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 международные системы цитирования Web of Science (Emerging Sources Citation Index), SCOPUS и Российский Индекс Научного Цитирования (РИНЦ), в системы реферирования EI’s Compendex, Petroleum Abstracts (Tulsa), Inspec, Chemical Abstracts.

Д.C. Ураков1, Ш.Ш. Рахман2, С. Тайсон3, М. Джэми3, Д.Ю. Чудинова1, Ш.Х. Султанов1, Ю.А. Котенев1

1Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия; 2Университет Нового Южного Уэльса, Сидней, Австралия; 3Технологический университет Брунея, Бандар-Сери-Бегаван, Бруней

Формирование концепта возникновения вторичной пористости с использованием различных лабораторных методов


Вторичная пористость в песчаниках считается ключевым параметром, контролирующим добычу углеводородов. Понимание распределения вторичных пор может дать определенное представление о неоднородности коллектора для конкретной области месторождения и, как результат, может помочь в применении более эффективных технологий проектирования скважин для повышения показателей нефтеотдачи. Изучаемое месторождение расположено примерно в 40 км от Брунея-Дарусаллама. Для того, чтобы выяснить механизмы, которые привели к образованию вторичной пористости был проведен ряд исследований таких как: применение гелиевого порозиметра, измерение капиллярного давления за счет нагнетания ртути в образец, применение микрокомпьютерной томографии, рентгеновской дифракции, петрографического анализа, растрового электронного микроскопа с энергодисперсионной спектроскопией, а также использование фокусируемого ионного луча. Результаты показали, что эффективная пористость состоящая из вторичных пор была образована за счет эрозионных процессов, появления трещин в зернах песчаника, а также растворения минералов, в том числе и аутигенных, которые являются частью цемента заполняющего поры.

Ключевые слова: вторичная пористость; растворимость минералов; диагенетические процессы; геологическая неоднородность; анализ керна.

Вторичная пористость в песчаниках считается ключевым параметром, контролирующим добычу углеводородов. Понимание распределения вторичных пор может дать определенное представление о неоднородности коллектора для конкретной области месторождения и, как результат, может помочь в применении более эффективных технологий проектирования скважин для повышения показателей нефтеотдачи. Изучаемое месторождение расположено примерно в 40 км от Брунея-Дарусаллама. Для того, чтобы выяснить механизмы, которые привели к образованию вторичной пористости был проведен ряд исследований таких как: применение гелиевого порозиметра, измерение капиллярного давления за счет нагнетания ртути в образец, применение микрокомпьютерной томографии, рентгеновской дифракции, петрографического анализа, растрового электронного микроскопа с энергодисперсионной спектроскопией, а также использование фокусируемого ионного луча. Результаты показали, что эффективная пористость состоящая из вторичных пор была образована за счет эрозионных процессов, появления трещин в зернах песчаника, а также растворения минералов, в том числе и аутигенных, которые являются частью цемента заполняющего поры.

Ключевые слова: вторичная пористость; растворимость минералов; диагенетические процессы; геологическая неоднородность; анализ керна.

Литература

  1. Hadley, D. F., Arochukwu, E. C., Nishi, K., et al. (2006, January). Depositional modelling of Champion field, Brunei: assessing the impact of reservoir architecture on secondary recovery. SPE-101033-MS. In: SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  2. Hodgetts, D., Imber, J., Childs, C., et al. (2001). Sequence stratigraphic responses to shorelineperpendicular growth faulting in shallow marine reservoirs of the Champion field, offshore Brunei Darussalam, South China Sea. AAPG Bulletin, 85(3), 433-457.
  3. Fah, Y. K., Carter, R. R., Walton, W., Hupje, R. (1997, January). Technology-driven infill oil development planning of a mature offshore area, Brunei Darussalam. SPE-38051-MS. In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  4. Tingay, M. R., Hillis, R. R., Swarbrick, R. E., et al.. (2009). Origin of overpressure and pore-pressure prediction in the Baram province, Brunei. AAPG Bulletin, 93(1), 51-74.
  5. Sommerauer, G., Zerbst, C. (2006, January). Rapid pressure support for Champion SE reservoirs by multi-layer fractured water injection. SPE-101017-MS. In: SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  6. Childs, C. J. J. P., Walsh, J. J., Watterson, J. (1997). Complexity in fault zone structure and implications for fault seal prediction. Norwegian Petroleum Society Special Publications, 7, 61-72.
  7. Harding, T. P. (1976). Tectonic significance and hydrocarbon trapping consequences of sequential folding synchronous with San Andreas faulting, San Joaquin Valley, California. AAPG Bulletin, 60(3), 356-378.
  8. Smalley, P. C., England, W. A., El Rabaa, A. W. M. (1994). Reservoir compartmentalization assessed with fluid compositional data. SPE Reservoir Engineering, 9(03), 175-180.
  9. Jolley, S. J., Fisher, Q. J., Ainsworth, R. B. (2010). Reservoir compartmentalization: an introduction. Geological Society, London, Special Publications, 347(1), 1-8.
  10. Zoback, M. D. (2010). Reservoir geomechanics. London: Cambridge University Press.
  11. Van Rensbergen, P., Morley, C. K. (2003). Re-evaluation of mobile shale occurrences on seismic sections of the Champion and Baram deltas, offshore Brunei. Geological Society, London, Special Publications, 216(1), 395-409.
  12. Crevello, P., Morley, C., Lambiase, J., Simmons, M. (1997, May). The interaction of tectonics and depositional systems on the stratigraphy of the active tertiary Deltaic Shelf Margin of Brunei Darussalam. In: Proceedings of an International Conference on Petroleum Systems of SE Asia and Australasia.
  13. Buckley, S. E., Leverett, M. (1942). Mechanism of fluid displacement in sands. Transactions of the AIME, 146(01), 107-116.
  14. Ahmed, T. (2018). Reservoir engineering handbook. Gulf Professional Publishing.
  15. Zhuravljov, A., Lanetc, Z. (2019). Relevance of analytical Buckley–Leverett solution for immiscible oil displacement by various gases. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9(1), 617-626.
  16. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
  17. Hook, J. R. (2003). An introduction to porosity. Petrophysics, 44 (03), 205-212.
  18. Salimov, F. S., Kotenev, Y. A., Mukhametshin, V. S., et al. (2020, August). Development of oil deposits in tectonic conditions. In: IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 905(1), 012086.
  19. Stenkin, A. V., Kotenev, Y. A., Sultanov, S. K., et al. (2020, August). Increased production of oil reserves in low production deposits of West Siberian oil and gas province. In: IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 905(1), 012088.
  20. Wilkinson, M., Darby, D., Haszeldine, R. S., Couples, G. D. (1997). Secondary porosity generation during deep burial associated with overpressure leak-off: Fulmar Formation, United Kingdom Central Graben. AAPG Bulletin, 81(5), 803-813.
  21. Lindquist, S. J. (1977). Secondary porosity development and subsequent reduction, overpressured Frio Formation sandstone (Oligocene), South Texas. AAPG Bulletin, 71(2), 191-206.
  22. Schmidt, V., McDonald, D. A. (1979). The role of secondary porosity in the course of sandstone diagenesis. SEPM Special Publication, 26, 175-207.
  23. Thomson, A. (1959). Pressure solution and porosity. SEPM Silica in Sediments (SP7).
  24. Mozley, P. S. (1989). Relation between depositional environment and the elemental composition of early diagenetic siderite. Geology, 17(8), 704-706.
  25. Gautier, D. L. (1982). Siderite concretions; indicators of early diagenesis in the Gammon Shale (Cretaceous). Journal of Sedimentary Research, 52(3), 859-871.
  26. Wang, W. H. (1992). Origin of reddening and secondary porosity in Carboniferous sandstones, Northern Ireland. Geological Society, London, Special Publications, 62(1), 243-254.
  27. Blatt, H. (1979). Diagenetic processes in sandstones. SEPM Special Publication, 26, 141-157.
  28. Blatt, H. (1982). Sedimentary petrology. San-Francisco: W.M. Freeman and Co.
  29. Dewers, T., Ortoleva, P. (1990). A coupled reaction/transport/mechanical model for intergranular pressure solution, stylolites, and differential compaction and cementation in clean sandstones. Geochimica et Cosmochimica Acta, 54(6), 1609-1625.
  30. Renard, F., Ortoleva, P., Gratier, J. P. (1997). Pressure solution in sandstones: influence of clays and dependence on temperature and stress. Tectonophysics, 280(3-4), 257-266.
  31. Houseknecht, D. W. (1988). Intergranular pressure solution in four quartzose sandstones. Journal of Sedimentary Research, 58(2), 228-246.
  32. Bjorkum, P. A. (1996). How important is pressure in causing dissolution of quartz in sandstones?. Journal of Sedimentary Research, 66(1), 147-154.
  33. Hayes, J. B. (1979). Sandstone diagenesis—the hole truth. SEPM Special Publication, 26, 127-139.
  34. Bjorlykke, K. (1984). Formation of secondary porosity: How important is it?: Part 2. Aspects of porosity modification. In: Clastic Diagenesis.
  35. Dapples, E. C. (1972). Some concepts of cementation and lithification of sandstones. AAPG Bulletin, 56(1), 3-25.
  36. Larter, S. R., Senftle, J. T. (1985). Improved kerogen typing for petroleum source rock analysis. Nature, 318(6043), 277-280.
  37. Dow, W. G., O'Connor, D. I. (1982). Kerogen maturity and type by reflected light microscopy applied to petroleum exploration.
  38. Edwards, M. B. (2002). Sequence stratigraphic responses to shoreline-perpendicular growth faulting in shallow marine reservoirs of the Champion field, offshore Brunei Darussalam, South China Sea: discussion. AAPG Bulletin, 86(5), 919–921.
  39. van Kessel, O. (2000, November). Champion East, low cost redevelopment of shallow, stacked and faulted heavy oil reservoirs. SPE-64719-MS. In: International Oil and Gas Conference and Exhibition in China. Society of Petroleum Engineers.
  40. Daniels, E. J., Altaner, S. P., Marshak, S., Eggleston, J. R. (1990). Hydrothermal alteration in anthracite from eastern Pennsylvania: Implications for mechanisms of anthracite formation. Geology, 18(3), 247-250.
  41. Hryckowian, E., Dutcher, R. R., Dachille, F. (1967). Experimental studies of anthracite coals at high pressures and temperatures. Economic Geology, 62(4), 517-539.
  42. Xia, W., Xie, G. (2014). Changes in the hydrophobicity of anthracite coals before and after high temperature heating process. Powder Technology, 264, 31-35.
  43. Maxwell, J. C. (1964). Influence of depth, temperature, and geologic age on porosity of quartzose sandstone. AAPG Bulletin, 48(5), 697-709.
  44. Saller, A., Blake, G. (2003). Sequence stratigraphy and syndepositional tectonics of upper Miocene and Pliocene deltaic sediments, offshore Brunei Darussalam. SEPM Special Publication, 76, 219–234.
  45. Smith, B. J. (2009). Weathering processes and forms /in «Geomorphology of Desert Environments». Dordrecht: Springer.
  46. Meshri, I. D. (1986). On the reactivity of carbonic and organic acids and generation of secondary porosity. SEPM Roles of Organic Matter in Sediment Diagenesis.
  47. Surdam, R. C., Boese, S. W., Crossey, L. J. (1984). The chemistry of secondary porosity: Part 2. Aspects of porosity modification. AAPG Memoir, 37(2), 127-149.
  48. Nesbitt, H. W., Young, G. M. (1989). Formation and diagenesis of weathering profiles. The Journal of Geology, 97(2), 129-147.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200490

