных вод; – отрицательные значения концентрационных градиентов связаны в основном с процессами высаливания (выпадением из раствора прежде всего гидрооксидов железа, алюминия и карбонатов кальция) и сорбции, к которым в контурах нефтяных месторождений добавляется возможность проявления хлоридного загрязнения лишь в самой верхней части разреза. В табл. 1 учтено изменение концентрационных градиентов в зависимости от глубины залегания водоносных горизонтов, общего характера строения разрезов и техногенного фактора. Для более детальной характеристики этого изменения был проведен корреляционный анализ, в котором дополнительно учитывались следующие данные: возраст водовмещающих и перекрывающих их пород; толщины опробованных водоносных горизонтов и их «перекрытия»; подробная литолого-фациальная характеристика этих горизонтов и перекрывающих зон, учитывающая в строении разреза долю каждой основной литологической разности пород определенной фации (терригенные породы подразделялись на сероцветные (предположительно морские) и красноцветные (континентальные); карбонатные породы учитывались суммарно, вне зависимости от их положения в серо- или красноцветной частях разреза; дополнительно рассчитывался общий потенциал глинистых пород без учета их фациальных особенностей) (табл. 2). Данные табл. 2 также весьма информативны, они не противоречат основным закономерностям поведения главных компонентов и параметров состава подземных вод в зоне активного водообмена [11]. Значения концентрационных градиентов большей их части определяются прежде всего литологическими особенностями коллекторов подземных вод и влиянием процессов нефтедобычи, меньшую роль играет глубинный фактор. Литолого-фациальные особенности зон перекрытия водоносных горизонтов в случае отсутствия гипса незначительно влияют на концентрационные градиенты, а роль таких параметров, как возраст и толщина водовмещающих и перекрывающих их пород, сведена практически к нулю. Значимые отрицательные связи градиентов гидрокарбонатов с параметром возраста пород обусловлены характером его оцифровки – каждому стратиграфическому подразделению присваивалось цифровое значение, которое увеличивалось вниз по разрезу. Поэтому данные отрицательные корреляционные связи определяются глубиной залегания. Дополнительно необходимо отметить противоположное влияние глинистых и карбонатных пород водоносных горизонтов на характер изменения концентрационных градиентов всех рассматриваемых компонентов и интегральных показателей состава подземных вод, а также прямо противоположное поведение градиентов содержание гидрокарбонатов и сульфатов, которое в первую очередь определяется глубинным фактором и связано с насыщением подземных вод карбонатами кальция и возможностью их выпадения в осадок при выщелачивании гипсов. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 21 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ Таблица 2 Коэффициент корреляции с концентрационными градиентами Показатели минераобщей лизации жесткости содержания HCO3- Cl- SO42 Ca2+ Mg2+ Na++K+ анионов Зона перекрытия водоносных горизонтов Глубина кровли -0,01 -0,16 -0,70 -0,19 0,43 -0,07 -0,31 0,14 -0,11 Глубина подошвы 0,07 -0,07 -0,73 -0,17 0,52 0,03 -0,27 0,12 -0,03 Толщина 0,16 0,23 0,14 0,11 0,05 0,21 0,15 -0,09 0,17 Возраст -0,03 -0,14 -0,62 0,00 0,21 -0,06 -0,27 0,18 -0,08 Породы: терригенные (континентальные фации) -0,03 0,06 0,24 -0,14 -0,02 -0,03 0,15 -0,23 -0,03 терригенные (морские фации) -0,02 -0,15 -0,45 0,08 0,05 -0,07 -0,21 0,27 -0,05 глинистые -0,07 -0,22 -0,51 -0,10 0,16 -0,15 -0,24 0,20 -0,13 карбонатные 0,10 0,11 0,05 0,14 0,05 0,14 0,02 0,04 0,12 Водоносные горизонты Глубина кровли 0,07 -0,07 -0,73 -0,17 0,52 0,03 -0,27 0,12 -0,03 Глубина подошвы -0,03 -0,14 -0,68 -0,23 0,41 -0,06 -0,30 0,02 -0,13 Толщина -0,23 -0,19 -0,06 -0,19 -0,14 -0,20 -0,14 -0,20 -0,24 Эффективная толщина -0,14 -0,17 -0,01 -0,17 -0,08 -0,15 -0,19 0,01 -0,16 Возраст 0,08 -0,01 -0,57 0,07 0,25 0,06 -0,16 0,17 0,03 Породы: терригенные (континентальные фации) -0,24 -0,19 0,23 -0,02 -0,44 -0,26 0,00 -0,09 -0,20 терригенные (морские фации) 0,06 0,00 -0,35 -0,05 0,31 0,07 -0,13 0,03 0,01 глинистые -0,33 -0,46 -0,21 -0,21 -0,22 -0,46 -0,26 0,21 -0,36 карбонатные 0,43 0,43 0,18 0,16 0,35 0,43 0,26 0,11 0,42 Разрезы с влиянием разработки месторождений 0,51 0,53 0,02 0,76 -0,08 0,49 0,45 0,32 0,57 Загипсованные разрезы 0,41 0,29 -0,49 0,10 0,66 0,37 0,01 0,23 0,34 Примечание. Полужирным шрифтом выделены значимые коэффициенты парной корреляции, полученные в результате обработки фактического материала 28 скважин с детальной литологической характеристикой разреза. Выводы 1. В формировании состава подземных вод верхней части гидролитосферы нефтяного региона Татарстана природные и техногенные факторы имеют примерно одинаковое значение. 2. Среди природных факторов наибольшее значение имеют литологические особенности водоносных горизонтов (соотношение содержания сульфатных, карбонатных и глинистых пород), а также глубина их залегания. 3. Выявленные величины концентрационных градиентов и характер их изменения можно использовать для прогноза гидрогеохимических условий (состава и минерализации подземных вод) в областях преобладающей нисходящей фильтрации зоны активного водообмена с известными геоэкологическими условиями, что необходимо прежде всего для рационального размещения и обустройства одиночных скважинных питьевых водозаборов и прогнозно-перспективных оценок развития технических и, возможно, минеральных вод с заданными соотношениями макрокомпонентов. 4. Преобладающие глубинные интервалы развития питьевых подземных вод в пермских отложениях при слабом проявлении техногенного фактора: 0–150 м – для преимущественно терригенных разрезов; 0–100 м – для карбонатно-терригенных разрезов; 0–50 (70) м – для загипсованных разрезов. Для участков, где ведется интенсивная разработка нефтяных месторождений, при отсутствии в разрезе сульфатных пород таким может быть интервал от 50 до 100 (120) м. 22 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Список литературы 1. Геология Татарстана: Стратиграфия и тектоника / Под ред. Б.В. Бурова. – М.: ГЕОС, 2003. – 402 с. 2. Мусин Р.Х., Мусина Р.З. Гидрогеологические исследования в нефтяном регионе Татарстана // Нефть. Газ. Новации.–2009.– № 9. – С. 28-38. 3. Экологические аспекты разработки сверхвязких нефтей Ашальчинского месторождения / М.Н. Мингазов, Г.И. Петрова, М.Ж. Каримов, И.А. Терновская // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 106–108. 4. http://eco.tatarstan.ru/rus/gosdoklad/2013.htm 5. Экологический мониторинг состояния окружающей среды на месторождениях ОАО «Татнефть» / Н.Г. Ибрагимов, Р.М. Гареев, О.Е. Мишанина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 3. – С. 16–20. 6. Отраслевой стандарт. Воды подземные. Классификация по химическому составу и температуре. – М.: ВСЕГИНГЕО, 1986. – 12 с. 7. Гидрогеоэкологические исследования в нефтедобывающих районах Республики Татарстан / Под ред. А.И. Короткова и В.К. Учаева. – Казань: Изд-во НПО «Репер», 2007. – 300 с. 8. Мусин Р.Х. О гидрогеоэкологических особенностях и проблемах нефтяного региона Татарстана // Изв. вузов. Сер. Геология и разведка. – 2012. – № 2. – С. 48–53. 9. Сунгатуллин Р.Х. Химический состав подземной и поверхностной гидросфер (на примере Набережно-Челнинской площади) // Ученые записки Казанского университета. Сер. Естественные науки. – 2009. – Т. 151. – Кн. 3. – С. 153-166. 10. Мусин Р.Х. Техногенные изменения в гидролитосфере Республики Татарстан // Недропользование XXI век. – 2013. – № 5. – С. 61-66. 11. Шварцев С.Л. Гидрогеохимия зоны гипергенеза. – М.: Недра, 1998. – 354 с. References 1. Geologiya Tatarstana: Stratigrafiya i tektonika (Geology of Tatarstan: Stratigraphy and tectonics): edited by Burov B.V., Moscow: GEOS Publ., 2003, 402 p. 2. Musin R.Kh., Musina R.Z., The hydrogeological researches in the oil region of Tatarstan (In Russ.), Neft'. Gaz. Novatsii, 2009, no. 9, pp. 28-38. 3. Mingazov M.N., Petrova G.I., Karimov M.Zh., Ternovskaya I.A., Ecological aspects of development of heavy oil reservoirs in Ashalchinskoye field (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2009, no. 6, pp. 106–108. 4. URL: http://eco.tatarstan.ru/rus/gosdoklad/2013.htm 5. Ibragimov N.G., Gareev R.M., Mishanina O.E. et al., Ecological monitoring of environmental conditions on Tatneft OAO deposits (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2005, no. 3, pp. 16–20. 6. OST 41-05-263-86, Vody podzemnye. Klassifikatsiya po khimicheskomu sostavu i temperature (The industry standard. Underground water. Classification of the chemical composition and temperature), Moscow: Publ. of VSEGINGEO, 1986, 12 p. 7. Gidrogeoekologicheskie issledovaniya v neftedobyvayushchikh rayonakh Respubliki Tatarstan (Hydro-geoecological studies in the oil producing regions of Tatarstan): edited by Korotkov A.I., Uchaev V.K., Kazan': Publ. of Reper, 2007, 300 p. 8. Musin R.Kh., On hydrogeoecological features and problems of Tatarstan oil province (In Russ.), Izvestiya vuzov. Geologiya i razvedka, 2012, no. 2, pp. 48–53. 9. Sungatullin R.Kh., Chemical structure of underground and surface hydrospheres (on the example of Naberezhnye Chelny territory) (In Russ.), Uchenye zapiski Kazanskogo universiteta. Seriya Estestvennye nauki, 2009, V. 151, no. 3, pp. 153-166. 10. Musin R.Kh., Technological changes in the hydrolitosphere of the Tatarstan Republic (In Russ.), Nedropol'zovanie XXI vek, 2013, no. 5, pp. 61-66. 11. Shvartsev S.L., Gidrogeokhimiya zony gipergeneza (Hydrogeochemistry of hypergenesis zone), Moscow: Nedra Publ., 1998, 354 p. Siam_Layout 1 15/02/16 12:54 Page 1 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ УДК 550.832.44 © Коллектив авторов, 2016 Сравнение методов оценки интервальных времен по данным многоэлементного волнового акустического каротажа1 В.Е. Косарев, В.А. Горгун, О.Н. Шерстюков, д.ф.-м.н. (Казанский (Приволжский) федеральный университет), В.Н. Горбачев, М.Л. Михеев (ООО «ТНГ-Групп») Адрес для связи: [email protected] Ключевые слова: многоэлементный волновой акустический каротаж, метод Сембланса, дисперсия, годограф, сходимость, погрешность М ногоэлементный волновой акустический каротаж (АК) в настоящее время является одним из самых востребованных и информативных методов для оценки петрофизических свойств сложнопостроенных пластов-коллекторов, выявления зон развития анизотропии, контроля проведения гидроразрыва пласта (ГРП) и др. При выполнении акустического каротажа в скважину поступает импульс упругих колебаний, который распространяется в массиве горных пород и в итоге достигает приемников, регистрирующих волновую картину. В настоящее время существует достаточно много модификаций аппаратуры АК, начиная от простейшего трехэлементного зонда до сложнейшей многоэлементной аппаратуры. При этом под термином «многоэлементный» может пониматься как набор излучающих элементов (монопольные, дипольные излучатели и др.), так и приемные модули, включающие от двух [1] до восьми [2] и более приемников. Методы оценки интервальных времен Одним из основных этапов обработки данных акустического каротажа является вычисление интервального времени пробега целевой волны (продольной, поперечной, Стоунли) в интервале измерений. В настоящее время существует довольно много подходов к решению данной задачи. Классическим алгоритмом оценки интервального времени является метод годографов. По сути годограф представляет собой зависимость времени прихода преломленной волны от расстояния [1]. В однородной среде такая зависимость будет описываться 1Работа 24 Comparison of slowness estimation methods according to borehole acoustic waveform data V.E. Kosarev, V.A. Gorgun, O.N. Sherstyukov (Kazan (Volga Region) Federal University, RF, Kazan), V.N. Gorbachev, M.L. Mikheev (TNG-Group LTD, RF, Bugulma) E-mail: [email protected] Key words: acoustic logging, Semblance’s method, hodograph curve, dispersion, convergence, error in slowness determination Methods for estimating the slowness of elastic waves according to a multi-element acoustic logging are discusses in the paper. Compare slowness curves of longitudinal and transverse waves for carbonate deposits is held. Interval times curves estimated by Semblance and dispersion methods have better convergence with each other. The reason for this is that these methods estimate the group velocity, as opposed to the hodograph method, which gives an estimate of the phase velocity. Convergence of slowness curves for the transverse wave is generally belter than convergence of curves for the longitudinal wave. All methods yield similar values slowness estimation errors. уравнением прямой, тангенс угла наклона которой определяет интервальное время распространения волны в интервале базы зонда. Следовательно, для построения годографа необходимо найти времена прихода целевой волны к каждому приемнику. Для этого применяются различные методы: пороговый, прослеживания и др. Пороговый метод эффективен для выделения первой волны в волновом пакете (как правило, продольной). Суть метода состоит в том, чтобы найти время прихода волны к приемнику по амплитуде, которая должна превысить заранее заданное (либо вычисленное в определенном временном интервале) пороговое значение. Последнее задается с учетом информации о шумах на волновых картинах, обусловленных различными факторами. Данный способ довольно прост в реализации, однако не всегда эффективен. Амплитуды целевых волн варьируются в широких пределах. В определенный момент времени может возникнуть ситуация, при которой амплитуда первого вступления не будет превышать заданное пороговое значение. В этом случае в качестве времени первого вступления может быть ошибочно рассчитано время второй или последующих фаз. Такое явление при обработке волновых картин называется «пропуск фазы» [3]. Для исключения подобного рода ошибок разработаны методики автоматической коррекции прослеживания, базирующиеся в основном на отслеживании поведения отдельно взятой кривой (крутизна кривой времени прихода волны) либо контроле разницы показаний для различных каналов [4, 5]. Отдельно существуют способы подавления шумовой компоненты, выполнена при финансовой поддержке Министерства образования и науки РФ (проект № 02.G25.31.0029). 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО например, синусоидального сигнала [6], проявляющегося на волновых картинах вследствие скольжения центрирующих элементов по стенке скважины и других влияющих на форму волновой картины факторов. Метод прослеживания представляет собой комплекс процедур по трассированию определенной особенности волновой картины на фазо-корреляционных диаграммах (ФКД). При этом прослеживается экстремальное значение (чаще всего максимум) либо переход через ноль слева или справа от экстремума. Данный алгоритм, применяемый для определения так называемой «фазовой» скорости, также имеет недостатки. Его эффективность зависит от выбора ширины временного интервала («ворот») прослеживания и четкости волновой картины. Так, при резком увеличении времени пробега волны (например, в каверне) ширины ворот может оказаться недостаточно для выявления хотя бы одной целевой точки. Выбор оптимального радиуса поиска и определение числа точек для прослеживания экстремума – залогом успешности работы данного алгоритма. Преимуществом метода линейных годографов является простота реализации, а также возможность расчета погрешности оценки интервального времени, по значению которого осуществляется интерактивный контроль правильности трассирования выбранной фазы целевой волны. Недостаток метода заключается в невозможности комплексной оценки интервальных времен всех волн, содержащихся в волновом пакете. Кроме того, необходимо отметить, что в случае построения годографа поперечных волн в интерференционных зонах оценка скорости пробега волны по одной из выбранных фаз волнового пакета проводится неуверенно и сопряжена с ростом погрешности. Для комплексной оценки всех волн в волновом пакете в практике обработки данных АК широко применяется метод когерентности, или как его чаще называют метод Сембланса [7]. Суть его заключается в расчете матрицы когерентности в плоскости «время – интервальное время» в заданном диапазоне значений T Tw N T m1 T Tw N (t ,T ) N T 2 X m t t m 1 d dt 2 , X m t t m 1 d dt m1 где (t, T) – значение матрицы когерентности для текущих времени T и интервального времени t; Xm(t) – акустический сигнал, зарегистрированный во времени t m-м приемником из группы N приемников с базой зонда, равной d; Tw – ширина окна интегрирования, как правило, выбирается равной двум или трем периодам [8]. Еще один метод, позволяющий проводить одновременную оценку всех интервальных времен в волновом пакете, был предложен на кафедре геофизики Казанского (Приволжского) федерального университета и получил название «дисперсионный метод» [8]. Он основан на расчете дисперсии амплитуд волнового поля при заданном наклоне вектора (интервальном времени) вдоль оси времен в некотором, заранее заданном окне. При этом заранее выбираются диапазон изменения интервального времени, некоторый информативный интервал на шкале времен и рассчитывается средняя дисперсия в данном интервале при заданном наклоне. Методы Сембаланса и дисперсионный в отличие от метода линейных годографов применяются для оценки групповой скорости, т.е. скорости (или интервального времени), рассчитываемой для группы фаз. Исходные данные и методика обработки Исходными данными для обработки послужили результаты исследования одной из скважин Суазбашевской площади Самарской области. Акустический каротаж был проведен с использованием модуля многоэлементного волнового АК прибора АКМФ разработки ООО «ТНГ-Групп» и Казанского (Привожского) федерального университета. Интервал исследования приурочен к отложениям каширского горизонта московского яруса среднего карбона и представлен в основном карбонатными отложениями с включением заглинизированных прослоев. Возбуждение упругих колебаний проводилось монопольным излучателем с частотой 16 кГц. Прием волн осуществлялся восемью группами из четырех пьезокерамических сфер, расположенных по окружности прибора с базой зонда d=0,1 м. На первом этапе обработки волнового сигнала проводились устранение систематической составляющей и последующая фильтрация сигнала с применением вейвлет-преобразования. На следующем этапе оценивалось интервальное время пробега продольной P и поперечной S волн в исследуемом интервале с применением всех вышеописанных методов. Для оценки интервального времени методом годографа использовалась процедура прослеживания времени прихода целевой волны к каждому приемнику. Фрагмент результирующего планшета обработки представлены на рис. 1. Кривые интервального времени p и s волн, рассчитанные разными методами, представлены в едином масштабе для удобства сравнения и наложены на матрицу интервальных времен, рассчитанную методом дисперсии. Минимумы на данной матрице (показаны синим цветом) соответствуют положению искомого значения интервального времени. Сравнение кривых интервальных времен В результате проведенной обработки исходных волновых картин были получены по три кривые интервальных времен t для p (tp) и s (ts) волн с применением разных методик расчета, которые в целом схожи друг с другом (см. рис. 1). Целью данной работы является проведение сравнительной оценки результатов расчетов различными методами. При этом значение ошибки оценки интервального времени может быть получено только для метода линейного годографа. Корректность расчета интервального времени остальными методами обычно оценивается путем наложения расчетной кривой интервального времени на двумерную матрицу интервальных времен. Считается, что полученное значение искомого интервального времени правильное, если оно соответствует целевому значению на двумерной кривой – максимуму когерентности для метода Сембланса либо минимуму для дисперсионного метода. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 25 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ Рис. 1. Фрагмент планшета обработки Для сравнения кривых t была использована методика оценки сходимости результатов измерений, широко применяемая при определении качества промысловогеофизических исследований скважин [10]. В качестве опорных значений для сравнения брались интервальные времена t, рассчитанные методом линейных годографов. Поскольку для данного метода были получены кривые ошибки (погрешности) определения t (см. рис. 1), можно способом сличения в первом приближении оценить среднюю квадратическую погрешность t, вычисленную дисперсионным методом и методом Сембланс. На рис. 2 приведена сходимость определения интервальных времен продольных волн рассматриваемыми методами. При этом выполнялась оценка сходимости t, полученных опорным методом годографа t (Г), с определениями методами Сембланса t (С) и дисперсионным t (Д), а также определенных двумя последними методами. Как видно из рис. 2, в первом случае сходимость интервальных времен продольной волны на уровне вероятности 0,95 не превышает 6 %, а в 50 % случаев составляет не более 3 %. Вместе с тем сходимость между собой интервальных времен, полученных методами Сембланса и дисперсионным, не превышает 26 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 3 %. Это, по мнению авторов, обусловлено тем, чт о методом линейных годографов вычисляется фазовая скорость, тогда как остальные методы оценивают групповые скорости в заданном интервале времен. Анализ распределения абсолютной погрешности, представленного на рис. 3, показывает, что наименьшей средней квадратической погрешностью обладает метод линейных годографов (3 мкс). Погрешности методов дисперсионного и Сембланс по отношению к методу линейных годографов в 2 раза больше и составляют порядка 6–8 мкс/м. Следует отметить, что корреляционная связь между кривыми интервальных времен, определенными всеми тремя методами во всем интервале исследований, достаточно устойчивая и находится в пределах 0,88–0,96. Аналогичные расчеты проведены в этом же интервале глубин для интервальных времен поперечной волны. Результаты этих расчетов представлены на рис. 4, 5, из которых видно, что сходимость интервальных времен поперечной волны, определенных методами годографа с дисперсионным, а также методами годографа и Сембланс, достаточно высокая, ее значение не превышает 3 % на уровне вероятности 0,95, а сходимость интервальных времен, полученных методами дисперсионным и Сембланс, составляет 1,5 %. Такое значение сходимости может быть обусловлено большим числом фаз в паке- Рис. 2. Оценка сходимости интервальных времен продольной волны Рис. 3. Оценка абсолютной погрешности интервальных времен продольной волны Рис. 4. Оценка сходимости интервальных времен поперечной волны ной волны. Это объясняется большим числом фаз поперечной волны в волновом пакете по сравнению с числом фаз продольной волны. 3. Кривые оценки абсолютных погрешностей интервальных времен продольной и поперечной волн имеют систематическую составляющую. После ее учета значения погрешностей для разных методов становятся близки. 4. Методы Сембланс и дисперсионный обладают равноценными вычислительными возможностями в части оценки интервальных времен продольных и поперечных волн, но менее трудоемки по сравнению с методом годографов и поэтому предпочтительны в производстве. Список литературы 1. Модуль акустического каротажа МАК-2. http://npf-geofizika.ru/?part_id=41,54,107& obj_id=481 (дата обращения: 20.09.2015). 2. Прибор DSI Dipole Shear Sonic Imager. http://www.slb.com/~/media/Files/evaluation/ product_sheets/wireline_open_hole/petrophysics/acoustic/dsi.pdf (дата обращения: 20.09.2015). Рис. 5. Оценка абсолютной погрешности интервальных времен поперечной волны те поперечной волны (по сравнению с продольной) и, как следствие, большими устойчивостью ее выделения и амплитудой волны. В то же время значения абсолютных погрешностей ts несколько выше, чем для продольной волны (7–10 мкс/м на уровне вероятности 0,95). Значения оцененных абсолютных погрешностей определения интервальных времен методами Сембланс и дисперсионным (см. рис. 3, 5) кажутся выше погрешностей при применении метода годографов. Необходимо отметить, что в данном случае речь идет о систематическом смещении кривой ошибки, обусловленной видом кривой оцениваемого интервального времени – фазовой для метода годографов и групповой для остальных методов. При устранении систематической составляющей абсолютная погрешность оценки интервального времени продольной волны для всех методов оказывается близкой. Для случая поперечной волны погрешность оценки группового интервального времени становится меньше погрешности оценки фазового. Причиной этого также могут быть увеличение числа фаз и более устойчивое выделение в волновом пакете поперечной волны по сравнению с продольной. Выводы 1. Кривые методов Сембланс и дисперсионного имеют лучшую сходимость друг с другом, так как оценивают групповое интервальное время, в отличие от метода годографа, который дает оценку фазового интервального времени. 2. Сходимость кривых интервального времени для поперечной волны выше сходимости кривых для продоль- 3. Булатова Ж.М., Волкова Е.А., Дубров Е.Ф. Акустический каротаж. – Л.: Недра, 1970. – 264 с. 4. Ellis D.V., Singer J.M. Well Logging for Earth Scientists. – Springer, 2008. – 699 pp. 5. Patent US 7,675,813 B2, 2010. Methods and systems for detecting arrivals of interest/Valero H.-P., Kanagawa-Ken M. T. 6. Patent US 4,853,903, 1988. Method and apparatus for removing sinusoidal noise from seismic data/ Linville A.F., Shirley T.E., Griffith P.G. 7. Kimball C.V., Marzetta T.L. Semblance processing of borehole acoustic array data//Geophysics. – 1986. – 49. – P. 274-281. 8. Tang X.M., Gheng A. Quantitative Borehole Acoustic Methods. In: Handbook of Geophysical Exploration: Seismic Exploration (Volume 24). – Elsever, 2004. – 255 pp. 9. Горгун В.А., Утемов Э.В., Косарев В.Е. Дисперсионный метод определения скоростей по данным многоэлементного волнового акустического каротажа//Георесурсы. – 2011. – №6 (42). – С. 44-47 10. Латышева М.Г., Дьяконова Т.Ф., Цирульников В.П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1986. – 121 с. References 1. URL: http://npf-geofizika.ru/?part_id=41,54,107& obj_id=481. 2. URL: http://www.slb.com/~/media/Files/evaluation/ product_sheets/wireline_open_hole/petrophysics/acoustic/dsi.pdf. 3. Bulatova Zh.M., Volkova E.A., Dubrov E.F., Akusticheskiy karotazh (Fcoustic logging), Leningrad: Nedra Publ., 1970, 264 p. 4. Ellis D.V., Singer J.M., Well logging for Earth scientists, Springer, 2008, 699 p. 5. Patent US 7,675,813 B2, Methods and systems for detecting arrivals of interest, Inventors: Valero H.-P., Kanagawa-Ken M.T, 2010. 6. Patent US 4,853,903, Method and apparatus for removing sinusoidal noise from seismic data, Inventors: Linville A.F., Shirley T.E., Griffith P.G., 1988. 7. Kimball, C.V., Marzetta T.L., Semblance processing of borehole acoustic array data, Geophysics, 1986, V. 49, pp. 274-281. 8. Tang X.M., Gheng A., Quantitative borehole acoustic methods, In: Handbook of geophysical exploration: Seismic exploration (V. 24), Elsever, 2004, 255 p. 9. Gorgun V.A., Utemov E.V., Kosarev V.E., The dispersion method for determining the interval velocity according to a multielement wave acoustic logging (In Russ.), Georesursy = Georesources, 2011, no. 6 (42), pp. 44-47 10. Latysheva M.G., D'yakonova T.F., Tsirul'nikov V.P., Dostovernost' geofizicheskoy i geologicheskoy informatsii pri podschete zapasov nefti i gaza (The reliability of the geological and geophysical data in the c alculation of oil and gas reserves), Moscow: Nedra Publ., 1986, 121 p. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 27 ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ БУРЕНИЕ СКВАЖИН УДК 622.244.442.063 © Коллектив авторов, 2016 Буровой раствор для строительства скважин в сложных условиях А.А. Третьяк, к.т.н., Ю.М. Рыбальченко, к.т.н., С.И. Лубянова, Ю.Ю. Турунтаев, К.А. Борисов (Южно-Российский гос. политехнический университет имени М.И. Платова») Drilling fluids for the construction of wells in complex conditions A.A. Tretyak, Yu.M. Rybalchenko, S.I. Lubyanova, Yu.Yu. Turuntaev, K.A. Borisov (Platov South-Russian State Polytechnic University, RF, Novocherkassk) E-mail: [email protected] Key words: drilling fluid, securing and lubricating properties of the solution, construction of wells in difficult conditions Адрес для связи: [email protected] Ключевые слова: буровой раствор, крепящие и смазывающие свойства раствора, строительство скважин в сложных условиях У спешная проводка скважин, особенно наклонно направленных и горизонтальных (ГС), в сложных условиях определяется не только совершенствованием системы очистки бурового раствора, но в решающей степени его составом и свойствами. Накопленный производственный опыт и последние лабораторные исследования российских и зарубежных специалистов показывают, что по мере совершенствования технологического процесса промывки скважин реологические и технологические показатели бурового раствора следует выбирать совместно с режимом циркуляции и реализовывать их в виде оптимальной гидравлической программы. При бурении ГС требования к основным функциям процесса промывки ужесточаются [1]. При разработке гидравлической программы промывки ГС особое место занимает выбор типа бурового раствора и его параметров, в первую очередь плотности и расхода. Из-за влияния больших значений зенитного угла и длины горизонтального ствола в ГС чаще, чем в вертикальных и даже наклонно направленных скважинах, в одинаковых геолого-физических условиях происходят потеря устойчивости стенки скважины, обвалы и осыпи пород, затяжки, посадки и прихват бурового инструмента, недоспуск обсадных колонн до проектных глубин [2]. На потерю устойчивости стенки скважины влияют также интенсивность пространственного искривления скважины, химический состав бурового раствора и его фильтрация, нарушение технологического режима промывки и проведения спускоподъемных операций и др. Отмеченные осложнения являются одними из основных причин, снижающих технико-экономические и эксплуатационные показатели бурения ГС. 28 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО The authors studied conditions of production wells drilling in Western Siberia and on the platforms in the North Caspian Sea. A multi-component highmolecular inhibiting drilling fluid is offered. The drilling fluid is characterized by good lubrication, filtration, fastening properties and quality rheological parameters. This composition is developed for directional and horizontal wells drilling in the conditions of thick highly viscous clays deposits which prone to expanding and weakening up to changing the integrity of the wellbore. Установлено, что скорость потока бурового раствора оказывает определяющее воздействие на степень очистки кольцевого пространства скважины. Кроме того, при зенитных углах от 55 до 90° турбулентный поток влияет сильнее, чем ламинарный. Вместе с тем было обнаружено, что в режиме ламинарного течения при углах наклона до 45° увеличение динамического сопротивления сдвига бурового раствора улучшает вынос выбуренной породы. При ламинарном течении и больших углах наклона ствола повышенные динамические сопротивления сдвига не оказывают существенного влияния на степень очистки скважины [1]. Обычно выбирают высокие скорости циркуляции при всех значениях угла наклона в случае возникновения проблем очистки и, в частности, турбулентное течение при высоких значениях этих углов. При составлении рецептур буровых растворов для горизонтального бурения факторы, требующие специального рассмотрения при вертикальном бурении, могут приобрести еще более решающее значение. Первоочередным является рассмотрение таких вопросов, как очистка скважины, смазывающая способность очистного агента, стабилизация породы, мощность буровой установки и безопасность проведения работ. Очистка горизонтальных стволов может быть эффективной как при ламинарном, так и при турбулентном течении. Целесообразность использования того или иного режима будет определять градиент гидроразрыва пород. Основными проблемами промывки наклонно направленных и горизонтальных стволов скважин являются: – низкая степень очистки ствола скважины, обусловленная влиянием таких факторов, как эксцентричное БУРЕНИЕ СКВАЖИН Таблица 1 Массовое содержание реагента, %, в буровом растворе Реагент 1 2 3 4 5 6 7 8 Мраморная крошка 5,0 6,0 6,0 7,0 8,0 9,0 9,0 10 ПАЦ 85/700 5,0 6,0 6,5 7,0 7,0 8,0 9,0 10 KCl 2,0 2,0 2,0 3,0 3,5 4,0 4,5 5 ФХЛС 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 4,0 4,5 5 CH3SiO2K 1,0 2,0 2,0 2,5 3,0 3,5 3,5 4 CH3COOK 1,5 1,5 1,5 2,0 2,5 3,0 3,0 4 MgCl•6H2O 2,0 2,0 2,5 2,0 3,5 4,0 4,0 5 Сульфанол 2,0 2,0 2,5 3,0 3,0 4,5 4,5 5 ГКЖ-11 2,0 2,5 3,0 3,5 3,5 4,0 4,0 5 Пеногаситель 0,5 0,5 0,5 1 1 1 1 1 Барит 0,5 1 1 2 2 3 4 5 55/45 60/40 65/35 65/35 70/30 75/25 75/25 80/20 Масло/вода расположение бурильной колонны (негативное влияние вихрей Куэтта – Тэйлора при ее вращении), «дюнообразование» и движение шламовых «дюн» против направления потока бурового раствора, эффект Бойкотта (ускорение осаждения шлама в наклонных участках ствола), кривизна ствола при зенитных углах 35–55°; – обеспечение устойчивости пород, связанной как с зенитным углом ствола, так и с его ориентацией относительно горизонтальных напряжений в массиве горных пород; – повышение эффективности доведения до забоя нагрузки на долото, зависящей от сил сопротивления подачи бурильной колонны и компоновки низа бурильной колонны (КНБК); – максимально возможное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта за счет предотвращения проникновения в него твердой фазы раствора и фильтрата, обеспечение физико-химической совместимости фильтрата с породой и насыщающими его флюидами; – строгие требования к смазывающим и ингибирующим свойствам бурового раствора. Изучив условия бурения скважин, технологию и состав буровых растворов в условиях Западной Сибири и на платформах в Северном Каспии при сооружении ГС, сотрудники кафедры «Бурение нефтегазовых скважин и геофизика» ЮРГПУ(НПИ) предложили комплексный по свойствам, многокомпонентный, высокомолекулярный ингибирующий раствор, обладающий высокими смазывающими, фильтрационными, крепящими свойствами и качественными реологическими параметрами. Буровой раствор предназначен для бурения вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин в условиях мощных отложений высоковязких глин, склонных к набуханию и разупрочнению, в том числе в условиях изменения целостности ствола скважины. Компоненты, входящие в буровой раствор, приведены в табл. 1. Применение этого бурового раствора повышает коэффициент восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта благодаря улучшению ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата раствора, в результате в стволе скважины не образуются желоба и не возникают прихваты. Улучшение ингибирующих свойств достигается за счет повышения крепящего действия раствора. В механизме синергетического эффекта лабораторно подтверждена со- ставляющая роль каждого реагента. В раствор вводят следующие реагенты-ингибиторы набухания глин. 1. Хлористый калий (KCl) – являясь основным источником катиона К +, играет определяющую роль в ингибирующем действии раствора. Благодаря размерам ионного радиуса катионы калия могут входить в межпакетные пустоты кристаллической поверхности глинистых минералов, прочно сращивая их пакеты и способствуя межслойной дегидратации глин. 2. Бишофит (MgCl6Н2O) – за счет присутствия иона магния Mg+ в ионообменном комплексе снижает активность водной фазы раствора и степень увлажнения глин, сохраняя их устойчивость в процессе бурения. 3. Ацетат калия (СН3СООК) – дополняет крепящее действие хлорида калия влиянием на структурно-адсорбционные деформации в системе глина – жидкость, способствует уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и сохранению ствола скважины. 4. Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11) – за счет гидрофобизирующего действия на горные породы снижает увлажняющую способность раствора и предотвращает быстрое развитие гидратации водочувствительных глин. 5. Феррохромлигносульфонат (ФХЛС) способствует проявлению синергетического эффекта благодаря размеру и строению макромолекул реагента, адсорбирующихся на глинистых частицах. 6. Метилсиликонат калия (CH3SiO2K) – за счет присутствия ионов К+ дополняет крепящее действие раствора, влияет на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина – жидкость, способствует уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины. Сочетание этих шести основных реагентов-ингибиторов является наиболее эффективным для бурения скважин в осложненных условиях. В процессе исследований выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и фильтрации раствора от концентрации в нем применяемых ингибирующих реагентов: КСl, бишофита, ацетата калия, ГКЖ-11, метилсиликоната калия, ФХЛС. В качестве масляной составляющей в растворах могут использоваться отходы, получаемые при изготовлении соевого, подсолнечного, хлопкового, кукурузного, рапсового и других масел. Сульфанол выполняет функцию НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 29 БУРЕНИЕ СКВАЖИН Таблица 2 Номер бурового раствора Параметры 1 2 3 4 5 6 7 8 1,16 1,18 1,19 1,20 1,20 1,21 1,21 1,22 30 32 33 34 35 36 37 40 Водоотдача, см3/30 мин (ВМ-6) 3,5 2,5 1,5 1,5 1,5 1,0 0,5 0 Коэффициент трения (КТК-2) 0,15 0,14 0,17 0,12 0,12 0,08 0,09 0,06 Плотность, г/см3 (ареометр) Условная вязкость, с (СПВ-5) эмульгатора, который представляет собой синтетическое порошкообразное ПАВ анионактивного типа, хорошо растворимое в воде и образующее прочную эмульсию. Мраморная крошка является структурообразователем. Полианионная целлюлоза (ПАЦ 85/700) служит регулятором фильтрации. В качестве пеногасителя чаще используется пента 465. Барит как утяжелитель применяется с массовым содержанием от 0,5 до 10 %. Реологические показатели раствора (табл. 2) способствуют улучшению состояния ствола скважины и эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины [3, 4]. Предлагаемый буровой раствор готовится в полевых условиях на имеющемся оборудовании. Все необходимые химические реагенты предварительно завозятся на буровую. Сначала готовится раствор из мраморной крошки и воды, который обрабатывается полианионной целлюлозой. Все остальные реагенты вводятся в растворомешалку при постоянном перемешивании. Порядок их загрузки следующий: продукт переработки растительного масла, KCl, ФХЛС, CH3COOK, CH3SiO2K, MgCl6H2O, сульфанол, ГКЖ-11, пеногаситель, барит. Реологические характеристики определяются по стандартным методикам. Буровой раствор необходимо обрабатывать рекомендуемыми химическими реагентами после четырехступенчатой очистки. Для приготовления применяется диспергатор высокого давления. Одним из основных условий сохранения устойчивости стенок скважины является обеспечение минимально возможного показателя фильтрации, это условие выполняется с помощью полианионной целлюлозы (ПАЦ 85/700). Установлено, что основную роль в интенсификации процесса разупрочнения глин играет не исходная влажность, а насыщение их фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт. Поглощение фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе скважина – пласт, сколько в результате физико-химического воздействия в самой глинистой породе. Оптимальными с точки зрения устойчивости стенок скважины являются случаи, когда в системе скваж ина – пласт устанавливается осмотическое равновесие, либо осмос направлен из пласта в скважину. В данном случае изменяются показатели бурового раствора, тем не менее управлять ими и поддерживать в заданных пределах намного легче, чем ликвидировать осложнения после дестабилизации ствола скважины. Следовательно, устойчивость глин зависит от правильно выбранных химических реагентов и в первую очередь от ингибирующего раствора. Это – наиболее важная задача, требующая решения. Предлагаемые для ингибирования химические реагенты позволяют осуществлять управляемую коагуляцию, поддерживать по- 30 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО казатель pH среды в требуемых пределах, регулировать структурно-реологические, фильтрационные показатели и оптимальный уровень лиофильности. Выполненные лабораторные исследования позволили установить, что применени е шести указанных ингибиторов набухания глин одновременно в одном растворе позволило добиться синергетического эффекта, т.е. усиления ингибирующей составляющей раствора, при этом каждый реагент дополняет друг друга и усиливает крепящие свойства бурового раствора. Кроме того, за счет подбора химических реагентов в таком составе происходит вытеснение натриевых катионов из глинистых отложений, натриевая глина переходит в кальциевую, что способствует снижению гидратации, набухания, выпучивания и текучести, уменьшению числа обвалов и осыпей пород. Преимущество раствора разработанной рецептуры заключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов К+ возрастает от 800 до 1200 мг/л. Это свидетельствует о направленности осмоса из пласта в скважину при сравнительно невысоком значении изотонического коэффициента Kicp = 1,31. Наличие в растворе ионов калия и магния способствует его росту до 4,7. Таким образом, вследствие диссоциации электролита увеличивается количество осмотически активных частиц в растворе. Применение этого раствора позволяет успешно бурить скважины глубиной до 3000 м на участках, представленных неустойчивыми, высокопластичными глинистыми отложениями. Оптимальным является буровой раствор № 8 (см. табл. 2), который обладает очень высокими ингибирующими характеристиками, нулевой фильтрацией, имеет улучшенные структурно-реологические, антиприхватные и природоохранные свойства и сохраняет их при температуре до 130 °С. В лабораторных и полевых условиях на Прибрежной площади Краснодарского края подтвержден синергетический эффект бурового раствора при комплексной обработке его несколькими реагентами-ингибиторами [2, 4, 5]. Разработанный буровой раствор на углеводородной основе с высокими ингибирующими, фильтрационными и смазывающими свойствами имеет следующие параметры: фильтрация раствора за 30 минут равна 0, липкость корки – 0, коэффициент трения – менее 0,1, толщина корки – менее 0,5 мм, отношение содержания масла, %, к содержанию воды, %, – от 55/45 до 80/20, плотность раствора от 1,1 до 1,2 г/см3, условная вязкость по СПВ-5 – 35–40 с, пластическая вязкость – 20–40 мПаС, статическое напряжение сдвига СНС1/10 мин – 15–20/20–30 дПа, содержание песка – менее 0,5 %, Са++ – более 16000 мг/л, Cl- – более 30000 мг/л. Выводы 1. Применение разработанного раствора позволяет на участках, представленных неустойчивыми высокопластичными глинами и самодиспергирующимися сланцами, успешно бурить разведочные скважины на нефть и газ глубиной более 3000 м с горизонтальным окончанием. 2. Лабораторные исследования подтвердили синергетический эффект действия компонентов раствора: комплекс реагентов работает лучше, чем каждый компонент в отдельности. 3. Предлагаемый состав нового раствора обладает высокой ингибирующей способностью, способствует замедлению процессов гидратации и набухания глинистых отложений, позволяет успешно предупреждать, приостанавливать и подавлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважины, уменьшает кавернозность. 4. Разработанный раствор обладает улучшенными смазывающими и антиприхватными свойствами при существенных энергосберегающих показателях и достаточном уровне экологической безопасности всех добавок. При этом уменьшается риск прихватов, улучшается реологический профиль скоростей бурового раствора в кольцевом пространстве, повышается стабильность эмульсии. Отмеченное способствует эффективному выполнению гидравлической программы промывки скважины. Список литературы 1. Булатов А.И., Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Бурение горизонтальных скважин. Справочное пособие. – Краснодар: Советская Кубань, 2008. – 424 с. 2. Рыбальченко Ю.М. Разработка промывочной жидкости для бурения разведочных скважин в осложненных условиях: дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. – М., 2009. – 150 c. 3. Биополимерный высокоингибирующий буровой раствор для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин/ А.Я. Третьяк, Ю.М. Рыбальченко, М.Л. Бурда, С.А. Онофриенко // Время колтюбинга. – 2011. – №2–3. – С. 66–74. 4. Разработка ингибированного раствора для бурения скважин в осложненных условиях/ Ю.М. Рыбальченко, А.А. Третьяк, С.А Онофриенко [и др.]// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2009. – № 6. – С. 29–33. 5. Пат. 2303047 РФ, МПКС09К 8/20 Высокоингибированный буровой раствор/ А.Я. Третьяк, В.А. Мнацаканов, В.С. Зарецкий, С.А. Шаманов, П.А. Фролов, В.Ф. Чихоткин, Ю.М. Рыбальченко; заявитель и патентообладатель ООО «Бургаз». – № 2006116111/03; заявл. 10.05.06; опубл. 20.07.07. References 1. Bulatov A.I., Proselkov E.Yu., Proselkov Yu.M., Burenie gorizontal'nykh skvazhin. Spravochnoe posobie (Drilling of horizontal wells. Reference Guide), Krasnodar: Sovetskaya Kuban' Publ., 2008, 424 p. 2. Rybal'chenko Yu.M., Razrabotka promyvochnoy zhidkosti dlya bureniya razvedochnykh skvazhin v oslozhnennykh usloviyakh (Development of the drilling fluid for exploratory wells drilling in the complicated conditions): thesis of candidate of technical science, Moscow, 2009, 150 p. 3. Tret'yak A.Ya., Rybal'chenko Yu.M., Burda M.L., Onofrienko S.A., Bio polymer non-dispersing drilling mud for construction of directional and horizontal wells (In Russ.), Vremya koltyubinga, 2011, no. 2–3, pp. 66–74. 4. Rybal'chenko Yu.M., Tret'yak A.A., Onofrienko S.A. et al., Working out inhibing a solution for drilling of wells in the complicated conditions (In Russ.), Stroitel'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more, 2009, no. 6, pp. 29–33. 5. Patent no . 2303047 RF, MPKS09K 8/20, Highly inhibited drilling, Inventors: Rybal'chenko Yu.M. et al. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 31 БУРЕНИЕ СКВАЖИН БУРЕНИЕ СКВАЖИН УДК 622.245.422 © Д.В. Орешкин, В.С. Семенов, Т.А. Розовская, 2016 Свойства облегченных тампонажных растворов, сформированных при температуре –5 °С Д.В. Орешкин, д.т.н., В.С. Семенов, к.т.н., Т.А. Розовская (Национальный исследовательский «Московский государственный строительный университет») Адрес для связи: [email protected] Ключевые слова: облегченный тампонажный раствор, полые стеклянные микросферы, арктические тампонажные цементы, противоморозные добавки, крепление скважин в интервале многолетнемерзлых пород (ММП) П роблема цементирования нефтяных и газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера, Западной и Восточной Сибири, Республики Саха (Якутия) обусловлена сложными геолого-техническими условиями. Для этих месторождений характерны отрицательные температуры в верхней части разреза скважины, высокие температуры на забое, присутствие в разрезе слабосвязанных горных пород с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) и многолетнемерзлых пород (ММП). Это является причиной недоподъема тампонажного раствора до устья скважин – наиболее распространенного брака при креплении кондукторов в интервале ММП [1]. Отсутствие достаточной герметизации затрубного пространства приводит к проявлению других негативных факторов, перетокам из пласта в пласт, возникновению межколонных давлений, что значительно снижаниет дебит скважины. Кроме того, нарушаются геоэкологическая безопасность и законы по охране недр [2-6]. В работе [7] было предложено при наличии в разрезе ММП и пород с АНПД цементировать их облегченными тампонажными растворами с полыми стеклянными микросферами (ПСМС) и противоморозными добавками (ПМД). Средняя плотность таких растворов составляет от 870 до 1105 кг/м3 [8]. В статье [7] приведены результаты анализа фактического температурного режима твердения тампонажного раствора в условиях скважины, вскрывшей ММП, и методика его испытания в течение 2 сут в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Были исследованы цементные тампонажные растворы с ПСМС, суперпластификатором (СП) и без него, а также с некоторыми ПМД (хлориды кальция (CaCl2) и натрия (NaCl), нитрит (NaNO2), нитрат (NaNO3) и формиат натрия (HCOONa), поташ (K2CO3), сформированные при температуре (20±2)°С, наиболее характерной для «холодных» скважин. Была изучена кинетика набора прочности тампонажным камнем согласно 32 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО The properties of light-weight backfill mortars formed at a temperature of -5 °C D.V. Oreshkin, V.S. Semenov, T.A. Rozovskaya (National Research University Moscow State University of Civil Engineering, RF, Moscow) E-mail: [email protected] Key words: light-weight backfill mortar, hollow glass microspheres, arctic grouting cements, antifreeze additives, cementing of permafrost well zones The paper considers the problem of cementing of oil and gas wells under difficult geological conditions when the well profile comes through the permafrost zones and the seams with low bearing capacity. It was shown that the optimal solution for cementing of such wells is the use of light-weight backfill with antifreeze additives. Hollow glass microspheres are suggested to be used as a light-weight aggregate. The physical and mechanical characteristics of light-weight backfill stone containing 15 % of its mass as microspheres with super plasticizer and various antifreeze additives, formed at a temperature of -5 °C, were determined. Methods of microstructural, chemical and X-ray diffraction analysis were used for the study of the structure and composition of new growths of grouting stone of control samples and samples with potash and retarders. It is proved that the lightweight backfill mortars with hollow glass microspheres and antifreeze additives have a high-dense homogeneous structure with evenly distributed microspheres. It was found that for all tested antifreeze additives, the optimal results were obtained for the potash additive with a retarder for backfill mortars. A strict control of time is required during the process of thickening (initial setting) of the backfill mortar to prevent hazard situations. предложенной методике, имитирующей скважинные условия. Установлено, что в таких условиях лучшими свойствами обладают тампонажные растворы с добавкой поташа и замедлителем схватывания. Наиболее характерная температура для ММП составляет –5 °С [2–5]. Поэтому исследования были продолжены, в результате чего определены физико-механические характеристики облегченных тампонажных растворов (с 15 % ПСМС, 0,75 % СП и различными ПМД), сформированных при температуре –5 °С (табл. 1). Расход ПМД определялся расчетным путем. Контрольными являлись образцы тампонажного раствора с 15 % ПСМС, твердевшие при температуре (20±2) °С. Образцы изготавливались по ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний», затем помещались в климатическую камеру с температурой –5 °С. Образцы испытывались после 2 и 7 сут твердения. Перед испытанием они оттаивали при комнатной температуре в течение 3 ч. Результаты приведены в табл. 1. Средняя плотность тампонажного камня определялась после 2 сут твердения. Растекаемость раствора по конусу КР-1 была равна 20 см. Для сравнения также были исследованы образцы без ПМД, твердевшие при температуре –5 °С. В некоторых исследованиях показано, что тампонажный раствор с малым В/Ц при температуре –5 °С за 2 сут набирает нормируемую ГОСТ прочность. В исследованиях при отрицательной температуре растворы подвергались седиментации, замерзали и после оттаивания прочности не имели. Как следует из табл. 1, после 2 сут твердения при температуре –5 °С у растворов с хлоридом и формиатом натрия не наступило начало схватывания. Через 7 сут твердения прочность раствора с добавкой хлорида натрия составила 43 % прочности контрольного состава, твердеющего в стандартных условиях при температуре (20±2) °С, при сжатии и 54 % – при изгибе, а прочность раствора с формиатом нат- Таблица 1 ПМД Массовое содержание ПМД в тампонажном растворе, % В/Ц Предел прочности, МПа, после твердения в течение, сут Средняя плотность, кг/м3 2 на изгиб 7 на сжатие на изгиб на сжатие Тампонажный камень, сформированный при температуре – 5°С CaCl2 6 0,89 1050 0,4 0,8 0,8 1,8 CaCl2 8 0,89 1055 0,4 1,0 0,8 2,0 NaCl 8 0,67 1060 NaNO2 8 0,67 1060 NaNO3 8 0,67 1060 HCOONa 6 0,67 1055 8+0,7 0,67 1060 K2CO3+ CenRet Нет начала схватывания 0 0 0 0 Нет начала схватывания 1,2 3,0 1,7 5,4 1,2 3,8 1,1 3,6 1,6 6,1 2,1 8,5 3,1 12,4 Тампонажный камень, сформированный при температуре (20±2) °С (контрольный состав) Раствор без добавок 0 0,67 1058 2,2 6,6 Примечания. В/Ц – водоцементное отношение, ПЦТ – портландцемент тампонажный, СП – суперпластификатор С–3, CenRet – замедлитель схватывания Centrament Retard 390 фирмы MC-Bauchemie. рия – соответственно 50 и 52 % прочности контрольного состава. Прочность растворов с нитритом и нитратом натрия после 7 сут твердения была равна 30 % прочности контрольного состава при сжатии и 38 % – при изгибе, а после 2 сут твердения эти растворы никакой прочностью не обладали, более того, даже не наступило начало схватывания. Следовательно, применение нитрита, нитрата, формиата и хлорида натрия в качестве ПМД для тампонажных растворов, твердеющих при отрицательной температуре, нецелесообразно. Добавка хлорида кальция за период ОЗЦ (2 сут) обеспечивает незначительную прочность раствора, твердеющего при температуре –5 °С: 0,4 МПа при изгибе и 0,8–1 МПа – при сжатии. После 7 сут твердения раствор с добавкой CaCl2 набирает только 25 % прочности контрольного состава при изгибе и 15 % – при сжатии. Интенсивный рост прочности наблюдается у раствора с добавкой поташа. За 2 сут твердения при температуре –5 °С этот раствор приобретает прочность при изгибе 1,2 МПа (при минимально установленной по ГОСТ прочности облегченного тампонажного камня 0,7 МПа), а при сжатии – 3 МПа, через 7 сут раствор имеет прочность при изгибе и сжатии на уровне 68 % прочности контрольного состава. Раствор с добавкой поташа отличается весьма интенсивным набором прочности на раннем сроке твердения и последующим замедлением темпов прироста прочности. Эти закономерности характерны для растворов, сформированных как при положительной, так и при отрицательной температурах. Таким образом, применение поташа в качестве ПМД для тампонажного раствора является оптимальным решением при цементировании скважин в условиях ММП. Однако требуется обязательный контроль времени загустевания (начала схватывания) тампонажного раствора для исключения аварийных ситуаций. Состав и структура облегченного тампонажного раствора с ПСМС и ПМД изучались с помощью микроструктурного, химического и рентгенофазового анализов образцов. На рис. 1 приведена микроструктура облегченного тампонажного камня с 15 % ПСМС и 0,75 % СП, твердевшего в течение 7 сут при температуре (20±2) °С. Микроструктура образца представлена равномерно распределенными по объему ПСМС и цементной матрицей из гидросиликатов кальция. Контактная зона цементная матрица – микросфера состоит из аморфизированных гидросиликатов кальция. По Рис. 1. Микроструктура облегченного тампонажного камня с ПСМС: а – общий вид; б – участки микроструктуры результатам химического анализа тампонажного камня с 15 % ПСМС содержание, %: СаО – 23,07; SiO2 – 31,2; Al2O3 – 2,45; Fe2O3 – 2,7; B2O3 – 2,15; MgO – 1,74; SO – 2,14; K2O – 2,06; Na2O – 2,49. В табл. 2 приведены результаты химического анализа участков облегченного тампонажного камня, представленных на рис. 1, б. На участке 1 проведен химический анализ стенки микросферы, результаты которого показывают изменение содержания в стенке микросферы оксидов кальция, кремния, натрия и бора. Количество SiO2, Na2O и B2O3 снижается, а CaO, Al2O3, Fe2O3 – увеличивается. Видимо, происходит миграция ионов из микросферы в цементную матрицу и наоборот. За счет ионов кальция стенки микросфер упрочняются [2, 6, 7]. На участке 2 проанализирована контактная зона цементная матрица – микросфера. Она представлена хорошо сформированными гидросиликатами кальция с отношением CaO/SiO2 =1,9. В ее состав входят алюминаты и ферриты, немного натрия, ионы которого перешли из стенки микросферы. На участке 3 выполнен химический анализ цементной матрицы, которая состоит из НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 33 БУРЕНИЕ СКВАЖИН БУРЕНИЕ СКВАЖИН Таблица 2 Содержание оксидов, % Оксид на участке на участке 2 1 на участке 3 в исходных ПСМС CaO 42,2 56,93 58,74 16,4 SiO2 44,9 30,73 25,39 72,9 Al2O3 0,61 3,12 3,10 0,04 Fe2O3 1,57 2,53 2,62 0,44 MgO 0,30 2,39 1,02 0,12 SO 1,71 1,74 2,41 0,38 K2 O 0,84 1,11 3,84 0,1 Na2O 3,23 0,82 1,70 5,1 B2 O 3 3,59 0,62 1,24 5,2 гидросиликатов кальция с отношением CaO/SiO2 =2,4, имеющих по сравнению с контактной зоной меньшую прочность. Результаты рентгенофазового анализа образца облегченного тампонажного камня с 15 % ПСМС и 0,75 % СП, твердевшего в течение 7 сут при температуре (20±2) °С, показаны на рис. 2. Рис. 3. Микроструктура облегченного тампонажного камня с 15 % ПСМС и добавкой поташа: а – общий вид; б – участки микроструктуры Рис. 2. Рентгенограмма облегченного тампонажного камня с 15 % ПСМС (шифр кривых d, 10-10 м) Расшифровка рентгенограмм проводилась в соответствии с работами [8, 9]. Степень гидратации оценивалась с помощью общепринятой методики по интенсивности отражения алита с межплоскостным расстоянием d = 1,7610-10 м. На рентгенограмме (рис. 2) идентифицируются минералы портландцементного клинкера: алит – С3S (54CaO16SiO2Al2O3MgO) с межплоскостным расстоянием d = (3,03; 2,78; 2,75; 2,61; 2,18; 1,76; 1,49)10-10 м, трехкальциевый алюминат – С3А (3CaOAl2O3) с d = (4,23; 4,08; 3,33; 2,70; 2,204; 2,04; 1,91; 1,56)10-10 м, белит – bL – C2S (ларнит) с d = (2,785; 2,748; 2,609; 2,189; 2,047; 1,98; 1,696; 1,574)10-10 м, четырехкальциевый алюмоферрит – С4AF (браунмиллерит) с d = (7,32; 2,67; 2,04; 1,92; 1,81; 1,39)10-10 м; продукты гидратации тампонажного цемента: портландит – Са(ОН)2 по пикам с d = (4,93; 3,11; 2,63; 1,93; 1,79; 1,69; 1,48; 1,65)10-10 м; гидросиликаты типа CSH(I) с d = (12,5; 3,07; 2,8; 1,83)10-10 м; гидросиликаты типа CSH(II) c d = (9,8; 3,07; 2,8; 2,0; 1,83; 1,56)10-10 м; гидросиликат кальция – 3CaO2SiO23H2O c d = (6,46; 5,74; 3,19; 2,84; 2,74; 1,704; 1,604)10-10 м; гидроалюминат кальция – 3CaOAl2O36H2O c d = (5,14; 4,48…4,45; 2,3; 2,23; 2,04; 1,68; 1,60)10-10 м; эттрингит – 3CaOAl2O33CaSO430...32H2O с d = (9,73; 5,61; 4,704; 3,88; 3,48; 3,24; 2,77; 2,56; 2,21; 2,16)10-10 м, гидроферрит кальция – 3CaOFe2O36H2O c d = (5,18; 4,50; 3,402; 2,07; 1,715)10-10 м; а также кальцит – 34 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО CaCO3 c d = (3,029; 2,277; 2,088; 1,912; 1,869; 1,52; 1,044)10-10 м. Степень гидратации составляет 76 %, степень кристаллизации – 50 %. Были исследованы состав и структура облегченного тампонажного камня с 15 % ПСМС, 0,75 СП, добавкой поташа (8 %) и замедлителя схватывания (0,7 %). Камень твердел при температуре –5 °С в течение 7 сут. Результаты микроструктурного анализа приведены на рис. 3. Результаты интегрального химического анализа облегченного тампонажного камня с 15% ПСМС и добавкой поташа следующие: содержание, %: CaO – 45,89; SiO2 – 31,27; Al2O3 – 2,18; Fe2O3 – 2,35; B2O3 – 1,71; MgO – 1,08; SO – 2,49; K2O – 11,09; Na2O – 1,93. Структура цементной матрицы представлена в основном низкоосновными гидросиликатами кальция в виде кристаллов, а также аморфизированными иголками и волокнами. Тампонажный камень в целом характеризуется плотной структурой с равномерно распределенными по его объему микросферами. Отмечаются заметное уплотнение структуры цементного камня по контактной зоне цементная матрица – микросфера, кристаллы карбоната кальция. В табл. 3 приведены результаты химического анализа участков облегченного тампонажного камня, показанных на рис. 3, б. Из табл. 3 видно, что по сравнению с исходным химическим составом микросфер (см. табл. 2), в составе их стенок (участок 1) содержание CaO увеличилось в 1,6 раза, а содержание SiO2 уменьшилось в 1,3 раза, появились соединения калия. Контактная зона цементная матрица – микросфера (участок 2) представлена главным образом низкоосновными гидросиликатами и гидроалюминатами кальция. В большом количестве присутствуют соединения с калием. Минеральный состав цементной матрицы (участок 3) представлен в основном низкоосновными гидросиликатами кальция с отношением CaO/SiO2=1,6. По сравнению с контактной зоной (участок 2) цементная матрица на участке 3 характеризуется высоким содержанием соединений с Таблица 3 Оксид Содержание оксида, %, на участке 1 2 3 CaO 27,55 46,56 45,93 SiO2 56,16 22,73 21,97 Al2O3 0,41 13,41 4,82 Fe2O3 0,52 1,34 6,52 MgO — 0,55 1,93 SO 2,44 2,93 2,73 K2 O 4,48 9,74 13,95 Na2O 4,33 1,54 1,18 B2 O 3 4,11 1,21 0,97 калием, более низким содержанием гидроалюминатов и повышенным содержанием гидроферритов кальция. На рентгенограмме облегченного тампонажного камня с 15 % ПСМС и добавкой поташа (рис. 4) идентифицируются соединения, характерные для цементных систем с ПСМС, а также следующие новообразования: в большом количестве CaCO3 с d = (3,029; 2,277; 2,088; 1,912; 1,869; 1,52; 1,044)10-10 м; гидрокарбоалюминат кальция состава 3CaOAl2O3CaCO3(11–12)H2O с d=(7,6; 3,80; 2,86; 1,86)10-10 м; гидроалюминаты кальция состава 4CaOAl2O313H2O с d =(8,2; 2,88; 2,86; 1,66; 1,65)10-10 м и гидроалюминаты кальция состава 2CaOAl2O38H2O – по пикам с d =(10,7; 5,36; 2,87; 2,68; 2,55)10-10 м. Рис. 4. Рентгенограмма облегченного тампонажного камня с 15 % ПСМС и добавкой поташа (шифр кривых d, 10-10 м) По сравнению с контрольным составом, в образцах с поташом отмечается снижение количества портландита на 35 % (по пику d = 2,6310-10 м), который взаимодействует с поташом с образованием гидрокарбоната кальция при отрицательной температуре, и кальцита – при положительной. Отмечено также уменьшение содержания эттрингита на 45 % (по пикам d = (9,73; 5,61)10-10 м) по сравнению с контрольным составом. При этом, видимо, связывается трехкальциевый алюминат в гидрокарбоалюминат кальция с образованием (в присутствии поташа) гидроалюминатов, чем может быть обусловлено быстрое схватывание растворов с добавкой поташа. На рентгенограмме (см. рис. 4) также видно некоторое уменьшение интенсивности пиков с d = 2,7810-10 м по сравнению с контрольным образцом. При одинаковой степени гидратации цемента в исследованных образцах (по пику алита с d=1,7610-10 м) это свидетельствует о низкой закристаллизованности гидросиликатов кальция. Степень гидратации составляет 75 %, степень кристаллизации – 35–40 %. Таким образом, в результате исследования были определены свойства облегченных тампонажных растворов (с 15 % ПСМС и различными ПМД), твердевших при тем- пературе –5 °С. Установлено, что использование тампонажных растворов с добавкой нитрата и формиата натрия для «холодных» скважин нецелесообразно из-за завышенных сроков схватывания (начало схватывания более 1 сут) и отсутствия прочности к окончанию периода ОЗЦ (2 сут). Тампонажные растворы с хлоридом и формиатом натрия через 2 сут твердения не схватывались. Исследование кинетики набора прочности раствором с 15 % ПСМС при температуре –5 °С показало, что из всех предложенных составов нормативной прочности при изгибе после твердения в течение 2 сут достигает только состав с добавками поташа и замедлителя схватывания: 1,2 МПа при изгибе и 3,2 МПа при сжатии. Через 7 сут твердения нормативной прочности достигают составы с хлористым кальцием и натрием, нитритом, нитратом и формиатом натрия. Доказано, что облегченные тампонажные растворы с ПСМС и ПМД имеют плотную однородную структуру с равномерно распределенными микросферами. Показано, что тампонажный раствор с добавками поташа и замедлителем схватывания является оптимальным решением при цементировании скважин в условиях ММП. При этом требуется обязательный контроль времени его загустевания (начала схватывания) для исключения аварийных ситуаций. Список дитературы 1. Разработка облегченных тампонажных растворов для крепления кондукторов в условиях месторождений ООО «Лукойл–Западная Сибирь»/ Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга, Д.