SOCAR Proceedings

SOCAR Proceedings

SOCAR Proceedings - официальное издание НИПИ «Нефтегаз» Государственной Нефтяной Компании Азербайджанской Республики – издается с 1930 года и предназначен для специалистов нефтяной и газовой промышленности, аспирантов и научных сотрудников.

Журнал включен в международную систему цитирования SCOPUS, Российский Индекс Научного Цитирования (РИНЦ) и в системы реферирования EI’s Compendex, Petroleum Abstracts (Tulsa), Inspec, Chemical Abstracts.

Б.Б.Гусейнов1, А.М.Салманов2, Б.И.Магеррамов2

1SOCAR,  Баку, Азербайджан; 2НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан

Оценка перспективности сланцевых углеводородов майкопских отложений междуречья Куры и Габырры


По результатам анализа комплекса геолого-геофизических и геохимических исследований междуречья Куры и Габырры (НГР) установлено, что нефтематеринская порода Майкопских отложений накоплена в разных: континентальных, дельтовых, мелко и глубоководных морских условиях. Содержание органических веществ в разрезе этих отложений колеблется в пределах от 0.02 до 2.14%. Значения геотермического градиента верхней части разреза майкопских отложений, показывает на низкий уровень зрелости органического вещества на территории района. Несмотря на это, проведенные исследования показывают, что в нижней части майкопских отложений и в отложениях эоцена возможно накопление сланцевых УВ. По результатам исследований можно прийти к выводу, что отложения  залегающие в интервалах глубин 3000-5000 м прошли главное окно нефтегазообразования. Одновременно слабая проницаемость и трещиноватость эоценовых и майкопских отложений положительно влияли на процессы накопления и сохранения сланцевых УВ.

Ключевые слова: геология; тектоника; палеотектоника; литология; литофация; структура; палеоструктура; поднятие; бассейн; осадконакопление; залеж; углеводород; ловушка; органическое вещество; нефтегазоносность; глина; сланцы; перспективность; палеоген-миоцен; майкоп.


DOI: 10.5510/OGP20170400325

E-mail: Ahmed.Salmanov@socar.az


А.Р. Курчиков, А.К.Ягафаров, И.П.Попов, В.М.Александров, А.А.Пономарев, М.Д.Заватский, М.А.Кадыров

Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия

Выделение отложений различного генезиса по материалам микротомографии керна


В данной работе обосновывается необходимость внедрения компьютерной микротомографии (µ-КТ) в комплекс стандартных исследований керна с целью уточнения фациальных условий формирования пород-коллекторов. Объектом исследования явились породы пласта Ю2 тюменской свиты в скважине № 47 Урненского нефтяного месторождения Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Проанализированы образцы керна диаметром 8 мм с помощью метода рентгеновской микротомографии. Исследование заключалось в структурном анализе томографических срезов и корреляции геолого-геофизических, текстурно-структурных и литолого-фациальных данных. Выявлена связь данных микротомографии и результатов геолого-геофизических исследований. Анализ этих материалов позволяет выделить в дельтовом канале отложения трех подтипов отложений, отождествляемых с осадочными субмикрофациями. Проведено изучение структуры порового пространства пород-коллекторов пласта Ю2. Был сделан вывод о необходимости использования результатов компьютерной микротомографии при проведении фациального анализа терригенных отложений Западно-Сибирского осадочного мегабассейна и построении трехмерных геологических моделей.

Ключевые слова: компьютерная микротомография; керн; осадконакопление; фациальный анализ; спектрометрическая модификация гамма-каротажа на керне; осадочные фации; субмикрофации; петрофизические исследования; породы-коллекторы.


DOI: 10.5510/OGP20170400326

E-mail: alexandrov@aotandem.ru


Б.А.Перминов, В.Б.Перминов, З.Х.Ягубов, И.А.Дементьев

Ухтинский государственный технический университет, Ухта, Россия

Квазирезонанс в двухвходовых системах контроля параметров бурения


В работе проведен анализ частотных характеристик каналов измерения двухвходовой системы контроля и общих частотных характеристик на примере двухвходовой системы контроля динамического приращения крутящего момента. Показано, что в режиме квазирезонанса, мнимая составляющая частотной функции обращается в ноль. Это приводит к исключению амплитудно-частотных и фазо-частотных искажений в канале измерения. Проведенный расчет логарифмической амплитудно-частотной характеристики всей системы в режиме квазирезонанса показал полное отсутствие частотных искажений в двухвходовой системе контроля динамического приращения крутящего момента. Рассмотрены экспериментальные логарифмические амплитудно-частотные и фазо-частотные характеристики при отсутствии квазирезонанса и при его наличии в одном из каналов измерения. Показано, что при частотах меньше резонансных, фазный сдвиг и амплитуда частотных искажений имеют положительные значения, а при частотах больше резонансных – отрицательные. Приведены результаты испытаний опытного образца двухвходовой системы контроля параметров крутящего момента на экспериментальной скважине фирмы «Элтех» в г. Усинск, Республика Коми.