E-mail: urakov.dm.s@gmail.com


Д.Ю. Чудинова, Д.С. Ураков, Ш.Х. Султанов, Ю.А. Котенев, Яо.Д.Б. Атсе

Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия

Повышение нефтеотдачи высоконеоднородных пластов


Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки существует большое количество факторов, влияющих на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Одним из таких факторов является формирование зон остаточных запасов нефти, формирующихся из-за высокой степени геологической неоднородности и свойств пластового флюида. Для решения данной проблемы применяются различные методы повышения нефтеотдачи пластов (МУН). Обоснование применения тех или иных методов, в данной работе, было проведено путем анализа геолого-промысловых данных, построения и анализа карт неоднородности, ретроспективному анализу проведения геолого-технических мероприятий, проводимых на объекте исследования. Объект исследования имеет линзовидную строение, состоит из 9 различных фаций и представлен 4 классами неоднородности. В условиях данного пласта были предложены наиболее эффективные методы по вовлечению остаточных запасов в разработку.

Ключевые слова: методы повышения нефтеотдачи; неоднородность; фации; обработка призабойной зоны пласта; коэффициент нефтеизвлечения.

Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки существует большое количество факторов, влияющих на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Одним из таких факторов является формирование зон остаточных запасов нефти, формирующихся из-за высокой степени геологической неоднородности и свойств пластового флюида. Для решения данной проблемы применяются различные методы повышения нефтеотдачи пластов (МУН). Обоснование применения тех или иных методов, в данной работе, было проведено путем анализа геолого-промысловых данных, построения и анализа карт неоднородности, ретроспективному анализу проведения геолого-технических мероприятий, проводимых на объекте исследования. Объект исследования имеет линзовидную строение, состоит из 9 различных фаций и представлен 4 классами неоднородности. В условиях данного пласта были предложены наиболее эффективные методы по вовлечению остаточных запасов в разработку.

Ключевые слова: методы повышения нефтеотдачи; неоднородность; фации; обработка призабойной зоны пласта; коэффициент нефтеизвлечения.

Литература

  1. Chudinova, D. Yu. (2018). Obosnovanie vydeleniya razlichnyh kategorij ostatochnyh zapasov nefti i tekhnologij ih vyrabotki (na primere gruppy plastov BS sortymskoj svity). Doctoral dissertation. Ufa: UGNTU.
  2. Chudinova, D. Yu., Sidnev, A.V. (2016). Geological and technical measures to control and regulate the development of deposits of the Kogalym group at the final stage. Electronic Scientific Journal «Oil and Gas Business», 1, 119-137.
  3. Chudinova, D. Yu (2016). Geological and technological justification of the choice areas for the technology of enhanced oil recovery. Journal of Young Scientist, 1, 5-9.
  4. Chudinova, D. Yu., Burumbueva, M. D., Kotenev, Yu. A. (2017). Operational modeling of oil deposits using mathematical methods of clustering facies deposits. Online Scientific Publication «Oil Province», 2(10).
  5. Petuhov, A. A., Nasibullin, V. G., Kipot', V. L. I dr. (2010). Mini-proekt po obosnovaniyu bureniya vtoryh stvolov s gorizontal'nym okonchaniem v skvazhinah Tevlinsko-Russkinskogo mestorozhdeniya, uchastok plasta BS102-3 v rajone skvazhiny 39 R s primeneniem geologo-gidrodianmicheskogo modelirovaniya v PK «Astra». Kazan': OOO «Nauchno-tekhnicheskij centr «Geoproekt»».
  6. Otchet po NIR. (2016). Podbor effektivnyh geologo-tekhnicheskih meropriyatij po intensifikacii dobychi nefti, povysheniya nefteotdachi plasta BS10-2/3 Tevlinsko-Russkinskogo mestorozhdeniya (rajon CDNG-4). Ufa: FBGOU VO UGNTU. 
  7. Zalevskij, O. A., Boldenko, N. V. (2014). Dopolnenie k proektu razrabotki Tevlinsko-Russkinskogo mestorozhdeniya (Tyumenskaya oblast', HMAO). Otchet po NIR. Tyumen': OOO «Lukojl-Zapadnaya Sibir'» filial OOO «Lukojl-Inzhiniring «Kogalymneftegaz».
  8. Kotenev, Yu. A. (2004). Nauchno-metodicheskie osnovy povysheniya effektivnosti vyrabotki trudnoizvlekaemyh zapasov nefti s primeneniem metodov uvelicheniya nefteotdachi. Doctoral dissertation. Moscow: Institut problem transporta energoresursov.
  9. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
  10. Suleimanov, B. A., Latifov, Y. A., Veliyev, E. F., Frampton, H. (2018). Comparative analysis of the EOR mechanisms by using low salinity and low hardness alkaline water. Journal of Petroleum Science and Engineering, 162, 35-43.
  11. Suleimanov, B. A., Ismayilov, F. S., Dyshin, O. A., Veliyev, E. F. (2016). Selection methodology for screening evaluation of EOR methods. Petroleum Science and Technology, 34(10), 961-970.
  12. Suleimanov, B. A., Ismailov, F. S., Dyshin, O. A., & Veliyev, E. F. (2016, October). Screening evaluation of EOR methods based on fuzzy logic and bayesian inference mechanisms. SPE-182044-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  13. Veliyev, E. F. (2020). Review of modern in-situ fluid diversion technologies. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
  14. 1998 Worldwide EOR Survey. The Oil and Gas Journal, 96(16), 60–77.
  15. 2000 Worldwide EOR Survey. The Oil and Gas Journal, 98(12), 46–61.
  16. Special Report: 2006 Worldwide EOR Survey. The Oil and Gas Journal, 104(15), 46–57.
  17. World energy outlook 2007. International Energy Agency, 76–93.
  18. Cadelle, C. P., Burger, J. G., Bardon, C. P., et al. (1981). Heavy-oil recovery by in-situ combustion—two field cases in rumania. Journal of Petroleum Technology, 33(11), 2057–2066.
  19. Awan, A. R. (2008). A survey of North Sea enhanced-oil-recovery projects initiated during the years 1975 to 2005. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 11(3), 497-512.
  20. Demin, W., Jiecheng, C., Junzheng, W., et al. (1999, October). Summary of ASP pilots in Daqing Oil Field. SPE-57288-MS. In: SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia.
  21. Taber, J. J., Martin, F. D., Seright, R. S. (1997). EOR screening criteria revisited - Part 1: introduction to screening criteria and enhanced recovery field projects. SPE Reservoir Engineering, 12(03), 189–198.
  22. Al Adasani, A., Bai, B. (2011). Analysis of EOR projects and updated screening criteria. Journal of Petroleum Science and Engineering, 79(1–2), 10–24.
  23. Otchet. (2006). «Facial'nyj i sedimentologicheskij analiz kernovogo materiala s cel'yu optimizacii poiskov zalezhej UV v plastah gruppy BS10 Kochevskogo mestorozhdeniya i severnoj chasti Tevlinsko-Russkinskogo mestorozhdeniya». Kogalym.
  24. Valeev, A. S., Dulkarnaev, M. R., Kotenev, YU. A. i dr. (2016). Metodicheskie osnovy planirovaniya i organizacii intensivnyh sistem zavodneniya (na primere plastov Vat'eganskogo i Tevlinsko-Russkinskogo mestorozhdenij). Ekspoziciya «Neft'.Gaz», 3(49), 38-44..
  25. Minnimuhametova, A. A., Matrosov, V. YU. (2015). Kompleks geologo-tekhnologicheskih issledovanij dlya vydeleniya produktivnogo plasta BS 10 2-3 na Tevlinsko-Russkinskom mestorozhdenii. Ekonomika i biznes: teoriya i praktika, 10, 78-81.
  26. Auhatov, YA. G. (2008). Vliyanie nadvigovyh dvizhenii na harakter stroeniya produktivnyh plastov tevlinsko-russkinskogo mestorozhdeniya (Srednee Priob'e). Izvestiya Otdeleniya nauk o Zemle i prirodnyh resursov Akademiya nauk Respubliki Bashkortostan. Seriya «Geologiya», 12, 52-53.
  27. Yudin, A. V., Klimenko, V. N., Golovanev, A. S., et el. (2015, November). Channel fracturing technique increases oil production up to 30% from Jurassic formations in Kogalym area. SPE-177373-MS. In: SPE Annual Caspian Technical Conference & Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
  28. Reading, H. G., Reading, H. G. (1978). Sedimentary environments and facies. Volume 60. Oxford: Blackwell.
  29. Alpay, O. A. (1972). A practical approach to defining reservoir heterogeneity. Journal of Petroleum Technology, 24(07), 841–848.
  30. Leong, V. H., Ben Mahmud, H. (2019). A preliminary screening and characterization of suitable acids for sandstone matrix acidizing technique: A comprehensive review. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9(1), 753–778.
  31. Skachek, K. G., Valeev, R. A. (2008). Evaluation of the effectiveness of geological and technical measures based on geostatic analysis, taking into account the conditions for the formation of oil reservoirs and geological objects. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 8, 27-31.
  32. Christensen, R., Stenby’, E. H., Skauge, A. Review of WAG field experience. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 4(02), 97–106.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200491

E-mail: miracle77@mail.ru


Д.Ю. Чудинова, Яо Д.Б. Атсе, Р.М. Минниахметова, М.Ю. Котенев

Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия

Классификация остаточных запасов нефти и методов для их извлечения


Большинство месторождений нефти и газa находятся на поздней стадии разработки, многие из них разрабатываются с применением заводнения. Данные месторождения характеризуются снижением добычи нефти и резким увеличением доли обводнённости. В ходе разработки основная часть запасов нефти вырабатывается без использования методов увеличения нефтеотдачи. Запасы нефти в неразработанных зонах являются ценным источником для выработки. Для вовлечения остаточных запасов в активную разработку, необходимо грамотное обоснование и выбор наиболее эффективных геолого – технических мероприятий, которые принимают во внимание различные геологические и коллекторские характеристики месторождений. Остаточные запасы нефти классифицируются как трудноизвлекаемые и в основном сконцентрированы в зонах, вертикально и латерально не охваченных заводнением. Они принадлежат к разным категориям, подразделяемые по геологическим и техническим характеристикам. В связи c этим необходимо планировать различные геолого – технические мероприятия с учетом структуры остаточных запасов и закономерностей их распределения. В работе проведены исследования сложных месторождений нефти и газа, детальный анализ геолого – геофизических характеристик, параметров неоднородности коллектора, а также эксплуатационная, геологическая и коммерческая оценка разработки запасов.