С. Святухов, И.С. Бурдыга // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 3. – С. 37–40. 2. Поляков В.Н., Вяхирев В.И., Ипполитов В.В. Системные решения технологических проблем строительства скважин. – М.: ООО «Недра–Бизнесцентр», 2003. – 240 с. 3. Орешкин Д.В., Фролов А.А., Ипполитов В.В. Проблемы теплоизоляционных тампонажных материалов для условий многолетних мерзлых пород. – М.: ООО «Недра–Бизнесцентр», 2004. – 232 с. 4. Грива Г.И. Геолого-структурные особенности Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения на п-ове Ямал и факторы геодинамического риска при его разработке // Вестник ТГУ. – 2005. – № 51. – С. 6–27. 5. Геотехнический мониторинг – основа обеспечения надежности инженерных сооружений/А.Б. Осокин, А.П. Попов, Э.Ю. Галактионов [и др.]// Газовая промышленность. – 2002. – № 6. – С. 45–48. 6. Brouchkov A., Griva G. Pipelines on Russian North: review of problem of interaction with permafrost // Research Journal of Hokkaido University. – 2004. – V. 66. – № 2. – P. 241–249. 7. Орешкин Д.В., Семенов В.С., Розовская Т.А. Облегченные тампонажные растворы с противоморозными добавками для условий многолетних мерзлых пород // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 42–45. 8. Горшков В.С., Тимашев В.В., Савельев В.Г. Методы физико-химического анализа вяжущих веществ. – М.: Высшая школа, 1981. – 335 с. 9. Рентгенометрический определитель PDF (Powder Diffraction File, inorganic phases). – International center for diffraction data. – USA: JCPDS, 2003. References 1. Bakirov D.L., Burdyga V.A., Svyatukhov D.S., Burdyga I.S., Development of lightweight cementing slurries for conductors’ fixing in conditions of fields of LUKOIL-West Siberia, Ltd. (In Russ.), Stroitel'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more, 2013, no. 3, pp. 37–40. 2. Polyakov V.N., Vyakhirev V.I., Ippolitov V.V., Sistemnye resheniya tekhnologicheskikh problem stroitel'stva skvazhin (System solutions of technological problems of well construction), Moscow: Nedra–Biznestsentr Publ., 2003, 240 p. 3. Oreshkin D.V., Frolov A.A., Ippolitov V.V., Problemy teploizolyatsionnykh tamponazhnykh materialov dlya usloviy mnogoletnikh merzlykh porod (Problems of heat insulation backfill materials for permafrost), Moscow: Nedra-Biznestsentr Publ., 2004, 232 p. 4. Griva G.I., Geological and structural features of the Bovanenkovo oil and gas condensate field in the Yamal Peninsula and the factors of geodynamic risk in its development (In Russ.), Vestnik TGU, 2005, no. 51, pp. 6–27. 5. Osokin A.B., Popov A.P., Galaktionov E.Yu., Geotechnical monitoring - the basis of engineering structures reliability (In Russ.), Gazovaya promyshlennost' = GAS Industry of Russia, 2002, no. 6, pp. 45–48. 6. Brouchkov A., Griva G., Pipelines on Russian North: review of problem of interaction with permafrost, Research Journal of Hokkaido University, 2004, V. 66, no. 2, pp. 241–249. 7. Oreshkin D.V., Semenov V.S., Rozovskaya T.A., Light-weight backfill mortars with antifreeze additives for the permafrost conditions (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2014, no. 4, pp. 42–45. 8. Gorshkov V.S., Timashev V.V., Savel'ev V.G., Metody fiziko-khimicheskogo analiza vyazhushchikh veshchestv (Methods of physical and chemical analysis of binding agents), Moscow: Vysshaya shkola Publ., 1981, 335 p. 9. Powder Diffraction File, inorganic phases, International center for diffraction data, USA: JCPDS, 2003. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 35 БУРЕНИЕ СКВАЖИН БУРЕНИЕ СКВАЖИН УДК 622.24.053 © Коллектив авторов, 2016 Использование упругих элементов для управления траекторией скважины Л.Р. Юрыч, к.т.н., В.М. Ивасив, д.т.н., Р.В. Рачкевич, к.т.н., А.Р. Юрыч, к.т.н. (Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа), А.А. Козлов (ООО «Трайдент-Ист») Адрес для связи: [email protected] Ключевые слова: бурение, профиль скважины, компоновка низа бурильной колонны, отклонитель, упругий элемент В связи с ростом числа разрабатываемых месторождений, содержащих пласты с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), увеличиваются объемы бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин, а также боковых стволов в законсервированных и малодебитных скважинах [1, 2]. При этом соблюдение параметров проектного профиля скважины является первоочередной задачей. Управление траекторией скважины – сложное технологическое мероприятие, для выполнения которого применяются различные методы и технические средства. Одним из методов является использование компоновок низа бурильной колонны (КНБК) с шарнирными отклонителями и гибкими звеньями. Это позволяет управлять траекторией скважины путем изменения режимных параметров бурения и жесткостных характеристик гибких звеньев. Так, для изменения зенитного угла предлагается специальное устройство – управляемый отклонитель [3], который с нулевым углом перекоса устанавливают в КНБК над забойным двигателем и спускают в скважину. При посадке долота на забой отклонитель воспринимает осевую нагрузку, что повышает давление в маслонаполненной камере и изменяет прямолинейность его корпуса. Для возврата устройства в исходное положение необходимо снять сжимающие нагрузки. Под действием растягивающей силы от веса забойного двигателя масло перетекает в обратном направлении и отклонитель выпрямляется. В качестве упругого элемента в практике бурения используются обычные бурильные трубы с переменной или постоянной жесткостью [4], установленные между элементами КНБК. Недостатком такой конструкции является значительное ослабление буровой колонны в месте установки гибкого звена. В работе [5] предложена конструкция упругой муфты, которая, кроме влияния на отклоняющие усилие, позволяет снижать интенсивность колебаний системы. Испы- 36 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО The use of elastic elements for wellbore trajectory management L.R. Yurych, V. M. Ivasiv, R.V. Rachkevych, A.R.Yurych (Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, Ukraine, Ivano-Frankivsk), A.A. Kozlov (TRIDENT-EAST LLC, RF, Moskow) E-mail: [email protected] Key words: drilling, well profile, bottom assembly, deflector, elastic coupling Construction of controlled deflector and elastic coupling was developed. This equipment has such advantages like possibility of non-discrete change of deflect angle and stiffness respectively. Method of intense-deformed state analysis of bottom assembly with controlled deflector and elastic coupling was proposed. Graphic dependences of deflecting load from elastic coupling stiffness and length and deflect angle of controlled deflector was drawn. As result was got that deflecting load is more sensitive to change of elastic coupling stiffness in diapason 1-2 kN m2. Second result is next: elastic coupling length must be more than 4 m. It is noted, that controlled deflectors and elastic couplings with different length and stiffness together with drilling parameters allow changing in wide diapason deflecting load on bit. As result, possibility exists to steer well trajectory. тания ее конструкции в лабораторных условиях показали достаточно высокое сопротивление усталости. Однако во время промышленного внедрения значительные перепады давления бурового раствора в скважине привели к промыванию элементов упругой муфты, что свидетельствует о ее негерметичности. Данная конструкция не предусматривает изменение изгибной жесткости муфты. Для ликвидации перечисленных недостатков конструкция была усовершенствована [6], и изготовлен опытный образец. Это дало возможность повысить надежность работы и герметичность муфты, расширить ее технологические возможности за счет увеличения диапазона регулирования жесткости. Оценка возможности использования гибкого звена в составе ориентируемой КНБК выполнена с помощью аналитических исследований на основании модели продольно-поперечного изгиба весомой балки. Для этого решены следующие дифференциальные уравнения равновесия упругой оси [7, 8]: EI i d 4 yi dx 4 P d 2 yi dx 2 q i sin , (1) где EIi – жесткость участков КНБК на изгиб; i – число участков КНБК; yі(х) – функция упругой оси КНБК; P – осевая нагрузка на долото; qi – вес 1 м участка КНБК; – зенитный угол скважины. Математическое моделирование проводилось для следующей конструкции КНБК: долото диаметром 269 мм, забойный двигатель ДГ-172, упругая муфта, управляемый отклонитель и утяжеленные бурильные трубы диаметром 178 мм. Расчет выполнен при угле перекоса отклонителя , равном 1° и 1,5°, с осевой нагрузкой на долото 100 кН с учетом системы краевых условий y1 (0) ; y1 (0) 0; y (l ) y (l ); 2 1 1 1 y1 (l 1 ) y2 (l 1 ); y (l ) y (l ); 2 1 1 1 y1(l 1 ) y2(l 1 ); y2 (l 1 l 2 ) 1 ; y (l l ) ; 3 1 2 1 y3 (l 1 l 2 ) y2 (l 1 l 2 ) tg ( ); y (l l ) y (l l ); 3 1 2 2 1 2 y3 (l 1 l 2 l 3 ) y 4 (l 1 l 2 l 3 ); y3 (l 1 l 2 l 3 ) y 4 (l 1 l 2 l 3 ); y3 (l 1 l 2 l 3 ) y 4 (l 1 l 2 l 3 ); y3(l 1 l 2 l 3 ) y 4 (l 1 l 2 l 3 ); y (l l l l ) ; 2 4 1 2 3 4 y 4 (l 1 l 2 l 3 l 4 ) 0. нения жесткости упругого элемента в пределах начального диапазона жесткостей. Это характерно для всех зависимостей. В результате исследований также установлено, что использование упругих звеньев меньшей длины нецелесообразно. Упругие муфты разных длины и жесткости вместе с режимными параметрами бурения позволяют в широких пределах изменять отклоняющие усилия на долоте, а следовательно, управлять траекторией скважины. По мнению авторов, предложенные технические средства могут быть рекомендованы к внедрению на буровых предприятиях с целью промышленной апробации. Список литературы 1. Використання горизонтальних свердловин для розробки родовищ з важковидобувними запасами вуглеводнів: збірник наукових праць науково-практичної конференції «Стан і перспективи розробки родовищ нафти і газу України – 2003», Івано-Франківськ, 18–21 листопада 2003 р. – Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 2003. – 303 с. (2) где li (i = 1-4) – длина участков КНБК одинаковой жесткости; yi(li), yi(li) – соответственно первая и вторая производная функции прогиба участка КНБК [7, 8]. В результате аналитических исследований построены зависимости отклоняющего усилия на долоте Q от жесткости EI и длины упругой муфты l (см. рисунок). Из рисунка, а видно, что при = 1° и длине упругого звена 4 м увеличение его жесткости от 1 до 4 кНм2 позволяет уменьшить боковое усилие на долоте почти на 0,1 кН (25 %). При использовании упругих звеньев длиной 5 и 6 м отклоняющая сила уменьшается соответственно на 0,2 и 0,4 кН, что составляет соответственно 52 и 125 %. При = 1,5° (см. рисунок, б) отклоняющая сила уменьшается в зависимости от длины упругой муфты, равной 4, 5 и 6 м, соответственно на 0,4 (27 %), 0,7 (40 %) и 1,3 (60 %) кН, следует отметить, что согласно рисунку отклоняющая сила в большей степени зависит от изме- 2. Збільшення обсягів похило-спрямованого та горизонтального буріння – значний резерв підвищення ефективності видобування вуглеводнів та ступеня їх вилучення: Збірник наукових праць науково-практичної конференції «Стан і перспективи розробки родовищ нафти і газу України – 2003», Івано-Франківськ, 18–21 листопада 2003 р. – Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 2003.– 303 с. 3. Пат. 18147 Україна, МПК7 E21 В7/04. Керований відхильник [Текст] / В.М. Івасів, М.В. Василів, А.А. Козлов, М.П. Олексюк, І. І. Чудик; заяв-ник і патентовласник Івано-Франківський нац. техн. ун-тет нафти і газу. – № 200607355; заявл. 03.07.06; опубл. 16.10.06. 4. А.с. 1541361 СССР. Устройство для направленного бурения / Ю.М. Гержберг, В.Д. Чарков, Т.Г. Старцева. – № 4357249/2303; заявл. 04.01.88; опубл. 07.02.90. 5. А.с. №1401128 СССР, МКИ Е21 В 17/07. Упругая муфта / С.В. Величкович, В.М. Ивасив, Б.А. Вацык, З.В. Билый, П.В. Тарабаринов (СССР). – №4047682/22-03; заявл. 10.02.86; опубл. 07.06.88. 6. Пат. 62165 Україна, МПК Е21В 7/08. Пружна муфта бурильної колони / Івасів В.М., Гриців В.В., Ногач М.М., Рачкевич Р.В., Козлов А.А.; патентовласник Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу. – № u 2011 02372; заявл. 28.02.11; опубл. 10.08.11. 7. Юрич А.Р. Математичне моделювання положення безопорних компоновок низу бурильної колони (КНБК) в похило-скерованому стовбурі свердловини // Розвідка та розробка нафтових та газових родовищ. – 2008. – №1(26). – С. 40–43. 8. Моделювання компоновок низу бурильної колони з опорно-центруючими елементами (ОЦЕ) в похило-скерованому стовбурі свердловини / А.Р. Юрич, І.І. Чудик, В.В. Гриців [и др.] // Розвідка та розробка нафтових та газових родовищ. – 2008. – №2(27). – С. 51–55. References 1. Vikoristannya gorizontal'nikh sverdlovin dlya rozrobki rodovishch z vazhkovidobuvnimi zapasami vuglevodnіv (The use of horizontal wells for hard-to-recover hydrocarbon reserves development), Proceedings of Scientific and Practical Conference “Stan і perspektivi rozrobki rodovishch nafti і gazu Ukraїni – 2003” (State and prospects of development of oil and gas in Ukraine - 2003), Іvano-Frankіvs'k, 18-21 November 2003, Іvano-Frankіvs'k: Publ. of ІFNTUNG, 2003, 303 p. 2. Zbіl'shennya obsyagіv pokhilo-spryamovanogo ta gorizontal'nogo burіnnya – znachniy rezerv pіdvishchennya efektivnostі vidobuvannya vuglevodnіv ta stupenya їkh viluchennya (Increased directional and horizontal drilling - an important reserve of hydrocarbon extraction efficiency), Proceedings of Scientific and Practical Conference “Stan і perspektivi rozrobki rodovishch nafti і gazu Ukraїni – 2003” (State and prospects of development of oil and gas in Ukraine - 2003), Іvano-Frankіvs'k, 18-21 November 2003, Іvano-Frankіvs'k: Publ. of ІFNTUNG, 2003, 303 p. 3. Ukrainian Patent no. 18147, MPK7 E21 V7/04, Controllable deflector, Inventors: Ivasiv V.M., Vasyliv M.V., Kozlov A.A., Chudyk I.I. 4. Patent no. 1541361 USSR, Ustroystvo dlya napravlennogo bureniya (Device for directional drilling), Inventors: Gerzhberg Yu.M., Charkov V.D., Startseva T.G. 5. Certificate of authorship no. 1401128 USSR, MKI E21 V 17/07, Uprugaya mufta (Flexible coupling), Authors: Velichkovich S.V., Ivasiv V.M., Vatsyk B.A., Bilyy Z.V., Tarabarinov P.V. 6. Ukrainian Patent no. 62165, MPK E21V 7/08, Elastic clutch of a dri ll string, Inventors: Іvasіv V.M., Gritsіv V.V., Nogach M.M., Rachkevich R.V., Kozlov A.A. Зависимость отклоняющего усилия на долоте Q от жесткости EI и длины упругой муфты l при угле перекоса отклонителя, равном 1° (а) и 1,5° (б): 1, 2, 3 – l составляет соответственно 4, 5 и 6 м 7. Yurich A.R., Mathematical modeling of unsupported bottomhole assembly in directional drilling (In Ukr.), Rozvіdka ta rozrobka naftovikh ta gazovikh rodovishch, 2008, no. 1(26), pp. 40–43. 8. Yurich A.R., Chudik І.І., Gritsіv V.V. et al., Simulation bottomhole assembly with support-centering elements in directional (In Ukr.), Rozvіdka ta rozrobka naftovikh ta gazovikh rodovishch, 2008, no. 2(27), pp. 51–55. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 37 БУРЕНИЕ СКВАЖИН РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.1/.4 © Коллектив авторов, 2016 Петрофизическая основа влияния глинистых пород, пластов и экранов на показатели разработки залежей А.А. Александров, О.Д. Габдраупов, С.Г. Девяткова, В.П. Сонич, к.г.-м.н. (ТО «СургутНИПИнефть») Petrophysical basis and assessment of the influence of argillaceous rock of formation and sieves on the formation development parameters A.A. Aleksandrov, O.D. Gabdraupov, S.G. Devyatkova, V.P. Sonich (Tyumen Branch of SurgutNIPIneft, RF, Tyumen) E-mail: [email protected], Адреса для связи: [email protected], [email protected], [email protected] [email protected], [email protected] Ключевые слова: песчаники, алевролиты, глины, пористость, проницаемость, сжимаемость, глубина залегания, эффективное давление, деформация, критическая водонасыщенность, геологическая модель, гидродинамическая модель О сновные перспективы развития добычи нефти на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» в основном связаны с залежами сложного строения, которое обусловлено частым чередованием глинистых и песчано-алевритовых линзообразных прослоев. При этом содержание глинистых прослоев (глинистая составляющая) в теле пласта часто превышает 50 % всего его объема (толщины). Для залежей такого строения (тюменские отложения, пласты АС неокома, ачимовские отложения и др.) характерными, как правило, являются низкие значения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), изначально повышенная обводненность продукции (более 20 %) и высокий темп снижения дебита нефти в процессе эксплуатации. Отличительная особенность залежей перечисленных комплексов – широкий диапазон нефтенасыщенности порового пространства коллекторов от непредельного с содержанием подвижной воды до аномально высокого значения, превышающего предельное на 15–25 %. Из-за низких ФЕС и сложного строения пластов скважины эксплуатируются с проведением гидроразрыва пласта (ГРП). Наиболее ярким примером залежей сложного строения являются отложения тюменской свиты (объект Ю), нефтеносность которых развита практически на всей территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз». Для всех зале- 38 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Key words: sandstone, siltstone, clay, porosity, permeability, compressibility, depth of formation, effective pressure, strain, critical water saturation, geological model, hydrodynamical model Complex reservoir structure of Tyumen formation is caused by frequent thin alternation of lens-shaped sandy-aleuritic and argillaceous (more than 50 % of the whole volume) interbeds. This type of formation structure is characterized by low permeability and porosity, initially high water cutting and high decline of well oil production rate. High water cutting cannot be only explained by the presence of behind-the-casing flows or by the propagation of hydraulic fractures to waterbearing horizons, squeezing water out from reservoir argillaceous rock component and its cross-flows through sieves as long as formation pressure reduces in the depressed area during well operation. The article describes the mechanism of water inflows to reservoir from argillaceous rock. Relationships between porosity, permeability, formation compressibility and the depth of formation and effective pressure for five lithological formation groups were made based on the largescale set of studies (more than 20 thousand of core samples). In the article by usage of the above-described functions at the example of J feature’s hypothesis stochastic geological model the evaluation of influence of elasto-plastic strain of argillaceous rock and water inflows through sieves on development parameters of the area, dynamics of water influx from the outside to the formation; the volume of flood water outflux was made. Hydrodynamic calculations unambiguously show the influence of argillaceous rock component and permeability of argillaceous rock sieves on the development parameters. Conclusions about the necessity of carrying out activities on the reduction of water inflows to oil-saturated reservoir by blockage formation pressure build-up (water flooding at high pressure) were drawn. жей сложного строения с трудноизвлекаемыми запасами общими особенностями является высокое содержание в теле пласта глинистых водонасыщенных прослоев и линз (глинистая составляющая пласта) и отсутствие в большинстве случаев в коллекторах подвижной воды. Глинистые породы пластов и экранов залежей сложного строения обладают высокой восприимчивостью к дополнительным нагрузкам и характеризуются супернизкой проницаемостью. В результате снижения пластового давления из-за возникшего градиента давления происходит выжимание воды из глинистых перемычек и экранов в коллекторы (рис. 1), а также переток воды через экраны из подстилающих или перекрывающих водоносных проницаемых горизонтов. При огромной площади контакта глинистых прослоев и линз с нефтенасыщенным коллектором (миллионы м2) в зоне дренирования объем поступления воды в пласт (коллектор) извне может быть значительным и способен существенно повлиять на работу скважин. В зонах же воронки репрессии нагнетательных скважин в результате повышения пластового давления наблюдается отток нагнетаемой воды через экраны залежи в перекрывающие и подстилающие проницаемые горизонты (см. рис. 1). При этом объем оттока нагнетаемой воды через экраны определяется градиентом давления, пло- различного литологического состава, отобранного на глубинах 1000-4000 м. Образцы по гранулометрическому составу были подразделены на пять литологических групп пород с возможностью их выделения по данным геофизических исследований скважин (ГИС): 1) мелко-среднезернистые песчаники; 2) мелкозернистые глинистые песчаники и слабоглинистые алевролиты; 3) мелкозернистые сильно глинистые песчаники и глинистые алевролиты; 4) глины алевритистые; 5) тонкоотмученные глины. Анализ результатов исследования керна позволил построить зависимости пористости от глубины залегания для всех пяти групп пород, которые описываются общей формулой Кп = а + bH + cH2 + dH3, (1) Рис. 1. Схема притока (оттока) воды через глинистые перемычки и экраны щадью воронки репрессии, толщиной экранов и проницаемостью для воды слагающих его пород. Из-за невозможности оценки притока воды в пласт извне и оттока нагнетаемой воды по данным промысловых исследований эта задача может быть решена только гидродинамическими расчетами на геолого-технологических моделях [1, 2]. При этом кроме стандартных, приводимых в проектных документах параметров пород, необходимо знание таких параметров, как проницаемость глин и плотных пород, сжимаемость их в упругой и пластической областях, изменение проницаемости пород с ростом и снижением эффективной нагрузки и других, а также знание процесса деформации порового пространства в пластической области и песчаноалевритовых пород в условиях снижения пластового давления при разработке залежей нефти и газа [3, 4]. Особое внимание уделялось изучению сжимаемости порового пространства и изменению проницаемости пород в пластической области. Из-за невозможности проведения длительных (месяцы) детальных лабораторных исследований, особенно исследований пластической деформации пород при повышении нагрузок при разработке залежей, было принято решение использовать закономерности изменения свойств пород по керну (естественное гр авитационное уплотнение), отобранному с различной глубины. Осадочные породы центральной части Западной Сибири (в первую очередь Сургутского свода) сильно восприимчивы к дополнительным нагрузкам и залегают на максимальной глубине в своем геологическом прошлом (не переуплотнены). Они не претерпели значительных минеральных преобразований, которые могли бы заметно изменить их механические свойства и повлиять на общую закономерность гравитационного уплотнения пород при погружении [5–7]. Указанные особенности пород позволяют по результатам изучения керна, отобранного на различных глубинах, выявить закономерность изменения свойств пород в зависимости от глубины залегания или от эффективного давления. Для количественной оценки изменения свойств пород с глубиной был проведен анализ результатов исследований более 20 тыс. образцов керна где Кп – пористость, %; а, b, с, d – коэффициенты пропорциональности, приведенные в табл. 1; Н – глубина залегания, м. С учетом зависисмости эффективного давления от глубины залегания пород центральной части Западной Сибири [8] рэф =(5,6610-3)Н + (1,8310-6)Н2 + (0,0410-9)Н3 (2) построены зависимости пористости от эффективного давления, испытываемого породой на глубине залегания Кп = а+bрэф + cрэф2 + dрэф3, (3) где а, b, с, d – коэффициенты пропорциональности, приведенные в табл. 2. С использованием той же выборки образцов керна по всем пяти литологическим группам пород построены зависимости проницаемости пород kпр от глубины залегания и эффективного давления. Зависимости проницаемости песчано-алевритовых пород 1–3 групп, пород 4 и 5 литологических групп от глубины залегания описываются соответственно выражениями kпр = аbННс, kпр = а(Н-b)с, (4) (5) kпр = а+bН+С/Н2, (6) где а, b, с – коэффициенты пропорциональности, приведенные в табл. 1. Зависимости проницаемости от эффективного давления получены как для песчано-алевритовых пород 1–3 литотипов, так и для глинистых пород 4 и 5 литотипов. Зависимость проницаемости от эффективного давления для песчано-алевритовых пород задается формулой kпр = (а+b рэф)-1/с, (7) для глин алевритистых kпр = а(рэф- b)с, НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО (8) 02’2016 39 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ -0,33 -0,72 1,62 2,25 -1,86 -2,3 8,24 6,87 -3,45 -10,86 14,21 6,73 -6,54 -3,82 1,12 3,17 -9,18 0,22 0,82 5,31 -3,51 5,31 -4,3 2,05 3,86 -1,53 2,42 4,55 1,07 -2,59 1,64 0,7 3,7 -5,59 -4,14 1,52 7,34 -1,27 -1,22 1,68 -1 b 10 a 10 d 10 с 10 b 10 a 10 c b 8,66 -0,3 0,3 0,21 0,26 0,19 упр = а + bН + сН2, упр = а + bрэф + срэф2 + dрэф3. 0,08 3,83 -3,67 -1,74 36,39 -2,04 35,16 Глины тонкоотмученные 5 4 Глины алевритистые 4,68 -2,93 1,05 -2,3 -1,52 3 Мелкозернистые сильно глинистые песчаники; 36,29 глинистые алевролиты 3,19 0,07 0,67 -1,76 -1,32 39,9 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 2 Мелкозернистые глинистые песчаники; слабоглинистые алевролиты 2,47 0,03 0,79 -1,47 -1,33 44,63 Мелкосреднезернистые песчаники 1 b a c 10 -2 (3) Литотипы Номер группы Таблица 2 2,21 a d 10 -4 -5,78 -4,0 5,09 6,81 -2,82 45,77 -2,29 42,53 Глины тонкоотмученные 5 4 Глины алевритистые -1,82 41,64 Мелкозернистые сильно глинистые песчаники; глинистые алевролиты 3 (10) где а, b, с – коэффициенты пропорциональности, приведенные в табл. 1. Сжимаемость порового пространства в упругой области в зависимости от эффективного давления задается формулой -3,1 a 10 c b a c b (7) 7,99 -2,22 3,37 1,33 2,27 -1,48 44,04 Мелкозернистые глинистые песчаники; слабоглинистые алевролиты 2 (9) Коэффициенты пропорциональности а, b, с для выражений 7–9 приведены в табл. 2. Необходимым параметром при геолого-гидродинамическом моделировании является сжимаемость порового пространства, проявляющаяся как в упругой, так и в пластической областях. Сжимаемость порового пространства пород в области упругой деформации определялась на керне (более 600 определений) всесторонним сжатием образцов при давлении, близком к эффективному. Согласно этим исследованиям сжимаемость порового пространства в упругой области в зависимости от глубины залегания по всем пяти литологическим группам пород описывается следующим выражением: 1 1 5,05 1,37 0 1,15 -1,3 47,72 Мелко-среднезернистые песчаники 1 -1,48 d 10 -7 c 10 -5 (13) -2 -9 -7 (11) -5 -3 (9) -4 (8) Коэффициенты пропорциональности для зависимостей 5,79 -2,45 -4,5 -1,1 2,81 -0,38 -0,05 0,19 1 b (4) a d 10 -1 0 c 10 -6 02’2016 kпр = аbрэфрэфс. (11) (1) b 10 -2 a Литотипы Номер группы Таблица 1 40 для глин тонкоотмученных -3 6,44 7,11 -4,25 -3,48 -1,49 -0,88 6,79 8,34 1,86 1,05 -6,14 3,33 -7,28 -3,7 2,12 1,22 -2,94 1,76 3,95 8 -5,09 -0,21 5,03 4,86 0,14 4,02 2,33 -3,5 1,57 0,48 0,67 0,89 -1,39 -1,33 1,61 -1,12 d 10 -3 c 10 -9 (12) (10) b 10 -7 c (6) b 10 -1 1 a 10 -7 c (5) b 10 2 a 10 -1 0 c Коэффициенты пропорциональности для зависимостей a 10 -3 c 10 -1 1 a 10 -2 b 10 -5 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Коэффициенты пропорциональности а, b, с приведены в табл. 2. Сжимаемость порового пространства пород в области упруго-пластической деформации оценена на основе полученных закономерностей естественного уплотнения пород осадочных отложений центральной части Западно-Сибирской низменности [1, 3]. Зависимости сжимаемости порового пространства в пластической области от глубины залегания пород и эффективного давления имеют следующий вид: упр.пл = а + bН + сН2 + dН3; (12) упр.пл = а + bрэф + срэф2 + dрэф3. (13) Коэффициенты пропорциональности выражений (12), (13) предствлены соответственно в табл. 1 и 2. Таблица 3 kпр Литотип Кп параллельно Сжимаемость перпендикулярно Нефтенасыщенность упругая упруго-пластическая Содержание в модели, %, по вариантам моделирования 1 2 3 напластованию Глина тонкоотмученная 0,065 5 10 -7 10 -7 0 1,66 15,4 Глина алевритистая 0,075 10 -5 5 10 -6 0 1,35 12,6 Углистый сланец 0,082 5 10 -5 5 10 -6 0 1,35 12,6 -5 5 10 -6 0 1,2 11,3 Участвуют в 9,6 расчете как непроницаемые 18,5 породы 18,8 28,1 52 32,8 Выделяются только в нижнем 4-м экране Уголь 0,06 5 10 Плотная порода (в основном карбонатная) 0,04 10 -5 -10 -9 10 -5 -10 -9 0 0,35 0,55 4,6 28,1 4,6 Алевролит глинистый 0,136 1,1 10 -3 0,6 10 -3 65,5 (49,4-75,7) 0,92 11,3 18,6 18,6 18,6 Алевролит 0,148 2,3 10 -3 1,3 10 -3 71,2 (54,7-80,6) 0,9 10,6 16,3 16,3 16,3 Песчаник глинистый 0,168 9,1 10 -3 5,4 10 -3 75,9 (64,1-85) 0,77 9,8 6,9 6,9 6,9 0,196 -3 -3 78(62,2-86) 0,67 10,3 2 2 2 Песчаник 32 10 23 10 Рис. 2. Зависимость пористости (1) и проницаемости (2) от снижения пластового давления Проведенные лабораторные исследования на компрессионных установках показали, что скорость пластической деформации песчано-алевритовых пород центральной части Западной Сибири в основном определяется глубиной отбора образцов керна (т.е. степенью консолидированности пород) и создаваемой величиной перегрузки давлением. Скорость же пластической деформации глинистых пород в основном связана с их проницаемостью, т.е. зависит от оттока отжимаемого флюида из порового пространства. Для оценки скорости пластической деформации было исследовано около 600 образцов керна при перегрузках эффективным давлением 5–20 МПа и времени дополнительной нагрузки 20–8000 ч. Проведенные исследования и расчеты показывают, что относительно периода разработки залежей время стабилизации пористости (пластической деформации) можно считать незначительным. Потенциал доуплотнения пород в зонах пониженного пластового давления уже в первые годы разработки залежей будет реализован практически полностью. Для проведения гидродинамических расчетов с целью оценки влияния глинистых пород на показатели разработки взят участок объекта тюменских отложений Русскинского месторождения. Построена секторная стохастическая геологическая модель с размером элементарных ячеек литотипов 50500,5 м. Площадь участка 1440 тыс.м2, общая толщина пласта объекта Ю – 16 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – 5,5 м, толщина верхнего глинистого экрана – 20 м, толщина нижнего экрана до водоносного пласта – 4 м, число скважин – 8, плотность сетки скважин – 18 га/скв. Геологическая модель строилась по трем вариантам содержания глинистой составляющей в пласте (табл. 3): 1) глинистые и плотные породы пласта и экранов непроницаемые, т.е. не участвуют в гидродинамических расчетах. Глинистая составляющая пласта равна нулю; 2) замена 46 % глинистых пород пласта на плотные менее пористые и менее сжимаемые; содержание глинистой составляющей принимается равной 28,1 %; 3) глинистые породы пласта и экранов проницаемые и сжимаемые; содержание глинистой составляющей по данным ГИС – 51,6 %. Геолого-физические параметры пород, используемые при построении геологической модели и гидродинамических расчетах показателей разработки, приведены в табл. 3. Из-за малой выборки исследований проницаемости глин гидродинамические расчеты показателей разработки велись при двух их крайних значениях: 510-8 и 510-7 мкм2. Одной из основных проблем, возникающих при эксплуатации скважин пласта Ю, является высокий (особенно в первые месяцы) темп падения по ним дебита нефти после проведения ГРП вследствие низкой гидродинамической связи и, следовательно, малого радиуса дренирования пласта, что обусловлено интенсивным снижением пластового давления вплоть до забойного в прискважинной зоне пласта. Такое интенсивное снижение пластового давления ведет не только к уменьшению депрессии на пласт, но и к деформации коллекторов в основном в пластической области, кратно снижая их проницаемость (рис. 2). На малый радиус дренирования пласта скважиной указывает тот факт, что при проведении повторного ГРП получаемый эффект соизмерим с эффектом от первичного ГРП. При этом получение эффекта при повторном ГРП можно объяснить вскрытием трещиной недренируемой части пласта (линзы) с сохранившимися свойствами коллектора. По результатам расчетов при проницаемости тонкоотмученных глин (в основном экраны) 510-8 мкм2 обводненность продукции с самого начала превышает 30 % НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 41 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис. 3. Влияние упруго-пластической деформации глинистых пород пласта и перетоков воды через экраны на показатели разработки участка пласта объекта Ю Русскинского месторождения при глинистой составляющей пласта 51,6 % и проницаемости тонкоотмученных глин 510-8 мкм2 (qн, qв – дебит соответственно нефти и воды, Кв – обводненность) Таблица 4 Тонкоотмученные глины проницаемостью, мкм 2 5 10 -7 Параметры 5 10 -8 0 с глинистой составляющей, % Дебит нефти q н , т/сут: начальный 51,6 28,1 51,6 28,1 0 27,7 24,6 27,8 25,8 24,8 средний 2,7 2,5 3,4 2,7 2,6 конечный 1,2 1,1 1,2 1,2 1,0 Добыча нефти за период, тыс. т 155,9 117,9 158 129,3 121,5 3 Дебит воды q в , м /сут: начальный 6,9 7,6 6 5,2 2,0 средний 5 4,4 3,1 1,6 0,3 конечный 5,2 4,3 2,5 1,2 0,2 33,3 42,1 30,3 27,8 11,0 средняя 64,6 67,2 53,1 41,4 12,5 конечная 80,8 79,5 67,2 51,7 14,7 Обводненность, %: начальная за период Добыча воды за период, тыс.м 3 236,1 209,4 143,4 77,7 16,2 Конечное пластовое давление, МПа 22,4 23,2 19,9 20,7 16 115,3 64,2 112,1 62,4 0 Приток воды из глинистой составляющей, тыс.м 3 (рис. 3). При этом дебит воды по скважинам за весь расчетный период (16 лет) составляет около 3,1 м3/сут, добыча воды 143,4 тыс. м3 (табл. 4). Аналогичная динамика показателей разработки получена и при глинистой составляющей, равной 28,1 % (см. табл. 4). Однако при этом начальная обводненность продукции и средний дебит воды за расчетный период понижаются соответственно уже до 27,8 % и 1,6 м3/сут при уменьшении добычи воды за период почти в 2 раза – до 77,7 тыс. м3. Снижение (относительно при глинистой составляющей 51,6 %) прихода воды извне, поддерживающей пластовое давление и играющей роль вытесняющего агента, привело к уменьшению добычи нефти за период на 18,2 % – со 158 до 129,3 тыс. т (см. табл. 4). Влияние глинистой составляющей и экранов на обводненность продукции усиливается при увеличении проницаемости тонкоотмученных глин от 510-8 до 510-7 мкм2 (см. табл. 4). При этом в основном из-за увеличения притока воды через экраны (повышение проницаемости их пород на порядок) наблюдается рост дебита воды и ее добычи за расчетный период в 1,5–2,5 раза практически при сохранении добычи нефти. Согласно гидродинамическим расчетам темп прихода воды в пласт на участке (не скважины) извне (из глин) пер- 42 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Рис. 4. Динамика притока воды извне в пласт при глинистой составляющей 51,6 (1) и 28,1 (2) % и проницаемости тонкоотмученных глин 510-8 (3) и 510-7 (4) мкм2 воначально высокий (66–57 м3/сут), вода поступает в основном из глинистой составляющей, донасыщая на начальном этапе коллекторы в прискважинной зоне с одновременным вытеснением нефти. При этом избыток поступающей воды извне включается в поток с выходом в скважины, повышая обводненность их продукции (рис. 4). С расширением воронки дренирования подключаются новые объемы глинистой составляющей и подток воды через экраны из водоносных горизонтов, объем которой определяется толщиной экранов и проницаемостью их пород (см. рис. 4). По мнению авторов, пока единственным способом сокращения поступления воды в пласт извне может являться «запирающее» повышение пластового давления, которое возможно только закачкой воды через нагнетательные скважины. Промысловые испытания интенсивной закачки воды при высоком давлении в режиме образования искусственной трещиноватости на участке пласта объекта Ю Русскинского месторождения показали, что за счет увеличения пластового давления происходит снижение обводненности продукции окружающих добывающих скважин. Однако в рассматриваемом случае при моделировании опережающей в течение года закачки воды при давлении нагнетания 16 и 26,4 МПа избежать начального высокого обводнения скважин из-за прорыва нагнетаемой воды не удалось (табл. 5). Повышение пластового давления в районе добывающих скважин необходимо моделировать не приходом нагнетаемой воды, а валом вытесняемой нефти. В этом направлении ведутся опытно-промышленные работы по закачке в пласт потокоотклоняющих и нефтеотмывающих составов в режиме образования искусственной трещиноватости. Получены положительные результаты. В процессе нагнетания воды наблюдается ее отток через экраны, объем оттока определяется толщиной экранов, площадью воронки репрессии, давлением нагнетания, приемистостью скважин и проницаемостью пород экранов (см. табл. 5, рис. 5). Так, при проницаемости пород экранов 510-8 мкм2 отток нагнетаемой воды при давлениях закачки 16 и 26,4 МПа невысокий и за расчетный период (16 лет) оценивается в 5,1–7,3 %. Однако при приемистости менее 10 м3/сут весь объем нагнетаемой воды в радиусе 150–200 м уходит через экраны и практически не оказывает полезного действия на вытеснение нефти в оставшемся объеме пласта. При проницаемости пород экранов 510-7 мкм2 объем оттока воды через экраны существенно выше и оценивается в пределах 22,8–37,8 % всего закачанного в пласт объема (см. табл. 5). При этом если приемистость скважин менее 30 м3/сут при давлении нагнетания 16 МПа и Таблица 5 Вид нагнетания Давление нагнетания, МПа Начальный дебит нефти, т/сут МаксиНачальная мальное обводнен- пластовое ность, % давление, МПа Максимальный Приемисотток воды тость, через м 3 /сут экраны, м 3 /сут Отток воды через экраны за 16 лет, тыс.м 3 Доля оттока воды за 16 лет, % 29,5 6,7 5,1 Проницаемость экрана 5 10 -8 мкм 2 Опережающее нагнетание в течение года 16,0 После отработки нагнетательных скважин в течение года 26,4 29,2 315 33,3 27-43 5,4 26,4 35,8 16,0 27,8 34,4 39,7 68-108 16,9 95,5 303 30,8 32-43 5,0 21,3 27,8 5,2 30,3 39,3 41-112 18,0 84,9 7,3 Проницаемость экрана 5 10 -7 мкм 2 Опережающее нагнетание в течение года После отработки нагнетательных скважин в течение года 16,0 27,8 34,5 30,7 38-56 33,4 194,3 32,2 26,4 30,3 35,2 34,4 81-95 80,7 443,4 36,8 16,0 27,8 33,4 29,6 37-49 22,8 98,1 22,8 26,4 27,7 33,4 35,4 51-112 101,6 462,7 37,8 щих свойства всех литологических типов пород в изучаемом разрезе. Список литературы 1. Концепции эффективного пространства и их роль в подсчете запасов углеводородов/ С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, Э.С. Закиров [и др.] // Каротажник. – 2011. – Вып.7. – С. 118–125. 2. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Ефимов П.А. Роль неупругой деформации коллекторов в нефтеотдаче пластов// Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 9. – С. 76–79. 3. Сонич В.П., Ильин В.М., Мирчинк М.Ф. О необратимом снижении проницаемости песчано-алевритовых коллекторов в условиях падения пластового давления//Геология нефти и газа. – 1975. – № 3. – С. 32–36. Рис. 5. Динамика показателей разработки участка пласта объекта Ю Русскинского месторождения: 1, 2 – отток воды через экраны при опережающей в течение года закачке воды при давлении соответственно 26,4 МПа (приемистость 68–108 м3/сут) и 16 МПа (приемистость 27–43 м3/сут); 3, 4 – среднее пластовое давление при давлении закачки воды в пласт соответственно 26,4 и 16 МПа; 5, 6 – дебит нефти при давлении закачки воды в пласт соответственно 26,4 и 16 МПа менее 70 м3/сут при давлении нагнетания 26,4 МПа, то в радиусе 150–200 м практически весь объем нагнетаемой вода уходит через экраны. Выводы 1. Проведенные гидродинамические расчеты на примере участка пласта объекта Ю Русскинского месторождения однозначно указывают на влияние глинистой составляющей пласта и проницаемости глинистых пород экранов на показатели разработки. Это необходимо учитывать при составлении проектных документов и понимания процесса нефтеизвлечения. 2. Объемы притока воды в пласт извне и оттока нагнетаемой воды из пласта определяются содержанием глинистой составляющей в пласте, особенностями строения пласта, проницаемостью и толщиной пород экранов, степенью предрасположенности глинистых пород к пластической деформации и другими факторами. 3. При определенных условиях, которым отвечают отложения Сургутского свода, рассматриваемые параметры оказывают решающее влияние на показатели разработки залежей, особенно на обводненность продукции, продуктивность скважин, эффективность системы ППД и др. В связи с этим необходимо создание методики построения геолого-гидродинамических моделей пласта, учитываю- 4. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород месторождений Западной Сибири// Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 9. – С. 52–54. 5. Сонич В.П., Ильин В.М., Романов Е.А. Некоторые особенности анализа песчано-алевритовых пород в прозрачных шлифах//Литология и полезные ископаемые. – 1975. – № 3. 6. Зарипов О.Г., Сонич В.П. Об эволюции залежей нефти в уплотняющихся терригенных коллекторах. В сб. Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. – М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1983. 7. Сидоренков А.И., Сонич В.П., Быков Л.А. Некоторые вопросы механической дифференциации бассейновых осадков//Бюлл. Московского общества испытателей природы. – 1976. 8. Сонич В.П., Ильин В.М., Каптелинин Н.Д. Определение эффективного давления в отложениях Средне-Обской нефтегазоносной области//Тр. ин-та /СибНИИНП. – 1975. – Вып. 3. References 1. Zakirov S.N., Indrupskiy I.M., Zakirov E.S. et al., The concepts of the effective pore space and their role in hydrocarbon reserves evaluation (In Russ.), Karotazhnik, 2011, no. 7, pp. 118–125. 2. Cheremisin N.A., Sonich V.P., Efimov P.A., Role of collector’s irreversible deformationin oil recovery (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2001, no. 9, pp. 76–79. 3. Sonich V.P., Il'in V.M., Mirchink M.F., About irreversible decrease of the sand and silt collectors permeability in the fall of reservoir pressure (In Russ.), Geologiya nefti i gaza, 1975, no. 3, рр. 32–36. 4. Sonich V.P., Cheremisin N.A., Baturin Yu.E., Formation pressure reductions impact on filtration and capasitive rock properties of rocks deposits of Western Siberia (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 1997, no. 9, pp. 52–54. 5. Sonich V.P., Il'in V.M., Romanov E.A., Some features of the analysis of sand and silty rocks in the transparent sections (In Russ.), Litologiya i polez nye iskopaemye, 1975, no. 3. 6. Zaripov O.G., Sonich V.P., Ob evolyutsii zalezhey nefti v uplotnyayushchikhsya terrigennykh kollektorakh (On the evolution of oil deposits in sealing terrigenous reservoirs), Collected papers “Kollektory nefti i gaza na bol'shikh glubinakh” (Oil and gas collectors at great depths), Moscow: Publ. of MINKh i GP im. I.M. Gubkina, 1983. 7. Sidorenkov A.I., Sonich V.P., Bykov L.A., Some questions of mechanical differentiation of basin sediments (In Russ.), Byulleten’ Moskovskogo obshchestva ispytateley prirody, 1976. 8. Sonich V.P., Il'in V.M., Kaptelinin N.D., Opredelenie effektivnogo davleniya v otlozheniyakh Sredne-Obskoy neftegazonosnoy oblasti (Determining the effective pressure in the oil and gas deposits of Middle Ob area), Proceedings of SibNIINP, 1975, V. 3. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 43 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.031:532.5.072.8 © Б.К. Габсия, И.Н. Никитина, 2016 Особенности моделирования углеводородной фазы в фильтрационных экспериментах Б.К. Габсия, к.т.н., И.Н. Никитина (АО «ВНИИнефть») Distinctive features of hydrocarbon phase modeling in flow experiments B.C. Gabsia, I.N. Nikitina (VNIIneft AO, RF, Moscow) Адреса для связи: [email protected], E-mail: [email protected], [email protected] [email protected] Key words: residual oil, cleaning, bottom-hole oil sample, n-alkane, carbon components, chloroform, relative permeability Ключевые слова: остаточная нефть, экстрагирование, глубинная проба, н-алкан, компонентный состав, хлороформ, относительные фазовые проницаемости (ОФП) Displacement experiments on core samples have shown that the carbon components in the displaced oil, as well as in the initial oil sample and those in the residual oil in the cores after flow, are all identical. Whereas, similar researches carried out on bottom-hole oil samples and residual oil samples from the cores of different oil fields have shown that the carbon components in both samples differ. This therefore means that in reservoirs with such compositional differences, the oil-in-place exists in two phases: one phase – a lighter, mobile oil that flows and can be recovered by the various known displacement methods; the other – very heavy non-displaceable dead oil that remains in the reservoir. This points out that for such fields, the approaches generally used for conducting reservoir simulation should be reconsidered. П ри моделировании процессов фильтрации в пористых средах, которое выполняется для прогнозирования показателей разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, нефть, как и вода, и газ, представляется отдельной гомогенной фазой. Такое допущение принимается как при физическом в лабораторных условиях, так и математическом моделировании. При физическом моделировании из дегазированной нефти, добытой из скважины, готовится модель углеводородной жидкости. Как правило, сырая нефть исследуемого пласта разбавляется углеводородным растворителем, например, керосином, октаном, толуолом, до вязкости, соответствующей вязкости пластовой нефти (ОСТ 39-195-86, ОСТ 39-235-89). При геологическом или гидродинамическом моделировании нефть также представлена одной фазой на всех этапах расчетов от оценки запасов до завершения разработки месторождения. Это подтверждает простая эмпирическая проверка. Если приготовить изовискозную модель пластовой нефти и определить ее компонентный состав, то получим некоторое распределение н-алканов метанового ряда (рис. 1). Используя эту модель нефти и вытесняя воду из пористой среды, т.е. из образца керна, воспроизводим начальное состояние продуктивного пласта, содержащего связанную воду и начальные запасы нефти. Вытеснив из такой модели нефть водой до состояния, когда последующая фильтрация воды не изменяет какие-либо параметры (ОСТ 39-195-86), получим вытесненную водой нефть и модель с остаточной нефтенасыщенностью. Для вытесненной и исходной нефтей определим компонентный состав согласно ОСТ 153-39.2-048-2003 [1]. Полученные 44 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Рис. 1. Зависимость содержания н-алканов в нефти от числа атомов углерода результаты представлены на рис. 1, из которого видно, что приготовленная модель нефти сохраняет свой компонентный состав на протяжении всего эксперимента от подготовки до экстрагирования остаточной нефти. Любые фазовые переходы происходят только при нарушении стационарных условий, когда, например, изменяются термобарические условия пластовой системы. Отсюда следует ряд выводов. 1. Извлеченная и остаточная нефти, приведенные к одинаковым условиям, по физическим и химическим свойствам практически не отличаются друг от друга. 2. Невозможность извлечения остаточной нефти обусловлена только размерами пор и соотношением капиллярных и гидродинамических сил. 3. Так как извлекаемая нефть не отличается от остаточной, не исключена возможность извлечения всей нефти и достижения коэффициентов вытеснения, близких к единице. Все вышеизложенное относится к моделированию естественных фильтрационных процессов в соответствии с современными представлениями и рекомендациями [2–4]. Такой подход был оправдан, когда основная добыча нефти осуществлялась из высокопроницаемых кварцевых песчаников Урало-Поволжья, Азербайджана. Он также был применим для высоко- и среднепроницаемых полимиктовых песчаников Западной Сибири и Казахстана, когда доля добычи нефти из сложнопостроенных карбонатных трещиновато-кавернозно-поровых пород была невелика. В настоящее время, когда в промышленную разработку вовлекается все больше запасов из карбонатных коллекторов, необходимо подтверждение или опровержение описанного подхода к моделированию. Для сравнения определим компонентный состав нефтей некоторых месторождений, продуктивные пласты которых представлены карбонатными коллекторами. На рис. 2, а показано распределение компонентов глубинных проб нефтей, отобранных из скважины. Это нефти, подобные получаемым вытеснением водой из модели пласта при моделировании в лаборатории (аналогично показанной на рис. 1). Видно, что характер молекулярно-массового распределения и средние величины содержания компонентов не противоречат глубинным пробам реальных нефтей. Из скважин, откуда брались пробы нефти, был отобран и керн, из которого выпилили образцы. Учитывая, что в процессе как отбора керна, так и изготовления образцов порода постоянно омывается жидкостями под давлением, сохранившуюся в образце пластовую нефть с достаточной долей достоверности можно принять за остаточную [2]. После экстрагирования образцов керна хлороформом получено распределение компонентного состава остаточной нефти, приведенное на рис. 2, б. Из приведенных на рис. 3 зависимостей, отнормированных по максимальному содержанию компонентов, видно, что нефть, извлеченная из пласта по компонентному составу существенно отличается от остаточной нефти. Из рис. 2, 3 следует, что наличие неизвлекаемой остаточной нефти не зависит от типа коллектора. Рис. 3. Зависимость относительной концентрации н-алканов в глубинной пробе и и остаточной нефти после экстрагирования образцов керна хлороформом от числа атомов углерода для месторождений Центрально-Хорейверского поднятия и Западной Сибири Рис. 2. Зависимость содержания н-алканов в глубинной пробе нефти (а) и остаточной нефти после экстрагирования образцов керна хлороформом (б) от числа атомов углерода для месторождений Центрально-Хорейверского поднятия и Западной Сибири С учетом того, что остаточная нефть, находящаяся в керне, еще не фильтровалась через пласт, содержание в ней высокомолекулярных соединений не может быть обусловлено разделением исходно гомогенной нефтяной фазы за счет оседания более тяжелых компонентов при течении нефти через пористую среду, как через фильтр. Исходя из полученных результатов можно предположить, что ряд нефтяных месторождений содержит нефть, представленную двумя фазами: более легкой, которая фильтруется через пласт и может извлекаться традиционными гидродинамическими методами и более тяжелой, остающейся в пласте. Содержание в пластах некоторых месторождений нефти в виде двух раздельных фаз подтверждают следующие косвенные результаты. Принято считать, что стандартной спиртобензольной смеси достаточно для отмывки коллектора, содержащего однофазную нефть: по мере вымывания смеси раствор светлеет. Прозрачный раствор на последней стадии отмывки указывает на окончательную очистку образца от нефти (ОСТ 39181-85). Образцы после отмывания в спиртобензоле при последней экстракции в хлороформе окрашивают НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 45 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис. 4. Распределение насыщенности и ОФП однофазной (а) и двухфазной (б) нефтей экстрагент в насыщенный черный цвет и это выглядит так, как будто образцы не экстрагировались вообще. Следовательно, в коллекторах подобных месторождений содержатся две различные углеводородные фазы, которые необходимо либо экстрагировать различными растворителями, либо экстрагировать сразу наиболее «сильным» растворителем. Исходя из того, что существуют месторождения, на которых запасы нефти представлены двухфазной системой углеводородов, необходим пересмотр подходов к разработке таких месторождений. При этом отмеченные выше утверждения для подобных месторождений становятся некорректными: – во-первых, извлеченная на поверхность нефть существенно отличается от остаточной нефти; – во-вторых, невозможность извлечения остаточной нефти обусловлена не только размерами пор и соотношением капиллярных и гидродинамических сил, но и различием в составе; – в-третьих, из различия указанных нефтей невозможно с помощью одних и тех же методов добиться извлечения всей нефти и достичь коэффициентов вытеснения, близких к единице; для извлечения остаточной нефти из таких объектов требуются принципиально другие технологии. Наличие двух углеводородных фаз обусловливает свои различия в распределении насыщенностей и относительных фазовых проницаемостей (ОФП) (рис. 4). По мере вытеснения однофазной нефти водой снижаются нефтенасыщенность и ОФП для нефти от точки А до точки В, при этом увеличивается водонасыщенность и ОФП для воды, которая стремится к единице при 100%-й водонасыщенности. Для двухфазной нефти появляется зона, занятая нефильтруемой фазой нефти (отрезок DC), в котором вытеснение невозможно. В процессе вытеснения двухфазной нефти ОФП для воды стремится к единице при водонасыщенности в точке D, что изменит форму кривой. Для месторождений с такой нефтью при оценке эффективности разработки по коэффициенту вытеснения нефти водой справедливо вычитать часть 46 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО нефти, которая, как отмечалось выше, не может быть извлечена гидродинамическими методами. Так, в первом случае (см. рис. 4, а) коэффициент вытеснения составит примерно 67,9 %, во втором (см. рис. 4, б) – 55,6 %. Однако, если учесть, что во втором случае часть запасов (отрезок DC) физически не может быть извлечена методом вытеснения, то получим более высокий коэффициент вытеснения – 66,7 %. Таким образом, для эффективной оценки запасов и последующего моделирования процессов извлечения нефти учет указанной в статье двухфазной системы необходим. Ее наличие в пласте, как показано выше, может не только влиять на степень извлечения запасов, но и существенно изменять динамику добычи нефти, а также конечные показатели разработки, принимаемые в расчетах при моделировании и эксплуатации нефтяных месторождений. Список литературы 1. Гордадзе Г.Н., Гируц М.В., Кошелев В.Н. Углеводороды нефти и их анализ методом газовой хроматографии. – М.: МАКС Пресс, 2010. – 240 с. 2. Кошляк В.А., Султанов Т.А. Изучение нефтеотдачипластов методами промысловой геофизики. – М.: Недра, 1986. – 193 с. 3. Мархасин И.Л. Физико-химическая маханика нефтяного пласта. – М.: Недра, 1979. – 214 с. 4. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами. – М.: ВНИГНИ, 1978. – 395 с. References 1. Gordadze G.N., Giruts M.V., Koshelev V.N., Uglevodorody nefti i ikh analiz metodom gazovoy khromatografii (Petroleum hydrocarbon and their analysis by gas chromatography), Moscow: MAKS Press Publ., 2010, 240 p. 2. Koshlyak V.A., Sultanov T.A., Izuchenie nefteotdachiplastov metodami promyslovoy geofiziki (Izuchenie nefteotdachiplastov metodami promyslovoy geofiziki), Moscow: Nedra Publ., 1986, 193 p. 3. Markhasin I.L., Fiziko-khimicheskaya mekhanika neftyanogo plasta (Physical and chemical mechanics of oil reservoir), Moscow: Nedra Publ., 1979, 214 p. 4. Metodicheskie rekomendatsii po issledovaniyu porod-kollektorov nefti i gaza fizicheskimi i petrograficheskimi metodami (Guidelines for the research of oil and gas reservoir rocks by physical and petrographic methods), Moscow: Publ. of VNIGNI, 1978, 395 р. ПОЗДРАВЛЯЕМ ЮБИЛЯРА Гани Гайсиновичу Гилаеву – 60 лет! 17 февраля 2016 г. исполнилось 60 лет генеральному директору ОАО «Самаранефтегаз» Гани Гайсиновичу Гилаеву. Г.Г. Гилаев родился в 1956 г. в Башкирии. В 1975 г. после окончания Октябрьского нефтяного техникума он был направлен на Сахалин, где за 20 лет прошел путь от помощника бурильщика до начальника НГДУ «Оханефтегаз» ПО «Сахалинморнефтегаз». Без отрыва от производства в 1990 г. окончил Уфимский нефтяной институт по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Безукоризненный стиль работы, основанный на высоком профессионализме, внедрении в производственные процессы передовых технологий, колоссальная работоспособность и самоотдача, внутренняя самодисциплина Гани Гайсиновича позволили не только серьезно улучшить показатели добычи нефти и газа в руководимых им производственных подразделениях, но и успешно разрабатывать новые месторождения. Г.Г. Гилаев за большие производственные достижения и личный вклад в развитие нефтяной и газовой промышленности Сахалина в 1985 г. был награжден медалью «За трудовую доблесть», в 1995 г. – медалью ордена «За заслуги перед Отечеством» II степени за самоотверженный труд во время спасательной операции после разрушительного землетрясения в г. Нефтегорске. С 1996 г. Г.Г. Гилаев работает в ОАО «НК «Роснефть – Термнефть» – начальником научно-технического управления, заместителем главного инженера, главным инженером общества, а с мая 2004 г. – первым заместителем генерального директора по производству, главным инженером ОАО «НК «Роснефть – Краснодарнефтегаз». В 2006 г. его назначили генеральным директором ОАО «Удмуртнефть». В 2008 г. Гани Гайсинович получил назначение на должность директора департамента нефтегазодобычи ОАО «НК «Роснефть». При его активном участии в августе 2009 г. в Восточной Сибири было введено в эксплуатацию крупнейшее Ванкорское нефтегазовое месторождение. В 2010 г. Г.Г. Гилаев был назначен на должность вице-президента ОАО «НК «Роснефть», а в ноябре 2010 г. избран в состав Правления компании. С декабря 2012 г. он возглавляет ОАО «Самаранефтегаз». За более чем тридцатипятилетний период работы в нефтегазовой отрасли России Г.Г. Гилаевым разработаны и внедрены десятки новых технологий и технологических операций, позволяющих на практике усовершенствовать систему нефтегазового производства и добиться существенного повышения его эффективности. Гани Гайсинович – доктор технических наук, профессор, автор более 160 научных трудов. Он активно сотрудничает с журналом «Нефтяное хозяйство», публикуя в нем свои работы и привлекая к сотрудничеству с журналом своих учеников. Редакция журнала высоко ценит вклад Гани Гайсиевича в развитие журнала. За создание и публикацию учебников, учебных пособий и технических книг по разработке нефтяных месторождений термическими методами Г.Г. Гилаеву присуждена Премия имени акад. И.М. Губкина. Он – Заслуженный работник Министерства топлива и энергетики РФ, Почетный работник ТЭК, Почетный нефтяник, лауреат Государственной премии Удмуртской Республики 2013 г. Уважаемый Гани Гайсинович! Поздравляем Вас с Юбилеем! Желаем Вам крепкого здоровья, счастья и благополучия Вам и Вашим близким, успехов в производственной и научной деятельности и всего самого наилучшего! Редакционная коллегия и коллектив редакции журнала «Нефтяное хозяйство», коллеги, друзья, ученики НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 47 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.031:532.5.072.8 © Коллектив авторов, 2016 Модель нестационарной двухфазной двухкомпонентной фильтрации системы нефть – вода и нефть – сверхкритический флюид в однородной пористой среде А.В. Радаев, к.т.н., Р.Л. Рахимов, И.Д. Закиев, А.А. Давлетшин, Р.Р. Галимзянов, А.А. Мухамадиев, А.Н. Сабирзянов (Казанский национальный технологический университет) Адрес для связи: [email protected] Ключевые слова: математическая модель, двухфазная двухкомпонентная фильтрация, однородная пористая среда, численное моделирование В настоящее время для описания процесса фильтрации многокомпонентных многофазных систем применяются модели фильтрации систем жидкость – жидкость, жидкость – газ, описывающие многофазную многокомпонентную фильтрацию сжимаемой и несжимаемой жидкостей, газированной жидкости [1, 2]. Существующие экспериментальные данные и построенные на их основе модели фильтрации многокомпонентных систем являются научной основой вторичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) (заводнение, вытеснение паром и др.), которые имеют ограничения по применению (проницаемость пластов более 0,025 мкм2, вязкость нефти менее 60 мПас). Для вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов и пластов с высоковязкой нефтью необходима разработка третичных методов увеличения нефтеотдачи, один из которых базируется на использовании сверхкритических вытесняющих агентов. Свойства диоксида углерода (СО2) в сверхкритическом состоянии являются промежуточными между его свойствами в газовой и жидкой фазах: он обладает высокой плотностью, близкой к плотности жидкости, низкой кинематической вязкостью, а также большим коэффициентом диффузии. Снижение вязкости пластовой нефти и увеличение коэффициента объемного расширения – основные факторы, определяющие эффективность применения диоксида углерода в процессах добычи нефти. Вытесняющие агенты в сверхкритическом состоянии используются на поздней стадии разработки нефтяного месторождения, характеризующейся максимальной степенью обводненности, их применяют в виде оторочек с целью экономии. Основой использования третичных технологий являются модели, описывающие процесс фильтрации си- 48 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Model of a non-stationary two-phase twocomponent filtration of oil – water system and oil – supercritical fluid on homogeneous porous media A.V. Radaev, R.L. Rakhimov, I.D. Zakhiev, A.A. Davletshin, R.R. Galimzyanov, A.A. Mukhamadiev, A.N. Sabirzyanov (Kazan National Research Technological University, RF, Kazan) E-mail: [email protected] Key words: mathematical model, two-phase two-component filtration, homogeneous porous environment, numerical modeling The mathematical model of process of a non-stationary two-phase twocomponent filtration of system oil - supercritical CO2 in homogeneous porous environment is developed. Results of numerical researches of a problem of a non-stationary two-component two-phase filtration of system oil - supercritical CO2 are given in layer in the course of replacement of model oil by supercritical CO2 from homogeneous porous environment. Results of numerical modeling showed that a rejection of settlement data from experimental in case of oil replacement by water below, than at replacement of its supercritical CO2. The deviation of numerical results from the experimental doesn't exceed 13 %. стемы жидкость – сверхкритический флюид (СКФ), построенные на основании экспериментальных и расчетных данных по вязкости, плотности вязкого потока, фазовому распределению компонентов в пластовых системах и фазовым проницаемостям. Построение математических моделей третичных МУН направлено на совершенствование методов разработки залежей трудноизвлекаемой нефти. Математическая модель процесса фильтрации систем нефть – вода и нефть – сверхкритический флюид Математическая модель создана на основе общепринятых концепций теории фильтрации (движение флюида одномерное безынерционное, подчиняется закону Дарси, температуры флюида и скелета пласта в каждом элементарном объеме совпадают, деформация скелета пористой среды отсутствует, среда характеризуется усредненными теплофизическими и физико-химическими свойствами, массообмен между твердой поверхностью породы и компонентами отсутствует, концентрация углеводородных компонентов в воде принимается равной нулю). Заводнение относится к процессу двухфазной нестационарной фильтрации двух жидкостей. Одно из преимуществ применения СКФ при добыче нефти – его высокая растворимость в нефти, поэтому первой фазой является смесь нефти со сверхкритическим (СК) СО2. Однако нельзя утверждать, что СК СО2 полностью растворяется в нефти, в связи с чем второй фазой будет чистый СК СО2. Таким образом, процесс вытеснения нефти сверхкритическим диоксидом углерода является двухкомпонентным (СК СО2 и нефть) двухфазным (нефть-СК СО2 и СК СО2). При этих условиях математическая модель состоит из уравнения неразрывности для каждой из фаз двухфазного двухкомпонентного потока, уравнений сохранения энергии, фильтрации, состояния. Уравнения неразрывности первой фазы «нефть – СК СО2» имеет вид m S x1 div(v1 x1)=(w x3 K x1), t (1) m S x2 div(v1 x2 )=0; (2) t уравнение неразрывности второй фазы «СК СО2» m g (1 S ) div(v2 g )=0; t (3) уравнение сохранения энергии ∇ (4) где m – пористость; – плотности фазы 1 «нефть – СК СО2», ; – плотность соответственно нефти и СО2; g – плотность фазы 2 «СК СО2»; w – плотность воды; – коэффициент массообмена между фазами; S – насыщенность породы нефтью; x1, x2 – объемная доля соответственно компонента 1 в фазе 1 и компонента 2 в фазе 1; v1, v2 – скорость фильтрации соответственно фазы 1 и фазы 2; К – константа Генри; hсм, hg – энтальпия фазы соответственно 1 и 2; h – энтальпия смеси; Cp – средняя изобарная теплоемкость вытесняющего агента; Т, Т0 – абсолютная температура соответственно вытесняющего агента и нефтяного пласта; Q1 – плотность источников тепла внутри пласта (тепловыделение i-й химической реакции, может быть как положительным, так и отрицательным); qтр – скорость выделения тепла из потока за счет гидравлического трения; q – теплообмен с кровлей и подошвой пласта; эф – эффективный коэффициент теплопроводности среды (функция фазового состава, предполагаемая известной); T – оператор изменения температуры Т по трем измерениям x, y, z. В качестве уравнения состояния для системы «нефтьСК СО2» используется уравнение состояниz Соава – Редлиха – Квонга, записываемое в кубическом виде [3], Z3 – Z2 + (A – B – B2)Z – AB = 0, где A = 0, 427480 ⋅ (5) p Tкр p Tкр ⋅ ⋅ ; B = 0, 086640 ⋅ ;p pкр Т pкр Т 2 a 2 3 pкр = Tкр/b – критическое давление смеси; Т кр – b n b=∑ yi ⋅ Tкрi i 1 критическая температура смеси; a = ∑ yi ⋅ Tкрi ⋅ i 2 Tкр i pкрi ; ; pкрi, Tкрi – соответственно критические дав- ление и температура i-го компонента смеси; yi – мольная доля компонента в любой из равновесных фаз. Для нахождения корней уравнения используют итерационную процедуру Ньютона – Рафсона. Для расчета «перекрестных» параметров смеси «нефть-СК СО2» вводятся эмпирические поправки aij и bij, называемые параметрами бинарного межмолекулярного взаимодействия: aij = (1 – kij)aiaj, bij = (1 – nij)bi bj, (6) где aij, bij – подстановочные коэффициенты для смеси в уравнении Соава – Редлиха – Квонга; kij, nij – параметры бинарного межмолекулярного взаимодействия; ai, aj, bi, bj – эмпирические коэффициенты для индивидуальных веществ. В настоящей работе приняты поправки aij и bij, полученные в работе [3]. Усреднение свойств смесей осуществляется по правилу смешения Ван-дер-Ваальса [4]. В качестве уравнения состояния СК СО2 используется следующее уравнение [5] при условии, что процесс является изотермическим: Vg = Vg(pатм)z/p, (7) где Vg – объем СК СО2; z – сжимаемость СК СО2; р – давление в системе. При совместном течении жидкостей в пористой среде принимается, что закон Дарси выполняется для каждой из фаз и имеет вид k p v i i pi (-1)i к i g z ,i 1, 2, i 2 p1 – p2 = pк (S,), (8) (9) где ki – фазовая проницаемость фазы i; i =1,2; i – динамическая вязкость фазы i; i = 1,2; рк – капиллярное давление, – коэффициент межфазного поверхностного натяжения. Уравнение (9) является одним из замыкающих соотношений и определяет связь между давлениями в фазах. Капиллярное давление рк представляет собой давление, существование которого объясняется тем, что давления в водной и нефтяной фазах имеют разную величину, а фазы разделены поверхностями раздела с ненулевым межфазным поверхностным натяжением. Капиллярное давление зависит от насыщенности каждой из фаз, безразмерной функции Леверетта, размера пор, определяе мого выражением m/k, а также межфазного поверхностного натяжения. В качестве замыкающего соотношения применяется уравнение Гиббса – Дюгема [3] dp = n pкрi ρ1 ρ ⋅ d ϕ1 + 2 d ϕ2 , υ1 υ2 (10) где 1, 2 – молярные объемы соответственно нефти и воды; 1, 2 – химический потенциал соответственно первого компонента в фазе 1 и фазы 2, который является функцией температуры, давления, объемной доли компонента, размера пор. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 49 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Условия однозначности определяются условием одномерной фильтрации вытесняющего агента в пласт с постоянным расходом Q на единицу площади поперечного сечения. Перед началом закачки нефтяной пласт насыщен нефтью и давление постоянно. Во входном сечении пласта, принимаемым за начало отсчета, задаются граничные условия 1-го рода (условия Дирихле), определяющие скорость движения фаз: v1 = const, v2 = 0. На выходе задаются граничные условия 2-го рода (условия Неймана) (координатная ось направлена вдоль течения): pi/x = 0. Кроме того, задается изменение насыщенности по оси течения для каждой из фаз: Si /x = 0, i = 1,2. Теплофизические свойства пластовых жидкостей (вязкость СК СО2, плотность нефти, плотность нефти при температуре 293 К, поправки на давление, теплопроводность, теплоемкость, вязкость нефти) рассчитывались по известным соотношениям, приведенным в работах [6–9]. Численное моделирование процессов вытеснения нефти водой и СК СО2 В статье осуществлена апробация математических моделей процесса вытеснения нефти СК СО2 путем сравнения численных результатов, полученных с помощью лицензионного программного комплекса STARS, с результатами экспериментальных исследований авторов [10]. В качестве модельной нефти использовалось трансформаторное масло. Условия проведения экспериментов были следующими: давление нагнетания СК СО2 – 10 МПа, температура нагнетания – 60 С, абсолютная проницаемость пористой среды 0,038 мкм2, градиент давления – 0,3 МПа/м. Расход СК СО2, задаваемый оператором в симуляторе, соответствовал реальному расходу и варьировался в пределах 5 %. Результаты исследований приведены на рисунке. Разработанная авторами математическая модель процесса двухфазной двухкомпонентной фильтрации системы нефть – сверхкритический флюид достаточно точно качественно и количественно описывает процесс вытеснения нефти СК СО2, хотя максимальное отклонение достигает 13 %. По мнению авторов, это связано с тем, что массообменные процессы в нефтяной фазе в данном случае играют заметную роль, и процесс вытеснения не сводится к механической замене одной жидкости другой, а характеризуется также изменением свойств нефти (вязкости, плотности, межфазного поверхностного натяжения). Их расчет по известным уравнениям либо экспериментальное определение приводят к погрешностям. Результаты численного моделирования процесса вытеснения масла трансформаторного сверхкритическим диоксидом углерода при давлении 10 МПа и температуре 333 К 50 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО При моделировании были использованы следующие подгоночные параметры: абсолютная проницаемость модели пласта – 0,04–0,4 мкм2; коэффициент бинарного взаимодействия в системе «нефть-СК СО2» – 0,1. Выводы 1. Предложена математическая модель процесса вытеснения нефти сверхкритическим диоксидом углерода при давлениях до 12 МПа, температурах до 90 С. 2. Необходимость ее создания обусловлена тем, что существующие математические модели процесса двухфазной двухкомпонентной фильтрации не позволяют описать процесс вытеснения нефти диоксидом углерода при сверхкритических параметрах состояния, так как не учитывают изменение ряда свойств пластовой нефти при растворении в ней сверхкритического СО2. 3. Апробированная на процессах вытеснения трансформаторного масла СК СО2 при давлении 10 МПа и температуре 333 К модель описывает процесс двухфазной двухкомпонентной фильтрации системы «нефть – СК СО2» с погрешность не более 13 %. Список литературы 1. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.- М: Недра, 1982. – 407 с. 2. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. – М.: Недра, 1972. – 288 с. 3. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М: Грааль, 2002. – 575 с. 4. Кузнецова И.В. Растворимость ибупрофена в сверхкритическом диоксиде углерода/И.В. Кузнецова, И.И. Гильмутдинов, И.М. Гильмутдинов [и др]//Сверхкритические флюиды: теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 3. – С. 80–89. 5. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем – Л: Гостоптехиздат, 1963. – 349 с. 6. Голубев И.Ф. Вязкость газовых смесей. Государственная служба стандартных и справочных данных. – М: Изд-во государственного комитета стандартов, 1971. – 319 с. 7. Брот Р.А., Кутуков С.Е. Определение реофизических параметров газонасыщенных нефтей/Нефтегазовое дело. – 2005. – № 3. – С. 2–12. 8. Григорьев Б.А., Богатов Г.Ф., Герасимов А.А. Теплофизические свойства нефти, нефтепродуктов, газовых кондесатов и их фракций. – М: Изд-во МЭИ, 1999. – 372 с. 9. Овсянников П.О. Теплофизические свойства углеводородов и их влияние на тепловые параметры насыщенных пород пластовых резервуаров: Дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук, Казань, 2014 г. 10. Исследование процесса вытеснения нефти сверхкритическим СО2 на терригенной модели пласта/Н.Р. Батраков, И.Д. Закиев, Р.Р. Галимзянов [и др.]//Научная сессия КГТУ, Казань: КГТУ. февраля 2014 г. References 1. Aziz Kh., Settari A., Petroleum reservoir simulation, Applied Science Publishers, 1979, 476 p. 2. Barenblatt G.I., Entov V.M., Ryzhik V.M., Teoriya nestatsionarnoy fil'tratsii zhidkosti i gaza (The theory of non-stationary filtration of liquid and gas), Moscow: Nedra Publ., 1972, 288 p. 3. Brusilovskiy A.I., Fazovye prevrashcheniya pri razrabotke mestorozhdeniy nefti i gaza (Phase transitions in the development of oil and gas fields), Moscow: Graal' Publ., 2002, 575 p. 4. Kuznetsova I.V., Gil'mutdinov I.I., Gil'mutdinov I.M. et al., Solubility of ibuprofen in supercritical carbon dioxide (In Russ.), Sverkhkriticheskie flyuidy: teoriya i praktika, 2012, V. 7, no. 3, pp. 80–89. 5. Efros D.A., Issledovanie fil'tratsii neodnorodnykh sistem (Research the filtration of inhomogeneous systems), Leningrad: Gostoptekhizdat Publ., 1963, 349 p. 6. Golubev I.F., Vyazkost' gazovykh smesey (The viscosity of the gas mixtures), Moscow: Publ. of State service of standard and reference data of State standards committee, 1971, 319 p. 7. Brot R.A., Kutukov S.E., Determination of geophysical parameters of gas-saturated oils (In Russ.), Neftegazovoe delo = The electronic scientific journal Oil and Gas Business, 2005, no. 3, URL: http://ogbus.ru/authors/Brot/Brot_1.pdf. 8. Grigor'ev B.A., Bogatov G.F., Gerasimov A.A., Teplofizicheskie svoystva nefti, nefteproduktov, gazovykh kondesatov i ikh fraktsiy (Thermal properties of oil, oil products, gas condensate and their fractions), Moscow: Publ. of MEI, 1999, 372 p. 9. Ovsyannikov P.O., Teplofizicheskie svoystva uglevodorodov i ikh vliyanie na teplovye parametry nasyshchennykh porod plastovykh rezervuarov (Thermal properties of hydrocarbons and their influence on the thermal properties of saturated reservoir rocks): thesis of candidate of technical science, Kazan', 2014. 10. Batrakov N.R., Zakiev I.D., Galimzyanov R.R. et al., Issledovanie protsessa vytesneniya nefti sverkhkriticheskim CO 2 na terrigennoy modeli plasta (Research the of the displacement of oil by supercritical CO2 on terrigenous reservoir model), Nauchnaya sessiya KGTU (Scientific session of KSTU), Kazan': KGTU, February of 2014. 051 KaspDialog_Layout 1 14.02.16 7:31 Page 1 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.1/.4.001.57 © Коллектив авторов, 2016 Создание вероятностной модели технико-экономической оценки разработки нефтяного месторождения на режиме истощения М.В. Наугольнов, Н.Ф. Тепляков, М.Н. Пислегин, А.А. Бородкин (ООО «Газпромнефть НТЦ») Адрес для связи: [email protected] Ключевые слова: вероятностная модель, статистическая модель, оценка актива, оценка разработки, оценка инфраструктурных затрат, экономическая оценка, выбор оптимального решения О своение нефтяного месторождения всегда происходит в условиях неопределенности и риска. На этапе оценки месторождения и при принятии инвестиционных решений на финансовые показатели проекта наиболее значительно влияет его геологическая изученность. В связи с этим при прогнозировании технико-экономических показателей разработки геологические неопределенности и риски должны учитываться максимально полно [1, 2]. Целью работы явилось создание подходов и инструментов для проведения вероятностной технико-экономической оценки разработки месторождений в условиях высокой неопределенности входных данных при отсутствии трехмерных моделей. Для этого необходимо выполнить вероятностную оценку запасов, запускных дебитов, профилей добычи нефти, инфраструктурных затрат, а также определить оптимальные технико-экономические показатели проекта. Постановка задачи Распространенные детерминистический и вероятностнодетерминистический подходы к оценке актива обладают существенным недостатком: инвестиционная привлекательность проекта оценивается по узкой выборке геологической информации и экспертным данным. Такая оценка, во-первых, является неполной, поскольку не учитывает всего диапазона геологических неопределенностей и рисков проекта и, как следствие, часто дает слишком оптимистичные или пессимистичные результаты. Во-вторых, использование экспертного мнения при принятии решений обусловливает влияние субъективного фактора на процесс оценки проекта. Преимуществами распространенных инструментов являются относительное упрощение оценки и сокращение времени на выполнение расчетов. Для получения наиболее реалистичного представления о проекте предлагается использовать вероятностный подход на всех этапах проведения анализа, начиная от оценки запа- 52 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Development of probabilistic model for technical and economics evaluation of oil field on depletion M.V. Naugolnov, N.F. Teplyakov, M.N. Pislegin, A.A. Borodkin (Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg) E-mail: [email protected] Key words: probabilistic model, statistic model, project evaluation, reservoir evaluation, CAPEX estimation, economics evaluation, optimal decision selection This paper is dedicated to program module that gives an opportunity to provide automatically the full cycle of probabilistic estimation of oil greenfield development on depletion from STOIIP estimation to economic evaluation. A special attention is paid to the selection of optimal decision in geological uncertainties. Limitations of popular deterministic and scenarious methods of project evaluation and advantages of full cycle of probabilistic evaluation from geology to economics are described. The basis of program module are Monte-Carlo method that uses discrete and continuous distribu tions of parameters, material balance model, model of decline curve, model of estimation surface facilities and a simple economics model for net present value estimation. сов и заканчивая расчетом капитальных вложений в обустройство месторождения. При этом весь объем входной статистической информации будет использоваться максимально полно, влияние экспертного мнения и риск ошибок при принятии инвестиционных решений минимизированы, результат оценки будет объективно соответствовать реальности. Однако для повышения точности результатов вероятностного моделирования необходимо увеличивать число случайных реализаций, что увеличивает время проведения анализа. Реализация программы Для решения поставленных задач авторами работы был создан программный модуль в среде VBA MS Excel for Applications (рис. 1). В основе этого модуля лежит метод Монте-Карло, использующий как дискретные, так и непрерывные распределения параметров, модель типовой кривой падения дебита и модель оценки инфраструктурных затрат, а также простейшую экономическую модель для оценки чистого дисконтированного дохода (NPV) проекта. Выбор моделей материального баланса и кривых падения дебита связан с характером оцениваемых проектов: месторождения Паннонского бассейна и бассейна Загрос по геологическим, географическим и историческим причинам разрабатываются на режиме истощения. Данный режим позволяет при проектировании разработки обоснованно избегать сложных гидродинамических расчетов и применять простейшие аналитические инструменты. Запасы нефти оцениваются с использованием вероятностного подхода, при котором каждый параметр, входящий в формулу для подсчета запасов нефти, рассматривается как случайная величина, изменяющаяся согласно выбранному распределению. Аналогичный подход реализован для оценки запускных дебитов по формулам Дюпюи, Батлера или Джоши в зависимости от типа заканчивания скважины. Результаты оценки (500 реализаций) с Рис. 1. Рабочее окно программного модуля, реализованное в виде надстройки (Ribbon) для MS Excel Рис. 2. Распределение запускных дебитов, рассчитанных по методу Монте-Карло использованием программного модуля на примере определения распределения входных дебитов скважин приведены на рис. 2. Для прогнозирования добычи нефти при разработке месторождения на режиме истощения используются две модели: 1) материального баланса; 2) кривых падения дебита. Выбор запускных показателей работы скважины и коэффициента эксплуатации проводится по методу МонтеКарло. Каждая из реализаций расчета профиля добычи соответствует реализации расчета объема запасов. Для модели материального баланса снижение добычи нефти на каждый следующий период рассчитывается с учетом изменения пластового давления за счет отборов жидкости за предыдущий период, при этом пластовое давление уменьшается до установленной минимальной предельной величины. Для модели типовых кривых дебит снижается согласно следующим аналитическим функциям: – экспоненциальной вида f(t)=exp(–Dt) с параметром D (D – начальный темп падения); – степенной вида f(t)=(1+t)-а с параметром а (a – показатель степени); – Арпса [3] вида f(t)=(1+bDt)-1/b с параметрами b и D (b – показатель истощения). Использование модели типовых кривых падения дебита позволяет предусмотреть учет всех существующих аналогов рассматриваемого месторождения благодаря использованию статистики по региону и вариации параметров a, b и D. Для получения набора этих кривых с целью последующей вариации можно также использовать простейшую гидродинамическую («боксовую») модель. Результат реализаций расчета некоторых «случайных» профилей добычи с использованием типовых кривых представлен на рис. 3. При этом скорость бурения и график ввода скважин в эксплуатацию могут варьироваться согласно установленным пользователем зависимостям. Для оценки инвестиционной привлекательности актива используется простейшая экономическая модель, которая Рис. 3. Набор случайных реализаций расчетов добычи по типовым кривым падения дебита включает также зависимость стоимости строительства скважины от ее конструкции и типа заканчивания. Стоимостная модель бурения скважин при этом для каждого проекта выбирается согласно геолого-техническим и экономическим условиям региона. Инфраструктурные затраты для каждой случайной реализации расчета оцениваются по автоматизированной модели. В ней учитывается необходимый набор ключевых стоимостных драйверов, в том числе регион, тип местности, порядок ввода скважин в эксплуатацию, максимальные (пиковые) значения добычи Qж.пик, закачки, требования к подготовке продукции и др. Кроме того, данная модель позволяет создавать формализованные в виде функций многофакторные модели оценки инфраструктурных затрат для верхнеуровневой оценки обустройства проектов (рис. 4). В модель также включен гидравлический расчет трубопроводов, в соответствии с которым диаметры труб выбираются в зависимости от протяженности, расхода и величины газосодержания. Рис. 4. Трехмерная модель капитальных вложений (CAPEX) в инфраструктуру проекта (Nскв – число скважин; Qж.пик – максимальная добыча жидкости) Источником стоимостной информации для моделей служит ежеквартально обновляемая база данных удельных показателей стоимости строительства на территории деятельности компании «Газпром нефть», видов объектов и их физических характеристик. По зарубежным проектам исполь- НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 53 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ зуются базы данных удельных нормативов из программных продуктов Que$tor, баз WoodMackenzie и др. При прогнозировании операционных затрат адаптируются фактические показатели по аналогам, применяются стоимостные модели оценки в зависимости от факторов стоимости (профилей добычи и закачки, фонда скважин, тарифов, среднего забойного давления и др.). В программном модуле также существует дополнительная опция рассмотрения макроэкономических параметров в качестве случайных величин, изменяющихся согласно выбранным формам распределения, для оценки влияния макроэкономической обстановки на реализацию проекта. Число скважин (плотность сетки) для каждой серии расчетов при оценке может задаваться функцией объема извлекаемых запасов либо дискретной величиной. В последнем случае изменение данного дискретного параметра через каждые 500–1000 реализаций способствует нахождению экономического оптимума, соответствующего принятому в расчете диапазону неопределенностей. Пример реализации расчетов (около 1000 итераций) NPV проекта приведен на рис. 5. Данное распределение NPV является конечным результатом работы программного модуля и отражает влияние всех имеющихся неопределенностей проекта, в первую очередь, геологических, на его экономическую привлекательность. Рис. 6. Распределение оптимального числа скважин для заданного коридора неопределенностей Рис. 7. Распределение оптимальных числа скважин и длины горизонтального ствола для заданного коридора неопределенностей Рис. 5. Результаты реализации вероятностной оценки NPV Выбор оптимального решения Дополнительной опцией программного модуля является поиск для каждого проекта оптимальной системы разработки, в частности числа скважин и длины горизонтального участка ствола скважины. С этой целью предлагается использовать метод многомерной математической оптимизации – генетический алгоритм на основе дифференциальной эволюции. Акцентировать внимание следует на том, что для каждой случайной реализации проекта оптимальное с точки зрения максимизации NPV решение будет своим. Это обусловлено тем, что, например, для случайных реализаций с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) оптимальным решением может стать более разреженная сетка скважин и более длинные горизонтальные стволы, с высокими ФЕС – большее число скважин и др. Таким образом, внутри одного и того же существующего коридора неопределенностей и рисков оптимальное решение будет изменяться согласно распределению, приведенному на рис. 6. Для двухкритериальной оптимизации распределение оптимального решения будет представлено поверхностью (рис. 7). Используя данные полученного распределения, можно выбрать наиболее устойчивое к геологическим неопределенностям оптимальное решение. 54 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Таким образом, созданный программный модуль позволяет учитывать влияние на технико-экономические показатели проекта не только геологических неопределенностей, но и технологических, а также экономических факторов. Данный модуль, позволяющий в полуавтоматическом режиме проводить комплексную оценку проекта, начиная от геологии и заканчивая экономикой, имеет большое значение для создания полного цикла вероятностной техникоэкономической оценки актива. Использование программы позволит выполнить более полный анализ изучаемого актива, а также повысить гибкость при принятии управленческих инвестиционных решений. Модуль успешно использовался для анализа и оценки разработки месторождений бассейнов Паннонского и Загрос, а также может применяться в будущих проектах по оценке активов на этапе геолого-разведочных работ и при скрининге нефтегазоносных бассейнов. Список литературы 1. Макаров А.В. Экономические вопросы проектирования и разработки нефтяных месторождений. – 2010. – М.: Недра, 2009. – 195 с. 2. Андреев А.Ф., Зубарева В.Д., Саркисов А.С. Оценка эффективности и рисков инновационных проектов нефтегазовой отрасли. – М.: Макс Пресс, 2008. – 236 с. 3. Arps J.J. Analysis of Decline Curves // Trans. AIME. –1945. – V. 160. – Р. 228-247. References 1. Makarov A.V., Ekonomicheskie voprosy proektirovaniya i razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy (Economic issues of design and development of oil fields), St. Peterburg: Nedra Publ., 2010, 196 p. 2. Andreev A.F., Zubareva V.D., Sarkisov A.S., Otsenka effektivnosti i riskov innovatsionnykh proektov neftegazovoy otrasli (Evaluating the effectiveness and risks of innovative oil and gas projects), Moscow: Maks Press Publ., 2008, 236 p. 3. Arps J.J., Analysis of decline curves, Trans. AIME: 1945, V. 160, pp. 228-247. 055 Gazprom_Layout 1 14.02.16 7:31 Page 1 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.5.001.5 © С.З. Фатихов, В.Н. Федоров, А.Г. Малов, 2016 Использование систем постоянного мониторинга скважин на нефтяных месторождениях С.З. Фатихов, к.ф.-м.н., В.Н. Федоров, д.т.н. (ООО «БашНИПИнефть»), А.Г. Малов (ООО «Башнефть-Добыча» НГДУ «Чекмагушнефть») Адрес для связи: [email protected] Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин (ГДИС), телеметрическая система (ТМС), система непрерывного мониторинга, кривая восстановления давления (КВД), слоисто-неоднородный пласт О дним из новых методов контроля разработки месторождений является использование систем постоянного мониторинга скважин, которые в режиме реального времени передают на сервер данные о работе скважины: забойное давление, температуру, расход, состав или обводненность поступающей из пласта жидкости. В нефтяных компаниях системы постоянного мониторинга скважин внедрены в разной степени (от стадии первых испытаний до полной оснащенности). На месторождениях ПАО АНК «Башнефть» такие системы находятся на стадии опытно-промысловых испытаний (ОПИ) и внедрения. Примером являются ОПИ аппаратно-программного комплекса (АПК) «СПРУТ», разработанного в НПФ «Геофизика», на одной из скважин Манчаровского месторождения. АПК «СПРУТ» состоит из телеметрической системы (ТМС) и подключаемых к ней комплексных геофизических приборов. АПК регистрирует забойное давление, температуру, расход жидкости и обводненность продукции. Основными целями ОПИ были оценка возможности постоянного мониторинга скважин, исследование двух пластов отдельно друг от друга при эксплуатации их единым фильтром. Для этого в одной из скважин Манчаровского месторождения проведены гидродинамические исследования на стационарных, нестационарных режимах и методом гидропрослушивания в работающей реагирующей скважине. На рис. 1 приведены показания датчиков АПК «СПРУТ» во время ОПИ с указанием видов проведенных гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Особенности ОПИ двух пластов Для контроля разработки двух и более пластов необходимо наличие информации по каждому из них о пластовом давлении, дебитах жидкостей и продуктивности. Обычно эти показатели разделяются условно: пластовое давление принимается одинаковым для каждого пласта (с учетом гидростатического давления), дебиты и продуктивность разделяются согласно гидропроводности пласта 56 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Using permanent downhole gauges at oil fields S.Z. Fatikhov, V.N. Fedorov (BashNIPIneft LLС, RF, Ufa), A.G. Malov (Bashneft-Dobycha LLC, RF, Ufa) E-mail: [email protected] Key words: well test, permanent downhole gauges (PDG), build up, layer heterogeneity The article presents the results of experimental field research of permanent downhole gauges (PDG) system SPRUT at Mancharovskoe oilfield. The analysis of well test is conducted. The advantages of using the PDG system in the field development control are presented. (по проектной документации). Отсутствие или неверная оценка такой информации нередко приводит к неправильному пониманию процессов, происходящих в каждом пласте, а следовательно, неверной оценке остаточных запасов и энергии пласта, низкой эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) и др. Использование систем непрерывного мониторинга в таких случаях позволяет оценить величину притока жидкости из каждого пласта и пластовое давление каждого из них при проведении исследований на стационарных режимах. Однако, поскольку механические расходомеры замеряют не объемную, а линейную скорость потока в стволе скважины, они не могут заменить промысловые замеры, а применяются только с целью оценки соотношения притоков из пластов. Для уточнения этого соотношения необходимо использовать дополнительные данные (температуру, обводненность). Перед проведением ОПИ в скважине считалось, что гидропроводность верхнего пласта в 1,6 раза меньше, чем нижнего, приток жидкости из последнего оценивался в 7 раз больше, чем из верхнего пласта. Однако с начала ОПИ оба датчика механической расходометрии прибора «Сакмар-5Д», установленного в кровле нижнего пласта, регистрировали нулевые значения, что могло быть вызвано следующими причинами: 1) выходом из строя (засорением) сразу двух механических расходомеров; 2) отсутствием притока из нижнего объекта эксплуатации; 3) притоком из нижнего пласта ниже порога страгивания расходомеров при текущем забойном давлении. Для уточнения указанных причин проанализированы данные других датчиков этой системы. По результатам диэлектрической влагометрии флуктуация показаний верхнего влагомера в течение времени равна 6–7 %, что связано с прохождением между обкладками конденсатора сред разной диэлектрической проницаемости. Флуктуации показаний нижнего влагомера Рис. 1. Показания датчиков АПК «СПРУТ» (ГДП – гидропрослушивание; ИД – индикаторная диаграмма; КВД – кривая восстановления давления; КСД – кривая стабилизации давления; ГНО – глубиннонасосное оборудование, все показатели, кроме температуры, указаны по основной (левой) оси, температура – по основной и вспомогательной (правой) осям) практически отсутствуют (см. рис. 1). Это могло указывать как на отсутствие притока из нижнего пласта, так и на 100%-ную обводненность жидкости, притекающей из нижнего пласта. В ходе исследований на установившихся режимах термометр, расположенный на кровле верхнего пласта, при увеличении депрессии и дебита, измеряемого механическими расходомерами, регистрировал высокий темп изменения температуры (дроссель-эффект). Термометр, установленный в кровле нижнего пласта, на смену частоты вращения установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) реагировал не скачками, а плавным ростом или понижением (см. рис. 1). В период остановки на обоих приборах наблюдалось снижение температуры. При запуске скважины в работу (18.06.14 г.) показания верхнего манометра восстанавливались очень быстро (в течение 2 ч), а показания датчика температуры нижнего прибора восстанавливались в течение 12 сут. Это указывает на наличие притока из нижнего пласта, но его величина на порядок меньше, чем из верхнего пласта. Приведенные данные позволили определить, что нулевые показания расходомера нижнего прибора вызваны не неисправностью прибора, а малой величиной притока жидкости из нижнего пласта (ниже порога страгивания расходомеров при текущем забойном давлении). После окончания ГДИС полученные сведения о работе нижнего пласта стали основанием для проведения интенсификации добычи (применение УЭЦН большей производительности). После пуска скважины в работу (при выполнении ГТМ) работа нижнего пласта контролировалась по датчикам расходомера, температуры и диэлектрической влагометрии (см. рис. 1). Исследование на установившихся режимах Исследования на установившихся режимах являются наименее затратными, поскольку при этом не происходит потери добычи. Наличие системы постоянного мониторинга в скважине позволяет провести ГДИС в любое необходимое время и получить значения пластового давления и продуктивности скважины. Помимо этого, уравнения установившихся режимов могут быть записаны в ходе эксплуатации скважины при изменении режима работы по какой-либо причине. В случае двух и более пластов использование системы с датчиками над каждым пластом позволяет определить пластовое давление каждого объекта. Для исследования скважины Манчаровского месторождения была запланирована работа скважины на шести установившихся режимах (прямой и обратный ходы). Кроме того, записаны уравнения еще трех установившихся режимов. По выбранным данным построены индикаторные диаграммы (ИД), определены пластовое давление (10,2 МПа) и продуктивность скважины (26,4 м3/(сутМПа). После смены глубиннонасосного оборудования появилась возможность разделить продуктивность скважины по пластам. Построенная с учетом новых данных ИД отражает возможность раздельного контроля при разработке двух (и более) пластов единым фильтром (рис. 2). По верхнему прибору выделяются установившиеся температурные режимы. По ним построена ИД в координатах депрессия – температура. Оценены коэффициент Джоуля – Томсона и температура, соответствующая температуре пласта без учета других тепловых эффектов. Коэффициент Джоуля – Томсона, равный 0,19 С/МПа, соответствует значению коэффициента Джоуля – Томсона воды и подтверждает, что изменение температуры в зависимости от депрессии вызвано эффектом Джоуля – Томсона. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 57 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис. 2. Виды индикаторных диаграмм Исследование на неустановившихся режимах К таким исследованиям относятся снятие КВД и КСД. Поскольку имеется величина страгивания расходомера, к скважине, где устанавливается система постоянного мониторинга, предъявляется требование по дебиту не менее 40 м 3/сут. Остановка высокодебитной скважины на снятие КВД связана с потерей в добыче нефти, поэтому для нормально работающей скважины остановка ее на снятие КВД маловероятна. Однако нередки случаи остановки скважины на короткий срок (до 6 ч) по разным техническим причинам. Поскольку в компоновке скважины не предусматривается установка пакера на забое (по объективным причинам), в большинстве случаев на КВД будет влиять ствол скважины. При ОПИ АПК «СПРУТ» получены две КВД с закрытием скважины на устье (рис. 3). Из рис. 3 видно влияние ствола скважины, плавно переходящее в эффект влияния работы соседних скважин. При длительности снятия КВД до 6 ч весь период исследования перекрыт влиянием ствола скважины. Помимо стандартного метода, существуют другие методы обработки КВД, при которых учитывается приток жидкости в ствол скважины после ее остановки (послеприток). Они используются редко вследствие того, что при стандартном методе с закрытием скважины на устье не имеется данных по послепритоку, и последний приходится рассчитывать по изменению уровня в стволе скважины (по давлению), используя формулу Q S p , gcos t 02’2016 их страгивания, при остановке скважины будут доступны данные в период снижения притока до значения порога страгивания. При исследовании скважины это время составило не более 1 ч, но этого времени достаточно для корректировки расчетного притока для непродолжительных сроков снятия КВД. При длительных сроках на расчетный дебит влияют шумы манометра вследствие небольшого изменения давления. Другим методом ГДИС на неустановившихся режимах служит регистрация КСД, в отличие от регистрации КВД оно является менее затратным. Главное требование для применения этого метода – длительная работа скважины на заданном режиме (без изменения дебита). Из диагностических КСД (рис. 4) видно, что горизонтальный участок кривых можно выделить в широком диапазоне (ширина (1) где S – площадь поперечного сечения трубы; – плотность жидкости; g – ускорение свободного падения; – угол наклона скважины; p – давление; t – время. Однако такой метод расчета притока зависит от влияния процессов, происходящих в стволе скважины (перераспределение фаз в стволе скважины, выделение газа из нефти и др.), которые могут существенно исказить реальную картину. В этих условиях наличие инструментально измеренных дебитов жидкости может упростить процесс обработки и интерпретации КВД, учитывающий послеприток. Однако, поскольку для механических расходомеров имеется порог 58 Рис. 3. Диагностические КВД 1 и КВД 2: 1, 3 – изменение давления (р–рзаб); 2, 4 – производная давления Рис. 4. Диагностические КСД и ИД 3: 1, 3, 5 – изменение давления (р–рзаб); 2, 4, 6 – производная давления НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО возможного выбора за счет шумов). У каждой КСД режим радиального притока выделяется на разных уровнях (величина отличия). По выделенному диапазону данных относительное отклонение составляет 40 %. Такие отличия объясняются погрешностью замеров дебита жидкости и шумами замеров давления при работе скважины. Полученные интервалы значений гидропроводности пласта по диагностическим КСД позволяют только оценить ее порядок. По результатам анализа КВД и КСД получены интегральные параметры пласта. Гидропроводность и дебит каждого пласта определяются из условий 1 2 , Q 1 1 , Q 2 2 (2) (3) где <> – интегральная гидропроводность; i – гидропроводность i-го пласта; Qi – дебит i-го пласта. Результаты интерпретации КВД и КСД приведены ниже. Пластовое давление, МПа. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10,1 Продуктивность, м3/(сутМПа). . . . . . . . . . . . . . . . . . 28,8 Параметр влияния ствола скважины, м3/МПа . . . 0,981 Гидропроводность (интегральная), мкм2м/(мПас) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,735 Полный скин-фактор . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5,1 Гидропроводность, мкм2м/(мПас), пласта: верхнего . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,566 нижнего. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,169 Проницаемость, мкм2, пласта верхнего . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5,0 нижнего. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1,54 Исследование методом гидропрослушивания АПК «СПРУТ» позволил провести гидропрослушивание скважины без ее остановки. В качестве активной скважины была выбрана добывающая скважина, находящаяся на расстоянии 260 м от реагирующей (исследуемой, где установлен АПК «СПРУТ»). Сигнал создавался периодической остановкой и включением добывающей скважины. Точное время включения и ее остановки фиксировалось ТМС, установленной на скважине. Реагирующая скважина во время гидропрослушивания продолжала работать в установившемся режиме. На рис. 5 приведены изменение забойного давления реагирующей скважины и дебиты обеих скважин. Из рис. 5 видно, что забойное давление реагирующей скважины колеблется в период исследования. Для оценки пьезопроводности выделено время между созданием сигнала и откликом скважины. Все времена отклика приведены в таблице. Пьезопроводность рассчитывается по формуле = R2/4t, (4) где R – расстояние между скважинами; t – время между созданием сигнала в возмущающей скважине и выделением ее отклика в реагирующей скважине. Среднее время регистрации отклика сигнала составило 6,97 ч, но оно определено с большой погрешностью, причинами которой являются: 1) потеря данных высокоточного манометра из-за отсутствия связи в период исследования (сохранились только данные, полученные с помощью ТМС); 2) влияние работы реагирующей скважины. Рис. 5. Показатели эксплуатации реагирующей и возмущающей скважин по данным гидропрослушивания Номер отклика сигнала Время регистрации отклика сигнала, ч Отклонение от среднего времени, ч Пьезопроводность , м2/с 1 5,5 1,47 0,85 2 8 -1,03 0,59 3 7,8 -0,83 0,60 4 7,5 -0,53 0,63 5 6 0,97 0,78 6 7 -0,03 0,67 Среднее значение 6,97 2,266* 0,69 * Среднее квадратичное значение. Первая причина является технической, поэтому в таких случаях рекомендуется оперативно выявлять неисправность и проводить ремонт. Анализ второй причины показывает, что амплитуда сигнала составила 0,16 МПа, амплитуда шумов, связанная с работой скважины – не более 0,04 МПа. Поскольку пьезопроводность пласта оказалась высокой, сигнал активной скважины удалось зафиксировать в работающей реагирующей скважине. При меньшей пьезопроводности пласта амплитуда полезного сигнала может быть меньше амплитуды шумов. Поскольку по реагирующей скважине получена КВД, по ней можно выделить время влияния работы ближайшей скважины, которая выбрана в качестве активной. Из рис. 3 видно, что это время также равно 7 ч. Таким образом, успешный опыт использования АПК «СПРУТ» показал принципиальную возможность проведения гидропрослушивания в работающей реагирующей скважине. Однако при малой пьезопроводности пласта полезный сигнал может быть утерян из-за влияния шумов, связанных с работой скважины. Проведенные гидродинамические исследования скважины Манчаровского месторождения с использованием АПК «СПРУТ», разработанного в компании НПФ «Геофизика», показали возможность непрерывного мониторинга каждого из пластов двух- и многопластовых систем без использования пакерующих устройств и оборудования для одновременно-раздельной добычи. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 59 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.6 © Коллектив авторов, 2016 Методические особенности проведения экспериментальных исследований по вытеснению нефти газовым и водогазовым воздействием А.М. Петраков, д.т.н., Ю.А. Егоров, к.т.н., И.А. Лебедев, Т.Л. Ненартович, к.т.н., В.А. Старковский, к.т.н. (АО «ВНИИнефть») Gas and WAG methods for oil recovery. Methodological principals of the laboratory study A.M. Petrakov, Yu.A. Egorov, I.A. Lebedev, T.L. Nenartovich, V.A. Starkovskiy (VNIIneft AO, RF, Moscow) E-mail: [email protected], [email protected] Адреса для связи: [email protected], [email protected] Ключевые слова: газовое и водогазовое воздействие, многоконтактный процесс, взаимная растворимость нефти и газа, коэффициент вытеснения нефти, модель пластовой нефти, модель нефтяного газа, составная модель пласта, модель пласта Slim Tube Р азрабатываемые в настоящее время стратегии развития нефтяного комплекса предусматривают отказ от сжигания нефтяного газа на факелах и его использование, в том числе для повышения нефтеотдачи пластов методами газового (ГВ) и водогазового (ВГВ) воздействия. Несмотря на доказанную эффективность этих методов, перед принятием решения о реализации технологий ВГВ на опытном участке месторождения необходимо проведение лабораторных экспериментальных исследований применительно к конкретным условиям выбранного объекта. Очень важно, чтобы полученные результаты были достоверны, поскольку они являются основой для настройки гидродинамической модели и оценки вариантов увеличения нефтеотдачи при закачке газа. В статье рассмотрены основные методические подходы к проведени ю физического моделирования по определению эффективности вытеснения нефти методами ГВ и ВГВ. Фильтрационные исследования эффективности вытеснения нефти проводятся согласно требованиям ОСТ 39-195-86. «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях», разработанного для лабораторной оценки коэффициента вытеснения нефти водой, т.е. в эксперименте участвуют две не смешивающиеся жидкости. Однако при закачке газа происходит его растворение в нефти, поэтому методически постановка экспериментов по определению коэффициентов вытеснения нефти газовыми методами существенно отличается от требований действующего стандарта. Это касается как объектов исследования (нефти и газа), так и моделей пласта, скорости вытеснения и др. Основное различие в методиках проведения фил ьтрационных экспериментов по вытеснению нефти водой или газом заключается в том, что для моделирования заводнения допускается применение дегазированных или изовискозных нефтей, в то 60 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Key words: gas method and water-alternated-gas (WAG) method, multiple contact process, oil and gas mutual solubility, coefficient of oil displacement, model reservoir oil, model of petroleum gas, core reservoir model, Slim Tube Methodological principles of oil recovery estimation in laboratory with gas and WAG methods differ from water replacement study. The main reason of difference is linked with multi contact processes between reservoir oil and injected gas what may lead to miscibility depending on thermobaric conditions. Methodological principles of gas and WAG injection study on core scale in laboratory are presented. It describes equipment, reservoir models (core and Slim Tube) were used, principles of oil samples recombination with measurements of its formation volume factor, gas/oil ratio and principles of injected gas model creation. время как при вытеснении газовыми и водогазовыми агентами необходимо использовать пластовые нефти или их рекомбинированные модели для исключения ошибок при интерпретации результатов исследований. Растворение в нефти закачи ваемого газа изменяет ее физико-химические свойства, что обусловливает повышение коэффициента вытеснения методом ВГВ. При этом, чем выше взаимная растворяющая способность нефти и газа, тем больше разница в значениях коэффициентов вытеснения и допрорывных объемов закачиваемого газа для дегазированной и пластовой (рекомбинированной) нефтей в экспериментах по ВГВ. Это подтверждают результаты лабораторного определения коэффициентов вытеснения нефти водой и дальнейшего ее довытеснения метаном при использовании дегазированной и рекомбинированной моделей для легкой нефти юрских отложений Западной Сибири. Эксперименты выполнены при давлении 25 МПа и температуре 104 °С. Суммарный коэффициент вытеснения дегазированной нефти водой и газом оказался выше на 6,7 % по сравнению с аналогичным параметром для рекомбинированной нефти, а допрорывный объем закачанного метана в первом случае был в 2 раза больше за счет лучшей растворимости газа в дегазированной нефти [1]. Следующий методический аспект при проведении лабораторных исследований по ВГВ касается создания моделей пластовой нефти и нефтяного газа, закачиваемого в пласт при выполнении фильтрационных экспериментов. Самым надежным способом со здания модели пластовой нефти является интенсивное перемешивание дегазированной нефти со смесью углеводородных и неуглеводородных газов в сосуде PVT. Состав смеси газов определяется заранее на основе данных о компонентном составе газа сепарации рассматриваемой нефти. Экспериментально установлено, что хорошая сходимость состава газа сепарации модели пластовой нефти с промысловыми данными достигается при использовании чистых метана и этана в смеси с бытовой пропанбутановой фракцией, содержащей набор углеводородных компонентов (табл. 1). Таблица 1 Мольное содержание, %, в фазе Компонент газовой жидкой 0,25 0,03 Метан 4,43 0,29 Этан 17,04 5,02 Пропан 64,62 60,47 i-бутан 5,92 12,43 n-бутан 7,54 20,58 i-пентан 0,13 0,74 n-пентан 0,07 0,42 - 0,02 100 100 Диоксид углерода n-гексан Всего В табл. 2 приведены данные для газа первой ступени сепарации двух нефтей Западной Сибири, приуроченных к юрским отложениям. Из нее видно, что доля основного компонента нефтяного газа – метана – может составлять 50 %, что соответствует «жирному» газу, это необходимо учитывать в проводимых исследованиях. Использование для рекомбинации нефти или в качестве вытесняющего агента одного лишь метана позволит приблизительно оценить коэффициенты вытеснения нефти методом ВГВ для конкретного объекта, поскольку отсутствие углеводородных компонентов, которые тяжелее метана, в многоконтактном процессе между нефтью и закачиваемым газом существенно изменит протекание процесса. Смесь метана и газовой фазы из бытового пропан-бутанового баллона позволяет моделировать сухой нефтяной газ с мольным содержанием метана 85–90 %, а смесь метана, этана и жидкой фазы бытового баллона – жирный нефтяной газ любого заданного состава с расхождением с промысловыми данными не более 2–3 %. Следует учитывать, что по мере выработки бытового баллона соде ржание углеводородных компонентов в газовой и жидкой фазах меняется, поэтому перед моделированием газа закачки необходимо проводить хроматографический анализ составов фаз. Важной составляющей исследований методов ВГВ и методического подхода к проведению экспериментов является выбор модели пласта, ее длины и скорости заТаблица 2 Компонент Диоксид углерода Мольное содержание, %, в нефти 1 2 0,68 2,40 Азот 0,55 0,84 Метан 70,47 50,03 Этан 12,42 13,51 Пропан 8,98 16,48 i-бутан 1,28 2,66 н-бутан 2,82 7,50 Пентаны 1,63 4,28 Гексаны 0,74 1,40 Гептаны 0,32 0,62 Октан + нонан 0,11 0,28 Всего 100 100 качки вытесняющих агентов. Экспериментально установлено, что фильтрационные исследования по вытеснению нефти методами ВГВ должны выполняться при небольших скоростях закачки вытесняющих агентов на моделях пластов, длина которых обеспечивает формирование в пласте переходной зоны, в которой происходит основной массообмен между нефтью и закачиваемым газом [2], что определяет эффективность газового воздействия. Как правило, длина используемых насыпных моделей пласта с дезинт егрированным керном составляет 50–100 см, составных керновых моделей – 30–50 см. Объемная скорость закачки вытесняющих агентов не должна превышать 3–5 см 3/ч в зависимости от порового объема модели пласта. Поскольку нефтяной газ наряду с метаном и другими компонентами, находящимися в газообразном состоянии при нормальных условиях, может содержать углеводороды С 5 и выше, которые при температуре 20 °С представляют собой жидкости, закачка «жирного» нефтяного газа может увеличить объем нефти, дополнительно полученной из модели пористой среды после заводнения. Поэтому для достоверного определения коэффициента вытеснения расчет должен проводиться по следующей формуле [3]: К выт Vдоб Q мерт Vнач Vжирн , (1) где К выт – коэффициент вытеснения; Qмерт – объем нефти в «мертвом» объеме установки, см3; Vдоб – объем нефти, добытый из модели пласта, см3; Vнач – начальный объем нефти в модели пласта, см3; Vжирн – накопленный объем закачки «жирных» компонентов, см3. Несоблюдение корректного определения коэффициента вытеснения может привести к неоправданному завышению коэффициента вытеснения нефти «жирным» нефтяным газом и принятию необоснованных технологических решений. Для оценки режимов вытеснения нефти газом (несмешивающегося, частично или полностью смешивающегося) и связанного с ними такого важного параметра, как минимальное давление смесимости, а также условий достижения смесимости в лабораторной практике наиболее целесообразным является использование моделей пласта Slim Tube. Одними из первых тонкие длинные модели пласта применили американские ученые, экспериментально исследуя механизм вытеснения нефти диоксидом углерода [4–6]. При выборе длины модели пласта важным фактором являлась хорошая растворимость диоксида углерода в нефти, что при небольших скоростях фильтрации обеспечивало формирование и стабильное существование в пласте переходной зоны. В табл. 3 приведены параметры наиболее характерных моделей пласта Slim Tube, использованных американскими исследователями при разработке подходов к экспериментальному изучению механизма вытеснения нефти диоксидом углерода [6]. Из нее видно, что модели различаются по длине и внутреннему диаметру трубки, геометрии пласта, пористости, проницаемости. Значения скорости вытеснения и проницаемости модели различаются на порядок и более. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 61 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ стенками трубки и развитием переходной зоны. Однородность пористой среды, небольшой диаметр трубки по сравнению с ее длиной и невысокая скорость вытеснения в опытах позволяют считать правомерным допущение о быстром установлении равновесия между флюидами в процессе фильтрации. Это является наиболее существенным постулатом в теории многоконтактного процесса вытеснения нефти газом. Таким образом, поток внутри тонкой длинной модели пласта можно считать одномерным, эффективность вытеснения нефти связана с изменением фазовой характеристики системы газ – нефть в результате многоконтактного процесса. Модели пласта Slim Tube являются наиболее простыми для проведения оценочных фильтрационных экспериментов при ВГВ и имеют ряд преимуществ по сравнению с составными керновыми и насыпными моделями, связанных с устойчивым формированием переходной зоны, что является определяющим в эффективности ВГВ. Полученные результаты вытеснения могут использоваться для настройки гидродинамических моделей и дальнейшей оценки методов увеличения нефтеотдачи при закачке газа в пласты конкретных месторождений с использованием этих моделей и обеспечением их достаточной точности [7]. АО «ВНИИнефть» имеет более чем 30-летний опыт проведения фильтрационных исследований с применением тонких трубчатых моделей пласта при вытеснении легких, вязких, парафинистых и других нефтей газовыми и водогазовыми методами с использованием диоксида углерода, азота, метана, нефтяного газа различного состава, а также газов, которые генерируются непосредственно в пласте [8–12]. Однако подобные модели пласта оказались не очень распространенными и незаслуженно забытыми в отечественной лабораторной практике: в основном фильтрация проводится на составных моделях пласта с использованием кернового материала конкретных месторождений. В последнее время в научной литературе отмечается возобновление интереса к моделям пласта Slim Tube [13–15]. При работе по тематике ВГВ на составных керновых моделях пласта возникает проблема изменения состава газа, содержащегося в рекомбинированной нефти, при ее подготовке в сосуде PVT и прокачке через модель пористой среды. Результаты многочисленных исследований авторов статьи показали, что рекомбинированная нефть не меняет состав по газу, находясь в стальном сосуде (сосуде PVT или поршневой поджимке) в течение На основании результатов многочисленных экспериментов установлено, что модель пласта должна представлять собой тонкую стальную трубку внутренним диаметром 5–8 мм и длиной 5–25 м, заполненную пористым материалом (песком, стеклянными шариками или крошкой и др.), свернутую в спираль или плоскую петлю. В дальнейшем тонкие трубчатые модели пластов начали использовать для исследований применительно не только к диоксиду углерода, но и к углеводородным и иным газам с остаточной водонасыщенностью пласта или без нее. На эффективность линейного вытеснения в трубке тока, чем в сущности является модель пласта Slim Tube, влияют по крайней мере четыре фактора. 1. Перепуск. Следствием его могут быть образование вязкостных языков обводнения, существование не охваченных фильтрацией нефтяных зон и экранирование нефти водой, поперечная (гравитационная) дисперсия флюидов, слабое распространение нагнетаемого флюида в пласте и др. Эти недостатки сведены к минимуму при фильтрации на длинных трубках и небольшой скорости вытеснения. Принимается, что фронт вытеснения движется равномерно по длине трубки, характер вытеснения в каждом ее поперечном сечении, перпендикулярном оси потока, одинаковый по всей площади сечения. 2. Относительная фазовая проницаемость. При фильтрации может наблюдаться изменение формы кривых относительных фазовых проницаемостей, а также насыщенности в граничных точках пласта, обусловленное существенным изменением поверхностного натяжения на границе фаз. 3. Изменение фазовой характеристики системы. В условиях многоконтактного процесса изменяется не только количество и насыщенность, но и композиционный состав фаз, а также их плотность и вязкость. 4. Продольная дисперсия, т.е. распределение компонентов в потоке в направлении фильтрации. Считается, что все перечисленные факторы взаимосвязаны. При вытеснении нефти газовым или водогазовым методами из тонкой трубчатой модели пласта с небольшой скоростью подразумевается реализация процесса в отсутствии перепуска. Фильтрация проходит в относительно гомогенной среде и условиях, когда поперечная (гравитационная) дисперсия компонентов является достаточной для исключения вязкостной и гравитационной нестабильности. Рост вязкостной неустойчивости (возможности прорывов воды или газа вследствие разности их вязкостей и вязкости нефти) замедляется Таблица 3 Длина трубки, м Внутренний диаметр трубки, мм 14,6 25,6 5,9 15,8 5,9 12,2 6,4 6,7 4,6 19,3 6,2 6,1 62 4,6 Пористый материал Преобладающий размер фракции, мм Геометрия пласта Скорость фильтрации, м/ч 39 Кварцевый песок 0,246 Спираль 3,8 20 39 Кварцевый песок 0,246 Спираль 1,0-2,5 2,5 42 Кварцевый песок 0,124 – 0,246 Плоская петля 0,5-1,0 2,74 36 Песок 0,99 Плоская петля 0,66 13 35 Стеклянные шарики 0,147-0,175 Плоская петля 3,8 0,32 0,64 Проницаемость, Пористость, мкм2 % 20 1,4 37 Стеклянные шарики < 0,074 Плоская петля 17,1 0,64 19 38 Песок 0,208 – 0,246 Плоская петля 0,48 1,5 1,98 24 35 Песок 0,21 – 0,3 Вертикальная трубка 0,37 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО длительного времени (до нескольких месяцев). Потери газа происходят при фильтрации нефти через модель пласта из-за газопроницаемости резиновой манжеты, в которую помещаются единичные керны. В процессе замещения в модели пласта керосина или дегазированной нефти рекомбинированной нефтью может теряться до 10 % и более газа (в основном метана), в зависимости от температуры эксперимента, качества резины и кратности ее использования. Установлено также, что «потерянный» газ сепарации ратворяется в воде, с помощью которой имитируется горное давление на составную керновую колонку. Хроматографический анализ растворенного газа показал наличие в нем углеводородных составляющих – преимущественно метана, которого до начала эксперимента в воде не было. Использование моделей пласта в виде стальных трубок – насыпных или Slim Tube – позволяет избежать потерь газа в рекомбинированной нефти при фильтрации в пласте и сохранить ее заданный состав. Однако в последнее время актуальными становятся исследования на керне карбонатной породы, а создать насыпную модель пласта с дезинтегрированным карбонатным материалом не представляется возможным из-за ряда ее особенностей. Модели Slim Tube, как правило, заполнены пористым материалом, не имеющим отношения к конкретному нефтяному коллектору, что часто не устраивает заказчиков экспериментальных работ, несмотря на отмеченные преимущества таких моделей. Поэтому в каждом конкретном случае необходимо принимать решение, на какой модели пласта целесообразнее проводить фильтрационное исследование. Таким образом, возникает новая задача по поиску современных материалов, обладающих низкой проницаемостью для газа и применимых для изготовления манжет с учетом сложных условий их работы: высоких давлений и температур, длительного контакта с агрессивными средами (углеводородами разных составов и минерализованной водой). Методические подходы к проведению физического моделирования по определению эффективности вытеснения нефти методами газового и водогазового воздействия, рассмотренные в статье, сформированы в результате экспериментальных исследований, выполненных авторами статьи на комплексном лабораторном стенде, созданном в АО «ВНИИнефть» и включающем следующее оборудование: – фильтрационную установку, позволяющую проводить исследования на составных керновых и насыпных моделях пласта длиной до 0,75 м, а также модели пласта Slim Tube длиной 6 м при давлении до 35 МПа и температуре 10–150 °С; – установку для создания рекомбинированных проб нефтей и газов закачки, основным узлом которой является сосуд PVT с магнитной мешалкой; – хроматограф для анализа составов газа сепарации рекомбинированной пробы нефти, газа закачки и выходящего газа в процессе эксперимента. Комплексное использование имеющегося опыта, методических принципов в работе, включающих подготовку пластовых флюидов и проведение фильтрационноых экспериментов, основных положений и требований ОСТ 39-195-86 позволяет корректно проводить фильтрационные исследования и получать достоверные результаты по оценке эффективности вытеснения нефти методами газового и водогазового воздействия. Выводы 1. Выполнение лабораторных экспериментов по определению коэффициентов вытеснения нефти методами газового и водогазового воздействия по ряду важных позиций (как объектов исследования – нефти и газа закачки, так и модели пласта, ее длины и скорости вытеснения) отличается от требований ОСТ 39-195-86. 2. Фильтрационные исследования должны проводиться с пластовыми нефтями или их рекомбинированными пробами. Использование дегазированных или изовискозных нефтей может завышать коэффициенты вытеснения нефти методами ВГВ на 5 % и более. 3. Фильтрационные исследования должны выполняться на длинных моделях пластов при скоростях вытеснения, не превышающих 3–5 см3/ч. Чем короче модель пласта, тем меньшей должна быть скорость вытеснения во избежание преждевременных прорывов газа, что увеличивает время проведения исследования. 4. Модели пласта Slim Tube являются наиболее простыми и целесообразными для использования при проведении фильтрационных экспериментов по оценке условий различных режимов вытеснения нефти газом и связанного с ними минимального давления смешиваемости. 5. Необходима разработка единого отраслевого стандарта по определению коэффициентов вытеснения нефти рассматриваемыми методами с учетом особенностей проведения экспериментов. Список литературы 1. Петраков А.М., Егоров Ю.А., Ненартович Т.Л. О достоверности экспериментального определения коэффициентов вытеснения нефти методами газового и водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 9. – С. 100–102. 2. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. – М.: Недра, 1976. – 336 с. 3. Степанова Г.С. Методическое руководство по применению газовых и водогазовых методов воздействия на нефтяные пласты. – М.: Миннефтегазпром, 1990. – 243 с. 4. Holm L., Josendal V. Mechanisms of oil displacement by carbon dioxide // JPT. – 1974. – V. 26. – № 12. – Р. 1427–1438. 5. Holm L., Josendal V. Effect of oil composition on miscible–type displacement by CO2 // SPEJ. – 1982. – V. 22. – № 1. – Р. 87–98. 6. Laboratory experiments to evaluate field prospects for CO2 flooding/ F. Orr, M. Silva [et. al.] // JPT. – 1982. – V. 34. – № 4. – Р. 888–898. 7. Цыганова Э.Ф., Черемисин Н.А., Гордеев А.О. Оценка перспектив применения технологии водогазового воздействия для разработки трудноизвлекаемых запасов // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 2. – С. 5–9. 8. Намиот А.Ю., Губанов В.Б. Эффективность вытеснения нефти двуокисью углерода при отсутствии их полной смешиваемости // Нефтяное хозяйство. – 1984. – № 12. – С. 31–33. 9. Изучение вытеснения нефти азотом на модели пласта при давлениях до 70 МПа /Г.Г. Вахитов, А.Ю. Намиот, В.Г. Скрипка, А.А. Фаткуллин // Нефтяное хозяйство. – 1985. – № 1. – С. 35–37. 10. Намиот А.Ю., Ненартович Т.Л., Скрипка В.Г. Экспериментальное определение коэффициентов вытеснения углеводородной жидкости газом при различной их взаимной растворимости // Нефтяное хозяйство. – 1990. – № 2. – С. 46–50. 11. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. – М.: Газоил пресс, 2006. – 200 с. 12. Повышение нефтеотдачи из нефтяной оторочки Восточного участка ОНГКМ/Г.С. Степанова, Л.Д. Толоконская, Т.Л. Ненартович, О.А. Матасова // Газовая промышленность. – 2007. – № 3. – С. 38–41. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 63 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 13. Полищук А.М., Хлебников В.Н., Губанов В.Б. Использование слим–моделей пласта (Slim Tube) для физического моделирования процессов вытеснения нефти смешивающимися агентами. Часть 1. Методология эксперимента // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 5. – С. 19–24. 14. Хлебников В.Н., Губанов В.Б., Полищук А.М. Использование слим–моделей пласта (Slim Tube) для физического моделирования процессов вытеснения нефти смешивающимися агентами. Ч. 2. Оценка возможности применения стандартного фильтрационного оборудования для осуществления слим–методики // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 6. – С. 32–38. 15. Хлебников В.Н., Губанов В.Б., Полищук А.М. Использование слим–моделей пласта (Slim Tube) для физического моделирования процессов вытеснения нефти смешивающимися агентами. Ч. 3. Особенности массопереноса при вытеснении нефти двуокисью углерода// Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 9. – С. 43–47. References 1. Petrakov A.M., Egorov Yu.A., Nenartovich T.L., On the reliability of the experimental determination of oil displacement coefficients by gas and watergas stimulation methods (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2011, no. 9, pp. 100–102. 2. Rozenberg M.D., Kundin S.A., Mnogofaznaya mnogokomponentnaya fil'tratsiya pri dobyche nefti i gaza (Multiphase multicomponent filtering in oil and gas production), Moscow: Nedra Publ., 1976. – 336 s. 3. Stepanova G.S., Metodicheskoe rukovodstvo po primeneniyu gazovykh i vodogazovykh metodov vozdeystviya na neftyanye plasty (Methodological guidance on the use of gas and water-gas methods of influence in oil reservoirs), Moscow: Publ. of Minneftegazprom, 1990, 243 p. 4. Holm L., Josendal V., Mechanisms of oil displacement by carbon dioxide, JPT, 1974, V. 26, no. 12, pp. 1427–1438. 5 . Holm L., Josendal V., Effect of oil composition on miscible–type displacement by CO2, SPEJ, 1982, V. 22, no. 1, pp. 87–98. 7. Tsyganova E.F., Cheremisin N.A., Gordeev A.O., WAG potential evaluation for hard-to-recover reserves development (In Russ.), Neftepromyslovoe delo, 2014, no. 2, pp. 5–9. 8. Namiot A.Yu., Gubanov V.B., The effectiveness of oil displacement by carbon dioxide in the absence of their complete miscibility (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 1984, no. 12, pp. 31–33. 9. Vakhitov G.G., Namiot A.Yu., Skripka V.G., Fatkullin A.A., The study of oil displacement by nitrogen in the reservoir model at pressures up to 70 MPa (In Russ.), Neft yanoe khozyaystvo = Oil Industry, 1985, no. 1, pp. 35–37. 10. Namiot A.Yu., Nenartovich T.L., Skripka V.G., Experimental determination of hydrocarbon liquid displacement efficiency by gas at varying of their mutual solubility (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 1990, no. 2, pp. 46–50. 11. Stepanova G.S., Gazovye i vodogazovye metody vozdeystviya na neftyanye plasty (Gas and water-gas methods of influence in oil reservoirs), Moscow: Gazoil press, 2006, 200 p. 12. Stepanova G.S., Tolokonskaya L.D., Nenartovich T.L., Matasova O.A., Enhanced oil recovery from oil rim of East area of Orenburg gas condensate field (In Russ.), Gazovaya promyshlennost' = GAS Industry of Russia, 2007, no. 3, pp. 38–41. 13. Polishchuk A.M., Khlebnikov V.N., Gubanov V.B., Usage of a formation slim tubes for physical m odeling of oil displacement processes by miscible agents. Part 1. Methodology of the experiment (In Russ.), Neftepromyslovoe delo, 2014, no. 5, pp. 19–24. 14. Khlebnikov V.N., Gubanov V.B., Polishchuk A.M., Usage of a formation slim tubes for physical modeling of oil displacement processes by miscible agents. Part 2. Assessment of usage of standard filtration equipment to implement slim-method (In Russ. ), Neftepromyslovoe delo, 2014, no. 6, pp. 32–38. 15. Khlebnikov V.N., Gubanov V.B., Polishchuk A.M., Application of formation slim-models for physical modeling of oil displacement processes by miscible agents. Part 3. Some specific features of mass-transfer while oil replacement by carbon dioxide (In Russ.), Neftepromyslovoe delo, 2014, no. 9, pp. 43–47. 6. Orr F., Silva M. et. al., Laboratory experiments to evaluate field prospects for CO2 flooding, JPT, 1982, V. 34, no. 4, pp. 888–898. КОНФЕРЕНЦИЯ Инновации как фактор импортонезависимости для ТЭК и химии 14 марта 2016 г. Конгресс-Центр Торгово-промышленной палаты РФ (Москва, ул. Ильинка, д. 6/1) Конференция призвана продемонстрировать активность российских компаний в поиске и разработке инновационных решений для ТЭК и химической промышленности, уровень их достижений, направленных на повышение импортонезависимости стратегических отраслей экономики, и готовность компаний-потребителей к внедрению этих новшеств. Конференция работает в рамках постоянно действующего Межотраслевого Форума «Стратегия прогресса. Газ. Нефть. Химия» и проводится Союзом Нефтегазопромышленников России и Российским Союзом химиков при поддержке Комитета ТПП РФ по энергетической стратегии и развитию топливно-энергетического комплекса, РСПП, Объединения «Горнопромышленники России», АССОНЕФТЬ, РОССНГС, АНН. По вопросам участия обращаться в Союз Нефтегазопромышленников России тел.: +7 (495) 411–5332 доб. 5220 [email protected], Сергей Петрович Черных тел.: +7 (499) 264–5377 [email protected] Дарья Ярцева 065 Neftegaz_Layout 1 14.02.16 7:32 Page 1 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276 © В.И. Астафьев, В.А. Ольховская, С.И. Губанов, 2016 Прогрев пласта в скважине с дуальной системой стволов и интенсификация добычи высоковязкой нефти1 В.И. Астафьев, д.ф.-м.н, В.А. Ольховская, к.т.н., С.И. Губанов (Самарский гос. технический университет) Warm-up of layer in well with dual-well system and intensification of high-viscosity oil production V.I. Astafev, V.A. Olkhovskaya, S.I. Gubanov (Samara State Technical University, RF, Samara) E-mail: [email protected] Key words: high-viscosity oil, thermal treatment, rheological characteristic, dual-well system, well flow rate Адрес для связи: [email protected] Ключевые слова: высоковязкая нефть, тепловое воздействие, реологическая характеристика, дуальная система стволов, дебит скважины О пыт разработки российских месторождений, расположенных на территориях Западной и Восточной Сибири, Республик Коми, Татарстана, Башкортостана, Удмуртии и других районов, а также месторождений ближнего и дальнего зарубежья свидетельствует об отсутствии универсальных технологий и способов системного воздействия на залежи тяжелой высоковязкой нефти. В большинстве случаев добыча невозможна без применения тепловых методов и увеличения депрессии на пласт, поскольку вязкость оказывает решающее влияние на скорость фильтрации углеводородов. Использование тепловых методов регламентируется глубиной залегания продуктивных пластов, конструкцией и пространственным профилированием горных выработок. На месторождениях, где добыча осуществляется с помощью вертикальных скважин, широко применяются паротепловое воздействие на пласт, вытеснение нефти горячей водой, пароциклическая термическая обработка призабойных зон скважин, комбинированные технологии воздействия: импульсно-дозированное тепловое воздействие, тепловое циклическое воздействие на пласт и их модификации. Для этого используются наземные теплогенерирующие установки, требующие высоких капитальных вложений и эксплуатационных затрат на обслуживание. Кроме того, процесс сжигания топлива для выработки пара сопровождается выбросами в атмосферу загрязняющих веществ. 1Исследование 66 To produce heavy high-viscosity crude oil, thermal treatment is the most preferable way as it can be realized without using onshore steam plants with the heat source directly in the layer or in the well bottom band. Most of the known technologies are accompanied by overheating of near wellbore formation zones or zones withdrawn from the wells up to the temperatures that lead to reduction of permeability as a result of coking of rocks and heavy hydrocarbons. The techni cal solution that supposes formation exposing with a dual-well system aims at recurrent layer warm-up with the help of a high-temperature solid-fuel or liquid source located in the bottom-hole zone of the vertical well bore and production of formation water through the additional lateral hole located within the warm-up radius outside the zone of expected rock damage. During calculation for the laye r B2 of Volganovskoye field, it was figured out that the project well flow rate that was actually reached at the level of pressure of 7.6 MPa can be supported at the level of pressure of 4 MPa if the temperature in the tapping point is drawn up to 40 °С. With the temperature increase up to 80 °С, the relative incremental well flow rate will add 29%. As high-viscosity oils are mostly non-Newtonian s ystems, the filtering model included such parameters as marginal pressure gradients and the yield point of oil. The capacity of the effect is due to reduction of oil viscosity and improvement of the rheological characteristic of the layer system. It is theoretically proven that the warm-up of the layer in a dual-well system will allow to perform production at lower pressures with the minimum sand recovery, and on condition of pressure increase to intensify oil recovery with potentially greater well flow rates. Варианты разработки системами горизонтальных скважин также требуют значительных капитальных вложений и не всегда обеспечивают ожидаемый прирост дебита нефти. В итоге приходится комбинировать технологии вскрытия пласта и тепловые методы воздействия, например, по способу парогравитационного дренажа SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). К недостаткам способа, помимо использования наземных парогенераторов, можно отнести изменение фильтрационных свойств пород, обусловленное эффектом капиллярной пропитки и увеличением объема глинистых включений. При любом другом расположении паронагнетательных скважин происходит прорыв пара по высокопроницаемым интервалам или трещинам в добывающие скважины, что ухудшает их эксплуатационные характеристики. Таким образом, более эффективны тепловые методы, которые могут быть реализованы без применения наземных парогенераторов. Если источник тепла находится в пласте или призабойной зоне скважин, то это способствует рациональному использованию тепловой энергии для интенсификации добычи нефти и сопровождается значительным сокращением энерго- и ресурсозатрат. Для локального прогрева пласта разработаны термогазохимическое воздействие, термокислотный и термобарохимический способы обработки, закачка в скважину жидких гидроокислительных реагентов, горюче-окислительных составов, способных к воспламенению после выполнено за счёт гранта Российского научного фонда (проект № 15-17-00019). 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО срабатывания высокотемпературного инициатора горения, водородные импульсные термобарохимические технологии на основе химических реакций с выделением атомарного водорода и др. Широко распространены за рубежом технологии внутрипластового горения, в результате реализации которых тепло генерируется в продуктивном пласте путем инициирования и поддержания горения пластовой нефти закачкой воздуха. Общим недостатком данных технологий является перегрев приствольных и удаленных от скважин зон пласта до температур, приводящих к спеканию пород и коксованию тяжелых углеводородов, т.е. к снижению проницаемости. Эффект от интенсификации часто существенно ниже ожидаемого, известны случаи полного отсутствия притока после воздействия. Кроме того, на месторождениях высоковязких ванадиеносных нефтей возможно резкое и безвозвратное снижение количества попутно извлекаемых ванадия и других ценных металлов, которые концентрируются в коксовом остатке сгорающего топлива. К альтернативным «холодным» методам первичной добычи высоковязкой нефти относится прежде всего метод CHOPS (Cold Heavy Oil Production with Sand), при применении которого за счет увеличения депрессии стимулируется приток нефти с одновременным выносом из пласта слабосцементированного песка [1]. Метод реализуется в вертикальных, наклонных или наклонно направленных скважинах, оборудованных винтовыми насосами. Однако, как показывает опыт, его эффективность снижается из-за неконтролируемого образования песчаных пробок, ускоренного обводнения пласта, частых отказов и более быстрого износа оборудования, пластических деформаций породы вне искусственных каналов фильтрации, формирующихся в процессе суффозии. Низкотемпературная технология Vapour Extraction (VAPEX) используется в горизонтальных скважинах и представляет собой развитие метода SAGD. Вместо водяного пара в пласт в режиме гравитационного дренажа закачивается углеводородный пар в состоянии, близком к точке росы при пластовом давлении. Главный недостаток технологии – выпадение асфальтенов и снижение проницаемости пласта [2]. Технология вскрытия пласта скважиной с дуальной системой стволов включает периодический прогрев пласта с помощью высокотемпературного источника, размещенного в непосредственной близости к объекту воздействия. Предлагается [3] осваивать месторождения высоковязкой нефти вертикальными скважинами с бурением дополнительного бокового ствола, причем и вертикальный, и боковой стволы вскрывают один и тот же нефтенасыщенный пласт. В скважины спускается малогабаритное глубиннонасосное оборудование, например, с расположением насоса в боковом стволе. Возможный вариант компоновки оборудования представлен на рис. 1. На забой вертикального ствола на геофизическом кабеле или НКТ доставляются высокотемпературный источник, контейнер с гидроокислительным или горючеокислительным составом в комплексе с пакерно-якорным устройством. В известных технологиях с использованием скважинных аккумуляторов давления [4] пласт в призабойной зоне подвергается тепловому и химическому видам воздействия при горении пороховых зарядов и одновременно ударно-механическому воздействию за счет Рис. 1. Проект скважины с дуальной системой стволов: ПВЭД – погружной вентильный электродвигатель; ТМС – телеметрическая система; АДС – аккумулятор давления скважинный образования большого количества пороховых газов. В изолированном пакером интервале существенно возрастает давление, и нагретый газообразными продуктами сгорания топлива химический реагент через перфорированный вертикальный ствол поступает в пласт в едином газожидкостном потоке. После термообработки прогрев прекращается, запускается насос и начинается отбор продукции из бокового ствола. Продолжительность цикла варьируется в зависимости от темпа снижения дебита, затем отбор продукции прекращается и повторяется цикл прогрева пласта без подъема насосного оборудования из скважины. Далее вновь продолжается эксплуатация бокового ствола в режиме отбора продукции. Данный способ имеет следующие преимущества. 1. Отсутствуют ограничения, связанные с ростом температуры пласта и происходящими в нем изменениями. При использовании, например, порохового заряда его масса может быть увеличена (оптимизирована) для достижения требуемой температуры на заданном удалении от вертикального ствола скважины. В случае размещения высокотемпературного твердотопливного источника на забое вертикального ствола и отбора пластовой жидкости через дополнительный боковой ствол, расположенный за пределами зоны ожидаемого повреждения породы, вызванного ее механическим разрушением или коксованием тяжелых компонентов нефти, исключается частичное или полное блокирование притока нагретого пластового флюида и повышается эффект от обработки. 2. Обеспечивается гибкость проведения работ по термобарохимическому воздействию за счет уменьшения числа спускоподъемных операций, взаимозаменяемости энергоносителей, периодичности прогрева пласта. 3. Отсутствует необходимость включать в комплекс оборудования механические устройства, предназначенные для удаления из пласта продуктов реакции депрессионным или имплозионным воздействием, а также рассматривать химическую очистку призабойной зоны скважины как неотъемлемую часть технологического процесса. При оптимальном температурном режиме основными индикаторами эффективности являются интенсификация добычи нефти и увеличение степени выработки запасов. Для достижения эффекта эксплуатационный боковой ствол должен находиться в пределах радиуса зоны прогрева. Параметры термобарического воздействия рассчитаны для терригенного пласта Б2 Волгановского месторожде- НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 67 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ния, расположенного на территории Самарской области. Глубина залегания пласта составляет 1775 м, залежь – пластовая сводовая, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 5,1 м. коэффициент пористости – 0,27, нефтенасыщенность – 0,83, проницаемость – 0,085–7,631 мкм2, начальная температура – 33 °С; начальное давление – 17,4 МПа. По проектным данным вязкость нефти в пластовых условиях равна 52 мПас, плотность – 882 кг/м3. Для добычи используются две вертикальные и две горизонтальные скважины, оборудованные электроцентробежными насосами (ЭЦН). Одна из вертикальных скважин рассмотрена в качестве возможной скважины-кандидата на осуществление периодического прогрева пласта после бурения второго ствола. Для расчета глубины прогрева были использованы способ Ловерье, позволяющий определять координату температурного фронта при закачке теплоносителя, и уравнение скорости ударной волны, представленной в виде функции давления и плотности нефти [3]. В связи с тем, что нагрев осуществляется газообразными продуктами сгорания топлива, при проведении расчетов по способу Ловерье [5] вместо темпа закачки жидкого теплоносителя использовался эквивалентный параметр 9,464 м 3/с, значение которого определено из расчетной скорости ударной волны 1553 м/с, создаваемой импульсом давления в технологии термобарической обработки. В расчете также использовалась площадь фильтрации (сумма площадей перфорационных отверстий с плотностью перфорации 40 отв/м) и учитывалась пористость пласта. Предельный радиус прогрева составил около 30 м. При проведении гидродинамических расчетов ориентировочно таким же считалось расстояние от теплового источника до забоя бокового ствола – точки отбора нефти. С учетом возможности регулирования величины и времени прогрева (например, путем изменения массы твердого топлива и линейной скорости горения зарядов) целевая температура в точке отбора варьировалась от 40 до 80 °С. В табл. 1 представлены результаты расчета средневзвешенной температуры в зоне прогрева и области фильтрации при температуре источника 800 °С. p и построены индикаторные диаграммы. При этом учитывалось влияние температуры на вязкость и реологическую характеристику пластовой нефти. Поскольку большинство высоковязких нефтей является неньютоновской системой, фильтрационная модель включала такие параметры, как граничные градиенты давления и предельное динамическое напряжение сдвига нефти. Из-за отсутствия экспериментальных определений реологических свойств нефти пласта Б2 и их влияния на фильтрацию граничные градиенты давления рассчитывались в зависимости от проницаемости пласта, температуры и компонентного состава углеводородных фаз. Методика расчета параметров нелинейной вязкопластичной модели течения нефти разработана специалистами под руководством В.В. Девликамова [6]. В качестве исходных приняты следующие параметры: содержание смол – 11,38 %; асфальтенов – 5,39 %; азота – 6,389 м3/м3; метана – 2,3 м3/м3; этана – 1,226 м3/м3. Результаты расчета представлены в табл. 2. Таблица 2 Температура, 0С Параметры 33 ПДНС нефти при заданной 0,0500 температуре, Па 40 50 60 70 80 0,0392 0,0328 0,0285 0,0254 0,0231 Градиент динамическо го давления сдвига 0,00117 0,00092 0,00077 0,00066 0,00059 0,00054 безводной нефти Н, МПа/м Градиент давления предельного разрушения структуры Нm, МПа/м 0,0021 0,0018 0,0016 0,0015 0,0014 0,0013 Критический градиент давления 0,0024 парафинистой нефти Нкр, МПа/м 0,0019 0,0017 0,0015 0,0013 0,0012 Таблица 1 Рассматриваемый участок Зона прогрева Область фильтрации Радиус зоны, м Средневзвешенная температура, °С, при целевой температуре в точке отбора нефти, °С 40 50 60 70 80 30 106,6 115,7 124,8 133,9 143,1 250 50,4 52,5 54,6 56,8 58,9 Для обоснования способа прогрева использована одна из возможных математических моделей: аналитическая одномерная модель в радиальном приближении, которая пренебрегает потерями теплоты в кровлю и подошву пласта [5]. Полученные на ее основе предельный радиус прогрева 30 м и градации температуры следует рассматривать как «оптимистичные». При меньшей глубине и степени прогрева эффективность способа можно повысить путем приближения бокового ствола добывающей скважины к основному прогревающему. Для оценки влияния температуры на показатели добычи рассчитаны парные значения дебит q – депрессия 68 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Примечание. При всех значениях температуры предельное динамическое напряжение сдвига (ПДНС) безводной дегазированной нефти составляло 0,0156 Па, ПДНС нефти с учетом количества и состава растворенного газа – 0,0586 Па. Определение пар значений дебит q – депрессия p проводилось с использованием двух уравнений: 1) уравнения притока нефти к скважине по закону Дарси; 2) уравнения стационарного притока нелинейно вязкопластичной нефти к скважине, предложенного специалистами Уфимского государственного нефтяного технического университета [6] q 2 k h pк pс 0 rm Rк H 0 H m ln 0 ln ln H H m Rc rd H H H m , (1) где k – проницаемость пласта, м2; h – толщина пласта, м; рк – пластовое давление (давление на внешней границе области фильтрации), Па; рс – забойное давление в скважине, Па; m и 0 – соответственно минималь- ная и максимальная вязкость нефти, Па с; rm = qm/2khHm [6]; Rc – радиус скважины, м; Rк – радиус влияния скважины, м; rd = q0/2khH; Н = Нm – H; = 0 – m. В отличие от фильтрации ньютоновской нефти область пласта в пределах радиуса влияния скважины согласно уравнению (1) состоит из трех подобластей: ближней радиусом rm, в которой происходит движение нефти с минимальной вязкостью m и предельно разрушенной структурой; кольцевой внутренним радиусом rm и внешним радиусом rd, где вязкость нефти переменная (возрастает по мере удаления от скважины и снижения градиента давления); удаленной, где происходит движение нефти, имеющей максимальную вязкость 0, наиболее прочную структуру и содержащей тяжелые компоненты. Вязкость нефти пласта Б2 Волгановского месторождения связана с температурой аналогично такой зависимости на ряде других объектов. С учетом типичных термограмм, а также результатов исследований, которые содержатся в проектно-технологических документах на разработку Волгановского месторождения, эту связь можно выразить уравнением 0 345 exp( 0, 0321 t ). (2) Принимая во внимание выражение (2), соотношение максимальной и минимальной вязкости нефти принято равным 2,3. Результаты расчета дебитов и депрессий для различных температурных условий, в том числе начальных, приведенные на рис. 2, позволяют сделать следующие выводы. Нелинейно вязкопластичное течение нефти в широком диапазоне температур возможно лишь при небольших депрессиях (менее 2 МПа). Для пласта, средняя проницаемость которого составляет более 3,4 мкм2, это вполне естественно. Однако в пластах или отдельных прослоях меньшей или низкой проницаемостью влияние вязкоструктурных свойств нефти на фильтрацию намного сильнее. Проектный дебит, равный 143 м3/сут, который фактически достигнут при депрессии 7,6 МПа, может поддерживаться при перепаде давления 4 МПа, если температура в точке отбора будет доведена до 40 °С. С увеличением температуры до 80 °С относительный прирост дебита дополнительно составит 29 %, что в экономическом отношении также может оказаться выгодным. Добиться оптимальной степени прогрева можно, варьируя массу топливных элементов, линейную скорость и продолжительность горения. Поскольку не исключена возможность значительных тепловых потерь в кровлю и подошву пласта, на стадии проектирования следует рассмотреть вариант с меньшим расстоянием между забоями. Снижение депрессий с одновременным поддержанием добычи нефти для пласта Б2 Волгановского месторождения весьма актуально, поскольку он представлен слабосцементированным песчаником и разрушается при увеличении градиентов давления. Вынос песка в скважины осложняет работу оборудования и увеличивает число ремонтов. Ограничение депрессий позволит уменьшить вынос песка в скважины, но при более высокой температуре сохранится возможность эксплуатировать пласт с высокими дебитами нефти. Список литературы 1. Холодная добыча на западе Канады: шаг вперед в первичной добыче нефти / Р. Савацки, М. Уэрта, М. Лондон, Б. Меца // Rogtec. – 2010. – С. 68–74. – http://www.rogtecmagasine.com 2. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. – 536 с. 3. Ольховская В.А., Зиновьев А.М., Губанов С.И. Способ разработки месторождений высоковязкой нефти с возможностью прогрева пласта // Вестник Самарского государственного технического университета. Сер. «Технические науки». – 2014. – № 3 (43). – С. 163–173. 4. Разработка и внедрение термобарохимического метода увеличения продуктивности нефтегазовых скважин / М.М. Аглиуллин, В.М. Абдуллин. М.М. Абдуллин, С.А. Курмаев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2004. – http://www.ogbus.ru/authors/Agliullin/Agliullin_1.pdf. 5. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1998. – 365 с. 6. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. – М.: Недра, 1975. – 168 с. References 1. Sawatzky R., Huerta M., London M., Meza B., Cold production in Western Canada: A step forward in primary recovery, Rogtec, V. 20, pp. 68–74, URL: http://rogtecmagazine.com/wp-content/uploads/2014/09/10_Canadian_Heavy_Oil.pdf. 2. Butler R.M., Horizontal wells for the recovery of oil, gas and bitumen, Petroleum Society of CIM, Monograph no. 2, 1994. 3. Ol'khovskaya V.A., Zinov'ev A.M., Gubanov S.I., Method of high-viscosity oil field development with periodic lay heating (In Russ.), Vestnik Samarskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta. Seriya: Tekhnicheskie nauki, 2014, no. 3(43), pp. 163–173. 4. Agliullin M.M., Abdullin V.M., Abdullin M.M., Kurmaev S.A., Development and implementation of barothermochemical method of increasing the productivity of oil and gas wells (In Russ.), Elektronnyy nauchnyy zhurnal “Neftegazovoe delo” = The electronic scientific journal Oil and Gas Business, 2004, http://www.ogbus.ru/authors/Agliullin/Agliullin_1.pdf. Рис. 2. Индикаторные диаграммы при депрессиях до 7 (а) и до 2 (б) МПа (точки на прямых обозначают граничные режимы, допускающие проявление вязкоструктурных свойств нефти, штриховые линии – связь дебита и перепада давления по закону Дарси) 5. Zheltov Yu.P., Razrabotka neftyanykh mestorozhdeniy (The oil fields development), Moscow: Nedra Publ., 1998, 365 p. 6. Devlikamov V.V., Khabibullin Z.A., Kabirov M.M., Anomal'nye nefti (The abnormal oil), Moscow: Nedra Publ., 1975, 168 p. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 69 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.6 © А.В. Бондаренко, П.А. Фархутдинова, Д.А. Кудряшова, 2016 Методы определения эффективности опытнопромышленных работ по полимерному заводнению на Шагиртско-Гожанском месторождении А.В. Бондаренко, П.А. Фархутдинова, Д.А. Кудряшова (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть») Methods for determining the effectiveness of pilot projects on polymer flooding at the Shagirtsko-Gozhanskoye field A.V. Bondarenko, P.A. Farkhutdinova, D.A. Kudryashova (PermNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Perm, RF, Perm) Адрес для связи: [email protected] E-mail: [email protected] Key words: tertiary recovery methods, polymer flooding, current effectiveness of technology Ключевые слова: третичные методы, полимерное заводнение, эффективность технологии Н ефтяные месторождения ООО «ЛУКОЙЛПЕРМЬ» в основном разрабатываются с применением заводнения. Источниками водоснабжения являются пластовые, поверхностные или попутно добываемые воды. При использовании указанного метода средний проектный коэффициент извлечения нефти (КИН) составляет 0,412 [1]. С целью увеличения конечного КИН разрабатываемых месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми (ПермНИПИнефть) в рамках опытно-промышленных работ (ОПР) проводятся исследования по внедрению технологии полимерного заводнения [1,2]. Для оценки его эффективности выбраны терригенные отложения Шагиртско-Гожанского месторождения. В 2012 г. ПермНИПИнефтью подготовлено технико-экономическое обоснование реализации пилотного проекта указанного метода – установлена потенциальная эффективность технологии. В конце 2012 г. начаты ОПР. В настоящее время осуществляется научно-инженерное сопровождение опытно-промысловых испытаний, в том числе оценка текущей эффективности путем мониторинга и анализа текущих показателей разработки участка, сравнения их с прогнозными с целью последующего оперативного регулирования для достижения максимальной эффективности [1]. Часто основным подходом к оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) является экстраполяция показателей разработки залежи или участка [3]. Существует несколько десятков способов аппроксимации фактических показателей разработки объектов. Однако все они не учиты- 70 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО The stages of current effectiveness assessment of polymer flooding technology are presented. The results of factor analysis, calculation of incremental oil recovery in software system by extrapolation method and with the help of hydrodynamic modeling are presented. вают технологические изменения при разработке объекта (бурение дополнительных боковых стволов, изменение режима работы скважин и др.) [3]. В связи с этим возникает необходимость комплексирования применяемых методов оценки. Оценка текущей эффективности ОПР по полимерному заводнению на пилотном участке Шагиртско-Гожанского месторождения проводится в несколько этапов. 1. Факторный анализ показателей эксплуатации добывающих скважин – качественный метод оценки технологической эффективности, выполняется с целью учета изменений режима работы скважин в результате проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) и работ с глубиннонасосным оборудованием по всем добывающим скважинам опытного участка по ежесуточным данным. В результате анализа определяются изменения дебита нефти q н за счет изменения коэффициента продуктивности Кпрод, забойного давления pзаб и обводненности после начала выполнения опытных работ, а также помесячный процент реагирования скважин. Исходной информацией для проведения факторного анализа являются глубина верхней границы интервала перфорации, удлинение ствола скважины за счет искривления, глубина спуска насосного оборудования, пластовое давление, динамический уровень, затрубное давление, дебит жидкости, обводненность, плотность нефти и воды. Для каждой добывающей скважины (в зависимости от показателей ее работы до ОПР) оценивается базовый период. На основании исходных данных рассчитываются дебит нефти, забойное давление и коэффициент продуктивности. Основным показателем эффективности ГТМ, направленных на восстановление коллекторских свойств призабойной зоны пласта, является изменение дебита нефти, определяемое по формуле до ОПР до ОПР рзаб q н К прод рпл W тек до ОПР ОПР , К тек до 1 прод К прод н 100 (1) где pпл – пластовое давление, Па; н – плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3; W – обводненность, %; индексы «до ОПР» и «тек» отражают соответственно среднее значение параметра в базовый период и его текущее значение. За основной параметр для учета возможной оптимизации или деоптимизации работы скважин принято изменение дебита нефти за счет изменения забойного давления, определяемое из уравнения W тек тек до ОПР тек ОПР . (2) q н pзаб К прод рзаб рзаб до 1 н 100 Основным параметром для оценки эффективности полимерного заводнения является изменение дебита нефти за счет изменения обводненности, которое рассчитывается по формуле W до ОПР W тек q н W 100 тек q до ОПР , н ж (3) меньшей ошибке аппроксимации, далее эффект суммируется по всем скважинам опытного участка. Для определения дополнительной добычи нефти от применения полимерного заводнения по добывающим скважинам, в которых в период ОПР изменялся режим работы (проводилась оптимизация), по данным факторного анализа учитывается помесячный процент реагирования. Результаты расчетов включают фактическую и базовую динамику добычи нефти и жидкости, ошибки аппроксимации, дополнительную добычу нефти отдельно за счет увеличения нефтеотдачи пласта и интенсификации отборов, а также общий эффект. В итоге было определено, что на 08.15 г. фактическая накопленная добыча нефти по скважинам участка ОПР превышает аналогичный показатель базового варианта на 6,7 % (рис. 1). 3. Метод гидродинамического моделирования полимерного заводнения – сопоставление фактических показателей добычи нефти участка ОПР при реализации технологии полимерного заводния и расчетных при заводнении подтоварной водой (базовый вариант разработки). С целью оценки прогнозной и текущей эффективности ОПР создана геолого-гидродинамическая модель пилотного участка размером 7073120 с числом активных ячеек модели 542300. Размеры ячеек составляют по площади 5050 м, по вертикали – 0,06–1 м (рис. 2). Учет полимеров добавляет к имеющимся уравнениям сохранения массы воды, нефти и газа дополнительное уравнение сохранения массы полимера, которое учитывается неявным способом и доступно для трехфазной трехмерной модели Black Oil [4] где qж – дебит жидкости, м3/сут. После расчета всех параметров изменения дебита T T нефти по скважинам, в которых выявлено положительV C S b 1 C max C ply ,Cabs p ply w w abs ное отклонение qн(Кпрод) и qн(pзаб), свидетельствуюT щее о получении эффекта за счет технологических измеV C S b 1 C max , C C p w w ply abs ply abs нений при разработке объекта, определяется помесяч ный процент реагирования скважины. T Fply Q ply , (4) Таким образом, в результате факторного анализа работы добывающих скважин опытного участка проводится качественная оценка текущей эффективности ОПР по изгде Vp – поровый объем пласта, м3; Сply – концентраменению дебита нефти относительно значений до начала ция полимерного раствора, кг/м3; Sw – водонасыщенпроведения ОПР за счет снижения обводненности. Эфность; bw – объемный фактор воды; – пористость колфективность на текущий момент установлена по пяти долектора в ячейке; Сabs – количество адсорбированного бывающим скважинам, также определены помесячные полимера для ячейки, кг/м3; Сabsmax – максимальное копроценты реагирования всех добывающих скважин опытличество адсорбированного полимера для ячейки за ного участка с целью дальнейшего исключения эффекта от весь период от начала расчета до текущей даты, кг/м3; технологических изменений при расчетах в специализиТ – момент времени; Т – временной шаг; Fply – поток рованном программном комплексе экстраполяционным методом. 2. Экстраполяционный метод – количественная оценка фактической эффективности полимерного заводнения с использованием характеристик вытеснения. Дополнительная добыча нефти рассчитывается по 38 видам характеристик вытеснения, которые описываются принципиально различающимися математическими зависимостями. Первоначально эффективность опеределяется по каждой реагирующей скважине: выбирается наиболее оптимальный вид характеристики вытеснения по наилучшему коэффициенту корреляции или наи- Рис. 1. Динамика текущих и базовых показателей по скважинам участка ОПР НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 71 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис. 3. Динамика накопленной добычи нефти базового варианта, рассчитанного на гидродинамической модели (1), и фактической накопленной добычи нефти скважин участка ОПР (2) Рис. 2. Геолого-гидродинамическая модель участка Шагиртско-Гожанского месторождения на примере куба нефтенасыщенности полимера между ячейками; Qply – приток полимера в скважины и из скважин. Присутствие полимера влияет на течение в пласте двумя способами: 1) изменяет вязкость воды, которая зависит от концентрации в ней полимера; 2) уменьшает проницаемость породы для воды в присутствии адсорбированного полимера. Для учета данных процессов при построении гидродинамической модели пилотного участка использовались результаты лабораторных исследований полимерного раствора в свободном объеме, фильтрационных исследований на насыпных и керновых моделях, трассерных, промысловых геофизических и гидродинамических исследований. Первоначально на гидродинамической модели проведен расчет базового варианта разработки, при котором для заводнения используется подтоварная вода. Для оценки текущей эффективности выполняется сравнение данных, полученных на гидродинамической модели, с фактическими данными, фиксируемыми замерными установками на месторождении, с учетом погрешности адаптации модели к историческим показателям. Результаты расчетов по базовому варианту и фактические данные накопленной добычи нефти представлены на рис. 3. Установлено, что на текущий момент (август 2015 г.) фактическая суммарная накопленная добыча нефти по скважинам участка ОПР превышает аналогичный показатель базового варианта на 6,9 %. Это сопоставимо с результатом оценки текущей эффективности полимерного заводнения с помощью программного комплекса экстраполяционным методом (6,7 %). Таким образом, в филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми разработан многоэтапный подход к оценке текущей эффективности технологии полимерного заводнения. Проведение фактор- 72 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО ного анализа в комплексе с автоматизированными расчетами с использованием характеристик вытеснения позволяет более достоверно оценить технологическую эффективность, что подтверждается расчетами на гидродинамической модели. С помощью данного подхода возможны проведение мониторинга отклонения фактического прироста добычи нефти от проектного, а также оперативное принятие решения о корректировке технологии полимерного заводнения для обеспечения максимальной эффективности ОПР. Применение представленного метода оценки текущей эффективности планируется на протяжении всего периода реализации ОПР по полимерному заводнению на Шагиртско-Гожанском месторождении, его результаты будут учитываться при принятии решения о промышленном тиражировании этой технологии. Список литературы 1. Опыт применения третичных методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Пермского края / Н.А. Лядова, А.В. Распопов, Л.Н. Мужикова (и др.) // Нефтяное хозяйство. – 2015. – №7. – С. 92-95. 2. Бондаренко А.В., Кудряшова Д.А. Применение гидродинамического моделирования для оценки прогнозной эффективности технологии полимерного заводнения на Москудьинском месторождении // Нефтяное хозяйство. – 2015. – №10. – С. 102-105. 3. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – С.137, 139, 165, 308. 4. Технический справочник для работы с Tempest 6.0 MORE. – М.: ROXAR, 2003. – С. 45-53. References 1. Lyadova N.A., Raspopov A.V., Muzhikova L.N. et al., The experience of tertiary recovery methods on Perm Region reservoirs (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2015, no. 7, pp. 92-95. 2. Bondarenko A.V., Kudryashova D.A., The application of hydrodynamic modeling for predictive effectiveness assessment of polymer flooding technology on Moskudinskoye field (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2015, no. 10, pp. 102-105. 3. Surguchev M.L., Vtorichnye i tretichnye metody uvelicheniya nefteotdachi plastov (Secondary and ter tiary methods of enhanced oil recovery), Moscow: Nedra Publ., 1985, pp. 137, 139, 165, 308. 4. Tekhnicheskiy spravochnik dlya raboty s Tempest 6.0 MORE (Technical reference for Tempest 6.0 MORE), Moscow: Publ. of ROXAR, 2003, pp. 45-53. Rekl_Sem_HimService_Layout 1 14.02.16 7:33 Page 1 Журнал «Нефтяное хозяйство» и ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» приглашают Вас принять участие в Семинаре ПРОРЫВНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ – АЛЬТЕРНАТИВА ПОЛИАКРИЛАМИДУ В НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ 18 марта 2016 г., гостиница AZIMUT Moscow Olympic Hotel В рамках семинара предлагается обсудить: ➤ актуальность применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов; ➤ преимущества технологии АС-СSE-1313 – альтернатива спектру существующих полимерных систем ПАА, опыт применения. Участие в семинаре бесплатное. Заявки на участие в семинаре отправлять ОРГАНИЗАТОРЫ до 1 марта 2016 г. Юлиане Каминской [email protected] тел.: +7 (499) 517–7620 моб.: +7 903 717–3670 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 665.61.035.6 © Коллектив авторов, 2016 Исследование корреляции вязкости нефти со скоростями ядерной магнитной релаксации и коэффициентами самодиффузии Т.А. Зарипов, Б.И. Гизатуллин, к.ф.-м.н., А.Р. Лозовой (Казанский (Приволжский) федеральный университет), Т.Р. Абдуллин (ООО «НТЦ Татнефть»), К.М. Мусин, к.ф.-м.н. (ТатНИПИнефть) Study of correlation of oil flow properties with nuclear magnetic resonance and self-diffusion characteristics T.A. Zaripov, B.I. Gizatullin, A.R. Lozovoi (Kazan (Volda Region) Federal University, RF, Kazan), T.R. Abdullin (NTC Tatneft OOO, RF, Bugulma), K.M. Musin (TatNIPIneft, RF, Bugulma) E-mail: [email protected] Key words: oil, nuclear magnetic resonance (NMR), viscosity, relaxation time, self-diffusion Адрес для связи: [email protected] Ключевые слова: нефть, ядерный магнитный резонанс (ЯМР), вязкость, скорости релаксации, самодиффузия О дной из основных задач, стоящих перед современной нефтедобывающей отраслью, является эффективная разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти. В связи с эти возникает вопрос о возможности оценки вязкости нефти по характеристикам ядерного магнитного резонанса (ЯМР) [1]. Так как вязкость жидкости непосредственно связана с перемещением ее молекул относительно друг друга [2, 3], для исследования молекулярной подвижности применяют метод ЯМР. При этом исследуемый образец не испытывает внешних воздействий и получаемые данные об его молекулярной подвижности определяются реологическими свойствами образца. В настоящее время в состав геофизических исследований скважин входит все больше методов, основанных на ЯМР, которые широко применяются как при геофизическом каротаже, так и петрофизическом исследовании кернов [4, 5]. Наиболее широко используемые методики ЯМР каротажа основаны на измерении характеристик ядерной магнитной релаксации насыщенных различными флюидами пород. При этом, используя эмпирические и теоретические модели, делают предположения о свойствах пород и насыщающих их флюидов. В работах [3, 6] установлены корреляции между вязкостью и временами (или скоростями) спин-спиновой релаксации нефти. Исследование влияния различных фракций [7] и химических соединений нефти [8] на ее реологические свойства позволяет получить более детальную информацию об основных механизмах и процессах в подобных системах. 74 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Correlation curves of viscosity, average spin-spin relaxation time, and average self-diffusion for crude oil samples from Tatarstan oil fields have been obtained. Two different averaging models were used to calculate mean values. It has been found that self-diffusion D and average spin-spin relaxation time R2 are best correlated in case reciprocal values 1/R and 1/D are averaged. Установление эмпирических выражений, связывающих измеряемые скорости ядерной магнитной релаксации и вязкость нефти, необходимо для разработки экспресс-методик определения вязкости нефти. Однако применение таких эмпирических выражений для нефти различного происхождения часто затруднено вследствие ее сложного компонентного состава и физико-химических свойств. Целями данной работы являются исследование ядерной магнитной релаксации и самодиффузии образцов товарной нефти месторождений Республики Татарстан и нахождение корреляции между вязкостью, скоростями релаксации и коэффициентами самодиффузии (КСД). Для определения динамической вязкости образцов нефти использовался вискозиметр ротационного типа BROOKFIELD DV-II+. Принцип работы вискозиметра заключается во вращении специального измерительного цилиндра (шпинделя), погруженного в тестируемую жидкость, с помощью калиброванной спиральной пружины. Вязкое трение жидкости о шпиндель определяется по закручиванию приводной пружины, которое измеряется датчиком угла вращения. Для проведения исследований использовались адаптер для малой пробы и цилиндрические шпиндели SC4-25 и SC4-31 с диапазоном измерения вязкости 240-4790000 и 15-300000 мПас. Нулевая вязкость определялась с помощью экстраполяции экспериментальной зависимости динамической вязкости нефти на нулевое значение скорости сдвига. Скорости спин-спиновой релаксации измерялись на импульсном ЯМР релаксометре «Протон-20М» («Хро- матэк») с рабочей частотой на протонах 20 МГц и длительностью 90°-импульса 2,5 мкс. Динамическая вязкость, скорости ядерной спин-спиновой релаксации и КСД определялись при температуре 40 °С. Для получения кривой спада поперечной намагниченности использовалась последовательность Карра – Парселла – Мейбума – Гилла (КПМГ) (90°x–[–180°y–-сигнал эхо–]n) [9]. Спад поперечной намагниченности имеет мульти-экспоненциальный характер. В случае многокомпонентной системы амплитуда спада свободной индукции определяется из выражения p exp(R A t A 0 i 2i t ), (1) i где pi – относительная доля i-го компонента со скоростью спин-спиновой релаксации R2i; pi = 1. КСД молекул нефти измерялись методом ЯМР с ИГМП на ЯМР-спектрометре Bruker Avance-400 с рабочей частотой на протонах 400 МГц и максимальным импульсом градиента магнитного поля (ИГМП) 30 Тл/м. Измерение проводилось с помощью стандартной последовательности стимулированного эха с ИГМП (H.Y. Carr, E.M. Purcell, 1954 г.). Амплитуда стимулированного эха, возникающего в момент времени 2+1, определяется по формуле A 2 , 1, g , , t d A 2 , 1, 0 p exp g t D , 2 i 2 2 d i (2) i где td = – d/3 – время диффузии; – гиромагнитное отношение ядер; pi – относительная доля i-ого компонента диффузионного затухания, характеризующегося КСД Di (при этом (pi = 1); A(21,0) – множитель, который содержит информацию о релаксации системы, и при одинаковых условиях эксперимента может считаться постоянным. Спектры скоростей спин-спиновой релаксации и КДС рассчитывались с использованием регуляризационных алгоритмов (метод А.