Ключевые слова: двухвходовая система; квазирезонанс; канал измерения; вариационная структура; частотные характеристики; частотные искажения.


DOI: 10.5510/OGP20170400327

E-mail: zyagubov@ugtu.net


Е.Ю.Липатов Н.А.Аксенова

Тюменский индустриальный университет, Нижневартовск, Россия

Опыт применения биополимерного эмульсионного  бурового раствора при бурении горизонтальных скважин на Кошильском месторождении


В статье рассмотрены осложнения, возникающие при строительстве наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием  на юрские отложения Кошильского месторождения,  показана эффективность применения модифицированного биополимерного эмульсионного раствора. Предлагаемый буровой раствор имеет высокие реологические, смазывающие и ингибирующие свойства, уникальные фильтрационные и коркообразующие показатели, способствует сохранению естественных коллекторских свойств пласта. Применение раствора при бурении под хвостовик позволило минимизировать риск возникновения поглощений и прихватов и пробурить скважину без осложнений.

Ключевые слова: биополимерный эмульсионный раствор; осложнения; юрские отложения; Баженовская свита; наклонно-направленная скважина с горизонтальным окончанием; хвостовик.


DOI: 10.5510/OGP20170400328

E-mail: na-acs@yandex.ru


А.Р. Кондрат, Н.Н.Гедзик

Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, Ивано-Франковск, Украина

Увеличение добычи газа из месторождений с низкопроницаемыми терригенными коллекторами


В работе предлагается научное обоснование технологии повышения газоотдачи и текущей добычи газа из месторождений с низкопроницаемыми терригенными коллекторами. По результатам физического и гидродинамического моделирования установлены закономерности адсорбционно-десорбционных процессов в низкопроницаемых коллекторах и оценено влияние размещения разнопрофильных скважин с поинтервальными гидроразрывами пласта на дебит скважин и коэффициент газоотдачи. На основе полученных результатов представлены усовершенствованные технологии повышения добычи газа с месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, оценено их влияние и технологические и экономические показатели разработки месторождений и даны рекомендации для их дальнейшего внедрения.

Ключевые слова: низкопроницаемые коллектора; десорбция, газоотдача; гидравлический разрыв пласта.


DOI: 10.5510/OGP20170400329

E-mail: alexkondratr@gmail.com


Д.А.Искендеров1,  Г.Г.Ибадов2, Е.К.Толепбергенов3

1ПО «Азнефть», SOCAR, Баку, Азербайджан; 2НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан;  3ТОО НИИ «Каспиймунайгаз», Актау, Казахстан

Гравийный скважинный фильтр новой конструкции


Для предотвращения или ограничения поступления механических примесей в подземное оборудование разрабатываются и применяются новые конструкции скважинных фильтров. Предложенная в статье  новая конструкция гравийного скважинного фильтра может быть применена в скважинах вне зависимости от способа эксплуатации и добываемой продукции, в составе которой наблюдается наличие механических примесей. В данной работе решена задача достижения максимальной прочности фильтра, увеличения срока эффективной работы, распределения всестороннего, равномерного поступления продукции в скважину и, при необходимости, обеспечения полного извлечения комплекса оборудования из скважины. Установка скважинного фильтра исключает опасность разрушения цементного кольца в заколонном пространстве и ограничивает  поступление песка,  что в конечном итоге приводит к увеличению межремонтного периода скважин, сокращению текущих и капитальных  работ, увеличению дебита  скважин.

Ключевые слова: скважинный фильтр; механические примеси; пластовая жидкость.


DOI: 10.5510/OGP20170400330

E-mail: qahir.ibadov@socar.az


Ф.Г. Гасанов, Ш.П.Кязимов, Э.С.Абдуллаева

НИПИ «Нефтегаз», SOCAR, Баку, Азербайджан

Новый подход к утилизации механических примесей в системе подготовки скважинной продукции


В статье предложен способ улавливания песка и механических примесей в потоке жидкости, включающий устройство для оседания песка, которое устанавливают до пункта сбора и подготовки продукции, непосредственно на внутрипромысловом трубопроводе, как на линии одной скважины, так и на узлах соединения нескольких скважин. При этом разработанное устройство для оседания песка располагают на расстоянии, которое определяют с помощью предложенной зависимости. Конструкционные параметры устройства для оседания песка, обеспечивающие наиболее полное улавливание и механических примесей, определяют с учетом суточного объема жидкости, проходящего через устройство путем сравнения таких параметров, как время оседания твердых частиц и время прохождения жидкости с твердыми частицами через устройство. 20/06/2016 года были начаты испытания разработанного устройства для оседания песка на ГМСП №4 месторождения «Гюнешли» НГДУ им.28 Мaя. В целях защиты насосов для закачки жидкости от воздействия песка, устройство для оседания песка было установлено на наземном промысловом трубопроводе 4-ой платформы на приеме насосов.