Ключевые слова: oстаточные запасы нефти; пленка нефти; коллектор; геологическая неоднородность; заводнение.

Большинство месторождений нефти и газa находятся на поздней стадии разработки, многие из них разрабатываются с применением заводнения. Данные месторождения характеризуются снижением добычи нефти и резким увеличением доли обводнённости. В ходе разработки основная часть запасов нефти вырабатывается без использования методов увеличения нефтеотдачи. Запасы нефти в неразработанных зонах являются ценным источником для выработки. Для вовлечения остаточных запасов в активную разработку, необходимо грамотное обоснование и выбор наиболее эффективных геолого – технических мероприятий, которые принимают во внимание различные геологические и коллекторские характеристики месторождений. Остаточные запасы нефти классифицируются как трудноизвлекаемые и в основном сконцентрированы в зонах, вертикально и латерально не охваченных заводнением. Они принадлежат к разным категориям, подразделяемые по геологическим и техническим характеристикам. В связи c этим необходимо планировать различные геолого – технические мероприятия с учетом структуры остаточных запасов и закономерностей их распределения. В работе проведены исследования сложных месторождений нефти и газа, детальный анализ геолого – геофизических характеристик, параметров неоднородности коллектора, а также эксплуатационная, геологическая и коммерческая оценка разработки запасов.

Ключевые слова: oстаточные запасы нефти; пленка нефти; коллектор; геологическая неоднородность; заводнение.

Литература

  1. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
  2. Shakhverdiev, A. Kh., Panakhov, G. M., Suleimanov, B. A., et al. (1999). Method for development of oil deposit. RU Patent 2125154.
  3. Suleimanov, B. A. (1997). Slip effect during filtration of gassed liquid. Colloid Journal, 59(6), 749-753.
  4. Suleimanov, B. A. (1995). Filtration of disperse systems in a nonhomogeneous porous medium. Colloid Journal, 57(5), 704-707.
  5. Surguchev, M. L., Simkin, E. M. (1988). Factors affecting the state of residual oil in watered reservoirs. Oil Economy, 9, 31 – 36.
  6. Kovalev, V. S. (1964). The question of oil displacement from heterogeneous reservoirs. Scientific Works of «Giprovostokneft», No. 7.
  7. Zheltov, Yu. P. (1975). Development of oil fields. Moscow: Nedra.
  8. Manapov, T. F. (2017). Scientific and methodological approach to the development of residual oil reserves from heterogeneous reservoirs with variable permeability. Doctoral dissertation. Ufa: USPTU.
  9. Akhmetova. Z. R. (2017). Structuring of residual oil to justify oil recovery technologies. PhD dissertation. Ufa; USPTU.
  10. Mikhailov, N. N. (1992). Residual oil saturation of the producing formations. Moscow: Nedra.
  11. Mikhailov, N. N. (1993). Physical and geological problems of residual oil saturation. Moscow: Science.
  12. Kotenev, Yu. A., Andreev, V.E., Nugaybekov, A. G. (1997). Improving the efficiency of production of hard-to-recover oil reserves in carbonate reservoirs. Study Guide for USPTU. Ufa: USPTU.
  13. Semin A.V., (1962). Geological heterogeneity of formations and someways to study it. Works of AllRussian Research Institute. Moscow.
  14. Dementiev, L. F. (1964). Mathematical statistics in oilfield. Geology, Geology of Oil and Gas, 3.
  15. Skachek, K. G., Valeev, R. A. (2008). Evaluation of the effectiveness of geological and technical measures based on geostatic analysis, taking into account the conditions of oil reservoirs and geological objects. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 8, 27-31.
  16. Podymov E. D., Slesareva V. V., Rafikova K. R. (2010). Review of ideas on enhanced oil recovery methods classification. Proceedings of TatNIPINeft. Moscow.
  17. Alvarado V., Manrique E. (2010). Enhanced oil recovery: an update review. USA: Energies.
  18. Fedotov I. B., Artyukhovich V.K. (2015). Methods of enhanced oil recovery application. Oilfield Engineering, 1, 15-18.
  19. Sulaev V. V. (2019). Methods of enhanced oil recovery and their application criteria. Scientific Almanac, 200-203.
  20. Kotenev, Yu. A., Andreev, V. E., Yagafarov, Yu.P., et al. (1998), Geological and field analysis of the efficiency of applying enhanced oil recovery methods. Ufa: USPTU.
  21. Muslimov, R. H. (1999). Planning additional oil production and evaluating the effectiveness of methods for increasing oil recovery. Kazan: Kazan University.
  22. Lozin, E. V. (1987). Efficiency of oil field development. Ufa: Bashknigoizdat.
  23. Surguchev, M. L. (1964). About the principles of regulating the development of heterogeneous formations. Moscow: Nedra.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200492

E-mail: miracle77@mail.ru


Р.У. Рабаев1, Ш.Х. Султанов1, В.Е. Андреев1,2, А.В. Чибисов1,2, А.П. Чижов1,2, Г.С. Дубинский1,2, Р.Р. Газизов1,2, Е.Р. Ефимов1,2

1Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия; 2Государственное автономное научное учреждение «Институт стратегических исследований Республики Башкортостан», Уфа, Россия

Результаты экспериментальных исследований комплексного физико-химического воздействия в карбонатных коллекторах


В статье освещаются результаты экспериментальных исследований кинетики растворения карбонатных пород c целью разработки эффективных способов замедления скорости кислотной реакции в гетерогенных структурах. Установлено, что интенсивность процесса выщелачивания карбонатных коллекторов с добавлением углеводородных растворителей, таких как диоксаны, увеличивается из-за перехода ацеталей в нефтяную фазу, растворения высокоактивных компонентов нефти и более интенсивного проникновения водного раствора соляной кислоты в матрицу карбонатной породы, что интенсифицирует процесс выщелачивания. Разработана технология комплексного физико-химического воздействия на карбонатные коллектора. Показано, что использование смеси водных растворов соляной кислоты и органического растворителя приводит к увеличению эффективности растворения до 88%, а скорость реакции увеличивается в 3.5 раза.

Ключевые слова: карбонатная порода; коллектор; пористая среда; неоднородность; кинетика выщелачивания;  соляно-кислотная обработка; растворитель.

В статье освещаются результаты экспериментальных исследований кинетики растворения карбонатных пород c целью разработки эффективных способов замедления скорости кислотной реакции в гетерогенных структурах. Установлено, что интенсивность процесса выщелачивания карбонатных коллекторов с добавлением углеводородных растворителей, таких как диоксаны, увеличивается из-за перехода ацеталей в нефтяную фазу, растворения высокоактивных компонентов нефти и более интенсивного проникновения водного раствора соляной кислоты в матрицу карбонатной породы, что интенсифицирует процесс выщелачивания. Разработана технология комплексного физико-химического воздействия на карбонатные коллектора. Показано, что использование смеси водных растворов соляной кислоты и органического растворителя приводит к увеличению эффективности растворения до 88%, а скорость реакции увеличивается в 3.5 раза.

Ключевые слова: карбонатная порода; коллектор; пористая среда; неоднородность; кинетика выщелачивания;  соляно-кислотная обработка; растворитель.

Литература

  1. Surguchev, M. L., Kalganov, V. I., Gavura, A. V., Mikhnevich, V. G. (1987). Extraction of oil from carbonate collectors. Moscow: Nedra.
  2. Chizhov, A. P., Chibisov, A. V., Efimov, E. R., Andreev, V. E. (2017) On the issue of a comprehensive impact on difficult-built carbonate development facilities. In: VI International Scientific and Practical Conference.
  3. Parlar, M., Parris, M. D., Jasinski, R. J., Robert, J. A. (1995, March). An experimental study of foam flow through berea sandstone with applications to foam diversion in matrix acidizing. SPE29678-MS. In: SPE Western Regional Meeting, Bakersfield, California.
  4. Zhang, N. L., Zhao, L., Luo, Z. (2017). Simulation of acid fracturing effective distance in fissured carbonate reservoir. Electronic Journal of Geotechnical Engineering, 22, 4317-4331.
  5. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
  6. Davarpanah, A., Nassabeh, M.M., Zarei, M., et al. (2017). An overview of acidizing procedures in fractured carbonated reservoirs. Petroleum & Petrochemical Engineering Journal, 1(2), 1-9.
  7. Civan, F. (2007). Reservoir formation damage: fundamentals, modeling, assessment and mitigation. 2nd Edition. Amsterdam: Elsevier, Gulf Professional Publication.
  8. Chizhov, A. P., Andreev, V. E., Chibisov, A. V., et al. (2016). Intensification of inflow from carbonate collectors for the conditions of the Volga-Urals. Problems of Collection, Preparation and Transportation of Oil and Petroleum Products, 3(105), 35-42.
  9. Mamedov, T. M. (1984). Oil production using hydrocarbon solvents. Moscow: Nedra.
  10. Chizhov, A. P., Ptashko, O. A., Chibisov, A. V. (2015). Solvent of asphaltenes, resin and paraffin deposits for the conditions of Volga-Ural province oil fields. In: XV International Scientific and Practical Conference Energy Efficiency. Problems and Solutions.
  11. Charnyi, I. A. (2006). Underground hydrogasodynamics. Moscow: RCD.
  12. Fedorov, K. M., Andreev, V. E., Nugaybekov, A. G. (1996). Modeling of the process of complex physical and chemical impact on the carbonate collector. In: 2nd Scientific and Technical Conference Dedicated to the 850th Anniversary of Moscow.
  13. Andreev, V. E., Blinov, S. A., Nugaybekov, A. G. (1996) Kinetics of leaching carbonate reservoirs with a composite solvent. Bashkir Chemical Journal, 7, 43-47.
  14. Svalov, A. M. (2013). Problems of oil and gas production. Capillary effects in underground hydrodynamics: new results. Moscow: RAS, Institute of Oil and Gas Problems, Librocom.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200493

E-mail: z077@mail.ru


Р.У. Рабаев, А.В. Чибисов, А.Ю. Котенев, М.Ю. Котенев, Г.С. Дубинский, В.Ш. Мухаметшин, Е.Р. Ефимов

Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия

Математическое моделирование растворения карбонатных коллекторов и прогнозирование эффективности регулируемой солянокислотного воздействия


В статье представлены результаты теоретических исследований процесса фильтрации соляно кислотных композиций в пористых средах карбонатных коллекторов, насыщенных двухфазной пластовой жидкостью. Рассмотрено решение задачи фильтрации в процессе выщелачивания карбонатных коллекторов с возможным регулированием процесса углеводородными растворителями. Предложен и испытан численный алгоритм кислотного воздействия на нефтенасыщенный пласт, который позволяет определить следующие параметры фильтрационного потока: концентрацию соляной кислоты, распределение водонасыщенности, давление и другие параметры. Приведена математическая модель процесса растворения карбонатного коллектора с использованием композитных растворителей, позволяющая прогнозировать технологические показатели эффективности кислотного воздействия.