Н. Тихонова) [10]. Для проверки достоверности гипотезы применялся метод наименьших квадратов, затем определялся коэффициент корреляции Пирсона R между прямой, проведенной методом наименьших квадратов, и экспериментально полученными данными. Все расчеты выполнены в программе Mathcad. Наличие сложного распределения как скоростей релаксации, так и КСД отражает многокомпонентность состава исследуемых образцов нефти. Для сравнения подобных систем обычно вводят средние скорость релаксации и КСД [11] R2 pi R2 i , 1 i D pi D i , 1 i (3) При рассмотрении вязкости как некоторого среднего параметра, характеризующего сопротивление между молекулами системы любым перемещениям, вызванным внешними силами, обычно не используется разделение его на составляющие при сравнении со скоростями релаксации и КСД. Одним из решений данной проблемы является анализ отдельных компонентов в спадах поперечной намагниченности и диффузионных затуханиях нефти. Однако часто точное разделение на компоненты затруднено вследствие сложного состава нефти и выбор наиболее корректной средней характеристики становится нетривиальным. Так, компоненты с максимальными скоростями наиболее часто относят к высокомолекулярным агрегатам нефти, таким как асфальтены и их ассоциаты со смолами, маслами и парафинами [2, 3], в то время как максимальные КСД относят к легким фракциям нефти. В связи с этим возникает вопрос об определении наиболее коррелирующих с реологическими свойствами нефти средних ЯМР характеристик. Для расчета вязкости сложных смесей жидкостей используются различные модели, которые можно применить для определения характеристик спектров скоростей релаксации и КСД, коррелирующих с вязкостью. Одной из них является модель последовательно подключенных вязкостных элементов, где главный вклад в определение средних параметров, связанных с вязкостью, вносят быстрые моды движения [12, 13] 1 R2 1 D pi i 2 pi i 2 1 , R2 i (5) 1 . Di (6) Далее были построены корреляционные зависимости средней скорости спин-спиновой релаксации и вязкости образцов нефти с использованием предложенных моделей усреднения (рис. 1). Для анализа корреляционных зависимостей релаксационных характеристик применяют достаточно широкий ряд функций [14]. В рассматриваемом случае для описания полученных зависимостей R2 = f() с учетом широкого диапазона вязкости исследованных образцов нефти применялось выражение [1, 14] <R2> = (ab + cd)-1, (7) где a, b, c, d – параметры аппроксимации экспериментальных данных выражением (7), характеризующие наклон зависимости <R2> = f(), значения которых приведены в табл. 1. Таблица 1 (4) Эти средние характеристики легко определить по начальному наклону кривой релаксационного или диффузионного затухания или интегрированием распределения скорости релаксации. Из соотношений (3), (4) видно, что наибольший вклад в среднюю скорость спинспиновой релаксации <R2>1 и среднего КСД <D>1 при равных значениях pi вносят компоненты с максимальными значениями скорости релаксации и КСД. Модель Параметры 1 2 a (3,94±0,3) ·10-6 (0,7±0,03) ·10-4 b –1,92±0,17 –1,85±0,002 -3 c (1,15±0,1) ·10 (2,7±0,004) ·10-3 d –0,33±0,03 –0,41±0,00008 R2 0,65 0,98 Примечание. Модель 1 представлена выражениями (3), (4), модель 2 – выражениями (5), (6). НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 75 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ а б Рис. 1. Зависимость средних скоростей релаксации <R2>, рассчитанных по моделям усреднения (3), (4) (а) и (5), (6) (б), от вязкости нефти Аналогичные зависимости приведены в и работах [1, 3, 6], что позволяет сделать вывод о наличии низкои высоковязкой нефтей, для которых корреляция скоростей релаксации с вязкостью имеет разный характер. Это обусловлено ростом вклада высокомолекулярных соединений нефти с увеличением вязкости. Для определения наилучшего способа усреднения КСД использовались те же две модели. В литературе описывается применение второй модели как способа улучшить корреляцию D() в диапазоне вязкости нефти 0,01–1 Пас [15]. Увеличение диапазона вязкости до 423–6756 Пас позволяет более детально проследить особенности данной корреляции. В табл. 2 приведены значения параметров линейной аппроксимации полученных зависимостей D = f(h) (рис. 2). Как следует из представленных данных, наиТаблица 2 Модель Параметры 1 2 e – 9,10±0,07 – 8,90±0,05 f – 0,46±0,04 – 0,89±0,03 0,88 0,98 R 2 а лучшей корреляцией характеризуется модель усреднения по обратным величинам, что хорошо согласуется с литературными данными. При этом соотношение между вязкостью и усредненным КСД удовлетворительно описывается выражением Ds = ef. Наклон зависимости (8) оказывается более близким к единице по сравнению с зависимостями, полученными по другим моделям усреднения. Это свидетельствует о том, что модель усреднения по обратным величинам (5)–(6) при применении к данным по самодиффузии лучше коррелирует с реологическими свойствами нефти и наибольший вклад в среднее значение КСД вносят компоненты с наименьшими значениями КСД в спектре. Одним из возможных объяснений применения разных моделей усреднения для данных релаксации и самодиффузии может быть то, что при малых временах диффузии td происходит медленный обмен между различными компонентами нефти, что приводит к однозначному разделению компонентов диффузионного затухания, отражающих реальный компонентный состав (по молекулярной подвижности) нефти. б Рис. 2. Зависимость среднего значения КСД <D>2, рассчитанного по формуле (6), от вязкости нефти для моделей 1 (а) и 2 (б) 76 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО (8) В эксперименте по измерению скоростей релаксации в зависимости от их значений может выполняться условие как быстрого, так и медленного обмена. В основном наблюдается обмен при Т 2>> td, когда измеряемые скорости релаксации или искажены за счет обмена, или усреднены, и информация о различных компонентах нефти неоднозначна. В таком случае наиболее корректно использовать модель усреднения, в которой вклад от компонентов спектра скоростей релаксации с наименьшими значениями R2 преобладает, что отмечается в данной работе. Таким образом, наилучшей моделью для получения усредненных скоростей релаксации и КСД является усреднение по обратным величинам. Важно, что для получения правильного значения усредненных КСД требуется регистрация диффузионного затухания в широком диапазоне для более детального разрешения компонентов диффузионного затухания с минимальными значениями КСД, для регистрации релаксационных затуханий – более высокое разрешение во всей области значений скоростей релаксации. 11. Kimmich R. Tomography, Diffosometry, Relaxоmetry. – Berlin, Heidelberg, New York : Springer-Verlag, 1997. – 524 p. 12. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. – Л.: Химия, 1982. – 592 c. 13. Бретшнайдер Ст. Свойства газов и жидкостей. – М. – Л.: Химия, 1966. – 536 c. 14. Practical Downhole Dielectric and Diffusion-Based NMR Workflow for Viscosity Measurement in a Viscous Shaly Sand Reservoir Using Laboratory Calibration: A Case Study from Kuwait / Khalid Ahmed, Mansoor A. Rampurawala, Benjamin Nicot, [et al.]// Proceedings of World Heavy Oil Congress 2012. 15. Особенности связи реологических свойств образцов высоковязкой нефти и природных битумов с данными самодиффузии, полученными методом ядерно-магнитного резонанса/ Р.В. Архипов, В.Е. Косарев, Д.К. Нургалиев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 6. – С. 60-63. References 1. Ridvan A., NMR comes out of its shell, Schlumberger, Outfield Review, 2010, no. 20, pp. 4-23. 2. Kalabin G.A., Kanitskaya L.V., Kushnarev D.F., Kolichestvennaya spektroskopiya YaMR prirodnogo organicheskogo syr'ya i produktov ego pererabotki (Quantitative NMR spectroscopy of natural organic raw materials and its processing products), Moscow: Khimiya Publ., 2000, 410 p. 3. Bryan J., Mirotchnick K., Kantzas A., Viscosity determination of heavy oil and bitumen using NMR relaxometry, J. Canada Pet. Tech., 2003, no. 42, pp. 29-34. 4. Nurgaliev D.K., Kosarev V.E., Murzakaev V.M. et al., The nuclear magnetic resonance equipment for the research in laboratory and field conditions of full-sized core samples (In Russ.), Georesursy = Georesources, 2012, no. 4, pp. 16-18. 5. Zhang Y., Xia P., Review of nuclear magnetic resonance magnet for oil well logging, IEEE Trans. Appl. Supercond., 2000, V. 10, pp. 763-766. Список литературы 1. Ridvan A. NMR comes out of its shell / Schlumberger // Outfield Review.2010. – № 20. – P. 4-23. 6. Muhammad A., Bagueira de Vasconcellos Azeredo R., 1H NMR spectroscopy and low-field relaxomet ry for predicting viscosity and API gravity of Brazilian crude oils – A comparative study, Fuel, 2014, V. 130, August 15, pp. 126-134. 2. Калабин Г.А., Каницкая Л.В., Кушнарев Д.Ф. Количественная спектроскопия ЯМР природного органического сырья и продуктов его переработки. – М. : Химия, 2000. – 410 c. 7. Shkalikov N.V., Skirda V.D., Arshipov R.V., Solid-like component in the spinspin NMR-relaxation of heavy oils, Magnetic Resonance in Solids. Electronic Journal, 2006, V. 8, no. 1, pp. 38-42. 3. Bryan J., Mirotchnick K., Kantzas A. Viscosity determination of heavy oil and bitumen using NMR relaxometry // J. Canada Pet. Tech. – 2003. – № 42. – P. 29-34. 8. Kashaev R.S.-H., Chairullina I.R., Correlation between nuclear magnetic re sonance parameters and physical-chemical properties oil disperse systems, Proceedings of the International Conference “Modern development of magnetic resonance”, Kazan: Zavoisky Physic-Technical Institute, 2007, pp. 176-177. 4. Аппаратура ядерного магнитного резонанса для исследования полноразмерных кернов в лабораторных и полевых условиях / Д.К. Нургалиев, В.Е. Косарев, В.М. Мурзакаев [и др.] // Георесурсы. – 2012. – № 4. – С. 16-18. 5. Zhang Y., Xia P. Review of nuclear magnetic resonance magnet for oil well logging // IEEE Trans. Appl. Supercond. – 2000. – V. 10. – P. 763-766. 6. Muhammad A., Bagueira de Vasconcellos Azeredo R. 1H NMR spectroscopy and low-field relaxometry for predicting viscosity and API gravity of Brazilian crude oils – A comparative study // Fuel. – 2014. – V. 130. – 15 August. – P. 126-134. 7. Shkalikov N.V., Skirda V.D., Arсhipov R.V. Solid-like component in the spin-spin NMR-relaxation of heavy oils // Magnetic Resonance in Solids. Electronic Journal. – 2006. – V. 8. – № 1. – P. 38-42. 8. Kashaev R.S.-H., Chairullina I.R. Correlation Between Nuclear Magnetic Resonance Parameters and Physical-Chemical Properties Oil Disperse Systems //Proceedings of the International Conference Modern Development of Magnetic Resonance. – Kazan: Zavoisky Physic-Technical Institute, – 2007. – Р. 176-177. 9. Tanner J.E. Use of the Stimulated Echo in NMR Diffusion Studies // J. Chem. Phys. – 1970. – V.52. – № 5. – P. 2523-2526. 10. Тихонов А.Н., Арсенин В.Я. Методы решения некорректных задач. – 2-е изд. – М. : Наука, 1979. 9. Tanner J.E., Use of the stimulated echo in NMR diffusion studies, J. Chem. Phys., 1970, V. 52, no. 5, pp. 2523-2526. 10. Tikhonov A.N., Arsenin V.Ya., Metody resheniya nekorrekt nykh zadach (Methods of solving incorrectly posed problems), Moscow: Nauka Publ., 1979. 11. Kimmich R., Tomography, diffosometry, relaxometry, Berlin, Heidelberg, New York: Springer-Verlag, 1997, 524 p. 12. Reid R.C., Prausnitz J.M., Sherwood T.K., The properties of gases and liquids, New York: McGraw-Hill, 1977, 592 p. 13. Bretsznajder S., Wasnosie gazow i cieczy (Properties of gases and liquids), Warsaw : Wydawn. Naukowo-Techniczne, 1962, 536 p. 14. Ahmed Kh., Rampurawala M.A., Nicot B. et al., Practical downhole dielectric and diffusion-based NMR workflow for viscosity measurement in a viscous shaly sand reservoir using laboratory calibration: A case study from Kuwait, World Heavy Oil Congress, 2012. 15. Arkhipov R.V., Kosarev V.E., Nurgaliev D.K. et al., Features of coupling between rheological properties of oil and natural bitumen and the self-diffusion data obtained by NMR method (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2013, no. 6, pp. 60-63. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 77 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.654.001 © А.С. Ушакова, С.С. Уразов, 2016 Закономерности окисления нефтяных парафинов и нефти в присутствии породы А.С. Ушакова, к.ф.-м.н., С.С. Уразов, к.ф.-м.н. (АО «Зарубежнефть») Адреса для связи: [email protected], [email protected] Ключевые слова: окисление нефти, нефтяные парафины, смолы, асфальтены, адсорбция, радикально-цепной механизм, ингибиторы окисления М оделирование горения нефти является сложной задачей, от решения которой зависит успешность проектирования закачки воздуха на нефтяных месторождениях. За последние годы создано большое число моделей горения на основе разделения нефти по групповому составу на парафины (Saturates), ароматические соединения (Aromatics), смолы (Resins) и асфальтены (Asphaltenes), так называемые SARA фракции [1-3]. В нефти содержится множество углеводородных и неуглеводородных соединений разнообразного молекулярного строения, поэтому невозможно изучать закономерности окисления через анализ всех ее соединений. Однако рассматривать основные реакции окисления, крекинга, термолиза, формирования и горения топлива (кокса) можно в терминах групповых компонентов нефти [4]. Поэтому экспериментальное изучение окисления отдельных групповых компонентов и их влияния друг на друга является актуальной задачей. При исследовании кинетики окисления нефтяных компонентов установлено, что нефтяные парафины окисляются с выделением тепла в низкотемпературной области до 380 °С, в реакции высокотемпературного окисления вклад парафинов минимален. Асфальтены наоборот практически не теряют массы до температуры 320 °С и вносят основной вклад в высокотемпературное окисление. Ароматические соединения и смолы участвуют и в низкотемпературном, и в высокотемпературном окислении [5]. Хотя для некоторых нефтей суммарная теплотворная способность отдельных фракций совпадает с общей теплотворной способностью нефти [6], это не означает, что групповые компоненты не влияют друг на друга в процессе горения. Групповой состав нефти может изменяться в процессе горения: происходит переход ароматических соединений в смолы [5], 78 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО The kinetics study of petroleum paraffin and crude oil and core oxidation A.S. Ushakova, S.S. Urazov (Zarubezhneft JSC, RF, Moscow) E-mail: [email protected], [email protected] Key words: oil oxidation, differential scanning calorimetry (DSC), petroleum saturates, resins, asphaltenes, adsorption, radical-chain reactions, inhibitor of oxidation The paper is devoted to kinetics of petroleum saturates oxidation with high pressure differential scanning calorimeter (DSC). Petroleum saturates (or paraffines) are main light oil components that are involved in low temperature oxidation with heat output. They almost do not from fuel for high temperature oxidation. Petroleum saturates oxidation perform specific kinetic curves with two areas of heat output at 180-280 °С and 280-380 °С. It is unusual for crude oil oxidation which has one peak in this temperature region. It was investigated that first heat peak is caused by radical-chain reaction process and the second one satisfier the Arrhenius kinetics. It has been suggested that some kind of oxidation inhibitors present in the crude oil. The inhibitors (resins and asphaltenes) suppress the free radical chain reactions at initial stage of oxidations and restrain the first oxidation peak. The suggestion was justified by the experiments of hexadecane oxidation mixed with different amount of oil. Then the effect of core presents upon the light oil oxidation process was investigated. Oil and core oxidation curves are almost identical to the petroleum saturates oxidation curves at the initial stage. Oil and core oxidation curves shows the first peak divided into two areas of heat output at 180-280 °С and 280-380 °С. Such effect associates with the inhibitor’s adsorption at the core surface. Adsorbed components are not included into the oxidation at the initial stages. That’s why oil oxidase as petroleum saturates. смол – во вторичные асфальтены [7] и др. Ход реакции для индивидуальной фракции может не совпадать с течением реакции для этой фракции в смеси с другими. В эксперименте низкотемпературного окисления парафинов обнаружено влияние на эту реакцию ароматической и смолистой фракций [8], причем скорость окисления чистой фракции парафинов выше, чем той же фракции в смеси. При окислении парафинов также наблюдается эффект индукции, при добавлении 10 % ароматических соединений или смол этот эффект подавляется, 50 % – исчезает. В данной статье рассмотрено окисление нефтяных парафинов. Преобладание парафинов среди других нефтяных фракций обусловливает их наибольший вклад в окисление легкой нефти. Исследование кинетики окисления нефтяных парафинов Для исследования кинетики начальных стадий окисления использовались нефтяные парафины, полученные на стенках сосуда при охлаждении нефти. По литературным данным [9, 10] парафины вносят наибольший вклад в тепловыделение при низкотемпературном окислении легкой нефти. За счет однородности они позволяют проводить эксперименты с небольшими массами навески (около 0,5–0,3 мг). На кинетических кривых окисления парафинов первый пик тепловыделения разделяется на два локальных пика (две области тепловыделения) в зависимости от температуры, что не характерно для окисления легкой нефти. В остальном парафины окисляются так же, как очень легкая нефть с малым содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов. Кинетические кривые тепловыделения для парафинов, полученные экспериментально на дифференциаль- Таблица 1 Локальный пик b, °С/мин Рис. 1. Кинетические кривые окисления нефтяных парафинов в ДСК при давлении 5 МПа и различных скоростях нагрева b ном сканирующем калориметре (ДСК) высокого давления, показаны на рис. 1. При окислении молекул преимущественно линейного строения предполагается, что на начальной стадии происходит разрыв связи С-Н, чем и вызвано основное тепловыделение. Кинетические кривые были обработаны для определения параметров уравнения Аррениуса E dC dq ~ f (C )k(T ) f (C )POn2 A0 exp A , RT dt dt (1) где С – концентрация топлива; q – выделяемое тепло на единицу массы; t – время; k – константа скорости реn – парциальное давление акции; T – температура; PO 2 кислорода; n – порядок реакции по кислороду; A0 – постоянная Аррениуса (предэкспоненциальный множитель); EA – энергия активации; R – универсальная газовая постоянная. Относительная потеря массы в ДСК считается равной степени превращения = q(t)/Qtotal (Qtotal – полное количество энергии), концентрация топлива f(C) пропорциональна 1 – (t). Изменение температуры при постоянном нагреве T = T0 + bt. второй EA, Дж/моль lnA0 EA, Дж/моль 5 362914 93 – lnA0 – 10 397393 100 – – 15 368291 92 – – 20 350283 87 98681 26 35 249857 63,4 97443 25,7 40 260535 65,8 99454 26,3 50 280886 70 100003 26,2 60 415043 101 93105 25,1 70 445557 107 89756 24,2 80 371100 88 104315 27,2 97530 ± 4430 25,8±0,9 Среднее значение ± Примечание. 350180±62740 86,7±14,6 – среднее квадратичное отклонение. и A0 для всех скоростей нагрева составляет соответственно около 4 и 3 % (табл. 1). Энергия активации, равная 97500 Дж/моль, характерна для разрыва С-Н связей. Первый локальный пик в области температур 180–280 °С, соответствующий максимальному тепловыделению для парафинов, не описывается одной энергией активации: углы наклона штриховых линий на рис. 2 различаются. Кинетические параметры определены с меньшей точностью, а среднее квадратичное отклонение EA и A0 составляет соответственно около 18 и 17 %. (2) Для оценки энергии активации EA использованы упрощенные методы безмодельной кинетики. Потом решалась задача восстановления кривых тепловыделения исходя из полученных параметров уравнения Аррениуса (1). Для определения энергии активации представим уравнение (1) в виде dq 1 E ln lnA0 A . RT dt (1 (t )) первый (3) При построении кинетической кривой в координатах dq 1 1 ln f (рис. 2) прямолинейные участки соT dt 1 ответствуют тепловыделению по закону Аррениуса с энергией активации, пропорциональной углу их наклона. Одинаковые углы наклона прямолинейных участков в интервале температур 280–380 °С (второй локальный пик тепловыделения) для всех скоростей нагрева свидетельствует о достаточно точном описании реакции законом Аррениуса. Для второго локального пика среднее квадратичное отклонение кинетических параметров EA Рис. 2. Кинетические кривые нефтяных парафинов с учетом потери массы образца при различных скоростях нагрева b Первый локальный пик в начальной области окисления (температура 180–280 °С) на кинетических кривых, особенно выделяющийся при больших скоростях нагрева, не характерен для нефти. Этот пик был интерпретирован как проявление радикально-цепного механизма (увеличение длины цепи во времени). На рис. 3 отчетливо выделяются прямолинейные участки. Реакция развивается во времени по экспоненциальному закону с показателем экспоненты, пропорциональным времени и разности фактора роста и гибели радикалов. Дифференцирование и интегрирование кинетических кривых по времени аналогичны, что подтверждает экспоненциальный характер зависимости формы начального участка от времени. Показатель экспоненты был рассчитан из уравнения Семенова для цепных реакций [10] НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 79 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Таблица 2 b, °С/мин Количество тепла, Дж/г, выделяющегося при температуре, °C 180-280 280-380 5 3396 3607 10 2278 4127 15 2941 3703 20 2911 2777 35 3921 5087 40 3422 4979 50 3127 4493 60 4627 3700 70 1414 3906 вать тепловыделение, описываемое законом Аррениуса. Несмотря на то, что визуально первый локальный пик тепловыделения выше второго, почти во всех экспериментах большее количество тепла выделяется в области второго локального пика. Рис. 3. Зависимости скорости реакции окисления от времени dq ~ Ae t , dt (4) где = 0,016 0,002 с-1 – разность числа рождающихся и гибнущих радикалов в единицу времени. Таким образом, выполненная обработка позволила выделить температурные интервалы, на которых прослеживается развитие реакции по радикально-цепному механизму и закону Аррениуса. Каждая кинетическая кривая была разделена на две части: 1) восстановленная кривая по параметрам уравнения Аррениуса (второй локальный пик); 2) начальная стадия (первый локальный пик), характеризующаяся проявлением радикально-цепного механизма. Соотношения тепловыделения при протекании первого и второго процессов приведены в табл. 2. При окислении парафинов на начальных стадиях реакции (при температуре 180–280 °С) образуются свободные радикалы, которые вызывают цепные реакции, фактор роста при этом незначительно превышает фактор обрыва цепей (параметр близок к нулю). При увеличении температуры до 280–380 °С энергии, накопившейся в системе, становится достаточно для массового разрыва молекулярных связей, и начинает доминиро- Выделение ингибиторов окисления, влияние породы на процесс окисления Для легкой нефти, из которой были выделены исследованные парафины, разделения первого пика на два локальных не наблюдается (рис. 4, а). Предположительно «размытость» картины окисления связана с наличием тяжелых нефтяных компонентов, препятствующих развитию цепей на начальном этапе. Для проверки данного предположения исследована кинетика окисления синтетического гексадекана с добавлением 0,5, 10, 20 % нефти и без добавок. В синтетическом гексадекане отсутствовали остатки тяжелых молекул, которые неизбежно присутствуют в нефтяных парафинах. Из рис. 5 видно характерное ингибирующее воздействие добавки нефти на процесс окисления гексадекана. Увеличение концентрации нефти приводит к смещению температуры начала реакции окисления и повышению тепловыделения. Это позволяет сделать предположение о наличие в нефти ингибиторов начальной стадии окисления, таких как асфальтены и некоторые смолы, малой концентрации (10 %), которых достаточно для подавления начальных стадий окисления (см. рис. 5). Похожее влияние тяжелых групповых компонентов (смол и асфальтенов) на легкие нефтяные парафины описано в работе [8]. Однако при использовании для экспериментов синтетического гексадекана ингибирующее действие наблюдается при меньшей концентрации нефти. Рис. 4. Кинетические кривые окисления легкой (a) и адсорбированной на карбонатной размолотой породе (б) нефти, полученные в ДСК при давлении 5 МПа 80 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Выводы 1. Для нефтяных парафинов имеются два характерных участка тепловыделения: развитие реакции по радикально-цепному механизму и закону Аррениуса. 2. Тяжелые нефтяные компоненты оказывают ингибирующее влияние на начальных стадиях окисления нефти. 3. На породе нефть разделяется на парафиновые углеводороды, участвующие в начальных стадиях окисления, и тяжелый остаток, адсорбирующийся на поверхности пор и участвующий в формировании топлива для высокотемпературного горения. Рис. 5. Кинетические кривые окисления чистого гексадекана (1) и с добавлением 0,5 (2), 10 (3) и 20 (4) % нефти, полученные в ДСК при скорости нагрева 5 °С/мин и давлении 5 МПа В низкопроницаемых гидрофобных коллекторах процесс окисления нефти протекает на поверхности пор, поэтому исследование влияния породы особенно актуально. В экспериментах соотношение масс измельченной породы и нефти составляло 15:1 (соотношение выбиралось в соответствии с нефтенасыщенностью). Окисление нефти на породе по сравнению с окислением легкой нефти характеризуется выраженным тепловыделением на начальной стадии и разделением первого пика на два локальных (см. рис. 4, б). Сходный характер окисления наблюдается для жидких нефтяных парафинов (см. рис. 1). Результаты обработки кинетических кривых, идентичной описанной выше для парафинов, показали, что на кривых также можно выделить две области: 1) окисления по радикально-цепному механизму (при температуре 180–280 °С) с вырожденным разветвлением цепи = 0,011 ± 0,004 с-1; 2) окисления нефти (при температуре 280–380 °С) по закону Аррениуса с ЕА = 101500 Дж/моль. Данный эффект можно объяснить тем, что высокомолекулярные соединения адсорбируются на поверхности зерен породы и ингибируют окисление более легких молекул углеводородов, участвующих в начальных стадиях окисления. Чем длиннее углеводородные цепочки, тем легче происходит их адсорбция. Наличие развитой системы пор в породе ускорит процесс адсорбции. Во время окисления кислород, присоединяясь к длинным углеводородным цепочкам, увеличивает их полярность, вследствие чего процесс адсорбции также ускоряется. При этом состав жидкой нефтяной фазы становится легче за счет вывода из нее тяжелых соединений. Самыми легкими и активными с точки зрения тепловыделения на начальных стадиях окисления являются парафины. Группы, содержащие циклические и ароматические соединения, склонны к адсорбции, особенно в случае большой молекулярной массы. Поэтому логично предположить, что в присутствии породы парафины, наименее склонные к адсорбции, окисляются первыми на начальных стадиях процесса. При более высокой температуре начинают окисляться адсорбированные молекулы смол и асфальтенов. Второй пик (при температуре 400–550 °С) для нефти на породе (см. рис. 4, б) выше, чем для парафинов (см. рис. 1), так как в этом температурном диапазоне окисляются адсорбированные на породе тяжелые компоненты. Авторы выражают благодарность сотрудникам тепловой лаборатории АО «ВНИИнефть» за предоставленные экспериментальные данные и Н.В. Шереметьеву за ценные консультации. Список литературы 1. A comprehensive approach to in-situ combustion modeling/ M.G. Ursenbach, D.W. Bennion, J.D.M. Belgrave, R.G. Moore// SPE 20250-РА. – 1993. 2. Estimation of SARA Fraction Properties With the SRK EOS/ M. Greaves [et all.]// JCPT. – 2004. – V. 43. – № 9. – P. 31–39. 3. Freitag N.P., Exelby D.R. A SARA-Based Model for Simulating the Pyrolysis Reactions That Occur in High-Temperature EOR Process//JCPT. – 2006. – V. 45. – № 3. – Р. 38–44. 4. The ABCs of In-situ combustion Simulations: From Laboratory Experience to field scale/ D. Gutierrez, R.G. Moore, M.G. Ursenbach [et al.] // SPE 148754. – 2012. 5. Kok M.V., Karacan C.O. Behavior and Effect of SARA Fractions of Oil During Combustion // SPE-37559. – 1997. 6. Heats of Combustion of Selected Crude Oils and Their SARA Fractions / G.J. Mendes-Kuppe, S.A. Mehta, M.G. Ursenbach [et al.] // JCPT. – 2008. – V. 47. – № 1. – Р. 38–42. 7. Laboratory studies and implementation of in-situ combustion initiation technology for air injection process in the oil reservoirs/ V.A. Klinchev, V.V. Zatsepin, A.S. Ushakova, S.V. Telyshev // SPE-171244. – 2014. 8. Freitag N.P., Vercoczy B. Low-Temperature Oxidation of Oils in Terms of SARA Fractions Why Simple Reaction Models Don’t Work // JCPT. – 2005. – V. 44. – № 2. – Р. 54–61. 9. Investigation of the Oxidation Behaviour of Pure Hydrocarbon Components and Crude Oils Utilizing PDSC Thermal Technique/ J. Li, S.A. Mehta, R.G. Moore [et al.] // JCPT. – PESOC-06-01-04. 10. Эмануэль Н.М., Денисов Е.Т., Майзус З.К. Цепные реакции окисления углеводородов в жидкой фазе. – М.: Наука, 1965. – 375 с. References 1. Ursenbach M.G., Bennion D.W., Belgrave J.D.M., Moore R.G., A comprehensive approach to in-situ combustion modeling, SPE 20250-RA, 1993. 2. Greaves M. et al., Estimation of SARA fraction properties with the SRK EOS, JCPT, 2004, V. 43, no. 9, pp. 31–39. 3. Freitag N.P., Exelby D.R., A SARA-based model for simulating the pyrolysis reactions that occur in high-temperature EOR process, JCPT, 2006, V. 45, no. 3, рр. 38–44. 4. Gutierrez D., Moore R.G., Ursenbach M.G. et al., The ABCs of In-situ combustion simulations: from laboratory experience to field scale, SPE-148754, 2012. 5. Kok M.V., Karacan C.O., Behavior and effect of SARA fractions of oil during combustion, SPE-37559, 1997. 6. Mendes-Kuppe G.J., Mehta S.A., Ursenbach M.G. et al., Heats of combustion of selected crude oils and their SARA fractions, JCPT, 2008, V. 47, no. 1, рр. 38–42. 7. Klinchev V.A., Zatsepin V.V., Ushakova A.S., Telyshev S.V., Laboratory studies and implementation of in-situ combustion initiation technology for air injection process in the oil reservoirs, SPE-171244, 2014. 8. Freitag N.P., Vercoczy B., Low-Temperature Oxidation of Oils in Terms of SARA fractions why simple reaction models don’t work, JCPT, 2005, V. 44, no. 2, рр. 54–61. 9. Li J., Mehta S.A., Moore R.G. et al., Investigation of the oxidation behaviour of pure hydrocarbon components and crude oils utilizing PDSC thermal technique, JCPT, PESOC-06-01-04. 10. Emanuel' N.M., Denisov E.T., Mayzus Z.K., Tsepnye reaktsii okisleniya uglevodorodov v zhidkoy faze (Continued hydrocarbons oxidation reaction in the liquid phase), Moscow: Nauka Publ., 1965, 375 р. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 81 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276.652 © Коллектив авторов, 2016 Изменение характеристик сверхвязкой нефти в присутствии минеральных добавок карбонатной породы1 С.М. Петров, к.т.н. (Казанский (Приволжский) федеральный университет), Д.А. Ибрагимова, к.х.н., Я.И.И. Абделсалам, А.И. Лахова, Н.Ю. Башкирцева, д.т.н. (Казанский национальный исследовательский технологический университет), Г.П. Каюкова, д.х.н. (Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН) Адреса для связи: [email protected], [email protected] Reforming of extra viscous oil in the presence of mineral additives of carbonate rock S.M. Petrov, (Kazan (Volga Region) Federal University, RF, Kazan), D.A. Ibragimova, Ya.I.I. Abdelsalam, A.I. Lakhova, N.Yu. Bashkirtseva (Kazan National Research Technological University, RF, Kazan), G.P. Kayukova (A.E. Arbuzov Institute of Organic and Physical Chemistry, Kazan Scientific Center of RAS, RF, Kazan) E-mail: [email protected], [email protected] Key words: crude oil, carbonate rock, aquathermolysis, composition, microstructure Conversion of superviscous oil in the presence of mineral additives of carbonate rock. In the presence of carbonaceous additive at a temperature of 360 ° C, degree of aromaticity of the transformed oil increases, sulfur content slightly reduced. In thermobaric conditions of the experiments, the branched structures are actively involved in the process of destruction, formed n-alkanes contained mainly in the diesel fraction, also reduced output of gasoline fractions. In the samples of transformed oil increased content of nitrogen and carbon, reduced sulfur content. Ключевые слова: нефть, порода, акватермолиз, состав, микроструктура П о оценке ООН мировые геологические ресурсы природных битумов составляют примерно 260 млрд т, их извлекаемые запасы – 70 млрд т [1]. По данным нефтяных операторов – British Petroleum (BP) и OGJ – объем российских извлекаемых запасов тяжелой высоковязкой нефти составляет 1,8 млрд т, природного битума – 4,5 млрд т [2]. При разработке месторождений тяжелых нефтей и природных битумов применение традиционных методов добычи малоэффективно из-за двух основных проблем: неблагоприятных коллекторских свойств (низкой проницаемости, отсутствия пластовой энергии) и высокой вязкости нефти [3]. Стремительно развивающимися методами добычи тяжелых углеводородов становятся паротепловые обработки призабойных зон скважин с закачкой в пласт теплоносителей (горячей воды и пара) [4]. Предметом новейших исследований ведущих мировых научных центров в настоящее время является разработка методов и технологий следующего поколения, приводящих к значительному преобразованию тяжелой битуминозной нефти непосредственно в нефтенасыщенной породе [5–7]. Работа посвящена исследованию процессов конверсии битуминозной нефти в присутствии добавок природных породообразующих минералов, представлены результаты, не вошедшие в предыдущую публикацию [8]. В качестве рассматриваемого объекта была выбрана нефть 1Работа Ашальчинского месторождения Республики Татарстан. Согласно ГОСТ Р 51858-2002 она относится к битуминозному типу [9], продуктивной является сложнопостроенная толща карбонатных и терригенных коллекторов [10]. Нефть добыта с глубин до 110 м с применением термогравитационного метода. В работе [11] исследовались составы и свойства образцов ашальчинской нефти из скв. 82 и 75 (75–77 м) и экстрактов исходной нефти из нефтенасыщенных пород. В результате теплового воздействия на продуктивный пласт в добытой нефти увеличивается содержание нафтенопарафиновых и легких ароматических углеводородов, снижаются содержание общей серы и вязкость примерно c 22000 до около 6000 мПас. Эксперименты по конверсии высоковязкой нефти в присутствии минеральных добавок проводили в высокотемпературном реакторе периодического действия, выполненном из нержавеющей стали, в интервале температур 300–375 С и давлений от 0,8 до 1,4 МПа (рис. 1). В результате акватермолиза нефти без добавок при температуре 350 С и давлении 5 МПа ее вязкость снижается до 2300 мПас, температура начала кипения – до 80 С, увеличиваются выходы светлых фракции до 4 % (температура начала кипения – 350 С), на хроматограмме в низкокипящей области появляются пики образованных н-алканов состава С11–С14, изопреноидные алканы практически не изменяются. выполнена за счет средств субсидии, выделенной в рамках государственной поддержки Казанского федерального университета с целью повышения его конкурентоспособности среди ведущих мировых научно-образовательных центров при поддержке гранта РФФИ № 15-05-08616 А. 82 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Рис. 1. Изменения давления и температуры в экспериментах: 1 – карбонат; 2 – карбонат и кислота С6Н8О7; 3 – карбонат и частицы Al2O3 Рис. 2. Фракционный состав преобразованной нефти: 1 – 3 – то же, что на рис. 1; 4 – контрольный образец Минеральные добавки были представлены карбонатом (см. рис. 1, кривая 1), состоящим преимущественно из кальцита CaCO3 (до 90 %) и доломита CaMg(CO3)2 плотностью 2,77 г/см3 и пористостью 0,78 %. С учетом практически повсеместного наличия в породах тонкодисперсных ассоциаций глинистых минералов, обладающих значительным каталитическим действием [12], в экспериментах присутствовали частицы оксида алюминия Al2O3 фракцией до 0,25 мкм (см. рис. 1, кривая 3). Минеральные добавки вводили через водную фазу в количестве 8 % на нефть. При разработке карбонатных месторождений тяжелых нефтей с целью улучшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов широко применяют кислотные обработки [13], поэтому интересным представлялось использование в реакционной смеси некоторого количества органических кислот. В качестве органической кислоты была выбрана 2-гидрокси-1,2,3-пропантрикарбоновая кислота С6Н8О7 (см. рис. 1, кривая 2). Соотношение нефть: вода во всех экспериментах составляло 3:1 [14]. Вода при паротепловом воздействии на пласт является не только теплоносителем, но и влияет на состав преобразованной нефти. На первом этапе исследований проводили атмосферно-вакуумную дистилляцию образцов преобразованных нефтей с определением выхода топливных фракций, выкипающих до температуры 350 С (рис. 2). По сравнению с исходной нефтью в составе преобразованной нефти эксперимента 3 в присутствии добавок карбонатной породы и Al2O3 выход фракции, выкипающей до температуры 200°С, снижается на 47 %. Это связано с повышением температуры начала кипения нефти до 155 С и увеличением в ее составе содержания алканов с большим числом атомов углерода. Выход фракции 200–350 С при этом увеличивается на 9 %. В термобарических условиях эксперимента 1 в присутствии только карбонатной породы в конечном продукте практически не изменяется выход бензиновой фракции, в то время как выход фракции 200–350 С возрастает на 20 %. Добавление карбоновой кислоты к карбонатной породе в эксперименте 2 снижает в преобразованной нефти количество светлых фракций, выкипающих до температуры 200 и 350 С. Для определения молекулярно-массового распределения н-алканов в конечных продуктах (рис. 3) применялся метод газожидкостной хроматографии. Образцы исследовались на хроматографе «Кристалл-2000М» с пламенно-ионизационным детектором. Использовалась кварцевая капиллярная колонка длиной 30 м, внутренним диаметром 0,2 мм. Расход газа носителя – водорода – составлял 2 мл/мин. Линейное программирование температуры 10 С/мин до температуры 300 С, изотермический режим – 20 мин. Характерной особенностью конечных продуктов является значительное перераспределение н-алканов состава С18–С36. Следует учесть, что пики изопреноидных алканов на хроматограммах исходной нефти преобладают над пиками н-алканов. Интенсивные пики изопреноидных алканов приходятся на пристан и фитан, которые находятся рядом с н-алканами С17 и С18. В исходной нефти наблюдается бимодальное распределение н-алканов, приходящееся на С19 и С30. В составе бензиновой фракции отсутствуют в заметных концентрациях углеводороды нормального строения, ее состав определяется циклопентановыми и структурами изопреноидного строения, также были идентифицированы метилбензол, 1-метил-1-пропилбензол, этилбензол. В конечных продуктах в результате конверсии в образцах снижается содержание С19–С20, после первого эксперимента в нефти возрастает содержание алканов С17–С18. В преобразованной нефти второго эксперимента в со- Рис. 3. Молекулярно-массовое распределение н-алканов в преобразованных нефтях в экспериментах 1–3: 1 – 4 – то же, что на рис. 2 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 83 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Содержание, % Образец S N С H H/C 1 2,6 0,6 81,1 11,9 0,147 2 2,4 0,8 81,9 13,3 0,163 3 2,7 0,5 81,3 13,1 0,161 4 2,8 0,4 80,5 12,8 0,16 ставе алканов заметно увеличивается доля высокомолекулярных гомологов с числом атомов углерода более 22 (см. рис. 3). При этом не наблюдается заметной деструкции изопреноидных алканов регулярного строения С13–С20 и образования новых низкокипящих н-алканов С10–С12. В продуктах, полученных при температурах выше 350 С, увеличивается доля моно-алкилзамещенных алканов, снижается содержание изомерных структур ароматических и нафтеновых углеводородов состава С7–С10, что свидетельствует о процессах деалкилирования и дегидрирования. Гомологи гопана являются наиболее устойчивыми структурами и в результате аватермолиза практически не меняются [15]. Элементный анализ нефтей проводили путем сжигания навесок на анализаторе CHN-3 при температуре 1000 С на медном носителе (см. таблицу). Преобразованная нефть (при температуре 350 С в присутствии карбонатной добавки) отличается от остальных образцов повышенной ароматичностью, соотношение Н/С снижается на 8 %. Это может свидетельствовать о большей степени карбонизированности входящих в ее состав ароматических структур. В жидких продуктах снижается содержание общей серы с небольшим увеличением доли азота и углерода. В работах [14, 16] указывается на высокую активность тиолов и дисульфидов в условиях каталитической конверсии в присутствии воды. Большинство их реакций протекает с образованием сероводорода, однако содержание тиолов и дисульфидов в исходной нефти на фоне других сераорганических соединений незначительно, конденсированные производные тиофана остаются инертными при достаточно высоких температурах. На реакционную способность сульфидных и дисульфидных соединений в условиях акватермолиза заметно влияет природа их заместителей. Незначительное увеличение содержания азота в продуктах конверсии, видимо, можно объяснить снижением массы конечного жидкого продукта вследствие образования незначительного количества газообразных углеводородов в экспериментах и большой устойчивостью азота, входящего в состав конденсированных полиароматических структур, к реакциям акватермолиза. Для изучения изменений, происходящих на поверхности карбонатной породы, использовали метод сканирующей электронной микроскопии с применением растрового электронного микроскопа HitachiTM-1000 (рис. 4). Морфология поверхности карбонатной добавки до и после экспериментов представлена в виде аморфной структуры. Присутствие в реакционной смеси карбоновой кислоты (см. рис. 4, г) приводит к преобразованию первоначальной структуры карбонатной породы в сторону разрушения ее пор и образованию каналов фильтрации, способствующих извлечению нефти. В результате эксперимента 3 на породе увеличивается содержание углистых веществ, что способствует кольматации сообщающихся пор в карбонатном коллекторе [14]. Таким образом, результаты исследований по преобразованию битуминозной нефти в модельной карбонатной 84 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Рис. 4. Морфология поверхности карбонатной добавки до и после опытов: а, б, в, г – образец соответственно 4, 1, 2, 3 системе, содержащей оксид алюминия и карбоновую кислоту, в возможных условиях паротеплового воздействия в воздушной среде показали направленность процессов ее превращения. В присутствии карбонатной добавки при температуре 360 С в измененной нефти увеличивается степень ароматичности и незначительно снижается содержание серы. В термобарических условиях экспериментов за счет разрыва углеводородных связей у третичных атомов углерода разветвленных алканов возможно образование алканов нормального строения, содержащихся преимущественно в дизельных фракциях. В образцах преобразованной нефти снижаются выход бензиновых фракций и содержание общей серы, увеличивается содержание азота и углерода. Исследования влияния термобарических условий при тепловом воздействии на ФЕС низкопроницаемых и неоднородных коллекторов для исключения их негативного воздействия, соотношения компонентов в паровоздушной смеси, наноразмерных катализаторов, органических кислот являются важными и актуальными. Список литературы 1. Перспективы тяжелых нефтей / Р.Х. Муслимов, Г.В. Романов, Г.П. Каюкова [и др.]// ЭКО. – 2012. – № 1. – С.35-40. 2. Муслимов Р.Х. Особенности разведки и разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики. – Казань: ФЭН, 2009. – 727 с. 3. Хисамов Р.С., Абдулмазитов Р.Г., Ибатуллина С.И. Этапы освоения залежей битумов Республики Татарстан // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 11. – С. 85-87. 4. Комплексное освоение тяжелых нефтей и природных битумов пермской системы Республики Татарстан / Р.Х. Муслимов, Г.В. Романов, Г.П. Каюкова [и др.]. – Казань: ФЭН, 2012 – 396 с. 5. Hashemi R., Pereira-Almao P. Experimental Study of Simultaneous Atabasca Bitumen Recovery and Upgrading Using Ultradispersed Catalysts Injection // Canadian Unconventional Resources Conference, 15–17 November 2011, Alberta, Canada // SPE 149257-MS. – 2011. 6. Wenlong Qin, Zengli Xiao. Researches on Upgrading of Heavy Crude Oil by Catalytic Aquathermolysis Treatment Using a New Oil-Soluble Catalyst// Advanced Materials Research. – 2013. – V. 608–609. – Р. 1428–1432. 7. Халикова Д.А., Петров С.М., Башкирцева Н.Ю. Обзор перспективных технологий переработки тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов // Вестник Казанского технологического университета. – 2013. – № 3. – С. 217-221. 8. Cостав нефтей карбонатных коллекторов в зонах современных и древних водонефтяных контактов/ Г.П. Каюкова, В.П. Морозов, Р.Р. Исламова [и др.]//]Химия и технология топлив и масел. – 2015. – № 1 (587). – С. 69-74. 9. Исследование реологических свойств продуктов термической обработки битуминозной нефти в присутствии породообразующих минералов/С.М.Петров, Я.И.И. Абделсалам, А.В. Вахин [и др.]//Химия и технология топлив и масел. – 2015. – № 1 (587). – С. 79-82. 10. Успенский Б.В., Валеева И.Ф. Геология месторождений природных битумов Республики Татарстан. – Казань: ГАРТ, 2008 – 347 с. 11. Температурно-вязкостные характеристики сверхтяжелой нефти Ашальчинского месторождения / Г.П. Каюкова, Г.В. Романов, И.М. Абдрафикова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 9. – С. 44–46. 12. Косачев И.П., Ситдикова Л.М., Изотов В.Г. Каталитический механизм генерации углеводородных систем в зонах деструкций глубоких горизонтов земной коры // Георесурсы. – 2009. – № 1. – С. 26–28. 13. Новые технологии разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах, высоковязких нефтей и природных битумов / Б.Я. Маргулис, А.Ф. Шагеев, В.А. Альфонсов [и др.] // Георесурсы. – 2011. – № 3. – С. 21–24. 14. Антипенко В.Р. Термические превращения высокосернистого природного асфальтита: Геохимические и технологические аспекты. – Новосибирск: Наука, 2013. – 184 с. 15. Исследование процессов облагораживания тяжелых нефтей в пласте на основании изменений их состава и физико-химических свойств / И.М. Абдрафикова, Г.П. Каюкова, С.М. Петров [и др.] // Международная научно-практическая конференция «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии». – Казань: ФЭН, 2013. – С. 161–164. 16. Изменение состава нефти Усинского месторождения при термолизе в среде водяного пара / В.А. Петров, В.Р. Антипенко, В.И. Лукъянов [и др.] // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2007. – № 12. – С. 18–24. References 1. Muslimov R.Kh., Romanov G.V., Kayukova G.P. et al., Prospects for heavy oil (In Russ.), EKO, 2012, no. 1, pp. 35-40. 2. Muslimov R.Kh., Osobennosti razvedki i razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy v usloviyakh rynochnoy ekonomiki (Features of the exploration and development of oil fields in the market economy), Kazan': Fen Publ., 2009, 727 p. 3. Khisamov R.S., Abdulmazitov R.G., Ibatullina S.I., Stages of development of bitumen pools in the Republic of Tatarstan (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2007, no. 7, pp. 43-46. 4. Muslimov R.Kh., Romanov G.V., Kayukova G.P. et al., Kompleksnoe osvoenie tyazhelykh neftey i prirodnykh bitumov permskoy sistemy respubliki Tatarstan (Integrated development of heavy oil and natural bitumen of Permian system in Tatarstan), Kazan': Fen Publ., 2012, 396 p. 5. Hashemi R., Pereira-Almao P., Experimental study of simultaneous Atabasca bitumen recovery and upgrading us ing ultradispersed catalysts injection, Canadian Unconventional Resources Conference, 15–17 November 2011, Alberta, Canada, SPE-149257-MS, 2011. 6. Wenlong Qin, Zengli Xiao, Researches on upgrading of heavy crude oil by catalytic aquathermolysis treatment using a new oil-soluble catalyst, Advanced Materials Research, 2013, V. 608–609, pp. 1428–1432. 7. Khalikova D.A., Petrov S.M., Bashkirtseva N.Yu., Review of promising hightech processing of heavy oil and natural bitumen (In Russ.), Vestnik Kazanskogo tekhnologicheskogo universiteta, 2013, no. 3, pp. 217-221. 8. Kayukova G.P., Morozov V.P., Islamova R.R. et al., Composition of oils of carbonate reservoirs in current and ancient water-oil contact zones (In Russ.), Khimiya i tekhnologiya topliv i masel = Chemistry and Technology of Fuels and Oils , 2015, no. 1, pp. 69-75. 9. Petrov S.M., Abdelsalam Ya.I., Vakhin A.V. et al., Study of the rheological properties of heat-treatment products of asphaltic oils in the presence of rock-forming minerals (In Russ.), Khimiya i tekhnologiya topliv i masel = Chemistry and Technology of Fuels and Oils, 2015, no. 1, pp. 79-82. 10. Uspenskiy B.V., Valeeva I.F., Geologiya mestorozhdeniy prirodnykh bitumov Respubliki Tatarstan (Geology of natural bitumen deposits in the Republic of Tatarstan), Kazan': GART Publ., 2008, 347 p. 11. Kayukova G.P., Romanov G.V., Abdrafikova I.M. et al., Temperature viscosity features of extra heavy oil of the Ashalchinskoye field (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2013, no. 9, pp. 44–46. 12. Kosachev I.P., Sitdikova L.M., Izotov V.G., The catalytic mechanis m of generation hydrocarbonic systems in zones destructions deep horizons of an earths crust (In Russ.), Georesursy = Georesources, 2009, no. 1, pp. 26–28. 13. Margulis B.Ya., Shageev A.F., Al'fonsov V.A. et al., New technologies for recovery of oil from carbonate reservoirs, as well as of high viscosity oils and natural bitumen (In Russ.), Georesursy = Georesources, 2011, no. 3, pp. 21–24. 14. Antipenko V.R., Termicheskie prevrashcheniya vysokosernistogo prirodnogo asfal'tita: Geokhimicheskie i tekhnologicheskie aspekty (Thermal conversion of sour natural asphaltite: Chemical and technological aspects), Novosibirsk: Nauka Publ., 2013, 184 p. 15. Abdrafikova I.M., Kayukova G.P., Petrov S.M. et al., Issledovanie protsessov oblagorazhivaniya tyazhelykh neftey v plaste na osnovanii izmeneniy ikh sostava i fiziko-khimicheskikh svoystv (Investigation of the processes of ennobling the heavy oil in the formation on the basis of changes in their composition and physical and chemical properties), Proceedings of International scientific and practical conference “Problemy povysheniya effektivnosti razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy na pozdney stadii” (Problems of increasing the efficiency of oil field development at a later stage), Kazan': FEN Publ., 2013, pp. 161–164. 16. Petrov V.A., Antipenko V.R., Luk"yanov V.I. et al., Changes in the oil composition of Usinskoye field in thermolysis in water vapor (In Russ.), Neftepererabotka i neftekhimiya, 2007, no. 12, pp. 18–24. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 85 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ УДК 622.276.3 © В.Д. Барсуков, Н.П. Минькова, 2016 Оперативный способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин1 В.Д. Барсуков, д.т.н., Н.П. Минькова, к.т.н (НИИ прикладной математики и механики при Томском гос. университете) The operational method for reducing the production rate of emergency gusher wells V.D. Barsukov, N.P. Minkova (Scientific Research Institute of Applied Mathematics and Mechanics at Tomsk State University, RF, Tomsk) E-mail: [email protected], [email protected] Key words: an emergency gusher well, speed of fluid movement, immersed elements, a spherical layer, hydraulic resistance, output fall Адреса для связи: [email protected], [email protected] Ключевые слова: аварийная фонтанирующая скважина, скорость движения флюида, погружные элементы, шаровой слой, гидравлическое сопротивление, понижение дебита Л иквидация аварийных фонтанирующих скважин в настоящее время остается актуальной проблемой, для решения которой используется ряд технологий, кратко изложенных, например, в работах 1–4. Большинство их работоспособно в условиях относительно низких дебитов. В случае высоких дебитов необходимо трудоемкое и требующее существенных затрат времени бурение разгружающих скважин 3, 4. Представляет интерес способ глушения фонтанирующей скважины, предложенный в работе 5. По этому способу из сырой глины с небольшой примесью песка изготавливают погружные элементы в виде шаров диаметром 4–5 см в количестве, необходимом для создания пробки определенной толщины. Погружные элементы равномерно по 80–100 шт/мин бросают в эксплуатационную колонну. После 30-мин перерыва в скважину спускают 48-мм штангу длиной 5–6 м и шаблон соответствующего диаметра, при помощи которых пробку утрамбовывают на забое. Недостатком способа является низкая эффективность, связанная с тем, что самопогружение глиняных элементов возможно только при низких дебитах. При высоких дебитах, которые характерны для открытого фонтанирования, известный метод не дает положительного результата. Вместе с тем в нем заложена плодотворная идея, заключающаяся в следующем 6. В устье фонтанирующей скважины вследствие высокой скорости флюида, а следовательно, и большой выталкивающей силы возможно погружение только таких массивных элементов, которые незначительно перекрывают свободное сечение скважины. Попадая на забой скважины, массивные элементы уже не подвергаются действию выбрасывающей силы потока флюида, поэто1Работа 86 The article is devoted to justification of an operative method of output fall of gushing forth wells that consists in the arrangement of additional resistance to a stream at the expense of giving on а borehole bottom of massive elements with formation of the porous layer complicating of bedded fluids movement. Theoretical justification of operability of an offered method is given. Calculations of the optimum sizes and quantity of the elements made of various materials (for example, lead); necessary for effective decrease in an output of gushing forth wells are carried out. The offered method can be realized both on a land, and on the sea for elimination of gushing forth oil wells failures. In underwater conditions at small depth giving of elements can be conducted with a providing vessel, and at deep water it is expedient to use the uninhabited submersible. му могут оставаться на месте до полного заполнения свободного сечения скважины. При этом вдоль скважины происходит снижение давления, которое прямо пропорционально высоте слоя, заполненного погружными элементами. Целью работы является обоснование оперативного способа снижения дебита фонтанирующих скважин путем создания дополнительного сопротивления потоку за счет подачи на забой массивных элементов с образованием пористого слоя, затрудняющего движение пластовых флюидов. Ниже приведено теоретическое обоснование эффективности предлагаемого способа. Сила тяжести, приводящая к погружению массивного шара в жидкой среде, может быть определена по соотношению Fт d 3g ( н ), 6 (1) где d – диаметр шара; g – ускорение свободного падения; , н –плотность соответственно материала шара и жидкости. Сила, препятствующая этому движению, может быть выражена известным уравнением закона сопротивления 2 Fсопр d 2 нCпогр , 4 2 (2) где – коэффициент сопротивления; Cпогр – скорость погружения шара. выполнена при финансовой поддержке Минобрнауки в рамках государственного задания № 2014/223 (код проекта 1567). 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Из условия равенства Fт = Fсопр следует соотношение Cпогр 4 g ( н )d . 3н (3) p 1,5(1 Однако в фонтанирующей скважине нефть не является неподвижной, скорость ее движения может быть оценена, исходя из дебита. При известном диаметре скважины начальная усредненная скорость движения нефтегазовой смеси из скважины с учетом перекрытия шаром части проходного сечения определяется по формуле C0 = 4 q 0 (1+ α ) π(D 2 − d 2 ) , (4) где q0 – начальный дебит нефти фонтанирующей скважины; – газосодержание (отношение объемных расходов газа и нефти); D – диаметр скважины. Для того, чтобы массивный шар мог погружаться в восходящем потоке нефти фонтанирующей скважины, должно соблюдаться условие: Cпогр > C0. Минимальный диаметр шара dmin, при превышении которого возможно самопогружение, определяют из равенства правых частей выражений (3) и (4). Ввиду турбулентности фонтанирующего потока коэффициент может быть принят равным 0,44 [7], что соответствует автомодельному режиму движения. Обоснованность такого значения коэффициента подтверждается диапазоном изменения числа Рейнольдса Re от 2,2104 до 43104. Расчет проводился для диаметров шаров 2–8,3 см, скорости нефти на выходе 1,27–6,09 м/с при плотности нефти 850 кг/м3 и ее динамической вязкости 10-3 Пас. При этом для получения более надежных оценок плотность и вязкость взяты для чистой нефти, в которой погружение шаров затруднено. С увеличением диаметра шаров при прочих равных условиях их способность к самопогружению возрастает, вместе с тем начинает проявляться влияние стенок скважины. За счет большего перекрытия проходного сечения возрастает местное сопротивление при обтекании шара, поэтому существует максимальный диаметр шара dmax, при котором возможно самопогружение. Для его оценки следует учитывать, что местное сопротивление создается в кольцевом зазоре между шаром и стенками скважины. Будем считать, что оно равно сумме сопротивлений с внезапными сужением и расширением потока. При внезапном расширении местное сопротивление можно опеределить по формуле [7] S м (1 1 )2 , S2 м из формулы (5). Тогда перепад давления, связанный с обтеканием шара, определяется из уравнения (5) где S2, S1 – площадь сечения соответственно скважины и кольцевого зазора между стенками скважины и шаром. Местное сопротивление при внезапном расширении может измениться от 0 до 1, в то время как при внезапном стократном сужении оно не превышает 0,5. Поэтому для упрощения последующих расчетов местное сопротивление принимаем в 1,5 раза большим по сравнению с S1 2 нC02 ) . S2 2 (6) Этот перепад давления уравновешивается весом шара из соотношения (1), отнесенного к площади его сечения d2max/4. Приравнивая перепад давления ∆p к относительному весу шара и конкретизируя соответствующие параметры (для упрощения площадь кольцевого зазора определена как произведение средней длины окружности на ширину зазора), получаем уравнение для определения максимального диаметра шара, ниже которого появляется способность к самопогружению при заданных дебите и плотности шара 2 3 d max (4A 2D )d max ( 4AD 2D 2 )d max AD 2 0, где A = 54ρн q 02 (1+ α )2 π 2D 3 g (ρ − ρн ) (7) . В качестве примера приведен расчет диаметров шаров для фонтанирующей скважины диаметром 168 мм при плотности нефти 850 кг/м3 и различных дебитах. Полученные результаты приведены в табл. 1. Таблица 1 Номер варианта Дебит нефти, м3/сут Материал шара Плотность, г/см3 dmin, мм dmax, мм 1 432 Гранит или глина 2,64 21 77,3 Магнетит 4,9 40,6 79 2 864 Чугун, сталь 7,8 21,7 91,9 3 1210 Чугун, сталь 7,8 49,2 79,3 4 1382 Свинец 11,3 40,2 80,9 1728 Вольфрам, золото 19,3 34,5 78,6 5 6 2074 Платина 21,4 56 79,5 Примечание. dmin рассчитан из равенства правых частей выражений (3) и (4), dmax – из уравнения (7). Для количественной оценки уменьшения дебита при заполнении скважины шарами сравним гидравлические сопротивления. Движение нефти в скважине без шаров подчиняется уравнению Бернулли pпл H н g нC02 p у pтр , 2 (8) где pпл – пластовое давление; H – глубина скважины; pу – давление на устье скважины; pтр – потери давления на трение о стенки скважины. Аналогичное уравнение можно записать для скважины, заполненной шарами, пренебрегая трением о стенки скважины pпл H н g нC 2 p у pшар , 2 (9) где C – «эффективная» скорость движения нефти (отношение мгновенного значения дебита к площади поперечного сечения скважины); ∆pшар – снижение НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 87 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ давления в скважине, обусловленное наличием шарового слоя. Вычитая из уравнения (8) выражение (9), получаем формулу для оценки отношения скорости движения нефти до и после заполнения скважины шарами н (C02н C 2 ) pтр p шар 0. 