Ключевые слова: механические примеси; внутрипромысловый трубопровод; промысловое оборудование; система сбора и подготовки продукции; пластовые флюиды; устройство для оседания песка; скорость оседания частиц; расход жидкости. 


DOI: 10.5510/OGP20170400331

E-mail: elmiraabdullayeva2016mailru.abd@mail.ru


М.К.Мустафаев1, Е.К.Кайыржан2

1АО «КазНИПИмунайгаз», Актау, Казахстан; 2АО «Каражанбасмунай», Актау, Казахстан

Лабораторно-экспериментальные исследования влияния температуры рабочего агента на коэффициент вытеснения высоковязкой нефти в условиях месторождения «Каражанбас»


В работе рассматриваются лабораторно-экспериментальные исследования влияния температуры рабочего агента на коэффициент вытеснения высоковязкой нефти в условиях месторождения «Каражанбас». По результатам исследований, проведенных лабораторным центром АО «КазНИПИМунайгаз», следует, что повышение температуры рабочего агента способствует увеличению вытеснения нефти, прирост коэффициента вытеснения нефти отмечается для всех литотипов пород. Динамика коэффициента вытеснения резко увеличивается при повышении температуры закачиваемой воды от 50 °C и более. Достигается это благодаря резкому снижению вязкости нефти (в 3 раза) и повышению ее подвижности, что подтверждается результатами PVT исследований глубинных проб нефти, выполненных по 4-м скважинам. Оценка влияния минерализации на глинистые породы показала, что снижение минерализации негативно влияет на коллекторские свойства. Значительное снижение проницаемости при снижении минерализации закачиваемой воды до полного опреснения связано с типами глин: глины представлены иллитами и смектитами, которые сильно подвержены набуханию. В работе на основе лабораторно-экспериментальных исследований для эффективного вытеснения нефти рекомендуется использовать горячую воду с температурой в пределах 50-90 °С и провести опытно-промышленное испытание.

Ключевые слова: высоковязкая нефть; коэффициент вытеснения; литотипы пород; PVT исследование; минерализация; глинистые породы; коллекторские свойства; проницаемость; лабораторно-экспериментальные исследование; вытеснения нефти.


DOI: 10.5510/OGP20170400332

E-mail: Turkpenbaeva_B@kaznipi.kz


Р.Н. Бахтизин1, К.Р.Уразаков1, С.Ф.Исмагилов1, А.С.Топольников2, Ф.Ф.Давлетшин3

1Уфимский государственный технический университет, Уфа, Россия; 2Институт механики им. Р.Р.Мавлютова УНЦ РАН, Уфа, Россия; 3Башкирский государственный университет, Уфа, Россия

Динамическая модель штанговой насосной установки для скважин с направленным профилем ствола


В работе представлена математическая модель для расчета динамических нагрузок, действующих на штанговую колонну и плунжер скважинного штангового насоса в наклонно направленной скважине при откачке из нее многофазной смеси, состоящей из воды, нефти и газа. Математическая модель учитывает силы граничного трения штанг о стенки НКТ и вязкого трения штанг о движущуюся в НКТ газожидкостную смесь, параметры многофазного потока в НКТ и затрубном пространстве, а также переменный характер давления в полости под плунжером, фазовые переходы и гидравлические потери. Результаты расчетов сравниваются с промысловыми измерениями.

Ключевые слова: штанговый насос; динамограмма; наклонно-направленная скважина; граничное трение; динамическая нагрузка.


DOI: 10.5510/OGP20170400333

E-mail: felix8047@mail.ru


Р.Т. Ахметов, В.В.Мухаметшин, А.В.Андреев, Ш.Х.Султанов

Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия

Некоторые результаты опробования методики  прогноза показателя смачиваемости продуктивных пластов


Показано, что гидрофильность продуктивных пластов определяется, в первую очередь, водоудерживающей способностью. Это особенно относится к карбонатным коллекторам, характеризующимся отсутствием или низким содержанием глинистого цемента. В терригенных коллекторах на величину водоудерживающей способности оказывает существенное влияние изменчивость минерального состава глинистого цемента. При неизменном минералогическом составе глинистого цемента можно ожидать наличие корреляционной связи между гидрофильностью и водоудерживающей способностью продуктивного коллектора.

Ключевые слова: гидрофильность; водоудерживающая способность; продуктивный пласт; коллекторские свойства.


DOI: 10.5510/OGP20170400334

E-mail: vsh@of.ugntu.ru