Ключевые слова: карбонатная порода; пористая среда; коллектор; пластовые флюиды; моделирование; кислотное воздействие; растворитель.

В статье представлены результаты теоретических исследований процесса фильтрации соляно кислотных композиций в пористых средах карбонатных коллекторов, насыщенных двухфазной пластовой жидкостью. Рассмотрено решение задачи фильтрации в процессе выщелачивания карбонатных коллекторов с возможным регулированием процесса углеводородными растворителями. Предложен и испытан численный алгоритм кислотного воздействия на нефтенасыщенный пласт, который позволяет определить следующие параметры фильтрационного потока: концентрацию соляной кислоты, распределение водонасыщенности, давление и другие параметры. Приведена математическая модель процесса растворения карбонатного коллектора с использованием композитных растворителей, позволяющая прогнозировать технологические показатели эффективности кислотного воздействия.

Ключевые слова: карбонатная порода; пористая среда; коллектор; пластовые флюиды; моделирование; кислотное воздействие; растворитель.

Литература

  1. Surguchev, M. L., Kalganov, V. I., Gavura, A. V., Mikhnevich, V. G. (1987). Extraction of oil from carbonate collectors. Moscow: Nedra.
  2. Chizhov, A. P., Chibisov, A. V., Efimov, E. R., Andreev, V. E. (2017) On the issue of a comprehensive impact on difficult-built carbonate development facilities. In: VI International Scientific and Practical Conference.
  3. Parlar, M., Parris, M. D., Jasinski, R. J., Robert, J. A. (1995, March). An experimental study of foam flow through berea sandstone with applications to foam diversion in matrix acidizing. SPE29678-MS. In: SPE Western Regional Meeting, Bakersfield, California.
  4. Zhang, N. L., Zhao, L., Luo, Z. (2017). Simulation of acid fracturing effective distance in fissured carbonate reservoir. Electronic Journal of Geotechnical Engineering, 22, 4317-4331.
  5. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
  6. Davarpanah, A., Nassabeh, M.M., Zarei, M., et al. (2017). An overview of acidizing procedures in fractured carbonated reservoirs. Petroleum & Petrochemical Engineering Journal, 1(2), 1-9.
  7. Civan, F. (2007). Reservoir formation damage: fundamentals, modeling, assessment and mitigation. 2nd Edition. Amsterdam: Elsevier, Gulf Professional Publication.
  8. Chizhov, A. P., Andreev, V. E., Chibisov, A. V., et al. (2016). Intensification of inflow from carbonate collectors for the conditions of the Volga-Urals. Problems of Collection, Preparation and Transportation of Oil and Petroleum Products, 3(105), 35-42.
  9. Mamedov, T. M. (1984). Oil production using hydrocarbon solvents. Moscow: Nedra.
  10. Chizhov, A. P., Ptashko, O. A., Chibisov, A. V. (2015). Solvent of asphaltenes, resin and paraffin deposits for the conditions of Volga-Ural province oil fields. In: XV International Scientific and Practical Conference Energy Efficiency. Problems and Solutions.
  11. Charnyi, I. A. (2006). Underground hydrogasodynamics. Moscow: RCD.
  12. Fedorov, K. M., Andreev, V. E., Nugaybekov, A. G. (1996). Modeling of the process of complex physical and chemical impact on the carbonate collector. In: 2nd Scientific and Technical Conference Dedicated to the 850th Anniversary of Moscow.
  13. Andreev, V. E., Blinov, S. A., Nugaybekov, A. G. (1996) Kinetics of leaching carbonate reservoirs with a composite solvent. Bashkir Chemical Journal, 7, 43-47.
  14. Svalov, A. M. (2013). Problems of oil and gas production. Capillary effects in underground hydrodynamics: new results. Moscow: RAS, Institute of Oil and Gas Problems, Librocom.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200494

E-mail: z077@mail.ru


И.Н. Хакимзянов1,2, В.Ш. Мухаметшин2, Р.Н. Бахтизин2, Р.И. Шешдиров1

1«ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д.Шашина, Бугульма, Россия; 2Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия

Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами


В статье предложена формула для определения объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. С целью сопоставления плотности сетки скважин (ПСС), полученной по традиционной и по объемной методикам, были рассмотрены 12 вариантов для разработки опытного участка Ямашинского месторождения с различным размещением вертикальных скважин и скважин с горизонтальным окончанием (СГО). По результатам расчетов получены весомые различия в значениях ПСС, что подтверждает то, что в общепринятом определении ПСС не учитывается объемный характер притока нефти к СГО с одним или несколькими условно-горизонтальных стволов (УГС). В методике объемного определения ПСС через зенитный угол наклона, радиус контура дренирования и длину УГС, учитывается объемный характер притока нефти к СГО.

Ключевые слова: плотность сетки скважин, коэффициент сетки скважин, скважина с горизонтальным окончанием, коэффициент охвата, радиус контура питания, объемная методика.

В статье предложена формула для определения объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. С целью сопоставления плотности сетки скважин (ПСС), полученной по традиционной и по объемной методикам, были рассмотрены 12 вариантов для разработки опытного участка Ямашинского месторождения с различным размещением вертикальных скважин и скважин с горизонтальным окончанием (СГО). По результатам расчетов получены весомые различия в значениях ПСС, что подтверждает то, что в общепринятом определении ПСС не учитывается объемный характер притока нефти к СГО с одним или несколькими условно-горизонтальных стволов (УГС). В методике объемного определения ПСС через зенитный угол наклона, радиус контура дренирования и длину УГС, учитывается объемный характер притока нефти к СГО.

Ключевые слова: плотность сетки скважин, коэффициент сетки скважин, скважина с горизонтальным окончанием, коэффициент охвата, радиус контура питания, объемная методика.

Литература

  1. Vishnyakov, V., Suleimanov, B., Salmanov, A., Zeynalov, E. (2019). Primer on enhanced oil recovery. Gulf Professional Publishing.
  2. Султанов, С. А., Мухарский, Э. Д., Лысенко, В. Д., Буторин, О. И. (1977). Методика определения конечного коэффициента нефтеотдачи. Бугульма: ТатНИПИнефть.
  3. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В. (2018). Контроль и регулирование процесса солянокислотного воздействия на призабойную зону скважин по геолого-промысловым данным. Записки Горного института, 231, 275-280.
  4. Керимов, Н. С., Гусейнова, Д. Ф., Юсифова, Ш. Ф. (2013). Оценка начальных извлекаемых запасов горизонта верхний мел месторождения «Мурадханлы» методами моделирования. SOCAR Proceedings, 2, 56-59.
  5. Муслимов, Р. Х. (2005). Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: ФЭН.
  6. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
  7. РД 39-0147035-214-86. (1986). Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. Москва: ВНИИ.
  8. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50. 
  9. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40-45.
  10. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е. (2018). Повышение эффективности оценки результативности технологий, направленных на расширение использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(8), 30–36.
  11. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33-39.
  12. Щелкачев, В. Н. (1974). Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещение. Нефтяное хозяйство, 6, 26-29.
  13. Хакимзянов, И. Н., Хисамов, Р. С., Ибатуллин, Р. Р. и др. (2011). Наука и практика применения разветвленных и многозабойных скважин при разработке нефтяных месторождений. Казань: ФЭН.
  14. Хабибрахманов, А. Г., Зарипов, А. Т., Хакимзянов, И. Н. и др. (2019). Оценка эффективности уплотнения сетки скважин на низкопроницаемых карбонатных коллекторах (на примере месторождений Республики Татарстан). Казань: Слово.
  15. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
  16. Хамитов, И. Г., Щекатурова, И. Ш., Федоренко, Н. В. (2014). Численное исследование плотности сетки скважин с учетом многоствольных скважин на примере месторождения Западной Сибири. Нефтепромысловое дело, 2, 15-18.
  17. Вышенская, М. И. (2013). Определение плотности сетки при разработке месторождения горизонтальными скважинами. Бурение и нефть, 9, 26-30.
  18. Мулявин, С. Ф. (2012). Методика расчета коэффициента охвата для систем разработки с горизонтальными скважинами. Нефтепромысловое дело, 5, 27-30.
  19. Y a k u p o v , R . F . , M u k h a m e t s h i n , V . Sh.,Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom water-drive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
  20. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200495

E-mail: vsh@of.ugntu.ru


Р.Ф. Якупов, И.Н. Хакимзянов, В.В. Мухаметшин, Л.С. Кулешова

Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия

Использование гидродинамической модели при создании обратного конуса нефти в условиях водонефтяных зон


Для условий разработки водоплавающих залежей в терригенных коллекторах, имеющих низкую проницаемость нефтенасыщенных пород в купольной части пласта, предложена технология создания обратного нефтяного конуса для эффективной выработки остаточных запасов нефти. Для визуализации процесса нефтеизвлечения создана гидродинамическая модель, позволяющая повысить эффективность предложенной технологии, а также проводить регулирование параметрами технологии. Рассмотрены вопросы создания моделей: образования конуса воды при перфорации прикровельной части пласта; образования конуса нефти в процессе отбора воды из пластов с предельной водонасыщенностью; размывы конуса нефти в процессе её добычи из пропластков с наибольшей нефтенасыщенностью. Определены параметры, влияющие на эффективность использования предложенной технологии обратного конуса. 