2 (10) Потери давления на трение о стенки скважины можно определить по известному выражению для турбулентного движения шарами диаметром D/3 представляют в виде «пустотелого» кольцевого «цилиндра» из шести шаров в поперечном сечении и центрального «стержня». Поскольку смежные «кольца» смещены относительно друг друга, их общая высота оказывается меньше суммы двух диаметров. Из геометрических соображений можно определить коэффициент «усадки» k=3/3. Тогда общее число шаров в шаровом слое составит приблизительно 7,94 h/d. С учетом того, что объем каждого шара равен d3/6, а объем скважины, занятый шарами – D2h/4, порозность определяется из уравнения 7, 94h d 3 d 6 , 0, 25D 2 h 0,25D 2h р тр 2 2 H нC0 0, 316 H нC0 , 4 D 2 Re D 2 (11) где – коэффициент трения, для автомодельного движения равный 0,316/Re0,25; Re=DC0 /c; c – кинематическая вязкость нефтегазовой смеси. Для оценки снижения давления при движении через шаровой слой можно использовать методы химической технологии при расчете движения жидкости через неподвижные зернистые среды. В работе [7] приведено соотношение для определения потери давления через неподвижный зернистый слой 2 p ш ш h нC , dэ 2 (12) где h – высота зернистого (шарового) слоя; ш – коэффициент трения, отражающий не только сопротивление трения, но и местное сопротивление, которое обусловлено зигзагообразным движением жидкости между шарами, для автомодельного движения (Re>7000) ш = 2,34 [7]; dэ – эквивалентный диаметр, соответствующий суммарному проходному сечению каналов шарового слоя, для его определения вводят понятие порозности , рассчитываемой по отношению объемов межшарового пространства и шарового слоя. Сопротивление шарового слоя зависит от размера его элементов, возрастая при увеличении их удельной поверхности и уменьшаясь при росте свободного объема. Следовательно, наибольшей эффективностью для снижения дебита скважины обладают шары минимального диаметра с максимально плотной упаковкой. Однако на практике работа с мелкими шарами может оказаться слишком длительной процедурой, поскольку подачу необходимо осуществлять последовательно по одному шару. В связи с этим авторы считают возможным использовать шары больших диаметров. Вероятнее всего, оптимальным диаметром шаров будет D/3 (с уменьшением на допуск, необходимый при изготовлении), обеспечивающим достаточно плотную упаковку. В этом случае в сечение скважины вписываются точно семь шаров. В дальнейших расчетах для конкретизации аналитических выражений диаметр шаров принят равным 56 мм, т.е. 1/3 диаметра скважины (168 мм). Для сформулированных условий порозность можно определить следующим образом. Заполнение скважины 88 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО (13) из которого следует, что при d = D/3 = 0,413. Эквивалентный диаметр, определяемый отношением учетверенной площади поверхности шаров к смоченному периметру в приложении к зернистому (шаровому) слою, рассчитывается из выражения [7] dэ = 2 . 0, 413 . 0, 056 2ε d = ≈ 26 мм. 3(1− ε) ( − 0, 413) (14) Подставив соотношения (11), (12) и (14) в уравнение (10), получим окончательное выражение для определения эффективной (расходной) скорости движения нефтегазовой смеси C при заполнении скважины шарами на высоту h 7, 02 (1 ) h 1 C0 d. 2 C 0, 316 H 1 0,25 D Re (15) Степень снижения дебита оценим на примере использования свинцовых шаров при начальном дебите нефти, равном 1382 м3/сут. Для расчета числа Рейнольдса по соотношению (15) необходимо определить кинематическую вязкость нефтегазовой смеси c. Для более надежной оценки эффективности предложенного способа в числе Рейнольдса необходимо использовать кинематическую вязкость не чистой нефти, а нефтегазовой смеси с учетом газовой составляющей. Согласно работе [8] кинематическая вязкость в числе Рейнольдса расситывается по выражению с q 0 Q г г , Qг (16) где Qг – объемный расход газа; г – кинематическая вязкость газа. Для рассматриваемого примера при минимальном газосодержании = 4 м3/м3 вязкость c = 21,010-6 м2/с. В качестве газа выбран метан, для которого динамическая вязкость составляет 12,610-6 Пас) [9], плотность – 0,75 кг/м3 [5], г = 12,6106/0,75 = 16,810-6 м2/с. Таблица 2 Параметры -6 2 с, 10 м /с Газосодержание, м3 / м3 Формула для расчета 4 10 30 100 200 (16) 21,0 17,7 16,6 16,3 16,2 Re, 103 (17) 14 27 81 270 541 С0/С (15) 22,7 24,6 28,2 32,7 35,7 Примечание. Скважина заполнена свинцовыми шарами на всю глубину (1500 м). Критерий Рейнольдса в соотношении (15) с учетом выражения (4) определяется по формуле Re 4q 0 (1 )d 14, 0 103. (D 2 d 2 )с (17) Подставив численные значения параметров в соотношение (15) для h=H=1500 м, получим C0 /C 22,7. При повышении газосодержания эффективность способа снижения дебита возрастает. Это следует из расчетов, результаты которых приведены в табл. 2. Таким образом, скорость нефтегазовой смеси даже с минимальным газосодержанием уменьшится в 22,7 раза. Это обеспечит дебит 61 м3/сут вместо 1382 м3/сут. При заполнении скважины шарами наполовину дебит уменьшится в 16 раз, при заполнении скважины на высоту 250 м – в 9,25 раза. При подаче шаров 80 шт/мин для заполнения скважины на такую высоту потребуется не более 8 ч. По поводу шаров из платины необходимо пояснить следующее. На первый взгляд их использование представляется маловероятным. Тем не менее в некоторых случаях может оказаться целесообразным комбинирование материалов шаров. Соотношение (15) позволяет оценить высоту заполнения скважины шарами из различного материала. Например, при дебите 2074 м3/сут использование платиновых шаров снижает дебит до 1728 м3/сут, для дальнейшего снижения приемлемы шары из вольфрама. Для заполнения скважины на высоту 4,19 м потребуется 595 платиновых шаров диаметром 5,6 см. Стоимость их составит около 45 млн долл. США. Приведем данные средств массовой информации об аварии на скважине в Мексиканском заливе. После безуспешных попыток заглушить аварийную скважину были вынуждены бурить перехватывающую скважину, а ущерб возрастал и по разным оценкам составил от 13 млрд до 42 млрд долл. США. По данным компании ВР [10] суд в Новом Орлеане постановил о взыскании с компании 13,7 млрд долл. США. Затраты на использование платиновых шаров в рассмотренном выше примере составляют лишь 0,3 % указанной суммы. При использовании материала шаров с низкими прочностными характеристиками и достаточной пластичностью типа свинца, олова или подобных сплавов появляется дополнительный эффект уменьшения порозности. Он связан с деформацией шаров, которые при большой нагрузке будут приобретать форму, напоминающую пчелиные соты. Например, для свинцовых шаров при начальной порозности 0,413 критическая высота шарового слоя составит 270 м. При превышении ее в несколь- ко раз можно ожидать, что шары изменят свою форму, и скважина, по крайней мере в нижней части, будет занята шарами полностью. В этом случае дебит близок к нулю, и выход нефти практически прекратится. Возможен комбинированный вариант глушения скважины путем создания деформированного слоя свинцовых шаров за счет нагрузки, создаваемой стальными шарами. Последние могут быть поданы после уменьшения дебита за счет образования слоя из свинцовых шаров. Предложенный способ применим и на море. В подводных условиях при небольшой глубине подачу шаров можно осуществлять с обеспечивающего судна, при большой глубине целесообразно использовать необитаемый подводный аппарат. Процесс подачи продолжается до достижения приемлемого дебита. Список литературы 1. Аникиев К.А. Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенствование глубокого бурения на нефть и газ. – Л.: Недра, 1971. – 168 с. 2. Сизов О.В. Управление фонтаном при ремонте газовых скважин в условиях Крайнего Севера: автореф. дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. – Уфа, 2006. – 16 с. 3. Чабаев Л.У. Технологические и методологические основы предупреждения и ликвидации газовых фонтанов при эксплуатации и ремонте скважин: автореф. дис. на соиск. уч. степ. техн. наук. – Уфа, 2009 – 32 с. 4. Мауэр Крис. Мексиканский залив: уроки аварии // Безопасность труда в промышленности. – 2012. – № 5. – С. 18-21. 5. Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1973. – 264 с. 6. Пат. 2482262 РФ, МПК Е21В 33/10. Способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин/ В.Д. Барсуков, Н.П. Минькова; заявитель и патентообладатель ТГУ. – №2010143043/03; заявл. 20.10.10; опубл. 20.05.13. 7. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. – М.: Химия, 1971. – 784 с. 8. Справочная книга по добыче нефти/ под ред. Гиматудинова. – М.: Недра, 1974. – 704 с. 9. Таблицы физических величин: Справочник/ под ред. И.К. Кикоина. – М.: Атомиздат, 1976. – С. 56-57. 10. BP снижает цену разлитой нефти. [Электронный ресурс]. – http: //www.kommersant.ru/doc/2649597. References 1. Anikiev, K.A., Prognoz sverkhvysokikh plastovykh davleniy i sovershenstvovanie glubokogo bureniya na neft' i gaz (Forecast ultra-high reservoir pressures and improvement of deep drilling for oil and gas), Leningrad: Nedra Publ., 1971, 168 p. 2. Sizov O.V., Upravlenie fontanom pri remonte gazovykh skvazhin v usloviyakh Kraynego Severa (Management of flowing in the repair of gas wells in the Far North): thesis of candidate of technical science, Ufa, 2006. 3. Chabaev L.U., Tekhnologicheskie i metodologicheskie osnovy preduprezhdeniya i likvidatsii gazovykh fontanov pri ekspluatatsii i remonte skvazhin (Technological and methodological basis for the prevention and liquidation of gas blowouts i n the operation and well workover): thesis of doctor of technical science, Ufa, 2009. 4. Mauer Ch., Gulf of Mexico: Lessons from the accident (In Russ.), Bezopasnost' truda v promyshlennosti, 2012, no. 5, pp. 18-21. 5. Spravochnik po kapital'nomu remontu neftyanykh i gazovykh skvazhin (Handbook of oil and gas wells workover), Moscow: Nedra Publ., 1973, 264 p. 6. Patent no. 2482262 RF, MPK E21V 33/10 , Method for decreasing flow rate of emergency flowing wells, Inventors: Barsukov V.D., Min'kova N.P. 7. Kasatkin A.G., Osnovnye protsessy i apparaty khimicheskoy tekhnologii (Basic processes and apparatuses of chemical technology), Moscow: Khimiya Publ., 1971, 784 p. 8. Spravochnaya kniga po dobyche nefti (Handbook of oil production): edited by Gimatudinov Sh.K., Moscow: Nedra Publ., 1974, 704 p. 9. Tablitsy fizicheskikh velichin. Spravochnik (Tables of physical quantities): edited Kikoin I.K., Moscow: Atomizdat Publ., 1976, pp. 56-57. 10. URL: http: //www.kommersant.ru/doc/2649597. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 89 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ УДК 622.276.53.054.22 © В.Б. Садов, 2016 Подход к определению дефектов установок скважинных штанговых насосов по динамограмме В.Б. Садов, к.т.н. (Южно-Уральский гос. университет) Адрес для связи: [email protected] The approach to definition of defects of sucker rod pump on dinacard V.B. Sadov (South Ural State University, RF, Chelyabinsk) E-mail: [email protected] Key words: sucker rod pump, dynacard, diagnostic Ключевые слова: установки скважинных штанговых насосов (УСШН), динамограмма, диагностика В настоящее время существует достаточно большой класс программных систем диагностики оборудования установок скважинных штанговых насосов (УСШН) по результатам анализа устьевых или плунжерных динамограмм [1]. Различные подходы к их обработке рассмотрены, например, в работе [2]. Недостатками большинства методов, ориентированных на автоматизированную обработку динамограмм, являются сложность реализации и большое число требуемых параметров установки и алгоритмов. Это затрудняет реализацию данных методов в контроллерах станций управления УСШН. Анализ динамограмм на скважине в контроллере станций управления позволяет проводить первичный анализ оборудования с целью выявления дефектов, например, ошибочной установки скважинного насоса, его явных повреждений, оценивать производительность установки и др. Это снижает затраты на эксплуатацию скважины и повышает число скважин, обслуживаемых одним оператором. Кроме того, алгоритмы диагностики глубиннонасосного оборудования часто используются как часть алгоритмов автоматического управления УСШН. Например, в контроллере SAM Well Manager (Lufkin Automation) для этого проводится диагностика дефекта типа «недостаточный приток жидкости в скважину» [3]. Алгоритм анализа динамограмм Диагностика работы УСШН по динамограмме осуществляется с использованием двух методик: путем сравнения образов практических динамограмм с эталоном и определения неисправностей исходя из физических законов получения динамограммы ненормальной 90 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО The author considers a method for allocation of the down-hole pumping equipment defects using dynacard. The method bases on determination of inflexion points and the analysis of its behavior between these points. Wavelet analysis and functions approximations by polynoms are used. The example of the approach implementation for diagnostics of the down-hole pumping equipment is given. As a result conclusions on practical applicability of the approach are made. работы насоса. Первый подход, как правило, требует хранения очень больших массивов данных, поэтому мало пригоден для реализации в контроллере станции управления. При реализации второго подхода наиболее интересными являются методы анализа поведения динамограммы в релевантных точках или между ними. В данном случае задача включает автоматическое получение таких точек динамограммы и разработку алгоритмов выделения дефектов скважинного оборудования. Рассмотрим один из возможных вариантов использования второго подхода к диагностике работы УСШН по динамограмме. На рис. 1 приведена типовая устьевая динамограмма в развернутом виде, где обратный ход полированного штока представлен в виде продолжения прямого хода. На участках I и II выделяются периоды изменения нагрузки и ее относительной стабильности. Рис. 1. Типовая динамограмма в развернутом виде (G – нагрузка на полированный шток; S – длина хода полированного штока): I, II – участок движения полированного штока соответственно вверх и вниз При анализе динамограммы видно, что на границах участков (местах изломов или переходов) изменяется спектр сигнала, что можно использовать для локализации участков динамограммы. Для этой цели можно применить вейвлетное преобразование сигналов [4], так как динамограмма представляет собой периодическую кривую. В данном случае функция, описывающая развернутую динамограмму, принадлежит гильбертовому пространству, и ее можно разложить в ряд по базису mk(S) G(S ) s mk mk (S ), (1) m,k Рис. 2. Функция коэффициента разложения (1) и исходная динамограмма (2) где smk – проекции сигнала на ортогональный базис функций. Эти проекции могут быть определены скалярным произведением s mk G(S ), mk (S ) G(S ) mk (S ) dS . (2) Вейвлет-функция (S) должна удовлетворять стандартным требованиям [5]. Вейвлетный базис функционального пространства формируется путем масштабных преобразований и сдвигов порождающего вейвлета (S) (a, b, S ) a 1/2 [(S b ) / a], a, b R, a 0, (S ) L2 (R ), (3) где а – коэффициент; b – сдвиг порождающего вейвлета; R – вещественное подмножество; L2R – пространство Гилберта. Для рассматриваемого случая определяем проекцию порождающего вейвлета только для всех сдвигов b при a = 1. Вблизи точек перегиба функция (S) должна резко менять свое значение. Это можно использовать в качестве индикатора смены участка динамограммы. Будем считать, что динамограмма нормирована по перемещению полированного штока (суммы участков I и II принимаем равными 1). Рассмотрим порождающий вейвлет 0, S 0; 1, 0 S 0,02; (S ) 1 / 3, 0,02 S 0, 08; 0, S 0, 08. (4) На рис. 2 приведены масштабированные графики исходной динамограммы и коэффициента разложения sb, полученного по формуле (2). Из него видно, что вейвлет (4) можно использовать для определения точек перегиба динамограммы как точек локальных максимумов функции sb. Более подробно варианты использования различных видов порождающих вейвлетов для определения точек перегиба динамограммы рассмотрены в работе [6]. При определении границ участков динамограммы важной является погрешность данного метода с использованием вейвлетов указанного типа [7]. Для вейвле- та (4) погрешность определения точки перегиба не превышает 0,01871, что вполне приемлемо. Для определения точек перегиба можно использовать также то, что в некоторых из них меняется знак производной. Для локализации этих точек применима аппроксимация функции динамограммы полиномом первой степени вида G(S) = a0 + a1S. Интерес вызывает поведение линейной составляющей этого полинома a1. Для сравнения на рис. 3 приведены результаты расчета с использованием линейной модели. Коэффициенты модели получены с применением метода наименьших квадратов. При этом для расчета коэффициентов взят интервал [S – 0,025; S + 0,025] с шагом 0,005. Далее аналогично вейвлет-преобразованию вводился сдвиг по всей оси от 0 до 1. Из рис. 3 следует, что точки начала участков здесь можно определить как точки пересечения оси абсцисс с графиком a 1(b) после прохождения локального максимума (минимума). Интересным является также совместное использование линейной модели и вейвлет-аппроксимации. Рис. 3. Исходная динамограмма (1) и изменение коэффициента а1 (2) Таким образом, задача свелась к выбору зоны нечувствительности при фиксации локальных максимумов (минимумов). Общий алгоритм получения границ интервалов включает следующие этапы. 1. Вся развернутая динамограмма заполняется по горизонтали точками b с каким-либо шагом (можно равномерной сеткой). 2. Для каждой точки исходной динамограммы с использованием порождающего вейвлета (S) согласно формуле (4) вычисляются коэффициенты разложения в ряд sb по формуле (2). НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 91 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ 3. Для каждой точки исходной динамограммы по модели вида G(S) = a0 + a1S определяется зависимость a1(b), например, методом наименьших квадратов. 4. Путем анализа поведения функций sb и a1(b) находятся точки начала участков. Так как вейвлет-функция достаточно быстро затухает, вместо интеграла на бесконечном отрезке из выражения (2) используется конечный отрезок. Поведение функции sb предлагается анализировать следующим образом. 1. Вычисляются точки максимума smax и минимума smin функции sb на диапазоне b . 2. Поскольку smax и smin имеют разные знаки, в качестве зоны нечувствительности используется зона [smin; smax], (0; 1). Отмечаются точки пересечения кривой sb с прямыми smax и smin. Между ними должна находиться точка локального максимума (минимума), которая может быть точкой начала участка. 3. По координатам рассматриваемого локального максимума (минимума) и ближайших соседних делается вывод о правильности определения точки начала участка. Для этого несложно сформировать алгоритм фиксации точки начала каждого участка с учетом поведения и координат точек исходной динамограммы при указанной абсциссе b. 4. Если алгоритм фиксации точек дает неверный результат, то меняется зона нечувствительности (значение ) и выполняется итерация. Изменение коэффициентов разложения функции a1(b) можно проанализировать следующим способом. 1. Вычисляются точки максимума аmax и минимума аmin функции a1(b) в диапазоне b . 2. Поскольку аmax и аmin имеют разные знаки, в качестве зоны нечувствительности используется зона [аmin; аmax], (0; 1). Определяются точки пересечения кривой a1(b) с прямыми аmax и аmin, между которыми должна находиться точка локального максимума (минимума). Точка пересечения с абсциссой после локального максимума (минимума) – может стать точкой начала участка. Необходимо также следить за тем, пересекают ли зависимости a1(b) слева и справа от точки локального максимума (минимума) ось абсцисс. 3. Повторяются пункты 3 и 4 анализа поведения функции sb. Следующей задачей является формулировка правил выделения дефектов оборудования скважины по данным динамограммы. В работе [8] для этой цели предлагается исследовать поведение динамограммы на выделенных участках. Для каждого вида дефектов формируется критерий, использующий заданные весовые коэффициенты для каждого признака. По значению критерия делается общий вывод о наличии дефекта. При реализации этого подхода в контроллере станции управления требуется большое число хранимых и задаваемых параметров алгоритмов. Поэтому рассмотрим подход, при котором задаются фиксированные параметры алгоритма и вывод о дефекте делается при наличии всех необходимых признаков. Рассмотрим этот подход при формировании признака «недостаточный приток жидкости в скважину» [9]. Вышеприведенные варианты включали 92 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО различное число точек перегиба на участках I и II и разное их расположении. Рассмотрим, например, два правила для выделения данного дефекта. 1. При числе точек перегиба 2+2 (вверх-вниз) третья точка находится на обратном ходе, и если длина хода в этой точке не меньше фиксированной (вычисляется как заданный процент полного хода), то гипотеза «недостаточный приток жидкости в скважину» принимается. 2. Пусть число точек перегиба определено как 2+2 (вверх-вниз). Если вторая точка находится вблизи верхней точки движения (на расстоянии не более заданного процента полного хода), разность хода между второй и третьей точками не менее заданного значения (процент полного хода) и нагрузка на полированный шток в третьей точке существенно меньше минимальной (на величину заданного процента максимальной нагрузки на динамограмме), то гипотеза «недостаточный приток жидкости в скважину» принимается. Число правил при проверке вида дефекта в конечном счете определяет точность диагностики. Для приведенного вида дефекта типа «недостаточный приток жидкости в скважину» использовалось всего около 10 правил. Условия просты и легко могут изменяться исходя из вида динамограммы. При использовании вейвлетов возможны другие подходы к определению дефектов оборудования скважины по динамограмме. В работе [10] с помощью вейвлетов строилась спектральная характеристика динамограммы во всем диапазоне движения полированного штока, каждый признак выделялся своей нейронной сетью (приведены семь типов дефектов скважины). В данном случае для анализа динамограмм сравнивались виды практических динамограмм с эталоном. При этом очень сложна настройка алгоритмов диагностики: для настройки нейронной сети использовалось более 1200 динамограмм и около 500 насосных установок. Оценка результатов определения дефектов В компьютерном расчете с применением рассмотренного способа определения дефектов глубиннонасосного оборудования использовались динамограммы, построенные с помощью математических моделей и по данным динамографов на скважинах. Рассмотрены восемь видов дефектов глубиннонасосного оборудования: 1) обрыв колонны штанг; 2) «запарафинивание» скважины; 3) недостаточный приток жидкости в скважину; 4) утечка в нагнетательной части насоса; 5) утечка в приемной части насоса; 6) выход плунжера из корпуса насоса; 7) заедание плунжера вверху; 8) заедание плунжера внизу. Данный список может быть дополнен другими видами дефектов скважинного оборудования. Точность выявления дефекта вида, например, «недостаточный приток жидкости в скважину», часто используемого при синтезе алгоритмов автоматического управления УСШН, по данным устьевых динамограмм превышала 85 %, что соответствует результатам анализа с применением других методик (87,5 % в работе [10]). Результаты расчета одной устьевой динамограммы действующей скважины приведены на рис. 4. На развернутой устьевой динамограмме вертикальными линиями 2. Мансафов Р.Ю. Новый подход к диагностике работы УСШН по динамограмме// Инженерная практика. – 2010. – № 9. – С. 82–89. 3. Зубаиров И.Ф. Интеллектуальная скважина – повышение эффективности механизированной добычи// Инженерная практика. – 2011. – № 5.– С. 84–89. 4. Новиков Л.В. Основы вейвлет-анализа сигналов. – СПб.: ИАнП РАН, 1999. – 152 с. 5. Давыдов А.В. Лекции. Тема 19. Основы вейвлет-преобразования сигналов. – http://www.prodav.narod.ru/wavelet/index.html. Доступно 15.04.2013. 6. Садов В.Б. Определение границ участков динамограммы при ее обработке // Вестник Южно-Уральского государственного университета. Сер. «Компьютерные технологии, управление, радиоэлектроника». – 2012. – № 35 (294). – С. 11–16. 7. Бурнаев Е.В. Применение вейвлет преобразования для анализа сигналов. – М.: МФТИ, 2007. – 138 с. 8. Ковшов В.Д., Сидоров М.Е., Светлакова С.В. Динамометрирование, моделирование и диагностирование состояния глубинной штанговой насосной установки// Изв. вузов. Нефть и газ. – 2011. – № 3. – С. 25–29. 9. Садов В.Б. Определение дефектов оборудования нефтяной скважины по динамограмме// Вестник Южно-Уральского государственного университета. Сер. «Компьютерные технологии, управление, радиоэлектроника». – 2013. – Т. 13. – № 1. – С. 61–71. Рис. 4. Утечка в нагнетательной части насоса отмечены выделенные точки перегиба, жирной вертикальной линией показана точка верхнего положения полированного штока (см. рис. 4). Результаты расчетов подтверждают возможность практического использования приведенного метода для оценки дефектов глубиннонасосного оборудования по динамограмме. Как показал анализ результатов расчета фактических и модельных динамограмм, вероятность выделения дефектов данным способом можно повысить, в равной мере совершенствуя алгоритмы выделения как точек перегиба динамограммы, так и конкретных видов дефектов. Возможно совмещение приведенного способа выделения точек перегиба динамограммы с алгоритмом определения дефектов глубиннонасосного оборудования, приведенным, например, в работе [8]. За счет этого можно повысить качество диагностики скважины при усложнении алгоритмов. Практическая ценность описанного способа диагностики дефектов глубиннонасосного оборудования заключается в простоте реализации, что позволяет легко использовать его в контроллерах станций управления УСШН. Список литературы 1. Сравнительный анализ возможностей отечественных и импортных систем автоматизации скважин, эксплуатируемых ШГН / М.И. Хакимьянов, С.В. Светлакова, Б.В. Гузеев [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2008. – № 2. – С. 1–22. 10. Тагирова К.Ф. Автоматизация управления технологическим процессом добычи нефти из малодебитных скважин на основе динамических моделей: автореф. дис. на соиск. уч. степ. д-ра техн. наук. – Уфа, 2008. – 32 с. References 1. Khakim'yanov M.I., Svetlakova S.V., Guzeev B.V. et al., Comparative analysis of the possibilities of domestic and imported wells automation systems operated by SRP (In Russ.), Neftegazovoe delo = The electronic scientific journal Oil and Gas Business, 2008, no. 2, pp. 1–22. 2. Mansafov R.Yu., A new approach to the diagnosis of sucker rod pumps work on the dynamometer card (In Russ.), Inzhenernaya praktika, 2010, no. 9, pp. 82–89. 3. Zubairov I.F., Smart well - improving the efficiency of artificial lift (In Russ.), Inzhenernaya praktika, 2011, no. 5, pp. 84–89. 4. Novikov L.V., Osnovy veyvlet-analiza signalov (Fundamentals of wavelet analysis of signals), St. Peterburg: Publ. of IAnP RAN, 1999, 152 p. 5. Davydov A.V., Osnovy veyvlet-preobrazovaniya signalov (Fundamentals of wavelet transform of signals), URL: http://www.prodav.narod.ru/wavelet/ index.html. 6. Sadov V.B., Specification of a dynamometer chart bounds at its processing (In Russ.), Vestnik Yuzhno-Ural'skogo gosudarstvennogo universiteta. Seriya: Komp'yuternye tekhnologii, upravlenie, radioelektronika, 2012, no. 35(294), pp. 11–16. 7. Burnaev E.V., Primenenie veyvlet preobrazovaniya dlya analiza signalov (Application of wavelet transform for signal analysis), Moscow: Publ. of MFTI, 2007, 138 p. 8. Kovshov V.D., Sidorov M.E., Svetlakova S.V., Dynamometer test, modeling and diagnostics of the state of sucker rod pumping unit (In Russ.), Izvestiya vuzov. Neft' i gaz = Higher Educational Institutions News. Oil and Gas», 2011, no. 3, pp. 25–29. 9. Sadov V.B., Definition of defects of equipment of oil well on dynomometer card (In Russ.), Vestnik Yuzhno-Ural'skogo gosudarstvennogo universiteta. Seriya: Komp'yuternye tekhnologii, upravlenie, radioelektronika, 2013, V. 13, no. 1, pp. 61–71. 10. Tagirova K.F., Avtomatizatsiya upravleniya tekhnologicheskim protsessom dobychi nefti iz malodebitnykh skvazhin na osnove dinamicheskikh modeley (Automation of proc ess control of oil production from marginal wells based on dynamic models): thesis of doctor of technical science, Ufa, 2008. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 93 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ УДК 622.276.6 © М.К. Каражанова, 2016 Комплексный анализ технико-технологических показателей эксплуатации скважин и принятие оптимальных решений М.К. Каражанова (Каспийский гос. университет технологий и инжиниринга им. Ш. Есенова) Адрес для связи: [email protected] Comprehensive analysis of the technical and technological parameters of wells operation and acceptance of optimal solutions M.K. Karazhanova (Caspian State University of Technologies and Engineering named after Sh.Yesenov, the Republic of Kazakhstan, Aktau) E-mail: [email protected] Key words: well, downhole pumps, failure and reliability Ключевые слова: скважина, глубинные насосы, отказ, надежность О сновной проблемой при эксплуатации скважин в осложненных условиях является ухудшение показателей надежности, что в свою очередь отражается на технико-экономических показателях добычи нефти. Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, характерны высокая обводненность продукции, содержание в ее составе значительного количества механических примесей, отложение в стволе различных органических и неорганических веществ, интенсификация процессов коррозии оборудования и др. Эксплуатация скважин в таких условиях сопровождается многочисленными осложнениями. Создание и внедрение новых технологий воздействия на нефтяной пласт, усовершенствование существующих технологий с целью получения высоких технико-экономических показателей разработки месторождений в таких условиях является одной из самых актуальных задач. Для ее успешного решения необходимы широкие целенаправленные исследования по оценке технологической эффективности использования фонда скважин, причин отказов глубиннонасосного оборудования, состава, размеров и свойств механических примесей. Традиционные методы анализа информации о работе скважин в ряде случаев, когда приходится принимать решения в условиях неопределенности, не дают желаемого результата и становятся неприемлемыми. В статье приводятся результаты исследований, посвященных совершенствованию методов анализа работы скважин и оценки надежности работы глубиннонасосного оборудования, на примере некоторых месторождений Казахстана (Каражанбас, Каракудук, Алибекмола, Кумколь). Результаты исследований Рассмотрение состояния разработки месторождений, обоснование закономерностей процесса извлечения нефти и принятие соответствующих решений по регулированию невозможны без анализа технологиче- 94 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО This article presents the results of research in the direction of improving the analysis methods of well operation and evaluation of the reliability of downhole pumping equipment. Special attention is paid to the analysis of reliability indicators and failures causes of downhole pumps in order to improve parameters of reliability and efficiency of wells operation in complicated conditions throu gh the adoption of technological solutions, taking into account uncertainties. ских показателей разработки месторождений за предыдущие годы. Использование такого интегрального параметра, как коэффициент Джини[1-4], позволяет количественно охарактеризовать технологическую эффективность работы фонда добывающих скважин. В связи с тем, что эксплуатация малодебитных скважин повышает общие затраты на добычу нефти, возникает необходимость оценки оптимального фонда добывающих скважин, при котором общие затраты на добычу нефти минимальны. Попытка решения данной задачи сделана с помощью подхода, известного из теории нечетких множеств. Вначале в результате статистической обработки отдельно для скважин, оборудованных электроцентробежными (ЭЦН) и скважинными штанговыми (ШГН) насосами, получены аналитические зависимости отмеченных показателей от числа скважин, соответствующие функции принадлежности. Это позволило определить оптимальное число скважин, соответствующее максимальному значению удельной прибыли и минимальному значению коэффициента Джини. Для статистического анализа динамики показателей разработки были использованы данные за 14 лет (1996–2009 гг.), данные за два года (2010 и 2011 г.) оставлены для проверки прогноза. В результате корреляционного анализа данных о динамике добычи нефти за 14 лет получено аналитическое выражение для месторождения Каражанбас Q = 38860,09 t -2,2 -3,08t e , (1) где Q – добыча нефти; t – нормированное безразмерное время. Как показывает анализ, если на месторождении Каражанбас до 2009 г. прогнозные значения добычи совпадают с фактическими, то в 2010 и 2011 г. фактические значения превышают прогнозные. Такое различие наря- ду с другими причинами связано с проведением различных геолого-технических мероприятий (ГТИ): паротепловой обработкой скважин, водоизоляционными работами и др. Аналогичный анализ проводился по остальным месторождениям. Одной из основных задач, решаемых в процессе эксплуатации скважин, является обеспечение их надежной работы. Актуальность этой задачи обусловлена сложностью технических устройств, процессов и большими эксплуатационными нагрузками [5]. По данным эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН, СШН и винтовыми насосами, выполнен статистический анализ [5], построены плотности распределения, функции вероятности безотказной работы, вероятности и интенсивности отказов. Для всех рассмотренных случаев распределения также подчиняются закону распределения Вейбулла [6]. В таблице приведены модели отказов ЭЦН, СШН и винтовых насосов, используемых при эксплуатации скважин на этих месторождениях. Одними из наиболее эффективных способов снижения себестоимости добываемой нефти являются уменьшение потерь добычи от простоя скважин и сокращение затрат на текущий ремонт за счет увеличения наработки на отказ глубиннонасосного оборудования. При этом большое значение имеют анализ и прогнозирование наработки на отказ, что позволяет правильно планировать необходимое количество нового оборудования, ремонт соответствующего оборудования и скважин, а также обусловленные этим расходы. Для исследования динамики наработки на отказ проанализированы средние наработки на отказ УЭЦН за период июнь 2011 – май 2012 г. За рассматриваемый период произошло 49 отказов УЭЦН [6]. Вначале по данным о наработках проводился корреляционный анализ с установлением аналитической аппроксимации зависимостей числа отказов N = 5,13t 0,936 (2) и отработанного времени за скользящий год T = 694,6t 1,06 (3) от числа отработанных месяцев. В процессе анализа данные были разделены на три группы. По первой группе (обучающий массив) строилась зависимость отмеченных показателей надежности от времени. Затем рассчитывались эти же значения на последующие 4 мес и проводилось последовательное уточнение параметров путем повторного корреляционного анализа. С помощью полученной уточненной зависимости снова проводились расчеты и давался прогноз на последующий третий период. Поскольку по этому периоду имеются фактические данные, также можно сравнить и оценить погрешности. В большинстве случаев причиной отказов глубиннонасосного оборудования являются условия эксплуатации и качество оборудования. Факторы, отрицательно влияющие на работу насоса в скважине (пространственная кривизна ствола скважины, угол наклона участка спуска насоса, высокая концентрация механических примесей и др.), в технической литературе объединены в три группы: геологические, технологические и характеризующие конструктивные особенности скважи ны и скважинного оборудования. В процессе эксплуатации скважин основные осложняющие факторы влияют на аварийные отказы оборудования отдельно и в совокупности. В связи с этим были проанализированы результаты работы глубиннонасосного оборудования с целью установления причин его отказов. Сравнительный анализ показывает, что преимущества и недостатки винтовых насосов с поверхностным приводом во многом повторяют те, которые имеются у СШН и ЭЦН. Основную часть причин отказов на месторождении Каражанбас составляют коррозия-износ – 48 %, забивание песком – 26 %, пропуск клапанов – 24 %. На месторождении Каракудук динамика отказов УЭЦН за текущий год из-за влияния механических примесей положительная, однако по этой причине происходят почти половина (47 %) общего числа отказов УЭЦН с наработкой до 365 сут. Отказы УЭЦН в основном связаны с выходом из строя насосов и кабеля вследствие засорения рабочих органов и забивания фильтров механическими примесями. Нефтенасыщенные пласты на месторождении Каражанбас сложены слабосцементированными песчаниками, которые выносятся в большом количестве во время эксплуатации и приводят к забиванию песком насосов и быстрому износу (эрозии) клапанов и других частей СШН. Данное явление чаще встречается в скважинах после освоения и в скважинах, расположенных в зонах низкого давления. В некоторых скважинах вынос песка составляет 10 % объема продукции. Отмеченное наблюдается и по отказам винтовых насосов на месторождении Кумколь, т.е. основная причина заключается в механическом разрушении оборудования (разрушение эластомера – 42 %, обрыв штанг – 30 %, слом ротора – 21 %, забивание песком, парафином – 7 %). Для оценки изменения параметров работы насоса предлагается использование коэффициента подачи и межре- Месторождение Насос Плотность распределения Вейбулла Каражанбас СШН ShL-57 f (t ) = 0,48t exp ( Каражанбас ВН BMW f (t ) = 0,0036t 0,1 exp ( Кумколь ВН LB f (t ) = 0,002t 0,4 exp ( Кумколь ЭЦН59-1200 Алибекмола ЭЦНКИ 5-60-2700 f (t ) = 0,0005t 0,55 exp ( Каракудук ЭЦНДИК5-45-1700 f (t ) = 0,0003t 0,4 exp ( t )2 205,98 Вероятность безотказной работы t P(t ) = exp ( )2 205,98 t )1,1 177,06 P(t ) = exp ( t )1,4 106,49 P(t ) = exp ( t 1,2 ) 243,8 P(t ) = exp ( t )1,55 174,4 t )1,4 404,84 f (t ) = 0,0016t 0,2 exp ( Интенсивность отказов λ (t)=0,48t t )1,1 177,06 λ (t)=0,0036t0,1 t )1,4 106,49 λ (t)=0,002t0,1 t )1,2 243,8 λ (t)=0,0016t0,2 P(t ) = exp ( t )1,35 242,5 λ (t)=0,0005t0,55 P(t ) = exp ( t )1,4 404,84 λ (t)=0,0003t0,4 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 95 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ монтного периода работы. Коэффициент подачи зависит от величины утечек жидкости (в резьбовых соединениях труб, зазорах между плунжером и цилиндром, клапанах), возникающих при работе насоса. Для установления влияния факторов, обусловливающих причины отказов насосов, на показатели эффективности их работы проанализирована информация о геолого-технологических условиях эксплуатации, которой, однако, оказалось недостаточно для построения статистических зависимостей. В последнее время широкое распространение находят методы принятия решений в условиях неопределенности, в частности, методы нечеткой классификации. Для установления взаимосвязи между показателями эффективности работы насоса и факторами, характеризующими условия эксплуатации скважин, проведена классификация условий эксплуатации по нескольким признакам с применением программы нечеткого кластер-анализа. В качестве признаков, по которым выполнялась кластеризация, выбраны обводненность, дебит жидкости, содержание механических примесей и коэффициент продуктивности (входные переменные) по месторождению Каражанбас, в качестве выходных переменных приняты межремонтный период и коэффициент подачи. В результате реализации программы получены четыре однородные группы данных-кластеров. Выполненный кластер-анализ позволяет дать качественную оценку влияния отмеченных факторов на показатели эффективности работы насосов. Для выбора наиболее эффективного способа защиты от механических примесей необходимо иметь представление о структуре и происхождении осадков, количественном составе и размерах составляющих их частиц. В связи с этим выполнен анализ механических примесей, отобранных из скважин месторождений Каракудук, Каражанбас и Кумколь. Проведены исследования выделенных из образца твердых включений рентгеноструктурным методом с помощью рентгеновского дифрактометра общего назначения Rigaku Miniflex-600. Так как образцы отобраны из различных горизонтов, механические примеси различаются по составу. На дифрактограмме наблюдается отсутствие ярко выраженных пиков, ее плавный, монотонный характер указывает на наличие в образце рентгеноаморфного вещества с достаточно большим количеством соединений железа. Однако пики на дифрактограмме, полученной при исследовании образцов месторождения Каракудук, показали наличие в механических примесях в большинстве случаев хлоридов, в частности, хлористого натрия (NaCl), гидрата хлорида магния (MgCl22H2O), хлорида кальция (Ca(ClO2)2, а также оксидов кальция, стронция, алюминия. Основной компонент пробы из месторождения Кумколь – магнезиальный кальцит (80 %), также содержится 3–4 % кварца и аморфное составляющее (вулканический пепел). Большую часть исследованного образца месторождения Каражанбас составляет хлористый натрий, отмечается небольшое количество такого хлорида, как тахигидрат (CaMg2CL612H2O), глины. С помощью растрового электронного микроскопа JEOL получены изображения поверхности образцов с большим разрешением, выполнено фрагментарное сканирование выделенных из образцов твердых включений сложного состава. Наличие в пробах карбонатных и сульфатных солей кальция, а также хлоридов обусловлено главным образом химическим составом попутно добываемой воды и растворенного газа. Источником солей является в основном попутно до- 96 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО бываемая вода. В связи с этим солеотложению подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующееся в условиях обводнения добываемой продукции. Отложения хлорида натрия при добыче нефти встречаются на месторождениях, где нефть контактирует с высокоминерализованными рассолами. При выводе скважины на режим после глушения также возможно интенсивное солеобразование. В начальный момент вывода при преобладании в смеси раствора глушения по сравнению с пластовой водой интенсивность осадкообразования небольшая. Увеличение содержания пластовой воды способствует осадкообразованию. Для оценки диаметра частиц механических примесей проводились исследования с использованием прибора Master Sizer 2000 фирмы «Малверн». Получены распределения частиц различных размеров. Комплексный анализ состава и размеров частиц показал наличие отложений различных природы, приводящих к коррозионному и механическому износу глубиннонасосного оборудования. В результате статистического анализа для каждого горизонта построены зависимости межремонтного периода и дебита нефти от геологических и технологических факторов. Приняты решения по определению оптимальных технологических параметров исходя из обеспечения максимальных значений межремонтного периода и дебита нефти с применением положений теории нечетких множеств. Для этого рассчитывались функции принадлежности множества значений межремонтного периода, дебита нефти, а также множества решений. По результатам проведенного анализа рассчитаны оптимальные значения технологических параметров. Список литературы 1. Байков И.Р., Смородов Е.А., Ахмадулин К.Р. Методы анализа надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного сырья. М.: ООО «Недра –Бизнесцентр», 2003. – 275 с. 2. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче: Системный анализ, диагноз, прогноз. – М.: Наука, 1997. – 254 с. 3. Павлов В.А. Развитие технологий системно-структурированного проектирования разработки месторождений углеводородов: автореф. дис. канд. техн. наук. – Краснодар, 2009. – 25 с. 4. Каражанова М.К. Анализ и оценка технологической эффективности фонда добывающих скважин месторождения Жетыбай // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2013. – № 1. – С. 59–62. 5. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г., Ражетдинов У.З. Методы повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования. – Уфа: Башкирское книжное издательство, 1983. – 112 с. 6. Эфендиев Г.М., Каражанова М.К. Прогнозирование наработки на основе статистического анализа данных об отказах УЭЦН // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. – 2013. – № 1. – С. 38–40. References 1. Baykov I.R., Smorodov E.A., Akhmadulin K.R., Metody analiza nadezhnosti i effektivnosti sistem dobychi i transporta uglevodorodnogo syr'ya (Methods of analysis of the reliability and efficiency of the extraction and transport of hydrocarbon raw materials), Moscow: Nedra-Biznestsentr Publ., 2003, 275 p. 2. Mirzadzhanzade A.Kh., Shakhverdiev A.Kh., Dinamicheskie protsessy v neftegazodobyche: Sistemnyy analiz, diagnoz, prognoz (Dynamic processes in oil and gas: system analysis, diagnosis, prognosis ), Moscow: Nauka Publ., 1997, 254 p. 3. Pavlov V.A., Razvitie tekhnologiy sistemno-strukturirovannogo proektirovaniya razrabotki mestorozhdeniy uglevodorodov (Development the technologies of system-structured design of hydrocarbon fields development): thesis of candidate of technical science, Krasnodar, 2009. 4. Karazhanova M.K., Analysis and evaluation of technical efficiency of producing well’s fund of Zhetybai oilfield (In Russ.), Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa, 2013, no. 1, pp. 59–62. 5. Kuchumov R.Ya., Sagitova R.G., Razhetdinov U.Z., Metody povysheniya ekspluatatsionnoy nadezhnosti neftepromyslovogo oborudovaniya (Methods to improve the operational reliability of oilfield equipment), Ufa: Bashkirskoe knizhnoe izdatel'stvo Publ., 1983, 112 p. 6. Efendiev G.M., Karazhanova M.K., Prediction of operating time on the basis of statistical analysis of ESP failure data (In Russ.), Upravlenie kachestvom v neftegazovom komplekse = Quality Management in Oil and Gas Industry, 2013, no. 1, pp. 38–40. РЕКЛАМА OMK_Layout 1 14.02.16 7:36 Page 1 ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ УДК 622.692.4 © Коллектив авторов, 2016 Разработка реагентов для снижения гидравлического сопротивления в потоке жидкости1 А.Ф. Кемалов, Р.А. Кемалов, И.М. Абдрафикова, Д.З. Валиев (Казанский (Приволжский) федеральный университет) Developing reagents to reduce the flow resistance in the liquid stream A.F. Kemalov, R.A. Kemalov, I.M. Abdrafikova, D.Z. Valiev (Kazan (Volga Region) Federal University, RF, Kazan) E-mail: [email protected] Key words: emulsion, Toms effect, physicochemical properties, composition, water-soluble reagent, oil-soluble reagent, structuring of the fluid Адрес для связи: [email protected] Ключевые слова: эмульсия, эффект Томса, физикохимические свойства, композиция, маслорастворимые реагенты, водорастворимые реагенты, структурирование жидкости В настоящее время в связи с ростом цен на электроэнергию актуальным становится вопрос повышения эффективности работы трубопроводов с целью снижения эксплуатационных затрат при перекачке нефти и нефтепродуктов. Одним из способов его решения является использование в качестве добавок к перекачиваемым нефтям и нефтепродуктам присадок, снижающих гидравлическое сопротивление. В статье описаны эксперименты, в ходе которых были опеределены наиболее эффективные композиции таких присадок. Приготовление нефтяной эмульсии В качестве перекачиваемой среды использовали нефтяные эмульсии с различным содержанием воды. В табл. 1 представлены физико-химические характеристики нефтей, используемые для приготовления эмульсий. Несмотря на низкую температуру застывания нефтяной эмульсии, транспорт ее по трубопроводам, особенно в холодное время года, сильно затруднен вследствие обТаблица 1 Нефтяная эмульсия Показатели №1 №2 №3 Плотность, кг/м3 0,849 0,895 0,973 Массовое содержание, %: серы 0,55 0,24 3,77 0 23,2 26 механических примесей 0,35 0,5 0,5 парафина 3,2 9,6 8,09 воды It was established that the best efficiency for reduction of the hydraulic friction in condition of the closed circulating loop has reagent compositions D 157 (diproksamine) + CMC (carboxymethylcellulose), and MEA (monoethanolamine) + CMC. With increasing of water content up to 35 % the highest efficiency of the compositions of the reactants is observed due to the increase of the effect of Toms, according to the theory, the action of a composition can be managed in a needed way by choosing the right water-soluble and oil-soluble portions of reagents, affecting water and the hydrocarbon parts in the emulsion so that to achieve a certain Toms effect. With increasing of water content in oil emulsion up to 70 % and above, the addition of the reagent becomes ineffective. By experimental results we can expect a high economic effect in the practical use of the reagents, since the effectiveness of some of the reactants compared to the pumping oil emulsion without reactants reaches 35 %. разования парафиновых пробок. Присутствующие в нефти смолы и асфальтены усугубляют этот процесс, что приводит к структурированию жидкости и увеличению ее вязкости. Эксперименты по определению эффекта Томса проводили на установке, аналогичной представленной в работе [1]. При выполнении пробных экспериментов сначала перекачивали нефть, не содержащую воду. Опыты показали низкую турбулентность потока (число Рейнольдса < 10000). Эффект Томса проявляется только в развитой турбулентности потока – это основное условие при проведении экспериментов [1–8]. Для его соблюдения было принято решение уменьшить вязкость нефти путем разбавления ее дизельным топливом. При различных соотношениях нефти и дизельного топлива определялась кинематическая вязкость каждой пробы. В ходе проведенных опытов было найдено оптимальное соотношение нефть : дизельное топливо (30:70). Следует отметить, что в реальных условиях перекачки нефти по трубопроводам в среднем Re = 40000. Таким образом, можно предположить, что эффект Томса в реальных условиях будет выше, чем в лабораторных. Результаты определения кинематической вязкости приведены в табл. 2. Таблица 2 Соотношение нефть : дизельное топливо , мм2/с Re смол 20,1 31,5 16,51 50:50 10,25 2732 асфальтенов 1,54 0,88 4,53 40:60 6,39 4929 -11 -7 -7 30:70 5,07 9155 Температура замерзания, °С 1Работа выполнена в рамках государственной программы повышения конкурентоспособности Казанского (Приволжского) федерального университета среди ведущих мировых научно-образовательных центров. 98 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Степень турбулентности потока определяется числом Рейнольдса по следующей формуле: Re = (v d)/, (1) где v – линейная скорость, м/с; d = 0,01 – диаметр трубопровода, м. При приготовлении нефтяной эмульсии одним из условий является ее устойчивость при перекачке по циркуляционному контуру, этому должно удовлетворять соотношение нефти и дизельного топлива. Приготовленные эмульсии с различным содержанием водной фазы при периодическом перемешивании были устойчивы в течение 2–3,5 ч. Выбор реагентов В нефтедобывающей отрасли для снижения гидравлического сопротивления при транспорте нефти по трубопроводам чаще всего используют растворимые в ней высокомолекулярные полимеры. Как показано в работе [2], они склоны к деструкции и неэффективны в циркуляционном контуре. Следует также отметить, что нефтяная эмульсия является многофазной жидкостью, поэтому реагенты, используемые для однофазных жидкостей, значительно менее эффективны для нее, а в ряде случаев не применимы. Кроме того, с увеличением содержания воды в эмульсии возрастает вероятность образования прямых эмульсий нефти, что приводит к дополнительным осложнениям транспортировки целевого продукта. В этом случае оправданным представляется использование композиции водои маслорастворимых реагентов [1–8]. Характерным свойством высокомолекулярных ПАВ является деструкция (разрушение макромолекул), которая резко снижает или полностью исключает их влияние на гидравлическое сопротивление [3–13]. В качестве реагентов были использованы карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), глицерин, тринатрийфосфат (ТНФ), моноэтаноламин (МЭА), полиокс, дипроксамин Д – 157, триэтиленгликоль (ТЭГ), пентадекановая кислота, РЭНТ и реапон-ИК. Реагенты для проведения опытов выбирали в соответствие с тем, что они должны: – быть эффективными в малых концентрациях; как правило, с ростом концентрации уменьшение сопротивлению возрастает, достигая максимума, затем снижается практически до нуля; – уменьшать уровень турбулентности в трубопроводе, не реагируя с его внутренней поверхностью, не менять свойства перекачиваемого продукта [8–13]. Исследования проводили с водой в гидродинамическом режиме «развитой» турбулентности (Re>15000), среднее время циркуляции (время одного оборота) при рабочих расходах воды составило 1–3 мин. После внесения соответствующей добавки по времени был установлен характер изменения параметров системы, при этом время проведения одного опыта составило 1 ч. По полученным данным были построены зависимости, которые приведены на рис. 1. Проведенный анализ показал, что реагенты (ТЭГ, ТНФ, МЭА, КМЦ, РЭНТ, реапон, Д-157) проявляют высокую устойчивость и стойкость к разрушению при длительном использовании. Рис. 1. Зависимость эффекта Томса от времени прокачки в циркуляционном контуре при температуре 25 °C и концентрации реагента 5 мг/л Для подобранных реагентов были проведены эксперименты при различном содержании воды в нефтяной эмульсии, одной концентрации реагентов и давлении 0,4 МПа (рис. 2). Из рис. 2 видно, что максимальный эффект Томса для водорастворимых реагентов проявляется при 35%-ном, а для маслорастворимых – при нулевом содержании воды, в дальнейшем эффект снижается. Поэтому для дальнейших экспериментов выбрали нефтяную эмульсию с содержанием воды 35 %. Рис. 2. Зависимость эффекта Томса от содержания воды для водорастворимых (а) и маслорастворимых (б) реагентов Эксперименты проводили на установке для определения эффекта Томса [1], в качестве перекачиваемой жидкости использовали товарную безводную нефть и приготовленную эмульсию с содержанием воды 35 %. Эффективность присадки зависит от ее концентрации в нефтяной эмульсии и режима течения потока. Режим развитой турбулентности потока наблюдается при давлении 0,4 МПа. Обычно эффективность реагента определяется при различных концентрациях и одной и той же производительности перекачки. При дальнейшем увеличении концентрации реагента рост эффективности замедляется и, начи- НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 99 ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ Таблица 3 Реагент Д-157+КМЦ МЭА+КМЦ Глицерин+КМЦ Рис. 3. Зависимость эффекта Томса от давления для водорастворимых (а) и маслорастворимых (б) реагентов ная с определенного значения концентрации, практически прекращается, что свидетельствует об эффекте насыщения, т.е. каждый реагент в каждом конкретном случае может дать определенный максимальный эффект. С увеличением концентрации реагента до определенного максимума повышается пропускная способность и снижается гидравлическое сопротивление в трубопроводе, в связи с чем уменьшаются затраты на перекачку, и, следовательно, увеличивается доход. Для проведения экспериментов целесообразно использование концентрации реагента 5 мг/л, дальнейшее ее повышение с экономической точки зрения нерентабельно. Проведенные исследования показали, что эффект Томса в циркуляционном контуре выражается в увеличении расхода жидкости при сохранении давлений в точках контура и рассчитывается по формуле Т (Q реаг Q исх ) Q реаг 100 %, (2) где Qисх, Qреаг – расход нефтяной эмульсии соответственно без реагента и с реагентом. По результатам экспериментов были построены зависимости эффекта Томса от давления в системе (рис. 3). Нефтяная эмульсия является двухфазной, поэтому необходимо подобрать композицию из двух реагентов. Для водной части эмульсии использовалась КМЦ, для углеводородной – МЭА, глицерин и Д-157, которые показали примерно одинаковую эффективность. Исследование композиций реагентов Для выбранных реагентов провели серию экспериментов при различном содержании воды и давлении около 0,4 МПа. Полученные результаты приведены в табл. 3. 100 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Содержание воды, % Энергопотребление, кВт ч Эффект Томса,% 0 0,2 9,6 10 0,2 24,6 25 0,35 34,1 50 0,45 21,3 75 0,75 8,6 97 0,8 4,2 0 0,1 4,8 10 0,2 28,5 25 0,25 35,6 50 0,35 20,45 75 0,65 9,2 97 0,85 6,14 0 0,1 4,2 10 0,25 9,4 25 0,3 17,7 50 0,4 11,23 75 0,65 8,5 97 0,8 6,7 Выводы 1. Наиболее значительно снижают сопротивление в условиях замкнутого циркуляционного контура композиции Д-157+КМЦ и МЭА+КМЦ. 2. При повышении содержания воды в нефтяной эмульсии до 70–90 % добавка реагента неэффективна. 3. При перекачке нефтяной эмульсии использование реагентов может повысить экономическую эффективность на 35 %. Список литературы 1. Kemalov A.F., Kemalov R.A., Valiev D.Z. Selection of efficient reagent compositions reducing hydraulic resistance in poly-phase liquid stream//International Journal of Applied Engineering Research. - 2015. V. 10. - Issue 24. - P. 44619-44628. 2. Graham M.D. Drag reduction in turbulent flow of polymer solutions // Rheology Reviews. – 2004. – Р. 143-170. – http://www.bsr.org.uk 3. Polymer induced turbulent drag reduction using pressure and gravitydriven methods / I. Sreedhar, G. Jain, P. Srinivas, K.S.K. Reddy // Korean Journal of Chemical Engineering. – 2014. – V. 31. – Issue 4. – P. 568-573. – DOI: 10.1007/s11814-013-0273-7. 4. Physico-chemical concept of drag reduction nature in dilute polymer solutions (the Toms effect) / V.N. Manzhai, Y. Nasibullina, A.S. Kuchevskaya, A.G. Filimoshkin // Chemical Engineering and Processing: Process Intensification. – 2014. – V. 80. – P. 38-42. – DOI: 10.1016/j.cep.2014.04.003. 5. Sher I., Hetsroni G. A mechanistic model of turbulent drag reduction by additives // Chemical Engineering Science. 2008. – V. 63. – Issue 7. – P. 17711778.– DOI: 10.1016/j.ces.2007.11.035. 6. Polymer drag-reducing agents for transportation of hydrocarbon liquids: Mechanism of action, estimation of efficiency, and features of production / G.V. Nesyn, V.N. Manzhai, Y.V. Suleimanova [at al] // Polymer Science – Series A. – 2012. – V. 54. – Issue 1. – P. 61-67. – DOI: 10.1134/S0965545X12010051 7. Takeuchi H. Demonstration test of energy conservation of central air conditioning system at the Sapporo City Office Building, reduction of pump power by flow drag reduction using surfactant // Synthesiology. – 2011 – V. 4. – Issue 3. – P. 132-139. 8. Kamel A., Shah S.N. Effects of salinity and temperature on drag reduction characteristics of polymers in straight circular pipes / Journal of Petroleum Science and Engineering. 2009. – V. 67. – Issue 1-2. – P. 23-33. – DOI: 10.1016/j.petrol.2009.02.004. 9. Мастобаев Б.Н., Дмитриева Т.В., Мовсумзаде Э.М. История создания и производства химических реагентов для транспорта нефти и нефтепродуктов // Нефтяное хозяйство. – 2000. – № 11. – С. 107-108. 10. Марон В.И. Гидродинамика однофазных и многофазных потоков в трубопроводе. – М.: МАКС Пресс, 2009. - 344 с. 11. Measurement of drag reduction in polymer added turbulent flow/ N.-J. Kim, S. Kim, S.H. Lim [et al.]// International Communications in Heat and Mass Transfer. 2009. – Vol.36. - P. 1014-1019. - DOI: 10.1016/j.icheatmasstransfer.2009.08.002. 6. Nesyn G.V., Manzhai V.N., Suleimanova Y.V. at al., Polymer drag-reduc ing agents for transportation of hydrocarbon liquids: Mechanism of action, estimation of efficiency, and features of production, Polymer Science - Series A, 2012, V. 54, no. 1, pp. 61-67, DOI: 10.1134/S0965545X12010051. 12. Особенности применения противотурбулентной присадки на магистральных нефтепроводах, оснащенных САРД на базе МНА с ЧРП/ П.Е. Настепанин, К.А. Евтух, Е.С. Чужинов, А.Ф. Бархатов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013.- №3. С.12-18. 7. Takeuchi H., Demonstration test of energy conservation of central air conditioning system at the Sapporo City Office Building, reduction of pump power by flow drag reduction using surfactant, Synthesiology, 2011, V. 4, no. 3, pp. 132-139. 13. Иваненков В. В., Подливахин И. В. Опыт использования противотурбулентных присадок в ОАО «Юго-Запад Транснефтепродукт» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2012. № 4. - С. 36–39. References 1. Khusnullin R.R., Kompozitsionnye sostavy dlya snizheniya gidravlicheskogo soprotivleniya v sistemakh truboprovodnogo sbora i transporta produktsii neftyanykh skvazhin (Composite compositions for reducing the hydraulic resistance in the systems of pipeline oil gathering and transport): thesis of candidate of technical science, Kazan', 2015. 2. Graham M.D., Drag reduction in turbulent flow of polymer solutions, Rheolog y Reviews, 2004, pp. 143-170. 8. Kamel A., Shah S.N., Effects of salinity and temperature on drag reduction characteristics of polymers in straight circular pipes, Journal of Petroleum Science and Engineering, 2009, V. 67, no. 1-2, pp. 23-33, DOI: 10.1016/j.petrol.2009.02.004. 9. Mastobaev B.N., Dmitrieva T.V., Movsumzade E.M., History of development and manufacturing of chemical agents for transportation of oil and oil products (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2000, no. 11, pp. 107-108. 10. Movsumzade E.M. Mastobaev B.N., Dmitrieva T.V., Polyacrylamide and its derivatives in transportation of oil and oil products (In Russ.), Proizvodstvo i ispol'zovanie elastomerov = Industrial production and use elastomers, 2000, no. 2, pp. 15-19. 11. Movsumzade E.M., Mastobaev B.N., Dmitrieva T.V., The first experience of using chemical agents (surfactants) for the transport of highly viscous and highly solidifying oils and oil products (In Russ.), Transport i khranenie nefteproduktov, 1999, no. 12, pp. 9-12. 3. Sreedhar I., Jain G., Srinivas P., Reddy K.S.K., Polymer induced turbulent drag reduction using pressure and gravity-driven methods, Korean Journal of Chemical Engineering, 2014, V. 31, no. 4, pp. 568-573, DOI: 10.1007/s11814013-0273-7. 12. Mastobaev B.N., Dmitrieva T.V., The use of chemicals to improve the transportation of oil and oil products by pipeline (In Russ.), Bashkirskiy khimich eskiy zhurnal, 1999, V. 6, no. 4, pp. 51-53. 4. Manzhai V.N., Nasibullina Y., Kuchevskaya A.S., Filimoshkin A.G., Physicochemical concept of drag reduction nature in dilute poly mer solutions (the Toms effect), Chemical Engineering and Processing: Process Intensification, 2014, V. 80, pp. 38-42, DOI: 10.1016/j.cep.2014.04.003. 13. Bakhtizin R.N., Mastobaev B.N., Dmitrieva T.V., Istoriya primeneniya khimicheskikh reagentov i ikh ispol'zovanie v podvodnykh gazo- i nefteprovodakh (The history of the application of chemicals and their use in underwater gas and oil pipelines), In “Problemy ekspluatatsii shel'fovykh mestorozhdeniy” (Problems of offshore fields operation), Ufa, 1999, pp. 3-14. 5. Sher A., Hetsroni G., A mechanistic model of turbulent drag reduction by additives, Chemical Engineering Science, 2008, V. 63, no. 7, pp. 1771-1778, DOI: 10.1016/j.ces.2007.11.035. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 101 ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ УДК 622.692.4.074.2 © К.В. Кожаева, Ф.М. Мустафин, Д.Е. Якупова, 2016 Методы расчета продольной устойчивости трубопровода и меры по ее обеспечению на участке подводного перехода Methods for calculating the longitudinal stability of the pipeline and security measures in the area of underwater crossing К.В. Кожаева, Ф.М. Мустафин, д.т.н., Д.Е. Якупова (УГНТУ) K.V. Kozhaeva, F.M. Mustafin, D.E. Yakupova (Ufa State Petroleum Technological University, RF, Ufa) E-mail: [email protected], [email protected] Key words: pipeline, stability, underwater crossing, compensator, stabilizers Адреса для связи: [email protected], [email protected] Ключевые слова: трубопровод, устойчивость, подводный переход, компенсатор, стабилизаторы П ри проектировании подводных переходов выполняют проверку условия устойчивости против всплытия по методике, приведенной во многих нормативных документах. Данное условие устойчивости заключается в проверке неравенства Q акт 1 Q пас , kн.в (1) где Qакт – суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, действующая вверх (выталкивающая сила воды, нагрузка от упругого отпора при свободном изгибе трубопровода, воздействия гидродинамического потока воды), Н; Qпас – суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз (вес трубопровода, включающий вес металла трубы, изоляции, футеровки, балластировки), Н; kн.в – коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода против всплытия. При проектировании подводных трубопроводов также проверяют условие устойчивости трубы против смятия под действием внешнего гидростатического давления воды. Однако в нормативно-технической документации отсутствует расчет подводного перехода трубопровода на устойчивость от действия продольных сил S. Это связано с тем, что после сооружения подводного перехода трубопровода к нему присоединяют береговые участки магистрального трубопровода, вследствие чего на него начинает действовать продольное усилие, которое определяется температурным перепадом, а во время испытаний и после ввода трубопровода в эксплуатацию также изменением давления. Поэтому необходима проверка следующего условия устойчивости подводного перехода трубопровода от действия продольной силы 102 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Most of the underwater plots of pipelines crossing water obstacles lose stability and out of the design position or during the testing period, or in the first year of operation, or after prolonged use, and frequent stops pumping. The work discusses four methods of calculating the stability of the underwater pipeline from the effects of longitudinal force, the analysis of their values, as well as conclusions about the need to reduce these impacts. On oil pipelines loss of stability of underwater sites of pipelines meets much less often in view of the fact that squeezing or stretching longitudinal efforts are compensated by the weight of a pumped-over product (oil) which isn't considered at calculations. On gas pipelines product weight is much less, and in cases of depletion of pipelines, for example, at capital repairs, at all is absent therefore, proceeding from the received results, one can make a conclusion about the necessity to perform a check of conditions of stability of the underwater crossing from the action of longitudinal force, as on gas pipelines and oil pipelines (for the cases of the absence of oil in the pipe). In case of non-performance of a condition it is necessary to take measures for its providing, based or on reduction of influence of longitudinal force on transition site, or on increase in resistance of the pipeline to longitudinal influences. S m N кр , 1,1 (2) где m – коэффициент условий работы трубопровода; N кр – продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода. Расчеты продольных сил S приведены в нормативнотехнической документации. В данной работе рассмотрены три метода расчета N кр для участка подводного перехода трубопровода: П.П. Бородавкина [1], А.Б. Айнбиндера [2], Э.М. Ясина [3]. При расчетах учтены следующие особенности прокладки подводного перехода трубопровода: – на всем участке подводного перехода на трубопровод действует архимедова (выталкивающая) сила, которую уравновешивает вес трубопровода и балластировки; – характеристики грунта определяются с учетом 100%-ной влажности; – на грунт, так же как и на трубопровод с балластировкой, действует выталкивающая сила; – на подводный переход трубопровода действует эквивалентное продольное усилие, которое отличается от продольного усилия на его прямолинейном участке (береговые участки) на некоторую величину, определяемую компенсирующей способностью упругоизогнутого участка трубопровода. Усилие Nкр рассчитано на примере участка АВ подводного перехода газопровода, где больше всего существует вероятность выхода трубопровода из проектного положения, со следующими параметрами (рис. 1). Категория трубопровода ................................................I Район прокладки .....................Ленинградская область Рис. 1. Расчетная схема перемещение искривленного трубопровода: u0 – начальное продольное перемещения трубопровода, м; – угол поворота оси трубопровода, градус; R – радиус упругого изгиба трубопровода, м; f0 – начальный прогиб трубопровода, м; fmax – максимальный прогиб трубопровода, м; AB, CD – выпуклые участки трубопровода; BC – вогнутый участок трубопровода Наружный диаметр трубопровода D, мм ..............1020 Толщина стенки трубопровода , мм .........................14 Давление в трубопроводе р, МПа ..............................6,3 Угол поворота оси трубопровода , градус ...............15 Радиус упругого изгиба трубопровода R, м...........1000 Толщина футеровки фут, мм.......................................30 Плотность материала футеровки фут, кг/м3 ..........600 Толщина изоляции изол , мм.........................................5 Грунт засыпки ........................................................Песок Параметры грунта: удельный вес гр, кH/м ..............................................18 сцепление сгр, кПа.............................................................2 угол внутреннего трения гр, градус........................30 Коэффициент сопротивления грунта при перемещении трубопровода, МН/м3: поперечном (коэффициент постели при сжатии)k0 ...............................................................5 продольном (коэффициент постели при сдвиге)ku ................................................................8 Эквивалентное продольное усилие в сечении трубопровода S, МН ..............................7,235 В результате расчета были получены следующие условия устойчивости по формуле (2): – по методу П.П. Бородавкина: 7,235 MH ≤ 7,838 MH – условие выполняется; – по методу А.Б. Айнбиндера: 7,235 MH ≤ 2,797 MH – условие не выполняется; – по методу Э.М. Ясина: 7,235 MH ≤ 6,582 MH – условие не выполняется. Таким образом, нельзя достоверно утверждать, что устойчивость трубопровода на переходе обеспечена. Однако не все участки подводных переходов газопроводов теряют устойчивость. В одних случаях действие продольных сил от надземной линейной части трубопровода компенсируется на узлах приема-пуска очистных устройств, располагаемых по обоим берегам водоемов. В других случаях обеспечить устойчивость трубопровода может присос, не учитываемый в расчетах по формуле (1). Кроме того, засыпка грунтом подводных и пойменных участков часто проводится с большим запасом. В расчетах также не учитывается стабилизирующая нагрузка от каменной наброски и др. Факторов, влияющих на устойчивость трубопровода, очень много, но не все из них можно использовать в проектных расчетах из-за сложностей прогнозирования взаимодействия трубопровода с грунтом. На рис. 2 представле- Рис. 2. Диаграмма зависимости продольного критического усилия Nкр от вида грунта для выпуклого участка трубопровода ны результаты расчетов, выполненных для выпуклого участка трубопровода с теми же параметрами. На нефтепроводах потеря устойчивости подводных участков трубопроводов встречается значительно реже, чем на газопроводах, вследствие того, что сжимающие или растягивающие продольные усилия компенсируются весом перекачиваемого продукта (нефти), который не учитывается при расчетах по формуле (1). На газопроводах вес продукта значительно меньше, а при опорожнении трубопроводов, например, при капитальном ремонте, отсутствует, поэтому, исходя из полученных результатов, можно сделать вывод о необходимости проверки условия устойчивости подводного перехода от действия продольной силы как на газопроводах, так и на нефтепроводах (при отсутствии нефти в трубопроводе). В случае невыполнения данного условия следует принимать меры по обеспечению устойчивости. Их можно разделить на пять направлений, исходя либо из уменьшения воздействия продольной силы на участок перехода, либо из увеличения сопротивляемости трубопровода продольным воздействиям. 1. Применение компенсирующих устройств (Г-, П-, Z-образных, сильфонных, телескопических и др). Эти устройства ввариваются в трубопровод и способны деформироваться под действием продольных усилий и изгибающих моментов. Из-за высокой стоимости, ограничения рабочего давления, потери напора и других недостатков такие компенсирующие устройства не получили широкого распространения в нефтегазовой отрасли. 2. Установка на трубопровод стабилизирующих устройств по обоим берегам перехода, например, бетонных или линзовых стабилизирующих устройств по патентам специалистов кафедры «Сооружение и ремонт ГНП и ГНХ» УГНТУ [4, 5]. 3. Повышение балластировки трубопровода. 4. Увеличение заглубления трубопровода, засыпка привозным грунтом, обладающим большими удельным весом, углом внутреннего трения и сцепления, например, закрепление гидрофобизированными грунтами [6, 7]. 5. Применение упругоизогнутых или дугообразных компенсирующих устройств, например, по патентам кафедры «Сооружение и ремонт ГНП и ГНХ» УГНТУ [8– 10]. Предварительные расчеты технико-экономических показателей свидетельствуют о том, что наиболее экономичным способом снижения продольных сил в трубопроводе является применение дугообразных компенсаторов по обоим берегам подводного перехода. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 103 ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ Разработанная авторами программа «Расчет устойчивости трубопровода против воздействия продольных сил на участке подводного перехода» [11] может использоваться проектными институтами. 11. Свидетельство о гос. регистрации программы для ЭВМ № 2013615632. Расчет устойчивости трубопровода против воздействия продольных сил на участке подводного перехода/Ф.М. Мустафин, К.В. Куценко, Э.В. Мамлиев, Э.Р. Абсалямов; заявитель и правообладатель УГНТУ. - № 2013613147; заявл. 18.04.13; опубл. 20.09.13. References 1. Borodavkin P.P., Podzemnye magistral'nye truboprovody (Underground main pipelines), Moscow: Enerdzhi Press Publ., 2011, 480 p. Список литературы 1. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. – М.: Энерджи Пресс, 2011. – 480 с. 2. Aybinder A.V., Raschet magistral'nykh i promyslovykh truboprovodov na prochnost' i ustoychivost' (Calculation of strength and stability for main and field pipelines), Moscow: Nedra Publ., 1991, 287 p. 2. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие. – М.: Недра, 1991. – 287 с. 3. Yasin E.M., Chernikin V.I., Ustoychivost' podzemnykh truboprovodov (Stabi lity of underground pipelines), Moscow: Nedra, 1968. 3. Ясин Э.М., Черникин В.И. Устойчивость подземных трубопроводов. – М.: Недра, 1968. – 120 c. 4. Пат. № 116947 РФ. Стабилизатор продольных перемещений трубопровода/Ф.М. Мустафин, А.М. Шаммазов, В.М. Файрузов, Цюнь Чэнь, Т.Р. Мустафин, Э.В. Мамлиев, Э.И. Нуриахметов, А.А. Бахтигареев, Д.А. Терехов; заявитель и патентообладатель УГНТУ. – № 2011146003/06; заявл. 11.11.11; опубл. 10.06.12. 5. Пат. № 116958 РФ. Линзовый стабилизатор продольных перемещений трубопровода/ Ф.М. Мустафин, А.М. Шаммазов, В.М. Файрузов, Цюнь Чэнь, Т.Р. Мустафин, Э.В. Мамлиев, Э.И. Нуриахметов, А.А. Бахтигареев, Д.А. Терехов; заявитель и патентообладатель УГНТУ. – № 2011146004/06; заявл. 11.11.11; опубл. 10.06.12. 6. Пат. № 2184299 РФ. Способ закрепления трубопровода/Ф.М. Мустафин, Ю.И. Спектор, О.П. Квятковский, И.Ш. Гамбург, Г.И. Колтунов, С.К. Рафиков; заявитель и патентообладатель УГНТУ. – № 2001103707/06; заявл. 12.02.01; опубл. 27.06.02. 7. Мустафин Ф.М. Сооружение и ремонт трубопроводов с применением гидрофобизированных грунтов. – М.: Недра, 2003. – 234 с. 4. Utility model patent no. 116947 RF, Stabilizator prodol'nykh peremeshcheniy truboprovoda (The stabilizer of pipeline longitudinal movements), Inventors: Mustafin F.M., Shammazov A.M., Fayruzov V.M., Tsyun' Chen', Mustafin T.R., Mamliev E.V., Nuriakhmetov E.I., Bakhtigareev A.A., Terekhov D.A. 5. Utility model patent no. 116958 RF, Linzovyy stabilizator prodol'nykh peremeshcheniy truboprovoda (Lens stabilizer of pipeline longitudinal movements), Inventors: Mustafin F.M., Shammazov A.M., Fayruzov V.M., Tsyun' Chen', Mustafin T.R., Mamliev E.V., Nuriakhmetov E.I., Bakhtigareev A.A., Terekhov D.A. 6. Patent no. 2184299, Method of securing pipe line, Inventors: Mustafin F.M., Spektor Yu.I., Kvyatkovskiy O.P., Gamburg I.Sh., Koltunov G.I., Rafikov S.K. 7. Mustafin F.M., Sooruzhenie i remont truboprovodov s primeneniem gidrofobizirovannykh gruntov (Construction and repair of pipelines with hydrophobized soils), Moscow: Nedra Publ., 2003, 234 p. 8. Utility model patent no. 95059 RF, S-obraznyy kompensator dlya truboprovoda (S-shaped compensator for the pipeline), Inventors: Mustafin F.M., Shammazov A.M., Gaskarov A.I., Nafiev R.Kh., Veselov D.N ., Spektor Yu.I., Khasanov R.R. 8. Пат. № 95059 РФ. S-образный компенсатор для трубопровода/ Ф.М. Мустафин, А.М. Шаммазов, А.И. Гаскаров, Р.Х. Нафиев, Д.Н. Веселов, Ю.И. Спектор, Р.Р. Хасанов; заявитель и патентообладатель УГНТУ. – № 2009148360/22; заявл. 24.12.09; опубл. 10.06.10. 9. Utility model patent no. 125667 RF, Sooruzhenie perekhoda truboprovoda cherez estestvennye i iskusstvennye vodotoki (Construction of pipeline crossing through natural and artificial streamflows), Inventors: Mustafin F.M., Fayruzov V.M., Kotov M.Yu., Mustafin T.R., Efimov E.V., Minnigalin M.I., Absalyamov E.R., Tsyun' Chen'. 9. Пат. № 125667 РФ. Сооружение перехода трубопровода через естественные и искусственные водотоки/Ф.М. Мустафин, В.М. Файрузов, М.Ю. Котов, Т.Р. Мустафин, Е.В. Ефимов, М.И. Миннигалин, Э.Р. Абсалямов, Цюнь Чэнь; заявитель и патентообладатель УГНТУ. – № 2012117688/06; заявл. 27.04.12; опубл. 10.03.13. 10. Utility patent no.141422 RF, Dugoobraznyy kompensator dlya truboprovoda (U-shaped expansion bend for the pipeline), Inventors: Mustafin F.M., Shammazov A.M., Kutsenko K.V., Abzalov A.K., Absalyamov E.R., Mamliev E.V., Mashin A.Yu. 10. Пат. №141422 РФ. Дугообразный компенсатор для трубопровода/Ф.М. Мустафин, А.М. Шаммазов, К.В. Куценко, А.К. Абзалов, Э.Р. Абсалямов, Э.В. Мамлиев, А.Ю. Машин; заявитель и патентообладатель УГНТУ. – № 2013148693/06; заявл. 31.10.13; опубл. 10.06.14. 11. Certificate of state registration the computer programs no. 2013615632, Raschet ustoychivosti truboprovoda protiv vozdeystviya prodol'nykh sil na uchastke podvodnogo perekhoda (Calculation of the pipeline resistance to impact of longitudinal forces on the underwater crossing part ), Authors: Mustafin F.M., Kutsenko K.V., Mamliev E.V., Absalyamov E.R. 104 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО ИНФОРМАЦИЯ Пробуждение «Силы Сибири» Осенью 2015 г. Ноябрьское управление интенсификации и ремонта скважин ООО «Газпром подземремонт Уренгой» начало работы на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении, которое определено в качестве ресурсной базы для газопровода «Сила Сибири». Бригады капремонта работают в Якутии с полным напряжением сил и в обычном графике, несмотря на сильные морозы ного газа отрицательная. Все эти особенности станут отправной точкой тщательного изучения и анализа со стороны геологов и технологов. Первые впечатления работников нашего предприятия от экспедиции в далекую Якутию можно охарактеризовать как яркие и противоречивые. Мастер бригады КРС-1 Андрей Морозов сказал, что работа везде одинакова, и Якутия – это все-таки не другая планета, а только далекий регион, где со временем все наладится. В частной же беседе ребята, участвовавшие в первом десанте на Чаяндинское месторождение, говорят что «чудес» в южной Якутии конечно хватает. Здесь не работает мобильная связь, а булка хлеба в Витиме стоит 70 руб. Вокруг – глухая тайга, где много дикого зверя. В реках водятся таймень и лосось. Однако, несмотря на все трудности, идет активное освоение территории: строятся дороги и газопроводы, тянутся ЛЭП, в огромном количестве в навигацию завозятся оборудование, стройматериалы, техника. Сомнений в том, что «Сила Сибири» пробьет себе дорогу в Китай, здесь ни у кого нет, люди испытывают энтузиазм, свойственный полузабытым уже славным годам освоения гигантских месторождений в Западной Сибири. На правах рекламы Ноябрьский филиал ООО «Газпром подземремонт Уренгой» получил задание – обеспечить расконсервацию и освоение двух скважин Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. Специалистам компании необходимо было в кратчайшие сроки получить газ из разведочных скважин, пробуренных почти 30 лет назад. Добытый газ планируется направить на установку, вырабатывающую электроэнергию, необходимую для работы предприятий, занимающихся обустройством будущего промысла. 16 сентября автоколонна специальной техники отправилась в путь от производственной базы ЦКРС № 1 Ноябрьского филиала в городе Губкинский Ямало-Ненецкого автономного округа. Преодолев 4,5 тыс. км , автотранспорт и спецтехника прибыли в промежуточный пункт Усть-Кут. До поселка Витим в Республике Саха (Якутия) груз доставлялся тремя баржами грузоподъемностью 500 т. Первыми на месторождение прибыли машинист подъемного агрегата А. Тексалиди, мотористы цементировочного агрегата С. Киселе и Е. Покровский. 16 октября туда перебазировалась первая бригада капитального ремонта скважин (КРС). В течение ноября бригада КРС-1 провела операцию по нормализации призабойной зоны пласта до цементного моста. Также была осуществлена замена фонтанной арматуры и колонной головки. Вторая вахта приступила к работе 16 декабря 2015 г. Началось разбуривание цементных мостов до продуктивного горизонта. В декабре 2015 г. было разбурено два из пяти цементных мостов. Наряду с выполнением своих непосредственных задач специалисты налаживали сотрудничество с представителями заказчика - ООО «Бурэнерго». Через 3 мес на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении была обеспечена ритмичная деятельность первого подразделения компании «Газпром подземремонт Уренгой», сделан первый шаг по созданию условий для масштабного освоения стратегически важного объекта. При работе на скважинах Чаяндинского месторождения постепенно стали выясняться любопытные и важные для деятельности бригад КРС особенности данного объекта. На месторождении совершенно другие геологические условия залегания продуктивных залежей по сравнению с залежами, встречающимися на Ямале. Газовые и нефтяные залежи Чаяндинского месторождения приурочены к отложениям венда и кембрия, которые старше нефтегазоносных отложений Западной Сибири на сотни милллионов лет, температура разведан- В. Калинин НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 105 POWER SUPPLY UDK 622.276.012:621.311 © S.G. Chernyi, 2016 Analysis of the energy reliability component for offshore drilling platforms within the Black Sea1 S.G. Chernyi (Kerch State Marine Technological University, RF, Kerch) Анализ надежности энергетических систем морских буровых платформ в акватории Черного моря С.Г. Черный (Керченский гос. морской технологический университет) E-mail: [email protected] Key words: drilling platform, reliability of the systems, functional protection, electric equipment, reliability Адрес для связи: [email protected] Ключевые слова: буровая платформа, надежность систем, автоматические системы регулирования и управления, гармонические искажения, функциональная защита, электрооборудование, фактор надежности Дан обзор существующих и проектных реализаций электроэнергетических систем морских буровых платформ. Выделены типовые системы, оценены их надежность и энергоэффективность в контексте адаптации систем для акватории Крыма. При всех преимуществах рассматриваемых систем исследования на буровых установках, применяющихся для добычи на шельфе черноморского бассейна, показали и общие негативные особенности их функционирования. Приведены результаты диагностических исследований платформ с системой главного привода постоянного тока, питающейся от станции переменного тока через статические преобразователи электроэнергии. Показано, что более половины потребляемой от синхронных генераторов мощности составляет неактивная мощность, а ряд высших гармоник вплоть до 41-й превышает предельно допустимые значения, причем как для токов, так и для напряжений сети. Отмечено, что коэффициент амплитуды по току изменяется от 1,52 до 1,92, выходя за допустимые пределы искажений при уменьшении нагрузки, т.е. при снижении скорости двигателя постоянного тока увеличиваются суммарные гармонические искажения по току. Коэффициент амплитуды по напряжению в пределах номинальных режимов составляет от 1,47 до 1,54, увеличиваясь при повышении нагрузки. На основе выполненных замеров выделены следующие недостатки исследуемого электротехнического комплекса: - наличие гармоники тока и напряжения, существенно превышающие допустимые, которые вызывают различные негативные последствия для судового электрооборудования, вплоть до срыва работы тиристорного преобразователя; - высокий пик-фактор тока и напряжения; - срабатывание функциональных защит при нагрузках, не превышающих номинальные; - загруженность генераторов неактивной мощностью. Выполнена оценка влияния указанных негативных факторов на надежность работы основных элементов автономной электроэнергетической системы. Даны рекомендации по повышению надежности работы системы. T he analysis of drilling rigs, being operated currently at depths of about 2500-8000 meters, shows that for the drilling of oil and gas wells on the territory of the Russian Federation, the rigs with the direct current controlled-velocity electric drive, are the majority. Thus, rigs with drilling depth more than 4500 meters and offshore drilling rigs belong to consumers of the first category. Application of direct current electric drive like that of induction drive as an alternative solution for them is caused by necessity to ensure more advanced adjustment while controlling the drilling unit’s main mechanisms. The peculiarities of these units are: the high input power of actuators; the availability of a number of actuators with adjustable and non-adjustable characteristics; the high degree of pulling-and-running operations’ mechanization and other operations; the control flexibility and the ease of operation. The structure of electrical power system with the main direct current drive is typical for all the categories of the investigated drilling rigs with autonomous power supply [1]. The diesel-generator set DGS1, DGS2 units, etc. consisting of the synchronous generators SG1, SG2, etc. set into rotation by the diesels D1, D2 etc. are used as the main sources of the electric power on them. All generators are connected across, that is their power is summarized on the joint buses (DGS1 – the diesel-generator set (the diesel D1 + the generator SG1); AFR (automatic frequency regulator), AVR (automatic voltage regulator) – the automatic control systems of synchronous generator’s frequency and voltage). The systems of the automatic control of voltage (AVR) and the automatic control of frequency (AFR) are used for DGS which is the leading one in the group of parallel-working generators. For DGS which are secondary in the group of parallel-working generators are realized the regulation of active and reactance with the use of the adjusters (controllers) respectively, AAPR and 1Publishing in the author’s edition. в авторской редакции. 1Печатается 106 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО POWER SUPPLY Table 1 No Drilling rig’s type Maximum drilling depth, m Main mechanisms drive THE DRILLING RIGS FOR FIXEDAND SUBMERTSIBLE OFF-SHORE PLATFORMS 1 DR 6500/500 ED OIFP “Prirazlomnaya” 6500 Adjustable direct current drive TC-DCM 2 DR 6500/500 MD for the crane ship “Ispolin" 6500 Adjustable direct current drive TC-DCM 3 DR 6500/500 ED OIFP for SR “SHELF-7” 6500 Adjustable direct current drive 4 DR 6500/200 for SR “SHELF” 6500 Adjustable direct current drive TC-DCM 5 ODE 6500/500 JDR “Arkticheskaya” THE DRILLING EQUIPMENT FOR THE JACK-UP DRILLING RIGS (JDR) 6000 Adjustable direct current drive TC-DCM THE DRILLING EQUIPMENT FOR THE SEMISUBMERTSIBLE DRILLING RIGS (SSDR) 6 ODE 6500/500 SSDR ARPR effecting on the diesel through a fuel system, and on the generator – through a field system. Herewith the operation of an offshore drilling rig is characterized by: the limitation of power station’s power; the commensurability of power of converting load of the controlled-velocity electric drive and the station’s power; pronounced variable loading conditions; the considerable change of the maximum loads depending both on the current depth of a well, and on the lithologic conditions of drilling; continuous alterations of electric power system of the drilling rig electro technical complex connected: with the change of the working electric drives’ number depending on drilling conditions; with the change of a number parallel-working synchronous generators depending on drilling conditions. Proceeding from the general structure Proceeding from the general structure of an electro technical complex of the drilling rig and the specific features of its operation adduced, the problems of the electric power quality and energy efficiency on these objects are becoming explainable, as a consequence, the problems of ensuring the reliability and functioning of the systems of automatic equipment, including the main electric drive of drilling rigs. Some results of reliability evaluation and efficiency of drilling rigs’ self-contained power system, and also the reasons of decrease of these coefficients are adduced in the current thesis. The adduced typical block diagram of the independent drilling rig’s electrical power system as the drive of the main mechanisms includes the electrically-adjustable mechanism on the basis of the thyristor converter and a direct current motor (TC-DCM system). The widespread DR-2500, DR-5000, DR-3900 drilling rigs, etc. have such system. The DGS-TC-DCM system possesses in comparison with other systems of Single motorized drives the following advantages [2–5]: the use of high-power high-economic high-speed prime engines; a direct joint of highspeed alternating current generators with diesels, omitting reduction gear; the ensuring of scheme’s reliability and its efficiency increase due to the use of synchronous generators, and the convenience of their operation and repair; the independence of direct current motor speed and its regulation of diesel engine speed. The essential reduction of units’ dimensions and their weight, and the area occupied by them is reached eventually that produces a great technical and economic effect at the expense of capital expenditure decreasing. The run- 6500 Adjustable direct current drive TC-DCM ning units operate with fuller load on the power that provides retention of a diesel generators’ resource and an economy of running costs at the expense of fuel consumption economy. The list of the drilling equipment’ main types used on drilling rigs in the new work-in-progress is presented in table 1 [1] where one can see that such scheme is adduced not unreasonably as a typical one and it isn’t planned to refuse it in the long term as 90% of projects assume the use of TC-DCM system. Parameters analysis At the same time, researches on the drilling rigs which are applied for the mining on the shelf of the Black Sea basin have shown the following general negative peculiarities in their operation: – a low value of capacity factor; –an actuation of functional protection; – a falling out of generators of step up to a full de-energizing of a vessel; – an active power generator capacity amounts only to 50% that in case of diesel generators leads to rise of fuel consumption and occurrence of a deposit; – the increased acoustic noise of the thyristor drive parts of the electric motor of TC-DCM system at certain loads. The work analysis of power supply system was carried out for the diagnostics of an electro-technical complex of the drilling rig by the means of the special quality analyzer of the electric power Fluke 434 and a digital multimeter of DMK32-40-62, together with the Dell Latitude E5420 laptop. The meansquare and peak value measurements of line and phase currents and voltage, the active and reactive power consumption, electrical power factor were carried out, the current waveform distortion and voltage , the current harmonics’ value and voltage, total harmonious distortion, the parameters of a system unbalance are defined by the means of this complex. The measurements were taken at various operating running conditions of a drilling rig, including the dynamic loading variations of the main engine [3–5]. The main analysis of system work was carrying out at a rating of the main engine. The harmonics’ diagrams of current and voltage as a percentage of the main harmonic for various drawoff points, and also the value of total harmonic distortions on the regime are presented on fig. 1–4. It is worth paying attention to the value of the peak-factor which displays real value of current waveform and voltage distortion. The peak-factor or amplitude factor is the ratio of peak value or voltage to effective value. For example, the value of the peak-factor CF=1.41 speaks about НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 107 POWER SUPPLY Table 2 Indicator DGS1 DGS2 TC-DCM Voltage АВ, Urms, В 395,0 395,3 395,1 Voltage ВС, Urms, В 395,3 394,9 395,7 Voltage СА, Urms, В 394,4 394,6 394,9 Peak voltage АВ, В 592,5 592,7 593,1 Peak voltage ВС, В 592,4 592,7 592,5 Peak voltage СА, В 592,5 592,3 593,3 Peak factor АВ, CF 1,52 1,52 1,54 Peak factor ВС, CF 1,52 1,52 1,54 Peak factor СА, CF 1,52 1,52 1,54 Network frequency, f, Hz 49,1 49,1 49,1 Phase current A, Arms, A 713,5 698,5 137 Phase current B, Arms, A 737,8 715,4 147 Fig. 1. DGS2 current harmonics Phase current C, Arms, A 736,0 715,4 147 Peak current phase A, A 1089,913 1067,441 221 Peak current phase В, A 1121,749 1097,404 246 Peak current phase С, A 1097,404 1078,677 252 1,67 Fig. 2. DGS2 voltage harmonics Peak factor А, CF 1,58 1,58 Peak factor В, CF 1,58 1,59 1,7 Peak factor С, CF 1,58 1,56 1,72 Table 3 No Fig. 3. Current harmonics on TC-DCM input Fig. 4. Voltage harmonics on TC-DCM input lack of distortions, and the value of the peak-factor is higher 1.8 points to distortion absence. The consumed active and reactive power and power factor at the time of measurements’ running are adduced in table 2. The values of line voltage, phase currents, power frequencies, and peak factors’ value are adduced in table 3. This table allows receiving initial impression about the functioning of power supply system. As the taking of reading was carried out to various periods of time, and a network load was changing dynamically as a result of changes power load of the main engine, the expectation of a number of experiments on each studied operating running regimes are adduced as results of measurements. 108 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Harmonic of voltage as a percentage of the primary Valid values DGS2 DGS3 TC TC-DCM THD 11,9 12,2 12,1 13,2 8,0 3 0,1 0,2 0,2 0,2 2,5 5 7,2 7,4 7,3 8,4 6,0 7 0,5 0,6 0,6 0,3 5,0 0,75 9 0,2 0,2 0,2 0,2 11 5,2 5,3 5,2 5,7 3,5 13 1,8 1,9 1,9 1,9 3,0 15 0,2 0,3 0,2 0,2 0,15 17 3,7 3,7 3,8 4,0 2,0 19 2,0 1,9 2,0 2,0 1,5 21 0,2 0,3 0,2 0,5 0,2 23 3,3 3,3 3,4 3,7 1,5 25 1,8 1,8 1,8 2,1 1,5 27 0,2 0,2 0,2 0,4 0,2 29 3,2 3,2 3,2 3,4 1,0 31 2,0 2,0 2,0 2,4 1,0 33 0,2 0,2 0,2 0,5 0,2 35 2,8 2,9 2,9 3,1 1,0 37 2,0 1,9 2,0 2,3 1,0 39 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 41 2,7 2,7 2,7 2,8 1,0 The values of harmonicas in voltage at rated load of the main engine which values top legitimate values are reduced in table 3. The analysis of data in table 5 reduces to the following conclusions: – harmonics No. 5, 11, 15, 17, 19, 23, 25, 27, 29, 31, 33, 35, 37, 39 and 41 top legitimate values; – THD of harmonics in current at a rated load for various terminal points varies between 26.5% and 33.2%, topping legitimate value; –THD in voltage at DGS output varies from 6.4% to 12.2% at the change of load, overstepping thus the limits of norm at the increase of loading; –THD in current at DGS output varies from 26.5% to 38.9% at the change of load, overstepping thus the limits of norm at the decrease of loading. It should be noted that an overstepping of limits of the tested regimes, both to upper, and to the lower limits didn’t allow to measure with a satisfactory accuracy main network parameters thereon unsteady system operation. This is due to the fact that the current THD increased at a further load decrease, and at a load increase –voltage THD. Thus the power network quality analyzer generated invalid data thereon variable structure of harmonics’ spectrum of currents and voltage. It Its should also be noted that THD coefficient decreases due to load distribution of major quantity of generators at the increase of the generators’ number working for a network, thus larger of harmonic values of voltage is within the normal range. However, first, this regime of DGS use is uneconomical in the view of the fact that running costs and material costs (on fuel, oil) increase, second, herewith current harmonics increase. On the grounds of the taken measurements the tested electrotechnical complex can be characterized as follows: – the presence of current and voltage harmonics, which values top significantly legitimate one, causing various negative consequences for ship electric equipment, up to the stoppage of TC; – a high value of the peak-factor CF characterizing a form distortion of a of current and voltage sinusoid; – an actuation of functional protection at the loads which aren’t topping the nominal ones; – the absence of the opportunity to supply optimum drilling practices, by the reason of generators’ load by an inactive power, while using minor quantity of DGS. The influence of the decrease of electric power quality upon DGS A low value of a system’s power factor doesn’t allow coming out to an optimum operating running regime of the DGS diesel generator. It is known that the greatest value of a DG prime mover’s efficiency is obtained at its optimal load when it amounts to 84-87%. But the experiments carried out on drilling rigs disclosed that a prime mover can’t generate such power at the expense of an synchronous generator’s overload by the reactive current. The maximum engine capacity which managed to be reached as a result of experiments amounted to 72-74%, at cos = 0.68 and a generator load at the level of 98%. At a standard operating running regime, owing to danger of generators’ overload, such DGS load causes the actuation of power consumption limitation system, increasing an angle of thyristor rectifiers’ opening. As a result, an actual load of the diesel doesn’t top 65 %. The chronical underload of prime mover results to the formation of a deposit in cylinder-piston group, to an excessive fuel consumption, at least, for 5-7%, to an increase of a lubrication oil consumption per unit of a generated power and an ineffective use of diesel’s service hours The influence of a quality reduction of the electric power on AVR SG. In the course of the experiment it was noticed that a regular positioning of a setting of SG voltage of each DGS is required. This is the reason that all known systems of DGS parameters’ regulation operate with the average values of input signals. That is a regulation in a field system is carried out on voltage measured at the SG output. The alternating voltage of a network deenergized by a three-phase transformer is being passed to a rectifier, then to a low-pass filter and is being compared to a setting. That is an average value of a three-phase rectified circuit voltage, which is proportional to average voltage value of a network is compared to a reference voltage. An input voltage inputs to LPF for the influence minimization of input voltage distortions of the controller on a current, and, therefore, on induced stator e.m.f. This filter deteriorates dynamic qualities of all controlled system, but it is necessary for the provisions of system’s stability in the conditions of a noisiness of a controller’s input signal. An average, as well as the effective value, - will increase, as a result, at the degradation of input signal’s harmonious structure against the background of an invariable amplitude of its main harmonic. If it refers to the data of experiment adduced above, it is evident that the level of harmonious distortions of line voltage of a network increases with the increase of TC angle control. That is an average value of voltage will increase at AVR input. It will lead to that the controller will lower field current to the level at which the voltage on the SG stator will become equal again to the voltage set by a setting of AVR voltage corrector. As a result, the level of the voltage fundamental harmonic of a network will decrease that will increase the relative value of higher harmonics’ effective value. And it, in its turn, will lead to the decrease of active power at load, to the increase of probability automatic equipment failure, and it will lower also the torque of the asynchronous engines working in ship’s EPC since odd higher harmonics generate torque in it with different marks. The decrease of the first harmonic reduces positively sensed (positively directed) rotating magnetic field generated by it while the third harmonic generates a fixed in the space direction field at connection of windings in a star, and the fifth harmonic generates negatively directed rotating magnetic field. As a result the torque on a shaft of the main engine of TC-DCM system decreases. During the parallel operation of generators it will lead also to an error of reactive power control which is distributed by current control of a slave SG field coil. The control of AVR on the fundamental harmonic of a network voltage, would allow reducing indirectly the relative value of higher harmonics’ operating value. The similar problem appears in other systems of DGS automatic control also using network currents as input signals. In the systems operated both on current, and on voltage (for example, power controllers and some AVR) it is expected increases of a mistake several times. The influence of electric power quality decrease on TCDCM control system. Voltage oscillograms on the anchor of DCM and signals of PPCC TC-DCM at a rated load are represented on fig. 5. Tests in situ showed that the form distortions of network’s currents and voltage lead to the occurrence of generated control signals’ miss at TC-DCM control system input that leads to a malfunction of a main engine’s power supply system and cause additional interferences in a net- НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 109 POWER SUPPLY POWER SUPPLY Fig. 5. Voltage oscillograms on DCM and PPCC TC-DCM signals: topown: tension on DPT anchor; basic signal of PPCC TC; a signal at the input of the PPCC TC comparator; a signal at the input of the PPCC TC integrator work. In actual operation conditions in TC-DCM system the transformation There is always a significant amount of different asymmetry and the destabilizing factors leading to actuating of harmonicas that, changes abruptly the amplitude-frequency distributions of voltage and currents on the input and output of converters in comparison with the ideal regime. It is possible to single out the following major factors destabilizing the operation of TC-DCM system’s semiconductor converters on the drilling rigs: the asymmetry of control; the asymmetry of network voltage; the modulation of network voltage; the high-frequency oscillations accompanying the thyristor switching; the processes in semiconductor structure; dynamical regimes. All these factors characterize harmonics actuating of the corresponding types forming discrete or continuous spectrum. Generally the harmonics amplitudes of current depend on load, the angles of control and the switching. These sizes, as a rule, have random character, therefore of harmonics amplitudes will be random, as well as of harmonics phases which are determined by the values of angles of control and switching. Conclusion The researches of functioning parameters of an electrotechnical complex of widespread drilling rigs show the existence of vital issues in the providing them effective power, and also reliable work. The overload of the main sources of energy by the inactive power consisting of the reactive power and the power of distortions reduces effi- 110 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО ciency of diesel generators, reduces their service and causes an excessive fuel consumption. It is possible to establish that fact that the existence of powerful TC in electrical power system of commensurable power leads to that in an electrotechnical complex of the drilling rig of the most widespread type an essential deterioration of power characteristics and the quality of the system’s electric power is observed: the consumption of reactive power increases; there is a distortion of a voltage form of a network because of generation by thyristor converters of currents of the highest harmonics. The increase of reactive power consumption leads to the increase of losses in a power line, to additional deviations and voltage oscillations of a network [2, 6-9]. The form distortion of network’s voltage deteriorates the quality of the electric power and leads to a number of negative consequences for the consumers and the electrical power system itself of the drilling rig as it occurs: the increase in losses of the electric power in electric equipment; the reduction of electroconsumers’ service life due to the accelerated isolation deprecation; the increase of an electric devices’ error; the malfunction of automatic equipment’s systems, telemechanics and link, etc. As a result, the possibility of technical means to function normally in these conditions decreases. It is obvious that such condition of a problem of reliability ensuring of an electrotechnical complex functioning of drilling rigs demands the carrying out of scientific researches for the purpose of profitability increase of drilling rigs and the functioning reliability of their systems. References 1. Chernyi S.G., Zhilenkov A.A., Assessment of functioning reliability of offshore drilling platforms (In Russ.). Avtomatizatsiya, telemekhanizatsiya i svyaz' v neftyanoy promyshlennosti, 2015, no. 1, pp. 30-36. 2. Botvinnik M.M., Regulirovanie vozbuzhdeniya i staticheskaya ustoychivost' sinkhronnoy mashiny (Regulation of excitation and static stability of the synchronous machine), Moscow: Gosenergoizdat Publ., 1950, 63 p. 3. Markovich I.I., Rezhimy energeticheskikh sistem (Regimes for power systems), Moscow: Energy Publ., 1969, 350 p. 4. Tolshin V. I., Bolotin B. I., Konx G.A., Impact of fuel apparatuses on stability of diesel-generator with the capacity 150 kWt (In Russ.), Proceedings of the Scientific Research Institute of the Information of the Heavy Machines, 1969, V. 4, pp. 3-9. 5. Konoplev K.G., Impul'snoe regulirovanie sinkhronnykh generatorov (Impulse governing of synchronous generators), Sevastopol: Publ. of SevNTY, 2008, 258 p. 6. Konstantinov V.N., Sistemy i ustroystva avtomatizatsii sudovykh elektroenergeticheskikh ustanovok (Systems and devices for automation of the ship’s power plants), Leningrad: Sudostroenie Publ., 1988, 312 p. 7. Chernyi S., Dorovskoy V., Methodological foundation of effective deepwater mining in the Crimea (In Russ.), Nauchno-tekhnicheskie vedomosti SPbGPU, 2014, no. 3(202), pp. 114-118. 8. Chernyi S., Zhilenkov A., Analysis of complex structures of marine systems with attraction methods of neural systems, Metallurgical and Mining Industry, 2015, no. 1, pp. 37–44 9. Zhilenkov A., Chernyi S., Investigation performance of marine equipment with specialized information technology, Procedia Engineering, 2015, V. 100, pp. 1247–1252. Project4_Layout 1 15/02/16 15:59 Page 1 Podpiska-na-2016_Layout 1 16/02/16 09:36 Page 1 ПОЗДРАВЛЯЕМ ЮБИЛЯРА Анатолию Николаевичу Янину – 65 лет! 1 февраля 2016 г. исполнилось 65 лет Анатолию Николаевичу Янину, потомственному нефтянику, известному специалисту в области проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Западной Сибири, генеральному директору ООО «Проектное бюро «ТЭРМ». А.Н. Янин родился в 1951 г. в г. Ишиме Тюменской области. Его отец работал оператором по добыче нефти на Зольненском месторождении, а мать заведовала химлабораторией. В 1968 г. Анатолий Николаевич с золотой медалью окончил среднюю школу в пос. Солнечная Поляна г. Жигулевска Куйбышевской области, в 1973 г. с отличием – Тюменский индустриальный институт по специальности «Технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений». Во время учебы в институте он являлся ленинским стипендиатом. Трудовую деятельность А.Н. Янин начал в Гипротюменнефтегазе, в 1975 г. был переведен в созданный СибНИИНП, где к 1985 г. возглавил Департамент разработки месторождений Юганского района. В 1986 – 1998 гг. Анатолий Николаевич работал главным инженером проектов (ГИП) по разработке месторождений ОАО «Юганскнефтегаз», в 1993 г. он возглавил ТОО «ТЭРМ». С 2008 г. по настоящее время он – генеральный директор ООО «Проектное Бюро «ТЭРМ». В 1988 г. А.Н. Янин руководил составлением ТЭО КИН, в 1991 – 1997 гг. участвовал в подготовке первых проектов разработки Приобского месторождения; в 1991 – 1993 гг. подготовил первые проектные документы на освоение «пионерного» Кальчинского месторождения в новом нефтедобывающем районе – на юге Тюменской области. С 1991 г. принимал участие в совместных проектах российских нефтедобывающих предприятий с рядом известных зарубежных компаний (Shell, Amoco, Western Atlas и др.). А.Н. Янин участвовал в составлении более 300 проектных документов. В них утверждено к бурению более 30 тыс. скважин, из которых пробурено около 20 тыс. с накопленной добычей нефти более 1,5 млрд т. По предложенным А.Н. Яниным проектным решениям разрабатываются такие уникальные и крупнейшие месторождения Западной Сибири, как Мамонтовское, Усть-Балыкское, Приобское, Приразломное, Малобалыкское, Южно-Сургутское, Тайлаковское – с суммарными начальными геологическими запасами нефти около 12 млрд т. За время работы А.Н. Янин руководил составлением проектов более, чем по 100 месторождениям нефтяных компаний России: «Газпром нефть», «Газпромнефть-Хантос», «Сургутнефтегаз», «ЛУКОЙЛ», «ТНК-ВР», «Юганскнефтегаз», «Славнефть-Мегионнефтегаз», «Русс Нефть», «РИТЭК», «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.», «Томскнефть ВНК», «Тюменнефтегаз», «Башнефть» и др. В 1980 г. А.Н. Янин с отличием закончил заочную аспирантуру ВНИИнефти по специальности «Разработка нефтяных месторождений» (руководитель – Б.Т. Баишев). Направления научных исследований А.Н.Янина разнообразны: совершенствование разработки многопластовых месторождений, повышение эффективности методов регулирования разработки, оценка влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу пластов, интенсификация разработки низкопроницаемых коллекторов, увеличение нефтеизвлечения из водонефтяных зон, повышение эффективности ГРП и бурения горизонтальных скважин (в том числе с многозонными ГРП), увеличение нефтеотдачи с помощью физико-химических методов, трехмерное моделирование разработки, технико-экономическая оценка месторождений, прогнозы добычи нефти по России и ХМАО-Югре, научное обобщение обширного опыта разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. А.Н. Янин – автор более 80 научных статей, соавтор ряда стандартов, руководящих отраслевых документов, обзоров. Из них наиболее известны такие труды, как: «Проблемы разработки нефтяных месторождений Западной Сибири» (2010 г.); «Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России»(в соавторстве; 1996 г.); «Регулирование разработки Приобского месторождения с применением технологии одновременно-раздельной закачки воды» (совместно с А.В. Барышниковым; 2013 г.); «Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта» (совместно с М.А. Черевко и К.Е. Яниным; 2015 г.); «Стандарт планирования добычи углеводородного сырья на месторождениях ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» (в соавторстве, 2015 г.). А.Н. Янин является постоянным автором журнала «Нефтяное хозяйство», где с 1979 по 2012 г. им опубликовано 13 научнотехнических статей. В 1990-х годах А.Н. Янин – член Центральной Комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений Минтопэнерго, с 1994 г. – Тюменского отделения ЦКР по ХМАО-Югре, с 2011 г. – ЗСНГС ЦКР Роснедр по УВС. Награжден знаком «Почетный нефтяник Тюменской области», в 1988 г. – медалью «За освоение недр и разработку нефтегазового комплекса Западной Сибири». В 2010 году – лауреат премии им. В.И. Муравленко. В 2011 г. – «Инженер года Тюменской области». Уважаемый Анатолий Николаевич! Примите искренние поздравления с юбилеем и наши наилучшие пожелания! Успехов Вам и новых свершений! Коллектив ООО «Проектное бюро «ТЭРМ», коллеги, редакционная коллегия и коллектив редакции журнала «Нефтяное хозяйство» НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 113 ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ УДК 681.518:622.276 © И.А. Бозиева, Д.Ф. Зиннатуллин, 2016 Аспекты создания корпоративной информационной системы формирования стоимости объектов строительства и обустройства месторождений И.А. Бозиева, к.э.н., Д.Ф. Зиннатуллин (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг») Адреса для связи: [email protected] [email protected] Aspects of corporate information system development to generate the costs of construction facilities and oil and gas fields infrastructure development I.A. Bozieva, D.F. Zinnatullin (LUKOIL-Engenering LLC, RF, Moscow) E-mail: [email protected], [email protected] Key words: corporate information system, decision support, feasibility study, cost estimation, cost database, OPEX estimation of oil and gas assets Ключевые слова: корпоративная информационная система, поддержка принятия решений, техникоэкономическое обоснование (ТЭО), оценка стоимости, база данных по затратам, оценка эксплуатационных затрат нефтегазодобывающих активов О ценка целесообразности инвестирования в геолого-разведочные и добывающие активы является важным направлением деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» как научно-проектной организации ПАО «ЛУКОЙЛ». Получаемые результаты расчетов используются для принятия решений линейными руководителями компании. Корпоративная информационная система определения стоимости объектов строительства и обустройства предназначена для интегрирования и структурирования имеющихся в компании данных по капитальному строительству на месторождениях. Наличие единого, надежного источника информации в этой области позволит повысить результативность бизнес-процесса по приобретению нефтегазовых активов и оценке эффективности инвестиций в их развитие, в частности, снизит трудоемкость формирования исходных данных, а также повысит достоверность и прозрачность расчетов. Затраты на создание наземной инфраструктуры составляют существенную долю в структуре инвестиций, особенно на ранних стадиях развития нефтегазового актива. Наиболее точным способом определения стоимости строительства на месторождении является составление детальных проектов обустройства с соответствующей сметной проработкой. Однако подобный подход требует большого числа входных данных, например, о ландшафте местности, наличии водных преград, технических условиях подключения к сетям, возможности сдачи товарной продукции в намеченной точке, требуемой мощности для энергообеспечения промысла, результатах по- 114 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО The article concerns a development of corporate information system to increase accuracy and effectiveness of cost estimation for capital investments in construction and oil and gas fields infrastructure development during feasibility study. This system based on PK Resurs software platform is a tool of summarizing, unification and user-friendly access to corporate data. Implementation program is described taking into account methodological consideration, procedures and normative documents development and practical realization. левых и лабораторных испытаний по изучению свойств пластового флюида и др. В связи с тем, что при подготовке технико-экономического обоснования (ТЭО) временные рамки, как правило, строго ограничены датой проведения аукциона или представления коммерческого предложения продавцу актива, сбор и обработка столь детальной информации невозможны. Поэтому оценка стоимости обустройства нового актива проводится укрупненно, на основе принципиальной схемы обустройства, данных по выбранным месторождениям-аналогам и принятия ряда допущений, т.е. степень неопределенности исходных параметров велика. Однако даже при подобном укрупненном подходе возникает проблема формирования исходных данных. Учитывая, что площадочные объекты в компании строятся не каждый год и не в каждом регионе, для определения полного набора стоимостных показателей часто требуются поиск и обработка информации по объектам, построенным в различных регионах (различными НГДО) за продолжительный период времени. При этом данные содержатся в разрозненных, существенно различающихся по форматам источниках, что существенно влияет на трудоемкость процесса. Особенно остро проблемы неопределенности и трудоемкости формирования исходных данных встают при проведении технико-экономической оценки на ранних стадиях развития актива, при оценке месторождений, находящихся вне традиционных регионов деятельности недропользователя, а также месторождений, содержащих углеводороды со специфическими свойствами. В данной ситуации добывающей компании необходимо принять тот факт, что полученный на стадии ТЭО уровень затрат неизбежно будет отклоняться от фактического, а повышение детализации расчета не означает увеличение его точности. Среди способов повышения качества экономической оценки необходимо отметить следующие: 1) формирование и внедрение единых апробированных методических подходов к укрупненной оценке новых активов; 2) приобретение информации у сторонних источников; 3) создание корпоративной информационной системы формирования стоимости объектов капитального строительства, которая позволит сократить время на формирование исходных данных по проектам, повысить точность выбора объектов-аналогов, прозрачность определения стоимости обустройства, предоставить доказательную базу при защите проекта у заказчика. В настоящее время при разработке ТЭО специалистами «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» используются следующие источники информации. 