Ключевые слова: нефть; фильтрационная модель; конус нефти; водоплавающие залежи; добыча.

Для условий разработки водоплавающих залежей в терригенных коллекторах, имеющих низкую проницаемость нефтенасыщенных пород в купольной части пласта, предложена технология создания обратного нефтяного конуса для эффективной выработки остаточных запасов нефти. Для визуализации процесса нефтеизвлечения создана гидродинамическая модель, позволяющая повысить эффективность предложенной технологии, а также проводить регулирование параметрами технологии. Рассмотрены вопросы создания моделей: образования конуса воды при перфорации прикровельной части пласта; образования конуса нефти в процессе отбора воды из пластов с предельной водонасыщенностью; размывы конуса нефти в процессе её добычи из пропластков с наибольшей нефтенасыщенностью. Определены параметры, влияющие на эффективность использования предложенной технологии обратного конуса. 

Ключевые слова: нефть; фильтрационная модель; конус нефти; водоплавающие залежи; добыча.

Литература

  1. Телков, А. П., Ягафаров, А. К., Шарипов, А. У., Клещенко, И. И. (1993). Интерпретационные модели нефтяной залежи на стадии разработки. Москва: ВНИИОЭНГ.
  2. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
  3. Куванышев, У. П. (1965). Некоторые задачи пространственной фильтрации в анизотропных пластах. Труды ТатНИПИнефть, 8, 205-214
  4. Керимов, Н. С., Гусейнова, Д. Ф., Юсифова, Ш. Ф. (2013). Оценка начальных извлекаемых запасов горизонта верхний мел месторождения «Мурадханлы» методами моделирования. SOCAR Proceedings, 2, 56-59.
  5. Мухаметшин, В. В. (2018). Обоснование трендов повышения степени выработки запасов нефти нижнемеловых отложений Западной Сибири на основе идентификации объектов. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 329(5), 117-124.
  6. Скворцов, В. В. (1961). Определение времени обводнения скважин при учете различия вязкостей нефти и воды. Татарская нефть, 4, 21-28.
  7. Казаков, А. А., Соловьев, И. Г. (2009). Модель динамики конусообразования подошвенной воды нефтяной скважины. Вестник кибернетики, 8, 4-11.
  8. Karpychev, V. A. (1960). To the problem of the cone of bottom water in an inhomogeneous formation. Journal of Applied Mechanics and Technical Physics, 3, 88-113.
  9. Зейгман, Ю. В., Мухаметшин, В. Ш., Хафизов, А. Р., Харина, С. Б. (2016). Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах. SOCAR Procеedings, 3, 33-39. 
  10. Mukhametshin, V. V., Andreev, V. E. (2017). Search and argumentation of decisions aimed at increasing the efficiency of bottom-hole zone stimulation in oil accumulations with challenged reserves. SPE-187785-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  11. Akhmetov, R. T., Mukhametshin, V. V., Andreev, A. V. (2017). A quantitative assessment method of the productive formation wettability indicator according to the data of geophysical surveys. SPE-187907-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers.
  12. Ахметов, Р. Т., Мухаметшин, В. В., Андреев, А. В., Султанов, Ш. Х. (2017). Некоторые результаты опробования методики прогноза показателя смачиваемости продуктивных пластов. SOCAR Procеedings, 4, 83-87.
  13. Мухаметшин, В. В., Андреев, В. Е., Дубинский, Г. С. и др. (2016). Использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования при обосновании методов воздействия на пласт. SOCAR Proceedings, 3, 46-51.
  14. Рамазанзаде, Э. Н. (2010). Выявление потенциальных ресурсов и эффективное освоение многопластовых нефтяных месторождений Абшерона, находящихся в поздней стадии разработки. SOCAR Proceedings, 1, 24-28.
  15. Soloviev, N. N., Mukhametshin, V. Sh., Safiullina, A. R. (2020). Developing the efficiency of low-productivity oil deposits via internal flooding. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering (International Conference on Extraction, Transport, Storage and Processing of Hydrocarbons & Materials (ETSaP)), 952(1), 012064, 1-5.
  16. Lux, M., Szanyi, J., Tóth, T. M. (2016). Evaluation and optimization of multi-lateral wells using MODFLOW unstructured grids. Open Geosciences, 8(4), 39-44.
  17. López Peña, L. A., Meulenbroek, B., Vermolen, F. J. (2016). A network model for the kinetics of bioclogged flow diversion for enhanced oil recovery. In: 15th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery.
  18. Jena, H. M., Sahoo, B. K., Roy, G. K., Meikap, B. C. (2008). Characterization of hydrodynamic properties of a gas–liquid–solid three-phase fluidized bed with regular shape spherical glass bead particles. Chemical Engineering Journal, 145(1), 50-56.
  19. Андреев, А. В., Мухаметшин, В. Ш., Котенёв, Ю. А. (2016). Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Procеedings, 3, 40-45.
  20. Burghardt, A., Bartelmus, G., Szlemp, A. (2004). Hydrodynamics of pulsing flow in three-phase fixed-bed reactor operating at an elevated pressure. Industrial and Engineering Chemistry Research, 43(16), 4511-4521.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200496

E-mail: vv@of.ugntu.ru


Ф.Э. Сафаров1,2, С.А. Вежнин1, Н.А. Сергеева1, А.А. Ратнер1, Л.Н. Латыпова1, И.Ф. Халитов3, Л.Е. Ленченкова3, А.Г. Телин1

1ООО «Уфимский НТЦ», Уфа, Россия; 2Уфимский институт химии УФИЦ РАН, Уфа, Россия; 3Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия

Разработка комплексной технологии воздействия на проницаемостно-неоднородные высокотемпературные залежи юрских отложений


Разработка проницаемостно-неоднородных высокотемпературных юрских отложений песчаников с использованием заводнения, как правило, характеризуется опережением темпа обводнения над темпом выработки запасов. Для эффективной доразработки подобных залежей необходимо совместное воздействие на них методами увеличения нефтеотдачи и выравнивания профиля приемистости. Это позволит увеличить коэффициенты вытеснения нефти водой (Kвыт) и охвата залежи заводнением. Значительное число проектов, связанных с применением композиций поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи в условиях высокотемпературных коллекторов основано на применении внутренних олефинсульфонатов (IOS), однако без применения налоговых льгот такие проекты рискуют быть убыточными. В исследовании представлена композиция из недорогих и доступных крупнотоннажных реагентов, позволяющая получить положительную экономическую рентабельность проекта, несмотря на то, что остаточная нефтенасыщенность при её применении снижается в меньшей степени, по сравнению с композициями, включающими IOS. На примере нескольких месторождений показана методология разработки нефтяной залежи по технологии комплексного воздействия на основе композиций ПАВ и СПС, включающая проведение физико-химических и фильтрационных исследований, а также гидродинамического моделирования.

Ключевые слова: сырая нефть; фазовое поведение; анионные поверхностно-активные вещества; сшитый полимер; межфазное поверхностное натяжение; фильтрационные исследования; гидродинамическое моделирование. 

Разработка проницаемостно-неоднородных высокотемпературных юрских отложений песчаников с использованием заводнения, как правило, характеризуется опережением темпа обводнения над темпом выработки запасов. Для эффективной доразработки подобных залежей необходимо совместное воздействие на них методами увеличения нефтеотдачи и выравнивания профиля приемистости. Это позволит увеличить коэффициенты вытеснения нефти водой (Kвыт) и охвата залежи заводнением. Значительное число проектов, связанных с применением композиций поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи в условиях высокотемпературных коллекторов основано на применении внутренних олефинсульфонатов (IOS), однако без применения налоговых льгот такие проекты рискуют быть убыточными. В исследовании представлена композиция из недорогих и доступных крупнотоннажных реагентов, позволяющая получить положительную экономическую рентабельность проекта, несмотря на то, что остаточная нефтенасыщенность при её применении снижается в меньшей степени, по сравнению с композициями, включающими IOS. На примере нескольких месторождений показана методология разработки нефтяной залежи по технологии комплексного воздействия на основе композиций ПАВ и СПС, включающая проведение физико-химических и фильтрационных исследований, а также гидродинамического моделирования.

Ключевые слова: сырая нефть; фазовое поведение; анионные поверхностно-активные вещества; сшитый полимер; межфазное поверхностное натяжение; фильтрационные исследования; гидродинамическое моделирование. 

Литература

  1. Nelson, R. C., Lawson, J. B., Thigpen, D. R., Stegemeier, G. L. (1984, April). Cosurfactant-enhanced alkaline flooding. SPE-12672-MS. In: SPE Enhanced Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
  2. Hill, H. J., Reisberg, J., Stegemeier, G. L. (1973, February). Aqueous surfactant systems for oil recovery. SPE-3798-PA. Journal of Petroleum Technology, 25 (2), 186–194.
  3. Barnes, J. R., Dirkzwager, H., Smit, J. R., et al. (2010, April). Application of internal olefin sulfonates and other surfactants to EOR. Part 1: Structure—performance relationships for selection at different reservoir conditions. SPE-129766-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
  4. Al-Murayri, M. T., Kamal, D. S., Al-Qattan, A., et al. (2021). A practical and economically feasible surfactant EOR strategy: impact of injection water ions on surfactant utilization. Journal of Petroleum Science and Engineering, 201, 108479.
  5. Uren, L. C., Fahmy, E. H. (1927, December). Factors influencing the recovery of petroleum from unconsolidated sands by waterflooding. SPE-927318-G. Petroleum Transactions, AIME, 77, 318–335.
  6. Atkinson, H. (1927). Recovery of petroleum from oil bearing sands. US Patent 1651311.
  7. Buckley, J. S., Liu, Y., Xie, X., Morrow, N. R. (1997). Asphaltenes and crude oil wetting – the effect of oil composition. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2(02), 107–119.
  8. Jennings, H. Y. Jr. (1975, June). A study of caustic solution-crude oil interfacial tensions. SPE-5049-PA. SPE Journal, 15 (3), 197–202.
  9. Liu, S., Zhang, D.L., Yan, W., et al. (2008, March). Favorable attributes of alkali-surfactant-polymer flooding. SPE-99744-PA. SPE Journal, 13 (01), 5–16.
  10. Wessen, L. L., Harwell, J. H. (2000). Surfactant adsorption in porous media /in «Surfactants: fundamentals and applications in the petroleum industry», ed. L.L. Schramm. New York: Cambridge University Press. 
  11. Zhang, R., Somasundaran, P. (2006). Advances in adsorption of surfactants and their mixtures at solid/solution interfaces. Advances in Colloid and Interface Science, 123–126, (Special Issue, 16 November 2006), 213–229.
  12. Bae, J. H., Petrick, C. B. (1977). Adsorption/retention of petroleum sulfonate in Berea cores. SPE-5819-PA. SPE Journal, 17(5), 353–357.
  13. Dwarakanath, V., Chaturvedi, T., Jackson, A., et al. (2008, April). Using co-solvents to provide gradients and improve oil recovery during chemical flooding in a light oil reservoir. SPE-113965-MS. In: SPE Symposium on Improved Oil Recover. Society of Petroleum Engineers.
  14. Sahni, V., Dean, R. M., Britton, C., et al. (2010, April). The role of co-solvents and co-surfactants in making chemical floods robust. SPE-130007-MS. In: SPE Symposium on Improved Oil Recover. Society of Petroleum Engineers.
  15. Плетнёв, М. Ю. (1990). Косметико-гигиенические моющие средства. Москва: Химия.
  16. Heyden, Van der, Mikhaylenko, F. H. J., de Reus, A. J., et al. (2017, April). Injectivity experiences and its surveillance in the West Salym ASP pilot. EAGE ThB07. In: 19th European Symposium on Improved Oil Recovery.
  17. Тома, А. (2020). Основы технологии полимерного заводнения. Санкт-Петербург: ЦОП «Профессия».
  18. Castro, R, Llanos S., Jenny Rodríguez, J., et al. (2020). Polymers for EOR application in high temperature and high viscosity oils: rock–fluid behavior. Energies, 13(22), 5944.
  19. Швецов, И. А., Манырин, В. Н. (2002). Физикохимические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Самара: Дом печати.
  20. Сафаров, Ф. Э., Вежнин, С. А., Вульфович, С. Л. и др. (2020). Трассерные исследования и работы по выравниванию профиля приемистости в скважине Дачного месторождения. Нефтяное хозяйство, 4, 38–43.
  21. Lobanova, S. Yu., Yelubaev, B. U., Talamanov, N. E., et al. (2020) Cyclical gel-polymer flooding technology is an effective method of enhanced oil recovery in high-viscosity oil fields. SPE-201824-MS. In: SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual. Society of Petroleum Engineers.
  22. Лозин, Е. В., Хлебников, В. Н. (2003). Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи. Уфа: Башнипинефть.
  23. Chang, H.L., Zhang, Z.Q., Wang, Q. M., et al. (2006). Advances in polymer flooding and alkaline/surfactant/ polymer processes as developed and applied in the Peoples Republic of China. SPE-89175-JPT. Journal of Petroleum Technology, 58(02), 84–89.
  24. Sheng, J. J., Leonhardt, B., Azri, N. (2015). Status of polymer-flooding technology. Journal of Canadian Petroleum Technology, 54(2), 116–126.
  25. Sheng, J. J. (2014). A comprehensive review of alkalinesurfactant-polymer (ASP) flooding. Asia-Pacific Journal of Chemical Engineering, 9(4), 471–489.
  26. Liu, S., Feng Li, R., Miller, C.A., Hirasaki, G.J. (2010). Alkaline/surfactant/ polymer processes: wide range of conditions for good recovery. SPE-113936-PA. SPE Journal, 15(2), 282–293. 
  27. Buijse, M. A., Prelicz, R. M., Barnes, J. R., et al. (2010, April). Application of internal olefin sulfonates and other surfactants to EOR. Part 2: The design and execution of an ASP field test. SPE-129769-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
  28. Barnes, J. R., Smit, J. P., Smit, J., et al. (2008, April). Development of surfactants for chemical flooding at difficult reservoir conditions. SPE-113313-MS. In: SPE Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers.
  29. Zhao, P., Jackson, A.C., Britton, C., et al. (2008, April). Development of high performance surfactants for difficult oils. SPE-113432-MS. In: SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers.
  30. Puerto, M., Hirasaki, G. J., Miller, C.A. (2010, April). Surfactant systems for EOR in high-temperature, high-salinity environments. SPE-129675-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
  31. Петраков, А. М., Рогова, Т. С., Макаршин, С. В. и др. (2020). Подбор технологии увеличения нефтеотдачи карбонатных пластов Центрально-Хорейверского поднятия с использованием ПАВ-полимерных композиций. Нефтяное хозяйство, 1, 66–70.
  32. Batchelor, G. К. (2000). An introduction to fluid dynamics. Cambridge: Cambridge University Press.
  33. ОСТ 39-195-86. (1986). Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения водой в лабораторных условиях.
  34. Семихина, Л. П., Штыков, С. В., Карелин, Е. А. (2015). Исследование пригодности реагентов для химических методов заводнения по их способности отмывать пленки нефти. Нефтегазовое дело, 5, 236–256.
  35. Suijkerbuijk, B. M., Sorop, T. G., Parker, A. R., et al. (2014, April). Low salinity waterflooding at west-salym: laboratory experiments and field forecasts. SPE-169102-MS. In: SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers.
  36. Hirasaki, G. J. (1981). Application of the theory of multicomponent, multiphase displacement to threecomponent, two-phase surfactant flooding. SPE-8373-PA. SPE Journal, 21(2), 191–204.
  37. Taber, J. J. (1969). Dynamic and static forces required to remove a discontinuous oil phase from porous media containing both oil and water. SPE-2098-PA. SPE Journal, 9(1), 3–12.
  38. Stegemeier, G. L. (1977). Mechanisms of entrapment and mobilization of oil in porous media. In: Improved oil recovery by surfactant and polymer flooding, ed. D.O. Shah and R.S. Schechter. New York: Academic Press.
  39. Melrose, J. C., Brandner, C. F. (1974). Role of capillary forces in detennining microscopic displacement efficiency for oil recovery by waterflooding. JCPT 74-04-05. Journal of Canadian Petroleum Technology, 13(4), 54–62.
  40. Foster, W. R. (1973). A low-tension waterflooding process. SPE-3803-PA. SPE Journal of Petroleum Technology, 25 (2), 205–210.
  41. Pennell, K. D., Pope, G. A., Abriola, L. M. (1996). Influence of viscous and buoyancy forces on the mobilization of residual tetrachloroethylene during surfactant flushing. Environmental Science & Technology, 30(4), 1328–1335.    
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200497

E-mail: SafarovFI@ufntc.ru


Р.Т. Ахметов, А.М. Маляренко, Л.С. Кулешова, В.В. Мухаметшин, А.Р. Сафиуллина

Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия

Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований


Известно, что капиллярная модель с заданным распределением поровых каналов по размерам не позволяет оценить с достаточной точностью абсолютную проницаемость пластов-коллекторов. При этом приходится вводить в формулу некоторый поправочный коэффициент, который называется или литологическим коэффициентом или гидравлической извилистостью. В работе показано, что необходимость поправочного коэффициента появляется главным образом из-за несоответствия капиллярной модели к реальной геометрии пустотного пространства коллектора. В связи с этим предлагается при расчёте абсолютной проницаемости использовать гантельную модель, в которой фильтрующие каналы представлены чередованием пор и межпоровых сужений. Данные капилляриметрии позволяют определить лишь радиусы каналов минимального сечения - то есть межпоровых сужений. В данной работе представлена методика расчёта гидравлической извилистости для коллекторов Западной Сибири по результатам капиллярных исследований, а также по данным исследования емкостных свойств. Гидравлическая извилистость объясняется процессом расширения токовых линий в порах и сжатия их в межпоровых канальцах породы. Отмечено, что остаточная вода приводит к сужению живого сечения пор и соответственно, некоторому уменьшению гидравлической извилистости.

Ключевые слова: структура пустотного пространства; капилляриметрия; гидравлическая извилистость; фильтрационно-емкостные параметры.

Известно, что капиллярная модель с заданным распределением поровых каналов по размерам не позволяет оценить с достаточной точностью абсолютную проницаемость пластов-коллекторов. При этом приходится вводить в формулу некоторый поправочный коэффициент, который называется или литологическим коэффициентом или гидравлической извилистостью. В работе показано, что необходимость поправочного коэффициента появляется главным образом из-за несоответствия капиллярной модели к реальной геометрии пустотного пространства коллектора. В связи с этим предлагается при расчёте абсолютной проницаемости использовать гантельную модель, в которой фильтрующие каналы представлены чередованием пор и межпоровых сужений. Данные капилляриметрии позволяют определить лишь радиусы каналов минимального сечения - то есть межпоровых сужений. В данной работе представлена методика расчёта гидравлической извилистости для коллекторов Западной Сибири по результатам капиллярных исследований, а также по данным исследования емкостных свойств. Гидравлическая извилистость объясняется процессом расширения токовых линий в порах и сжатия их в межпоровых канальцах породы. Отмечено, что остаточная вода приводит к сужению живого сечения пор и соответственно, некоторому уменьшению гидравлической извилистости.

Ключевые слова: структура пустотного пространства; капилляриметрия; гидравлическая извилистость; фильтрационно-емкостные параметры.