1. Данные ПАО «ЛУКОЙЛ»: – паспорта инвестиционных проектов; – данные корпоративных информационных систем и управленческой отчетности; – ранее выполненные ТЭО. 2. Данные продавцов активов: – аукционная документация; – информация, представленная в виртуальной комнате данных; – информация, находящаяся в физической комнате данных; – презентации представителей продавца; – аналогичные данные, накопленные по прошлым проектам. 3. Данные из платных источников: – программные продукты (QueStor, ПК «Ресурс»); – базы данных и аналитические отчеты (WoodMackenzie); – подписные издания (ИнфоТЭК, Argus); – отчеты внешних консультантов. 4. Данные из открытых источников: – общедоступные базы данных и аналитические отчеты (например, портал Норвежского нефтяного директората); – научные публикации и новостные статьи; – официальные сайты нефтегазовых компаний; – прочие интернет-ресурсы. В качестве одного из инструментов, позволяющих оценить величину капитальных вложений в освоение актива, «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» был приобретен программный комплекс (ПК) «Ресурс» (разработчик Ingenix Group). Данный ПК характеризуется обширной базой фактических данных о стоимости строительства объектов на нефтяных и газовых месторождениях России с возможностью детализации затрат вплоть до состава оборудования и удобным интерфейсом с большим числом встроенных фильтров. ПК позволяет пересчитывать фактическую стоимость строительства в цены нужного года с учетом регионального коэффициента. Анализ данных, содержащихся в ПК «Ресурс», и сравнение их с имеющимейся информацией по ПАО «ЛУКОЙЛ» показали, что стоимости объектов различаются между собой. Поскольку база данных ПК содержит фактические стоимости законченных строительством объектов, их отклонение от показателей ПАО «ЛУКОЙЛ» может объясняться спецификой работы с подрядчиками и отличиями в системе учета в других компаниях. В связи с этим было принято решение о необходимости формирования в среде ПК «Ресурс» собственной базы данных, содержащей фактические стоимости строительства объектов обустройства на месторождениях ПАО «ЛУКОЙЛ». Таким образом, ПК «Ресурс» становится важным элементом информационной системы определения стоимости строительства и обустройства нефтяных и газовых месторождений. С целью успешного внедрения в производственную деятельность ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» ИС в целом и функциональных возможностей ПК «Ресурс», в частности, совместно со специалистами Ingenix Group была разработана программа работ, включающая методологическую, техническую и регламентную части (рис. 1). Рис. 1. Программа работ по внедрению базы данных стоимостей объектов обустройства Методическая проработка включает три стадии. 1. Анализ направлений использования программного продукта и определение требований к структуре данных, в частности определение числа уровней данных Классификатора объектов строительства. Базовый функционал ПК «Ресурс» позволяет загружать данные о стоимости объектов обустройства со следующей детализацией: стоимость объекта, стоимость технологических блоков в составе объекта, состав блока и стоимость оборудования в его составе. Вместе с тем, исходя из потребностей специалистов основной интерес при подготовке ТЭО представляют данные о стоимости объекта и входящих в него технологических блоков (рис. 2). Именно этот уровень данных позволяет осуществлять подбор объектов-аналогов с учетом технологических особенностей (например, наличие в составе установки подготовки нефти блока сероочистки). Дальнейшая детализация на стадии составле- НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 115 ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Рис. 2. Определение потребности в детализации данных в зависимости от цели их использования Рис. 3. Процессы ведения базы данных стоимости объектов строительства и обустройства ния ТЭО не требуется, что обеспечивает экономию трудозатрат при загрузке и обновлении данных. Таким образом, в рамках создания базы данных ПАО «ЛУКОЙЛ» произошло укрупнение исходного Классификатора ПК «Ресурс». 2. Создание Классификатора объектов строительства и обустройства, в том числе реестра наименований, выделение основных разделов данных, определение иерархии объектов и их технологических параметров. Эта стадия крайне важна с точки зрения создания архитектуры данных, корректности дальнейшей загрузки из разных источников, выгрузки отчетов в принятых в компании форматах, а также удобства пользования системой. 3. Выбор источников загрузки данных. Правильное решение этого вопроса во многом определит дальнейшее использование базы данных. Среди всего спектра информационных систем и форм управленческой отчетности, существующих в компании, должны быть выбраны те, которые позволят сформировать целостную, непротиворечивую и надежную информацию о стоимости законченных строительством объектов с учетом необходимой детализации данных. Это также повлияет на востребованность создаваемой базы данных. Возможными источниками данных могут быть: – фактические данные бухгалтерских учетных систем НГДО; – усредненные стоимости строительства и обустройства объектов по НГДО за год – аналитические данные, подготовленные специалистами Департамента по обустройству нефтяных и газовых месторождений ПАО «ЛУКОЙЛ»; – проектные данные, содержащиеся в утвержденных паспортах инвестиционных проектов; – укрупненные сметные нормативы стоимости строительства объектов, рассчитанные на основе типовых решений. 116 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Разработка регламентов и нормативных документов. Успешное внедрение новой ИС в производственную деятельность организации невозможно без должной нормативно-регламентной поддержки. Процесс первичного внесения и дальнейшей актуализации данных состоит из нескольких этапов (рис. 3), каждый из которых должен быть подробно описан и регламентирован. Источники и направления потоков данных и их структура, распределение ролей и ответственности, содержание процедур сбора, обработки, загрузки и контроля данных, а также регулярность осуществления этих процедур должны быть включены в бизнес-процессы компании и зафиксированы в локальных нормативных актах. Без четкого соблюдения установленных правил не могут быть гарантированы качество данных в системе и признание ее экспертами на корпоративном уровне. Практическая реализация. Процесс внедрения ПК «Ресурс» может быть условно разделен на три стадии, в зависимости от времени реализации и потенциальных исполнителей. 1. Инсталляция и настройка ПК в распределенном корпоративном ИТ-ландшафте и освоение пользовательского и администраторского функционала соответствующими специалистами общества (компании). 2. Доработка структуры БД, программных интерфейсов и выходных форм в соответствии с потребностями специалистов и структурой данных, принятой в компании. 3. Наполнение БД ПК «Ресурс» информацией по объектам ПАО «ЛУКОЙЛ», закрепление правил использования разных видов исходных данных и норм применения выходных расчетных форм. ПК «Ресурс» построен по современной клиент-серверной веб-технологии, что позволяет сосредоточить все администрирование вокруг сервера-приложений и сервера базы данных без нагружения клиентских мест дополни- тельными настройками (работает в основных браузерах IE 9.0 и выше, Chrome, FireFox и др.). Такой подход, вопервых, способствует оперативному внедрению системы в разных географических локациях компании и облегчает процесс массового обучения пользователей, во-вторых, обеспечивает удобное текущее сопровождение и развитие системы для всех групп пользователей. Необходимость развития ПК обусловлена тем, что несмотря на то, что базовый функционал ПК «Ресурс» содержит все необходимые для работы инструменты, в частности систему фильтров и выгрузку отчетов, его использование в качестве платформы для создания внутрикорпоративной базы данных требует определенной доработки и адаптации. Среди основных направлений работ можно выделить следующие: – адаптация структуры данных к принятому Классификатору объектов строительства и обустройства; – создание загрузчика данных исходя из особенностей выбранных компанией источников данных; – введение дополнительных признаков/атрибутов данных и соответствующих фильтров, например, учитывающих административно-производственную структуру компании (привязка данных по месторождениям/территориально-производственном предприятиям/НГДО); – настройка выгрузки дополнительных отчетов в соответствии с потребностями пользователей и принятыми корпоративными форматами. Обобщая изложенное, можно отметить, что внутрикорпоративная информационная система формирования стоимости объектов строительства и обустройства на платформе ПК «Ресурс» является инструментом обобщения, унификации и предоставления удобного доступа к имеющимся в компании данным. Внедряемая в ПАО «ЛУКОЙЛ» система будет обеспечивать функциональные потребности следующих групп корпоративных пользователей: – специалистов в области технико-экономической оценки проектов в части доступа к реальным данным; – специалистов сметных и проектных подразделений общества в части доступа к утвержденным в НГДО усредненным удельным показателям, загрузки и дальнейшего использования выполняемых сметных расчетов; – экспертов НГДО и компании, осуществляющих контроль всех этапов проектирования и строительства нефтяных и газовых объектов наземной инфраструктуры. Всесторонняя проработка и внедрение рассмотренных в статье четырех основных элементов информационной системы: методической основы, системы справочников и классификаторов; базы данных, регламентирующих документов – позволит повысить точность и оперативность стоимостной оценки капитальных вложений в строительство и обустройство нефтяных и газовых месторождений при составлении ТЭО. НОВАЯ КНИГА На нефтяном фронте А.П. Серебровский Изд−во «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО», 2015. – 330 с. ISBN 978−5−93623−032−5. В настоящем издании опубликованы воспоминания заместителя наркома тяжелой промышленности СССР А.П. Серебровского (1884 – 1938) о его работе в нефтяной промышленности в 1920 – 1926 гг. Будучи руководителем крупнейшего нефтяного треста «Азнефть», автор участвовал в ключевых событиях его истории. Действующими лицами книги являются крупные политические деятели той поры – В.И. Ленин, И.В. Сталин, Г.К. Орджоникидзе, С.М. Киров, Л.Б. Красин, а также рядовые инженеры, служащие и рабочие, многие из которых, как и сам автор, были репрессированы в 30-е годы. Будучи участником восстановления нефтяной промышленности в Баку, автор описывает сложности, успехи и неудачи этого процесса. Много внимания уделено в книге технической реконструкции «Азнефти», ставшей основной задачей А.П. Серебровского на посту начальника треста, первым шагам советского нефтяного экспорта и концессионного дела. Отдельная глава посвящена поездке А.П. Серебровского в США в 1924 г. Издание включает в себя наиболее полную на сегодня биографию А.П. Серебровского, написанную с использованием неизвестных ранее документов (в том числе из Центрального архива ФСБ России), а также предисловие, комментарии и именной указатель. Книга рассчитана на читателей, интересующихся историей советской нефтяной промышленности. Издана при финансовой поддержке благотворительного фонда ПАО «ЛУКОЙЛ» и Союза нефтегазопромышленников России. По вопросам приобретения обращаться по тел. (495) 231-10-90 (Евдошенко Юрий Викторович) или эл. почте: [email protected] НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 117 ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ УДК 502.36:622.276 © Коллектив авторов, 2016 Применение гранулированных пеностеклянных сорбентов для ликвидации последствий загрязнения водных объектов жидкими нефтехимическими продуктами Я.И. Вайсман, д.м.н., А.А. Кетов, д.т.н., Ю.А. Кетов, В.Н. Коротаев, д.т.н. (Пермский национальный исследовательский политехнический университет) Using of granulated foamed glass sorbents for water remediation after liquid petrochemical products pollution Ya.I. Vaisman, A.A. Ketov, Yu.A. Ketov, V.N. Korotaev (Perm National Research Polytechnic University, RF, Perm) E-mail: [email protected], [email protected], [email protected], Адреса для связи: [email protected] [email protected] [email protected] [email protected] [email protected] Key words: foamed glass sorbents, sorption of products, water pollution The possibility of granulated foamed glass using as a sorbent for oil products is discussed. It is shown that the material has sufficient sorption capacity for water cleaning from oil pollution. The changes of the material sorption activity were not found after thermal regeneration of the material. Ключевые слова: пеностеклянные сорбенты, сорбция продуктов, загрязнение водных объектов С орбционная очистка водных объектов от органических продуктов химического и нефтехимического синтеза является одним из наиболее эффективных методов. К его преимуществам следует отнести высокую оперативность, относительно невысокие энерго- и трудозатраты, безопасность большинства сорбентов для персонала и окружающей среды [1]. В настоящее время разработаны различные сорбенты преимущественно на основе природных порошковых материалов и отходов промышленного производства. В основе способности различных материалов поглощать нефтепродукты лежит смачиваемость поверхности органическими соединениями. В связи с этим большинство сорбентов обычно обладает развитой поверхностью и пористой структурой, которую некоторые авторы делят на три класса: закрытую глобулярную, открытую глобулярную и волокнистую [2]. Многие сорбенты с хорошими сорбционными свойствами имеют существенный недостаток, заключающийся в невысокой плавучести как самого сорбента, так и продукта его взаимодействия с нефтепродуктами, следствием чего может быть загрязнение дна водоемов. Для предотвращения этого негативного явления предложено использовать нетканые материалы и изделия из них, что позволяет локализовать и собрать различные нефтепродукты сорбционным методом [3]. Другая технология предотвращения загрязнения дна водоемов в процессе ликвидации нефтехимических сбросов предусматривает применение сорбентов, обладающих малой плотностью, которая обеспечивает повышенную плавучесть. Кроме максимальной сорбции нефтепродукта таким сорбентом, к нему предъявляются требования плавучести, сравнительно невысокой стоимости и возможности регенерации или безопасной утилизации. Этим требованиям полностью соответствуют пеностеклянные материа- 118 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО лы, которые также обладают высокой химической и термической стойкостью, что позволяет осуществлять их термическую регенерацию и использовать многократно. Пеностелянные материалы показали высокую эффективность как сорбенты нефтепродуктов [4]. В работе [5] рассматривается пеностеклянный щебень, полученный дроблением блочного материала, например, производства ООО «Гомельстекло» с размером фракции 3-8 мм. Однако применение гранулированного пеностекла представляется более целесообразным вследствие лучшей транспортируемости этого материала, пониженного пылеобразования и высокой технологичности при регенерации. Гранулированное пеностекло может выпускаться как в виде дополнительного продукта в технологии производства плитного пеностекла [6], так и целенаправленно с требуемыми фракциями и плотностью [7], поэтому основной целью исследования была проверка возможности его использования для сорбции нефтепродуктов. Было рассмотрено гранулированное пеностекло, полученное из несортового стеклобоя по известной технологии [8]. Особенностью данной технологии является возможность целенаправленного производства узких фракций путем дробления полупродукта в отличие от традиционного гранулирования окатыванием или распылением суспензии. Полученные гранулы пеностекла имеют гладкую поверхность с малым числом пор, образованных вследствие удаления избытка газов в процессе обжига и уменьшения объема силиката из-за частичной кристаллизации. Внешний вид такой гранулы показан на рис. 1, внутреннее ее строение, отличающееся развитой ячеистой структурой, – на рис. 2. Структура материала предполагает возможность его использования в качестве сорбента нефтепродуктов, причем низкая плотность гранул допускает их плавучесть даже при достаточно высоком насыщении внутреннего пространства сорбируемыми соединениями. В то же время не- Рис. 1. Микрофотография внешнего вида пеностеклянной гранулы Рис. 3. Кинетика поглощения индивидуальных веществ гранулированным пеностеклом в пределе сорбции, что позволяет рекомендовать предложенный материал для многократного использования. Несмотря на существенные различия предела насыщения гранулированного пеностеклянного материала различными веществами, по мнению авторов, данный материал вследствие присущих ему высокой плавучести и возможности многократного циклического применения может быть рекомендован как сорбент нефтепродуктов для очистки от них поверхности водных объектов. Список литературы Рис. 2. Микрофотография скола пеностеклянной гранулы органическая природа пеностекла позволяет после кислородной или паровой регенерации многократно применять его, а также полученные в результате такого процесса нефтепродукты. Нефте- и влагоемкость определяли согласно ТУ 21410942238-03-95 при температре 20 °С. Для исследований было выбрано пеностекло фракции 1,25–2,5 мм насыпной плотностью 230 кг/м3. Кроме того, была определена емкость сорбента по модельным жидкостям, в качестве которых использовали индивидуальные предельные углеводороды (гексан и изо-октан), ароматические соединения различной полярности (толуол и п-ксилол) и полярное предельное кислородсодержащее соединение (изо-амиловый спирт). Данные вещества были выбраны, потому что в совокупности они охватывают типичные компоненты нефти. Емкость определяли через каждые 10 мин в течение 1,5 ч. Результаты исследования кинетики поглощения указанных веществ представлены на рис. 3. Очевидно, что в течение первых 20-25 мин сорбент интенсивно насыщается всеми представленными веществами, а затем сорбция прекращается, достигая определенного предела. Этот предел насыщения оказался самым высоким для воды. Вероятно, относительно высокая емкость сорбента по этим веществам обусловлена их высокой полярностью. Это предположение подтверждается тем, что наименьший предел насыщения наблюдается у гексана, как наименее полярного из всех веществ. Очистка исследованного пеностекла от сорбированных компонентов термообработкой в печи при температуре 550 °С и повторение сорбции по изо-октану, толуолу и изо-амиловому спирту в течение пяти циклов не выявили существенных отклонений 1. Каменщиков Ф.А., Богомольный Е.И. Нефтяные сорбенты.– М.: Регулярная и хаотическая динамика, 2005. – 268 с. 2. Хлесткин Р.Н., Самойлов Н.А., Шеметов Ф.В. Ликвидация разливов нефти при помощи синтетических сорбентов // Нефтяное хозяйство.– 1999. – №2. – С. 46–49. 3. Технология ликвидации розливов нефтепродуктов на основе нетканого сорбента / Н.П. Есенкова, С.Г. Бачерникова, А.И. Михалькова, Н.В. Пузанова // Нефтяное хозяйство.– 2005.– №2.– С. 95–97. 4. Коган В.Е., Згонник П.В., Гафиуллина А.А. Лабораторные исследования возможности изготовления сорбентов нефти и нефтепродуктов на основе малощелочных алюмоборсиликатных стекол //Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 125–127. 5. Использование пеностекла и полимерных материалов в качестве эффективных нефтесорбентов / В.Е. Коган, П.В. Згонник, Д.О. Ковина, В.А. Черняев // Стекло и керамика. – 2013. – № 12. – С. 3–7. 6. Кетов А.А., Пузанов И.С., Саулин Д.В. Тенденции развития технологии пеностекла // Строительные материалы. – 2007.– № 9. – С. 28–31. 7. Вайсман Я.И., Кетов А.А., Кетов П.А. Научные и технологические аспекты производства пеностекла // Физика и химия стекла. – 2015. – Т. 41.– № 2.– С. 214–221. 8. Пат. на изобретение № 2453510 РФ, МПК C 03 В 19/08. Способ получения пеностеклянных изделий / Н.Н. Капустинский, П.А. Кетов, Ю.А. Кетов; заявитель и патентообладатель ООО «Центр инновационных исследований». – № 20101419223/03; заявл. 14.10.10; опубл. 20.06.12. References 1. Kamenshchikov F.A., Bogomol'nyy E.I., Neftyanye sorbenty (Oil sorbents), Moscow: Regulyarnaya i khaoticheskaya dinamika Publ., 2005, 268 p. 2. Khlestkin R.N., Samoylov N.A., Shemetov F.V., Oil spills elimination utilizing synthetic organic sorbents (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 1999, no. 2, pp. 46–49. 3. Esenkova N.P., Bachernikova S.G., Mikhal'kova A.I., Puzanova N.V., Oil products spill response technology based on nonwoven sorbent (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2005, no. 2, pp. 95–97. 4. Kogan V.E., Zgonnik P. V., Gafiullina A.A., Laboratory studies of oil and oil products sorbents production possibility based on low-alkali alumoborosilicate glasses (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2015, no, 8, pp. 125–127. 5. Kogan V.E., Zgonnik P.V., Kovina D.O., Chernyaev V.A., Foam glass and polymer materials: effective oil sorbents (In Russ.), Steklo i keramika = Glass and Ceramics, 2013, no. 12, pp. 3–7. 6. Ketov A.A., Puzanov I.S., Saulin D.V., Technology trends of foam glass (In Russ.), Stroitel'nye materialy, 2007, no. 9, pp. 28–31. 7. Vaysman Ya.I., Ketov A.A., Ketov P.A., The scientific and technological aspects of foam glass production (In Russ.), Fizika i khimiya stekla = Glass Physics and Chemistry, 2015, V. 41, no. 2, pp. 214–221. 8. Patent no. 2453510 RF, MPK C 03 V 19/08, Method to prod uce foam glass items, Inventors: Kapustinskiy N.N., Ketov P.A., Ketov Yu.A. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 119 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПАМЯТИ ВЫДАЮЩЕГОСЯ НЕФТЯНИКА Такоев Дзандар Авсимайхович (1916 – 2001) 28 февраля 2016 г. исполнилось 100 лет со дня рождения заместителя Министра нефтяной промышленности СССР, лауреата Ленинской премии Дзандара Авсимайховича Такоева. Д.А. Такоев родился в 1916 г. в г. Дигора Северной Осетии-Алании. В 1941 г. окончил Азербайджанский индустриальный институт. Как специалист-нефтяник он формировался в трудные годы Великой Отечественной войны и послевоенное время на нефтяных промыслах Башкирии и Куйбышевской (Самарской) области, где прошел все ступени профессионального мастерства: помощник мастера, старший инженер, начальник участка по добыче нефти треста «Ишимбайнефть», главный инженер нефтепромысла треста «Туймазанефть» ПО «Башнефть». С 1948 г. Дзандар Авсимайхович работал главным инженером, управляющим трестом «Ставропольнефть», начальником нефтепромыслового управления «Первомайнефть», заместителем начальника Управления нефтяной и газовой промышленности Куйбышевского совнархоза, заведующим промышленно-транспортным отделом Куйбышевского обкома КПСС. В течение 15 лет Д.А. Такоев возглавлял ПО «Куйбышевнефть». За этот период под его руководством была проделана большая работа по совершенствованию структуры и организации нефтяного производства, на нефтяных промыслах активно внедрялась новая техники и передовые технологии добычи нефти, автоматизации и диспетчеризации производственных процессов. С 1970 по 1984 г. Д.А. Такоев работал заместителем Министра нефтяной промышленности СССР по внешнеэкономическим вопросам и научно-техническому сотрудничеству с зарубежными странами. Ему принадлежит немалая заслуга в широком развитии научно-технического сотрудничества, оказании Индии, Ираку, Сирии, Ливии, Болгарии, Вьетнаму и другим странам технической помощи. В тот период советскими специалистами проведена большая работа по проектированию и научно-техническому сопровождению разработки ряда зарубежных месторождений. Д.А. Такоев был талантливым инженером, рационализатором и изобретателем. На его счету 7 изобретений, 20 рационализаторских предложений, внедренных в нефтяное производство. За участие в разработке и внедрении новых методов разработки месторождений Самарской области Д.А. Такоев был удостоен Ленинской премии. Последние годы Д.А. Такоев работал во ВНИИнефти. Его общий трудовой стаж превысил 50 лет. Он выполнял большую общественную работу, дважды избирался депутатом Верховного Совета РСФСР. Государство высоко оценило заслуги Д.А. Такоева в развитии нефтяной промышленности. Он был награжден двумя орденами Ленина, двумя орденами Трудового Красного Знамени, орденом Дружбы народов, многими медалями и почетными званиями. Имел ряд наград правительств зарубежных стран. Дзандар Авсимайхович был замечательным человеком, настоящим гражданином своей страны, авторитетным нефтяником, чутким товарищем и неутомимым тружеником. Светлая память о нем навсегда сохранится в сердцах его товарищей и друзей. Совет пенсионеров-ветеранов войны и труда ОАО «НК «Роснефть» Максутов Равхат Ахметович (1930 – 2016) 17 января 2016 г. скончался известный отечественный нефтяник, специалист в области разработки нефтяных месторождений, доктор технических наук, профессор, бывший директор ВНИПИморнефтегаза Равхат Ахметович Максутов. Р.А. Максутов родился 23 августа 1930 г. в д. Муслюмово ТАССР, в 1954 г. окончил Московский нефтяной институт им. И.М. Губкина, а в 1958 г. – аспирантуру того же вуза. C 1959 г. Равхат Ахметович работал в г. Бугульме старшим научным сотрудником, начальником отдела, первым заместителем директора по научной работе Татарского нефтяного научно-исследовательского института. В 1977 г. его пригласили во ВНИИнефть для создания и руководства отделом техники добычи нефти В 1982 г. Р.А. Максутова пригласили на должность директора нового института, который должен был разрабатывать технику и технологии для морской нефтегазодобычи. Так Равхат Ахметович возглавил ВНИПИморнефтегаз. За годы работы в этом институте он организовал и возглавил новое направление исследований «Стратегия освоения углеводородных ресурсов континентального шельфа в условиях неполной информации». С 1987 по 2001 г. Р.А. Максутов работал в РМНТК «Нефтеотдача»: директором научно-технического центра, советником президента. В 1987 г. им было предложено новое направление научных исследований «Энергетически эффективная, экологически чистая технология нефтяного производства». Р.А. Максутов создал и стал директором нового научно-технического центра «Энергоэкотехнология нефтяного производства». С 2001 по 2008 г. Рафхат Ахметович работал главным специалистом Управления научно-технического развития ОАО «РИТЭК». Широко известны работы Р.А. Максутова в области техники и технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин, предотвращения нефтегазопроявлений и открытых фонтанов при эксплуатации скважин. Около 30 статей Рафхата Ахметовича было опубликовано на страницах журнала «Нефтяное хозяйство», членом редколлегии которого он был на протяжении ряда лет. Р.А. Максутов создал школу инженеров-исследователей в области техники и технологий добычи нефти. Под его научным руководством защитили диссертации более 40 кандидатов наук, из которых 4 стали докторами технических наук. Его ученики руководят крупными научными коллективами. Многолетний плодотворный труд Р.А. Максутова был оценен по достоинству. Рафхат Ахметович – лауреат премии Совета Министров СССР, Государственной премии за создание и промышленное освоение высокопроизводительных технологических процессов, материалов оборудования для увеличения долговечности трубопроводных систем и улучшения экологии нефтяных и газовых месторождений, премии им. И.М. Губкина. Он награжден орденом Трудового Красного Знамени и другими правительственными наградами. Выражаем глубокие соболезнования родным и близким Равхата Ахметовича Максутова. Коллектив ТатНИПИнефти, редакционная коллегия и коллектив редакции журнала «Нефтяное хозяйство» 120 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ УДК 502.36:622.276 © А.С. Данилов, Ю.Д. Смирнов, Д.С. Корельский, 2016 Перспективный способ дистанционного экологического мониторинга объектов нефтегазовой отрасли России1 А.С. Данилов, Ю.Д. Смирнов, к.т.н., Д.С. Корельский, к.т.н. (Национальный минеральносырьевой университет «Горный») Адрес для связи: [email protected] Ключевые слова: дистанционный экологический мониторинг, беспилотные летательные аппараты П редприятия минерально-сырьевого и топливноэнергетического комплекса (ТЭК) вносят наибольший вклад в загрязнение компонентов окружающей среды. Однако несмотря на это, применяемые методы экологического мониторинга состояния компонентов окружающей среды не позволяют оперативно и с достаточной степенью достоверности определять уровни негативного воздействия и превышение допустимых норм антропогенного воздействия данных предприятий. Для стабилизации экологической обстановки в России в 1993 г. была создана Единая государственная система экологического мониторинга (ЕГСЭМ), главной задачей которой является создание базы данных об экологической обстановке в различных регионах страны. В настоящее время дистанционный мониторинг состояния компонентов окружающей среды осуществляется аэрокосмическ ими и геофизическими методами, из которых наиболее распространены лидарная съемка и аэрофотосъемка в оптическом и инфракрасном диапазонах. Обследование должно проводиться по расширенной программе, включающей измерения не только на территории города, но и за его пределами, а также на различных высотах над городом, чтобы оценить дальность и высоту распространения вредных примесей, изменение их конце нтрации. Ранее наблюдения выполнялись на различных уровнях над землей, в частности, c использованием телевизионных мачт и установкой на них газоанализаторов или приборов для отбора проб воздуха, а также с помощью вертолетов. Однако данные методы не дали положительных результатов из-за ограниченной применимости (ограниченность данных, недостаточное число точек замеров для определений опасных полей концентрации и получения информации об уровнях загрязнений, небольшая скорость реагирования наземных систем при возникновении чрезвычайной ситуации). Promising method of remote environmental monitoring of Russian oil and gas industry facilities A.S. Danilov, Y.D. Smirnov, D.S. Korelskiy (National Mineral Resources University (Mining University), RF, Saint-Petersburg) E-mail: [email protected] Key words: remote monitoring, unmanned aircraft vehicle The aim of this paper is the creation system of remote monitoring of environmental components, allowing to carry out aerial photography and thermal imaging survey area. As a result of researches solves actual scientific and industrial problem of developing composition of the complex measurement tools. The complex can be applied in a wide range of environmental parameters in remote areas of mining agglomerations. It was revealed that ground monitoring techniques do not provide all the necessary data on the state of surface water, air, soil and vegetation, as the location of the mining area are different agglomerations difficult terrain that does not allow to explore remote places - the territory of the storage of waste products, mining pits, etc. The result of the project is the development the composition of complex measuring instruments for monitoring of environmental components mounted on unmanned aerial vehicles, allowing to solve actual problems of operational ecological monitoring of the environment. Отличием разработанной системы является применение беспилотных летательных аппаратов вертолетного типа, оснащенных аппаратурой полезной нагрузки. Исходя из поставленных задач предлагается использовать в качестве аппаратуры полезной нагрузки цифровой фотоаппарат, цифровую видеокамеру, тепловизионную камеру. Разработанный комплекс экологического мониторинга РДР-2015 «Горный» (рис. 1) позволяет передавать данные, получаемые аппаратурой полезной нагрузки с борта малогабаритного беспилотного летательного аппарата (МБЛА), на наземную станцию управления в режиме реального времени по радиоканалу с одновременной записью этих данных на бортовом накопителе ин формации. Согласно проекту методика проведения мониторинга с использованием МБЛА разрабатывается в зависимости от объекта исследований, его площади, протяженности, уровня и номенклатуры загрязняющих компонентов окружающей среды. Высокая устойчивость и хорошая управляемость обеспечивают эксплуатацию мониторингового комплекса в широком диапазоне параметров окружающей Рис. 1. Схема беспилотной авиационной системы 1Работа выполнена при поддержке Центра коллективного пользования Горного университета и Гранта Президента Российской Федерации. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 121 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ Рис. 2. Съемка акватории Черного моря у побережья в инфракрасном диапазоне (16.05.06 г.): а – съемка в ИК-диапазоне (ориентация на север); б, в – изолинии температур на 16.05.06 г., время составляет соответственно 10 ч 40 мин и 10 ч 39 мин; г – направление движения потоков воды и воздушных масс; д – светимость воды у прибрежной линии; е – концентрация хлора (хлорид-иона) среды, на ограниченных площадках. Неблагоприятные метеоусловия не являются помехой для использования комплекса экологического мониторинга благодаря высокой устойчивости беспилотных летательных аппаратов. При разработке МБЛА использовалась модульная архитектура, что позволяет при необходимости оперативно менять ее состав и перевозить мониторинговый комплекс в разобранном виде. Экологический мониторинг с применением беспилотного летательного аппарата дает возможность решать такие проблемы, как оценка состояния воздуха в приземном слое атмосферы, загрязнения водных объектов нефтепродуктами и взвешенными веществами (рис. 2), растительного покрова (в зонах техногенеза и на фоновых участках), радиационного загрязнения окружающей среды (в чрезвычайных ситуациях – при авариях на атомных электростанциях). Научная новизна проекта заключается в выявлении закономерностей рационального расположения точек наблюдения в сети производственного экологического мониторинга линейных и площадных объектов с помощью МБЛА с учетом установленного перечня поллютантов и закономерностей их миграции в компонентах природной среды. Использование беспилотных летательных аппаратов дает возможность совмещать дистанционные и контактные методы исследования, что позволяет работать с материалами, разнообразными по масштабам, разрешению, геометрическим и спектральным свойствам и при этом получать количественные и качественные характеристики состояния компонентов окружающей природной среды. Применение разработанного комплекса экологического мониторинга открывает уникальные возможности для организаций, занимающихся контролем состояния природной среды, поскольку беспилотные летательные 122 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО аппараты могут обеспечить высокоточный объемный мониторинг воздушной среды прямыми методами измерения в отличие от существующих способов контроля атмосферного воздуха. Результатом реализации проекта стала разработка устанавливаемых на беспилотные летательные аппараты измерительных средств для мониторинга состояния компонентов окружающей среды. В настоящее время применение беспилотных летательных аппаратов для гражданских нужд становится экономически эффективным, так как позволяет значительно снизить затраты на временной фактор (система является быстроразворачиваемой и не требует долговременных согласований с местными органами власти) и влияние субъективного фактора (управление осуществляется расчетом из двух человек). Экономия затрат по сравнению с используемыми МЧС пилотируемыми аппаратами может достигать 10 раз. Список литературы 1. Danilov A.S., Smirnov Y.D., Pashkevich M.A. The System of the Ecological Monitoring of Environment which is Based on the Usage of UAV. Russian Journal of Ecology. – 2015. – V. 46. – № 1. – P. 14–19. DOI 10.1134/S1067413615010038. 2. Using drones of preconstruction monitoring conducting in mining enterprise/ A.S. Danilov, Y.D. Smirnov, T.A. Petrova, M.A.Pashkevich// International Journal of Ecology & Development. – 2015. – V. 30 (1). – P. 24–35. 3. РД 52.04.186-89. Руководство по контролю загрязнения атмосферы. – М.: Изд-во стандартов, 1991. – 603 с. References 1. Danilov A.S., Smirnov Y.D., Pashkevich M.A., The system of the ecological monitoring of environment which is based on the usage of UAV, Russian Journal of Ecology, 2015, V. 46, no. 1, pp. 14–19, DOI 10.1134/S1067413615010038. 2. Danilov A.S., Smirnov Y.D., Petrova T.A., Pashkevich M.A., Using drones of preconstruction monitoring conducting in mining enterprise, International Journal of Ecology & Development, 2015, V. 30 (1), pp. 24–35. 3. RD 52.04.186-89, Rukovodstvo po kontrolyu zagryazneniya atmosfery (Guidance for the control of atmospheric pollution), Moscow: Izdatel'stvo standartov Publ., 1991, 603 p. Rekl-NH-Mob-2-15_Layout 1 14.02.16 7:38 Page 1 НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА УДК 665.761 © Коллектив авторов, 2016 Технологические аспекты получения низкозастывающих основ смазочных материалов из остатков гидрокрекинга Е.В. Кашин, Т.Н. Шабалина, д.т.н., И.А. Маслов, к.х.н., С.А. Антонов, к.х.н., С.В. Заглядова, к.т.н., М.В. Китова, к.т.н., В.В. Фадеев, к.х.н. (ООО «РН-ЦИР») Technological aspects of low pour point based oil production from the unconverted oils E.V. Kashin, T.N. Shabalina, I.A. Maslov, S.A. Antonov, S.V. Zaglyadova, M.V. Kitova, V.V. Fadeev (United Research and Development Centre LLC, RF, Moscow) E-mail: [email protected] Key words: unconverted oil, hydroisomerization, low pour point base oil, catalysts, zeolite Адрес для связи: [email protected] Ключевые слова: остатки гидрокрекинга, гидроизомеризация, низкозастывающая основа, катализаторы, цеолит В связи с предстоящим освоением новых месторождений нефти, газа и других природных ископаемых в районах Крайнего Севера и арктических морей, где зимой минимальная температура воздуха достигает -57 °С, огромное количество техники должно сохранять работоспособность в широком диапазоне температур. Для этого парк машин и механизмов (строительно-дорожные машины, экскаваторы, бульдозеры, трубоукладчики, снегоходы, дизельные установки и автомобили, буровые установки и др.) должен быть обеспечен соответствующим ассортиментом смазочных материалов. Анализ современного состояния производства низкозастывающих смазочных материалов показывает, что имеющийся ассортимент не в полной мере удовлетворяет требованиям, предъявляемым к смазочным материалам для холодного климата, и растущую потребность рынка в этих материалах, обусловленную активным развитием инфраструктуры Арктической зоны РФ [1]. Важно отметить, что основная часть российских низкозастывающих масел различного назначения производится с использованием синтетических базовых масел зарубежного производства. В связи с этим создание собственных технологий получения смазочных материалов, работоспособных в условиях низких температур, является актуальной задачей. Широкое внедрение процессов гидрокрекинга вакуумного газойля дает возможность вовлечения остат- 124 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО Infrastructure and equipment development of the Russian Arctic region requires to apply lubricants efficient in extremely low temperatures. The aim of this paper is to study the choice of crude, catalyst and determining technological factors of process for producing low -pour point base with pour point under -60 °C. Expansion of vacuum gas oil hydrocracking processes allows to involve the residues of such a process to the production of low -pour point oils. Hydrocracking residues and their fractions containing C12-C30 hydrocarbons with the absence of aromatic and sulfur-containing hydrocarbons provide producing low -pour point oils with excellent low temperature properties. Conducting hydroisomerization process under the platinum catalyst based on ZSM-5 zeolite at temperature of 280-300 °C, pressure of 3-6 MPa and applying hydrocracking residue fractions boiling at a temperature not higher than 440 °C as a crude, allows to produce oil with a pour point under -60 °C and a high yield. It is found that the platinum-containing catalyst based on zeolite ZSM-23 has a higher selectivity to hydroisomerization of crude comprising C30+ chain length hydrocarbons. ков топливного гидрокрекинга в производство низкозастывающих масел, что требует использования процессов гидроизомеризации с последующим гидрофинишингом или каталитической депарафинизацией [2–4]. Ключевым вопросом является реализация гидрокаталитического процесса получения основы с улучшенными низкотемпературными свойствами на существующих мощностях без значительных капитальных вложений. В статье рассмотрены выбор сырья, катализатора и определение технологических параметров процесса получения низкозастывающей основы c температурой застывания -60 °С и ниже, а также с минимальной вязкостью при отрицательных температурах. В качестве сырья для получения низкозастывающей основы смазочных материалов исследованы: – остаток № 1 – фракция, выделенная из остаточного продукта отечественного процесса гидрокрекинга вакуумного газойля; – остаток № 2 – непревращенный остаток процесса гидрокрекинга, вырабатываемый по технологии компании Universal Oil Products (UOP). Физико-химические свойства сырья для получения низкозастывающих основ представлены в табл. 1. Исследование фракционного состава остатков гидрокрекинга методом имитированной дистилляции (ASTM D 2887) показало, что сырье № 2 обладает более высокими температурами начала и конца кипения Таблица 2 Таблица 1 Фракция остатка № 2 Показатели Плотность при температуре 20 °С, г/см3 (ASTM 4052) Кинематическая вязкость, мм2/с, при температуре, °С (ASTM 445): 40 100 Оста- Остаток № 1 ток № 2 300-400 °С 300-450 °С Условное обозначение Сырье Сырье Сырье Сырье №1 №2 № 2а № 2б 0,8415 0,8412 0,8407 0,8405 9,358 2,591 12,54 - Индекс вязкости (ГОСТ 25371) 103 135 109 - Температура вспышки в закрытом тигле, °С (ГОСТ 6356) 137 193 - - 4 36 14 28 0,0007 0,0003 0,0009 0,0004 0,3 3,9* 5,3 2,4 Массовое содержание, %: серы (ASTM 4294) ароматических углеводородов (IP 391) 0,742 0,811 Коэффициент механической прочности, кг/мм 2,48 2,4 Диаметр экструдатов, мм 2 1,5 Массовая доля потерь при прокаливании при температуре 550±50 °С, % 1,8 1,6 230 0,60 200 0,30 ZSM-5 ZSM-23 Массовое содержание платины, % 16,82 3,954 * Содержание ароматических углеводородов по IP 469. (300–540 °С), чем сырье №1 (240–440 °С). Углеводородный состав изучали методом газовой хроматографии (WAX-анализ), который позволяет определить индивидуальные парафины (от С11 до С100) и групповой состав изо-парафинов и олефинов (по числу атомов углерода) в средних дистиллятах, масляных фракциях, парафинах и др. Различие во фракционном составе обусловлено наличием в сырье № 2 более тяжелых углеводородов (С18С37), в то время как сырье № 1 состоит преимущественно из углеводородов С15-С30. Для получения низкозастывающих основ использованы цеолитсодержащие платиновые катализаторы, разработанные в ООО «РН-ЦИР» [5, 6] (табл. 2). Исследования проводили на проточной лабораторной установке под давлением водорода в реакторе со стационарным слоем катализатора в диапазоне температур от Катализатор Катализатор №1 №2 Насыпная плотность, г/см3 Удельная поверхность, м2/г 8,133 2,344 Температура застывания, °С (ГОСТ 20287) Показатели Тип цеолита 240 до 360 °С при давлении p = 3–8 МПа, объемной скорости подачи сырья v = 0,5–1,0 ч-1 и соотношении водород:сырье=1000:1. Катализатор объемом 40 см3 помещали в реактор между слоями инертного материала. Температуру процесса контролировали с помощью термопары, установленной в слое катализатора. Гидрогенизат стабилизировали с целью удаления растворенных газов и легкокипящих фракций. Выбор оптимальных условий процесса получения низкозастывающих основ смазочных материалов существенно влияет на свойства получаемых продуктов. Рассмотрим влияние технологических параметров на выход и качество стабильного гидрогенизата. На первом этапе исследован процесс получения низкозастывающих основ смазочных материалов из сырья № 1 с применением платиносодержащего катализатора № 1 на основе цеолита ZSM-5. Повышение температуры процесса в изучаемом интервале давлений и объемных скоростей подачи сырья способствует снижению температуры застывания и выхода продукта (рис. 1), что может быть обусловлено увеличением скорости реакций крекинга. Рост давления от 3 до 6 МПа приводит к повышению температуры застывания гидрогенизата и способствует увеличению выхода при одинаковых температурах процесса. Уменьшение объемной скорости подачи сырья с 1,0 до 0,5 ч-1 в исследуемом интервале температур и давлений приводит Рис. 1. Зависимость температуры застывания (а) и выхода (б) стабильного гидрогенизата от параметров проведения процесса на сырье № 1 с использованием катализатора № 1 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 125 НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА Таблица 3 Содержание, % Температура процесса, °С н-парафинов 260 20,34 79,66 0,0 270 18,80 81,10 0,1 280 14,95 84,75 0,3 290 13,14 85,96 0,9 300 11,61 86,39 2,0 260 29,07 70,93 0,0 270 26,22 73,68 0,1 280 21,20 78,60 0,2 290 20,00 79,30 0,7 300 18,09 80,41 1,5 изоароматических парафинов + углеводородов нафтенов р = 3 MПa, v = 0,5 ч-1 р = 3 MПa, v = 1,0 ч-1 р = 6 MПa, v = 0,5 ч-1 260 32,26 67,74 0,0 270 28,43 71,57 0,0 280 23,00 77,00 0,0 290 21,00 79,00 0,0 300 21,07 78,73 0,2 р = 6 MПa, v = 1,0 ч-1 260 42,9 57,10 270 39,2 60,80 0,0 0,0 280 36,36 63,64 0,0 290 28,71 71,29 0,0 300 23,85 76,05 0,1 Примечание. Состав сырья, %: н-парафины – 49,88, изо-парафины + нафтены – 50,12, ароматические углеводороды – 0. к снижению температуры застывания гидрогенизата. Следует отметить, что уменьшение объемной скорости подачи сырья увеличивает время контакта сырья с катализатором и способствует протеканию реакций крекинга. Вследствие этого часть целевого продукта теряется с низкокипящими фракциями и его выход уменьшается. Поскольку основным фактором, влияющим на низкотемпературные свойства получаемой основы, является содержание длинноцепочечных парафинов нормального строения и изопарафиновых углеводородов, исследовано влияние технологических параметров на углеводородный состав гидрогенизата [7]. При WAX-анализе достоверное детектирование пиков изо-парафинов затруднено наличием большого количества нафтенов, поэтому содержание таких соединений дается суммарно. Влияние параметров проведения процесса на содержание н-парафинов, суммы изопарафинов и нафтенов, ароматических углеводородов в стабильных гидрогенизатах, полученных с применением платиносодержащего катализатора № 1, представлено в табл. 3. Из нее видно, что во всем интервале исследуемых давлений и объемных скоростей увеличение температуры процесса снижает в стабильном гидрогенизате долю парафинов нормального строения за счет как селективного гидрокрекинга, так и реакций гидроизомеризации. Это приводит к перераспределению групп углеводородов и росту содержания суммы изо-парафинов и нафтенов. Повышение давле- 126 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО ния и объемной скорости подачи сырья обусловливает снижение скорости протекания реакций гидрокрекинга и изомеризации. Продукты, полученные в ходе исследований, были дополнительно проанализированы на содержание ароматических углеводородов. Результаты исследований показывают, что продукты, полученные при температурах процесса до 280 °С, характеризуются отсутствием ароматических соединений. В диапазоне температур 290–300 °С массовое содержание ароматических углеводородов резко повышается до 1,5–2 %. Это может быть связано с протеканием реакций дегидрирования нафтенов, присутствующих в сырье, на платиновом катализаторе. Незначительное количество ароматических углеводородов (0,1–0,2 %) обнаружено в стабильных гидрогенизатах, полученных при повышенном давлении (6 МПа) и тех же температурах. Таким образом, низкозастывающие основы (температура застывания ниже -60 °С) из cырья № 1, выкипающего при температуре 240–440 °С, предпочтительно получать с использованием платиносодержащего катализатора на основе ZSM-5 при давлении 3 МПа, температуре 280–290 °С и объемной скорости подачи 1 ч-1. Данные параметры можно считать оптимальными для получения гидрогенизата с низким содержанием парафинов нормального строения и отсутствием ароматических углеводородов. С целью расширения ресурсной базы процесса изучена возможность получения низкозастывающих основ смазочных материалов из сырья, различающегося по фракционному и углеводородному составам. Для этого исследован способ гидрокаталитической переработки остатка гидрокрекинга, выкипающего при температуре 300–540 °С (сырье № 2), а также его узких фракций, выделенных под вакуумом (ASTM 5236-11): 300–400 °С (сырье № 2а) и 300–450 °С (сырье № 2б). Сырье № 2а имеет схожие физико-химические свойства (см. табл. 1), а также фракционный и углеводородный составы (содержание атомов углерода С16-С29) с сырьем № 1 и может рассматриваться как его альтернативная замена. Использование данной фракции в качестве сырья позволяет получить основу масла с температурой застывания -60 °С и низким содержанием ароматических углеводородов практически без изменения технологического режима (табл. 4). Таблица 4 Показатели Сырье № 1 Температура процесса, °C Сырье № 2а 280 300 Давление, МПа 3 Объемная скорость подачи сырья, ч-1 1 Плотность при температуре 20 °С, г/см3 0,8569 0,8505 40 8,87 10,40 -30 660 1025 2 Кинематическая вязкость, мм /с, при температуре, °C: Температура застывания, °С < -60 -60 Выход стабильного продукта, % 71 60 НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА Рис. 2. Зависимость температуры застывания (а) и выхода (б) стабильного гидрогенизата от параметров проведения процесса на сырье № 2 и № 2б с использованием катализатора № 1 Рис. 3. Зависимость температуры застывания (а) и выхода (б) стабильного гидрогенизата от параметров проведения процесса на сырье № 2б с использованием катализатора № 2 При получении низкозастывающих основ из сырья № 2 на катализаторе № 1 (температура 280–340 °С, объемная скорость 0,5–1 ч-1, давление 6 МПа) достичь температуры застывания гидрогенизата менее -51 °С не удалось (рис. 2, а). При использовании сырья № 2б при температуре процесса более 320 °С можно получить стабильный гидрогенизат с температурой застывания, близкой к -60 °С. Однако значительное повышение температуры процесса и снижение объемной скорости подачи сырья приводят к существенному уменьшению выхода (до 25 %) целевого продукта изза реакций крекинга (см. рис. 2, б). По-видимому, получение гидрогенизата с температурой застывания -60 °С и менее осложняется высоким содержанием в сырье углеводородов С20-С30 [8]. Варьирование технологических параметров с использованием катализатора № 1 в процессе получения низкозастывающих основ из сырья, содержащего высокомолекулярные углеводороды С30+, не позволяет получать продукты заданного качества с высоким выходом. Поэтому для тяжелого сырья целесообразно рассмот- реть процесс с использованием катализатора, более селективного в реакциях гидроизомеризации. Для этого исследован процесс получения низкозастывающих основ из сырья № 2б с применением платиносодержащего катализатора № 2 на основе цеолита ZSM-23 (см. табл. 2), обладающего более высокой селективностью в отношении реакций гидроизомеризации парафинов нормального строения по сравнению с реакциями крекинга [9]. Использование катализатора № 2 позволило получить стабильный гидрогенизат с температурой застывания менее -60 °С из сырья, содержащего высокомолекулярные углеводороды, со значительно более высоким выходом (рис. 3, а). Продукт с температурой застывания -60 °С и менее можно получить при температуре 340 °С и объемной скорости подачи сырья 0,5 ч-1. Увеличение v до 1 ч-1 вызывает необходимость проведения процесса при более высоких температурах. При температуре процесса 360 °С, давлении 3 МПа и объемной скорости подачи сырья 1 ч -1 температура застывания стабильного гидрогенизата составляет -61 °С, НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 02’2016 127 НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА при этом выход равен 66–68 %, что свидетельствует о более селективном протекании реакции изомеризации на катализаторе № 2 (см. рис. 3, б). Анализ углеводородного состава жидких продуктов показывает, что увеличение температуры процесса приводит к резкому росту массового содержания ароматических углеводородов до 22–24 % при температуре 360 °С и давлении 3 МПа, что может быть следствием протекания реакций дегидрирования нафтеновых углеводородов. Значительно (более чем в 2 раза) снизить содержание ароматических углеводородов удается при увеличении давления от 3 до 8 МПа. Однако высокое рабочее давление требует применения более дорогостоящего оборудования, что ухудшает техникоэкономические показатели процесса и влияет на возможность его включения в существующую схему производства [10]. Таким образом, низкозастывающую основу из сырья № 2б предпочтительно получать на платиносодержащем катализаторе № 2 на основе ZSM-23 при температуре 360 °С, давлении 8 МПа и объемной скорости подачи сырья 1 ч -1 для получения гидрогенизата с температурой застывания менее -60 °С, высоким выходом и низким содержанием ароматических углеводородов. 3. Pat. 4229282 US. Catalytic dewaxing of hydrocarbon oils/A.W. Peters, E. Bowes, T.R. Stein; assignee Mobil Oil Corporation (New York, NY). – Appl. No. 06/033,775; filed April 27, 1979; publ. October 21, 1980. 4. Wilson M.W., Mueller T.A., Kraft G.W. Commercialization of IsodewaxingA New Technology for Dewaxing to Manufacture High Quality Lube Base Stocks, FL-94-112, NPRA, November 1994. 5. Пат. 2320407 РФ. Катализатор изодепарафинизации нефтяных фракций и способ его приготовления/ А.Н. Логинова, С.В. Лысенко, А.В. Иванов, В.В. Фадеев, М.В. Китова, М.А. Шарихина, А.Н. Григорьев; заявитель и патентообладатель ООО «Объединенный центр исследований и разработок». – № 2006135994/04; заявл. 12.10.06; опубл. 27.03.08. 6. Пат. 2560157 РФ. Катализатор изодепарафинизации дизельных фракций и способ его получения/ В.Ф. Фадеев, Д.Н. Герасимов, А.Н. Логинова, Р.А. Смолин, Н.Ю. Уварова, А.В. Абрамова; заявитель и патентообладатель ОАО «НК «Роснефть». – № 2014137040/04; заявл. 12.09.14; опубл. 20.08.15. 7. Hao Ling, Qiang Wang, Ben-xian Shen. Hydroisomerization and hydrocracking of hydrocracker bottom for producing lube base oil // Fuel Processing Technology. – 2009. – V. 90. – p. 531-535. 8. Sivasanker S., Ramaswamy A.V., Ratnasamy P. Desing of catalyst and process of the dewaxing of petroleum oils // Applied Catalysis A: General. – 1996. – V. 138. – Р. 369-379. 9. Lee S.-W., Ihm S.-K. Characteristics of magnesium-promoted Pt/ZSM-23 catalyst for the hydroisomerization of n hexadecane // Industrial & Engineering Chemistry Research. – 2013. – V. 52(44). – p. 15359-15365. 10. Гидрогенизационное облагораживание нефтяного сырья с целью совершенствования технологии производства смазочных масел. Тематический обзор/ В.З. Злотников, М.З. Розенштейн, С.П. Рогов [и др.]. – М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ, 1986. – 64 с. 11. Пат. 2570649 РФ. Способ получения основ низкозастывающих арктических масел/С.В. Заглядова, М.В. Китова, И.А. Маслов, Е.В. Кашин, С.А. Антонов, И.В. Пиголева; заявитель и патентообладатель ОАО «НК «Роснефть». – № 2015106555/04; заявл. 26.02.15; опубл. 10.12.15. References Выводы 1. Определены технологические параметры одностадийного гидрокаталитического процесса переработки остатков гидрокрекинга, выкипающих при температуре не более 440 °С (сырье № 1 и № 2а) с использованием платиносодержащего катализатора на основе ZSM-5, обеспечивающего получение низкозастывающей основы с выходом не менее 71 % [11]. 2. Использование сырья с температурой конца кипения более 440 °С при применении катализатора, содержащего цеолит ZSM-5, не позволяет получать продукт с температурой застывания -60 °С с высоким выходом. 3. Стабильный гидрогенизат с температурой застывания -60 °С и выходом около 66–68 % из высококипящих фракций остатков гидрокрекинга, содержащих углеводороды C 30+, можно получить с применением более селективного катализатора на основе цеолита ZSM-23. Список литературы 1. Marketingovoe issledovanie rynka smazochnykh materialov dlya Kraynego Severa i Arktiki v Rossii i mire (Market research of lubricants for the Far North and Arctic regions in Russia and in the world), Megaresearch, 2013, p. 45. 2. Shabalina T.N., Kaminskiy S.E., Gidrokataliticheskie protsessy v proizvodstve masel (Hydrocatalytic processes in the oil production), Samara: Publ. of SSTU, 2003, 56 p. 3. Patent no. 4229282 US, Catalytic dewaxing of hydrocarbon oils, Inventors: Peters A.W., Bowes E., Stein T.R. 4. Wilson M.W., Mueller T.A., Kraft G.W., Commercialization of isodewaxing – a new technology for dewaxing to manufacture high quality lube base stocks, FL-94-112, NPRA, 1994, November. 5. Patent no. 2320407 RF, Petroleum fraction isodewaxing catalyst and a method for preparation thereof, Inventors: Loginova A.N., Lysenko S.V., Ivanov A.V., Fadeev V.V., Kitova M.V., Sharikhina M.A., Grigor'ev A.N. 6. Patent no. 2560157 RF, Isodewaxing catalyst for diesel fractions and method of its receipt, Inventors: Fadeev V.F., Gerasimov D.N., Loginova A.N., Smolin R.A., Uvarova N.Yu., Abramova A.V. 7. Hao Ling, Qiang Wang, Ben-xian Shen, Hydroisomerization and hydrocracking of hydrocracker bottom for producing lube base oil, Fuel Processing Tec hnology, 2009, V. 90, pp. 531-535. 8. Sivasanker S., Ramaswamy A.V., Ratnasamy P., Desing of catalyst and process of the dewaxing of petroleum oils, Applied Catalysis A: General, 1996, V. 138, pp. 369-379. 9. Lee S.-W., Ihm S.-K., Characteristics of magnesium-promoted Pt/ZSM-23 catalyst for the hydroisomerization of n hexadecane, Industrial & Engineering Chemistry Research, 2013, V. 52(44), pp. 15359-15365. 1. Анализ рынка смазочных материалов для Крайнего Севера и Арктики в России и мире//Маркетинговое исследование портала Megaresearch, 2013 [электронный ресурс]. 10. Zlotnikov V.Z., Rozenshteyn M.Z., Rogov S.P., Gidrogenizatsionnoe oblagorazhivanie neftyanogo syr'ya s tsel'yu sovershenstvovaniya tekhnologii proizvodstva smazochnykh masel (Thematic review: Petroleum feedstocks hydroconversion upgrading to improve production technology of lubricating oil), Moscow: Publ. of TsNIITENEFTEKhIM, 1986, 64 р. 2. Шабалина Т.Н., Каминский С.Э. Гидрокаталитические процессы в производстве масел. – Самара: Изд-во Самарского гос. технического ун-та, 2003. – 56 с. 11. Patent no. 2570649 RF, Method of obtaining bases of waxy arctic oils, Inventors: Zaglyadova S.V., Kitova M.V., Maslov I.A., E.V. Kashin, S.A. Antonov, I.V. Pigoleva. 128 02’2016 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