Литература

  1. Велиев, Э. Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. SOCAR Proceedings, 2, 50-66.
  2. Yakupov, R. F., Mukhametshin, V. Sh., Tyncherov, K. T. (2018). Filtration model of oil coning in a bottom waterdrive reservoir. Periodico Tche Quimica, 15(30), 725-733.
  3. Economides, J. M., Nolte, K. I. Reservoir stimulation. (2000). West Sussex, England: John Wiley and Sons.
  4. Ахметов, Р. Т., Мухаметшин, В. Ш., Андреев, В. Е. (2015). Фильтрационно-емкостные свойства и структура пустотного пространства продуктивных пластов: монография. Часть 1. Уфа: Изд-во УГНТУ.
  5. Мухаметшин, В. В. (2020). Повышение эффективности управления объектами добычи нефти с использованием метода аналогий. SOCAR Proceedings, 4, 42-50.
  6. Муслимов, Р. Х. (2014). Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН.
  7. Gonzalez, I. J. F., Gammiero, A., Llamedo, M. A. (2012, April). Design of a neural network model for predicting well performance after water shutoff treatments using polymer gels. SPE-153908-MS. In: SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Mexico City, Mexico.
  8. Якупов, Р. Ф., Мухаметшин, В. Ш., Хакимзянов, И. Н., Трофимов, В. Е. (2019). Оптимизация выработки запасов из водонефтяных зон горизонта D3ps Шкаповского нефтяного месторождения с помощью горизонтальных скважин. Георесурсы, 21(3), 55-61.
  9. Рзаева, С. Д. (2020). Селективная изоляция водопритоков в скважину на основе использования отходов производства. SOCAR Procеedings, 3, 118-125.
  10. Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Обоснование систем заводнения низкопродуктивных залежей нефти в условиях ограниченного объема информации. SOCAR Procеedings, 2, 16–22.
  11. Ромм, Е. С. (1985). Структурные модели порового пространства горных пород. Ленинград: Недра.
  12. Ханин, А. А. (1969). Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. Москва: Недра.
  13. Иванов, В. А., Храмова, В. Г., Диляров, Д. О. (1974). Структура парового пространства коллекторов нефти и газа. Москва: Недра.
  14. Purcell, W. R. (1949). Capillary pressures - their measurement using mercury and the calculation of permeability there from. Transaction of AIME, 1(2), 39-48.
  15. Рогачев, М. К., Мухаметшин, В. В., Кулешова, Л. С. (2019). Повышение эффективности использования ресурсной базы жидких углеводородов в юрских отложениях Западной Сибири. Записки Горного института, 240, 711-715.
  16. Akhmetov, R. T., Kuleshova, L. S., Mukhametshin, V. V. (2019). Application of the Brooks-Corey model in the conditions of lower cretaceous deposits in terrigenous reservoirs of Western Siberia. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering , 560, 012004, 1-4.
  17. Ахметов, Р. Т., Мухаметшин, В. В., Андреев, А. В., Султанов, Ш. Х. (2017). Некоторые результаты опробования методики прогноза показателя смачиваемости продуктивных пластов. SOCAR Procеedings, 4, 83–87.
  18. Malyarenko, A. M., Bogdan, V. A., Blinov, S. A., et al. (2021). Improving the reliability of determining physical properties of heterogeneous clay reservoir rocks using a set of techniques. Journal of Physics: Conference Series, 1753, 012074, 1-12.
  19. Под ред. Гиматудинова, Ш.К. (1974). Справочная книга по добыче нефти. Москва: Недра.
  20. Akhmetov, R. T., Mukhametshin, V. V., Kuleshova, L. S., et al. (2020). The generalized correlating function of capillary curves and the relationship of the filtrationcapacitive parameters of reservoirs in Western Siberia with the size distribution of pore channels. Journal of Physics: Conference Series, 1661, 012016, 1–7.
  21. Malyarenko, A. M., Bogdan, V. A., Kotenev, Yu. A., et al. (2019). Wettability and formation conditions of reservoirs. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 378, 012040, 1–6.
  22. Дмитриев, Н. М., Максимов, В. М., Михайлов, Н. Н., Кузьмичев, А. Н. (2015). Экспериментальное изучение фильтрационных свойств анизотропных коллекторов углеводородного сырья. Бурение и нефть, 11, 6-9.
  23. Фейзуллаев, Х. А., Агаларова, С. В. (2020). Прогнозирование технологических показателей процесса вытеснение нефти водой с различным минералогическим составом в глиносодержащих коллекторах. SOCAR Proceedings, 3, 135-141.
  24. Кулиев, А. М., Джамалбеков, М. А. (2017). Прогнозирование показателей разработки залежей летучих нефтей в ползучих коллекторах. SOCAR Proceedings, 3, 51-57.
  25. Akhmetov, R. T., Mukhametshin, V. V., Kuleshova, L. S. (2019). Simulation of the absolute permeability based on the capillary pressure curves using the dumbbell model. Journal of Physics: Conference Series, 1333, 032001, 1-8.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200498

E-mail: vv@of.ugntu.ru


Д.Р. Мусина, И.В. Буренина, Р.Р. Казыханов, Л.Ш. Нафикова

Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия

Повышение эффективности закупочной деятельности нефтяных компаний на основе бенчмаркинга


В статье представлены результаты научной работы авторов, направленной на разработку методики внутреннего и внешнего бенчмаркинга закупочной деятельности для компаний нефтегазовой отрасли. Проведено категорирование видов бенчмаркинга и выделены те, которые применимы для разработки методики бенчмаркинга в закупках нефтяных компаний. С целью разработки методики бенчмаркинга закупочной деятельности общая концепция бенчмаркинга была преобразована под отраслевые условия и функциональные особенности закупок в нефтяной компании. Разработан процесс реализации внешнего бенчмаркинга закупочной деятельности. Для этапа отбора отраслевых конкурентов предложены ключевые показатели операционной эффективности и производительности труда. На этапе сравнения предложено сопоставлять элементы, инструменты и показатели закупочной логистики нефтяных компаний. Внутренний функциональный бенчмаркинг рекомендован для крупных нефтяных компаний и вертикально-интегрированных нефтяных компаний. В отличие от внешнего это партнерский бенчмаркинг, бенчмаркинг-обмен. Предложен процесс реализации внутреннего бенчмаркинга закупочной деятельности. Для этапа «Отбор дочерних организаций-эталонов» предложен собственный набор показателей. В отличие от внешнего бенчмаркинга, внутренний ориентирован на заимствование опыта усовершенствований бизнес-процессов закупочной деятельности в эталонных дочерних обществах.

Ключевые слова: закупки; логистика; бенчмаркинг; нефтяная компания; методика.

В статье представлены результаты научной работы авторов, направленной на разработку методики внутреннего и внешнего бенчмаркинга закупочной деятельности для компаний нефтегазовой отрасли. Проведено категорирование видов бенчмаркинга и выделены те, которые применимы для разработки методики бенчмаркинга в закупках нефтяных компаний. С целью разработки методики бенчмаркинга закупочной деятельности общая концепция бенчмаркинга была преобразована под отраслевые условия и функциональные особенности закупок в нефтяной компании. Разработан процесс реализации внешнего бенчмаркинга закупочной деятельности. Для этапа отбора отраслевых конкурентов предложены ключевые показатели операционной эффективности и производительности труда. На этапе сравнения предложено сопоставлять элементы, инструменты и показатели закупочной логистики нефтяных компаний. Внутренний функциональный бенчмаркинг рекомендован для крупных нефтяных компаний и вертикально-интегрированных нефтяных компаний. В отличие от внешнего это партнерский бенчмаркинг, бенчмаркинг-обмен. Предложен процесс реализации внутреннего бенчмаркинга закупочной деятельности. Для этапа «Отбор дочерних организаций-эталонов» предложен собственный набор показателей. В отличие от внешнего бенчмаркинга, внутренний ориентирован на заимствование опыта усовершенствований бизнес-процессов закупочной деятельности в эталонных дочерних обществах.

Ключевые слова: закупки; логистика; бенчмаркинг; нефтяная компания; методика.

Литература

  1. Годовой отчет ПАО «НК «Роснефть». (2019). https:// www.rosneft.ru/upload/site1/document_file/a_report_2019.pdf
  2. Горлова, И. Р., Мусина, Д. Р., Болдырев, Е. С. (2018). Совершенствование закупочного процесса на нефтедобывающем предприятии. Евразийский юридический журнал, 1(116), 383-385.
  3. Григорьев, Е. А., Мусина, Д. Р. (2016). Формирование системы логистического контроллинга на нефтедобывающем предприятии. Интернет-журнал «Науковедение», 8(3), 26EVN316.
  4. Липатова, О. Н. (2012). Организационноэкономические решения при выборе поставщиков. Вестник АГТУ. Серия: Экономика, 2, 54-58.
  5. Мусина, Д. Р. (2015). Формирование системы логистического контроллинга в буровой компании. Нефтегазовое дело, 4, 549-563.
  6. Мусина, Д. Р., Санников, А. А. (2019). Приоритет российских производителей в закупках нефтегазовых компаний. Материалы I Всероссийской научно-практической конференции «Управление закупками: современная теория и практика». Уфа: УГНТУ.
  7. Bakhtizin, R., Evtushenko, E., Burenina, I., et al. (2016). Methodical approach to design of system of the logistic centers and wholesale warehouses at the regional level. Journal of Advanced Research in Law and Economics, 7(1), 16–25.
  8. Баранова, Е. А. (2018). Роль методов бенчмаркинга в инновационной деятельности экономического развития. Экономика и управление в машиностроении, 6, 24-27.
  9. Иванушкина, А. В. (2019). Модель бенчмаркинга при принятии управленческих решений в корпоративных инновационных системах. Менеджмент в России и за рубежом, 1, 69-73.
  10. Кизим, А. А., Молодцова, А. В., Юрченко, Е. А. (2017). Бенчмаркинг в развитии транспортно-логистической системы ЮФО с учетом международного опыта. Наука и образование: Хозяйство и экономика; Предпринимательство; Право и управление, 7(86), 53-58.
  11. Сергеев, В. И., Эльяшевич, И. П. (2012). Управление взаимоотношениями с поставщиками. Логистика и управление цепями поставок, 3(50), 82-86.
  12. Халикова, Э. А., Суяргулов, Р. Р. (2017). Модель управления закупочной деятельностью государственной компании на основе соблюдения административных процедур. Евразийский юридический журнал, 5(108), 404-406.
  13. Харрингтон, Х. Дж., Харрингтон, Дж. С. (2004). Бенчмаркинг в лучшем виде! Санкт-Петербург: Изд-во «Питер».
  14. Чичеров, А. Е. (2017). Бенчмаркинг как современный эффективный инструмент развития экономического и финансового потенциала электросетевых компаний. Путеводитель предпринимателя, 34, 295-304.
  15. Шпер, В. Л. (2006). Бенчмаркинг. Методы менеджмента качества, 6, 44-48.
  16. Эльяшевич, И. П. (2015). Использование аппарата корреляционно-регрессионного анализа при управлении запасами в логистике снабжения. Логистика и управление цепями поставок, 6(71), 27-36.
  17. Бродецкий, Г. Л., Эльяшевич, И. П., Мазунина, О. А. (2013). Выбор оптимальной стратегии закупок при многих критериях с учетом рентабельности собственного капитала компании. Логистика и управление цепями поставок, 5(58), 80-95.
  18. Дыбская, В. В., Сергеев, В. И. (2018). Мировые тренды развития управления цепями поставок. Логистика и управление цепями поставок, 2(85), 3-14.
  19. Сергеев, В., Сергеев, И., Хлобыстова, К. (2020). Проблема видимости цепи поставок и использование концепции Supply Chain Control Tower. Логистика, 3(160), 35-43.
  20. Силкина, Г. Ю., Щербаков, В. В. (2018). Инструментальное обеспечение цифровизации логистики. РИСК: Ресурсы, Информация, Снабжение, Конкуренция, 4, 6-10.
  21. Тасмуханова, А. Е., Маликов, Т. С., Захарова, И. М. (2019). Процессы бенчмаркинга на предприятиях, осуществляющих реализацию нефтепродуктов. Управление экономическими системами, 4(122), 35.
  22. Фаисханов, Р. Р. (2019). Практика организации закупочной деятельности в компаниях нефтегазовой отрасли. Вестник экономики и менеджмента, 1, 51-54.
  23. Вахрушева, О. Б. (2019). Применение систем TotalQualityManagement (TQM) и бенчмаркинга в конкурентной борьбе. Финансовая экономика, 5, 143-145.
  24. Global Benchmarking Network. URL: https://www. globalbenchmarking.org.
  25. European Benchmarking Co-operation. URL: https:// www.waterbenchmark.org.
  26. Benchmark Index. URL: https://www.benchmarkindex. com/index.php.
  27. Герасимова, М. В., Мусина, Д. Р. (2018). Оценка уровня устойчивого развития нефтегазовой компании. Экономика и управление: научно-практический журнал, 2(140), 14-119.
  28. Карпухин, А. К., Ленекевич, Д. А., Ефанова, Н. В. (2019). Корпоративная система бенчмаркинга или как повышают производственную эффективность в ПАО «НК «Роснефть». Деловой журнал «Neftegaz.RU», 2(86), 34-37.
  29. Wisconte, S. A., Musina, D.R., Gerasimova, M. V., et al. (2020). Company efficiency assessment using key indicator system. In: Proceedings of the International Scientific Conference «Far East Con» (ISCFEC 2020)
  30. Гвилия, Н. А., Парфёнов, А. В., Шульженко, Т. Г. (2019). Управление интегрированными межкорпоративными логистическими системами в условиях цифровой экономики. Управленец, 10(1), 40-51.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200499

E-mail: musinad@yandex.ru


А.С. Губа1, Р.Н. Бахтизин2, Р.И. Аблеев3, А.В. Фахреева4, Ф.Ф. Мусин4, В.А. Докичев4,5

1ООО «СамараНИПИнефть», Самара, Россия; 2Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия; Академия наук Республики Башкортостан, Уфа, Россия; Уфимский институт химии УФИЦ РАН, Уфа, Россия; Уфимский государственный авиационный технический университет, Уфа, Россия

Разработка техногенного грунта на основе бурового шлама, образованного в процессе строительства скважин Винно-Банновского нефтяного месторождения Cамарской области


Изучен минералогический, химический и гравиметрический состав бурового шлама, образованного в процессе строительства скважин Винно-Банновского нефтяного месторождения в Самарской области. Установлено, что выбуренная порода, входящая в состав бурового шлама, состоит из следующих породообразующих минералов – кальцита, кварца, доломита, волластонита, железосодержащего анкерманита и анкерита. Превышение валового содержания предельно допустимой концентрации (ПДК) тяжелых металлов в буровом шламе наблюдается для свинца, мышьяка и ртути. Содержание нефтепродуктов находится в пределах 0.64±0.27 г/кг и не превышает ПДК по нефти. Предложен способ получения экологически безопасного водопроницаемого техногенного грунта путем механического смешения бурового шлама с природным песком, фосфогипсом и сорбентом в соотношении 53:40:2:1, приводящего к снижению токсического воздействия поллютантов за счет уменьшения их концентрации и сорбции на сорбенте. Полученный при утилизации бурового шлама грунт по физическим и химическим характеристикам является техногенным дисперсным грунтом по ГОСТ 25100 — 2020 «Грунты. Классификация» и может быть использован при строительстве грунтовых оснований производственных, вспомогательных площадок.

Ключевые слова: экология; утилизация; отходы бурения; буровой шлам; техногенный грунт; сорбент.

Изучен минералогический, химический и гравиметрический состав бурового шлама, образованного в процессе строительства скважин Винно-Банновского нефтяного месторождения в Самарской области. Установлено, что выбуренная порода, входящая в состав бурового шлама, состоит из следующих породообразующих минералов – кальцита, кварца, доломита, волластонита, железосодержащего анкерманита и анкерита. Превышение валового содержания предельно допустимой концентрации (ПДК) тяжелых металлов в буровом шламе наблюдается для свинца, мышьяка и ртути. Содержание нефтепродуктов находится в пределах 0.64±0.27 г/кг и не превышает ПДК по нефти. Предложен способ получения экологически безопасного водопроницаемого техногенного грунта путем механического смешения бурового шлама с природным песком, фосфогипсом и сорбентом в соотношении 53:40:2:1, приводящего к снижению токсического воздействия поллютантов за счет уменьшения их концентрации и сорбции на сорбенте. Полученный при утилизации бурового шлама грунт по физическим и химическим характеристикам является техногенным дисперсным грунтом по ГОСТ 25100 — 2020 «Грунты. Классификация» и может быть использован при строительстве грунтовых оснований производственных, вспомогательных площадок.

Ключевые слова: экология; утилизация; отходы бурения; буровой шлам; техногенный грунт; сорбент.

Литература

  1. Губа, А. С., Плетнёва, Н. И., Явич, М. Ю. (2019). Идентификация отходов бурения. Нефть. Газ. Новации, 11(288), 82-86.
  2. 2. ПАО «НК «Роснефть». (2019). Методические указания компании. Расчет объемов образования отходов бурения (в части образования отходов бурения твердой и жидкой фаз). № П3-05 М-0180.
  3. Смагин, А. В., Кольцов, И. Н., Пепелов, И. Л. и др. (2011). Физическое состояние почвоподобных тонкодисперсных систем на примере буровых шламов. Почвоведение. 2, 179-189.
  4. Смагин, А. В., Пепелов, И. Л., Кинжаев, Р. Р. и др. (2008). Оценка гидрофизических свойств буровых шламов в связи с проблемой их рекультивации. Динамика окружающей среды и глобальные изменения климата, 1(S1), 98-109.
  5. Sharif, M. D. A., Nagalakshmi, N. V. R., Reddy, S. S., et al. (2017). Drilling waste management and control the effects. Journal of Advanced Chemical Engineering, 7(1), 1-9.
  6. Климова, А. А., Язиков, Е. Г., Шайхиев И. Р. (2020). Минералого-геохимическая специфика буровых шламов нефтяных месторождений на примере объектов Томской области. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 331(2), 102–114.
  7. Климова, А. А., Мишунина А. С., Азарова, С. В. и др. (2018). Определение токсичности бурового шлама с территории Томской области методами биотестирования для оценки возможности его дальнейшего использования. Нефтяное хозяйство, 4, 108–111.
  8. ООО «АТ Консалтинг». (2019). Исследование рынка услуг и оборудования по переработке буровых шламов в РФ 2017-2018 гг. http://www.atconsult.ru/
  9. Бахтизин, Р. Н., Никитин, Б. А., Шарафиев, Р. Г. и др. (2015). Современные технологии обезвреживания отходов бурения. Челябинск – Уфа: «СИТИ-ПРИНТ».
  10. The International Association of Oil & Gas Producers (IOGP) (2016). Drilling waste management technology review. IOGP Report 557.
  11. Aird, P. (2008). Drilling waste management technology descriptions. http://web.ead.anl.gov
  12. Пыстина, Н. Б., Баранов, А. В., Будников, Б. О. и др. (2017). Перспективы развития технологий утилизации буровых отходов в нефтегазодобывающем комплексе. Научно-технический сборник Вести газовой науки, 5(33), 61-67.
  13. Ягафарова, Г. Г., Рахматуллин, Д. В., Инсапов, А. Н. и др. (2018). Современные методы утилизации буровых отходов. Нефтегазовое дело, 16(2), 123-129.
  14. Кузнецов, В. С., Супрун, И. К., Петров, Д. С. (2017). Оценка и снижение влияния отходов бурения на компоненты окружающей среды. Нефтяное хозяйство, 1, 94-95.
  15. Нечаев, А. С., Рагузин, М. С., Зацепин, Д. Ю. и др. (2014). Опыт применения технологии утилизации отходов бурения на основе углесодержащего сорбентадеструктора на объектах ОАО «САМАРАНЕФТЕГАЗ». Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»», 3 (36), 71-75.
  16. Arpornpong, N., Padungpol, R., Khondee, N., et al. (2020) Formulation of bio-based washing agent and its application for removal of petroleum hydrocarbons from drill cuttings before bioremediation. Frontiers Bioengineering and Biotechnology, 8, 961-976.
  17. Agoshkov, A. I., Tretyakova, M. O., Moskovaia, I. V., Brusentsova, T. A. (2019). Environmental safety estimation of drill cuttings using a composition mixture based on zeolite. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 663, 012017.
  18. Остах, О. С. (2020). Стохастически-критериальная модель ранжирования отходов по полезным (потребительским) свойствам на примере буровых шламов. Экология и промышленность России, 24(11), 61-65.
  19. Abbe, O. E., Grimes, S. M., Fowler, G. D., Boccaccini, A. R. (2009). Novel sintered glass-ceramics from vitrified oil well drill cuttings. Journal of Materials Science, 44, 4296–4302.
  20. Tuncan, A., Tuncan, M., Koyuncu, H. (2000). Use of petroleum-contaminated drilling wastes as sub-base material for road construction. Waste Management & Research, 18, 489-505.
  21. Al-Ansary, M. S., Al-Tabbaa, A. (2007). Stabilisation/ solidification of synthetic petroleum drill cuttings. Journal of Hazardous Materials, 141, 410–421.
  22. Гаевая, Е. В., Тарасова, С. С. (2021). Апробация технологии утилизации буровых отходов в рамках опытнопромышленных испытаний. Экология и промышленность России, 25(1), 14-20.
  23. Гаевая, Е. В., Скипин, Л. Н., Богайчук, Я. Э. и др. (2017). Способ утилизации бурового шлама при производстве техногенного грунта. Патент РФ 2631681.
  24. Кольцов, И. Н., Митрофанов, Н. Г., Петухова, В. С., Скипин, Л. Н. (2013). Смесь почвенная шламовогрунтовая (варианты) для рекультивации нарушенных земель и способ рекультивации карьеров и нарушенных земель. Патент РФ 2491135.
  25. Гилаев, Г. Г., Стрункин, С. И., Яшков, В. А. и др. (2015). Способ рекультивации земель, занятых шламовыми амбарами. Патент РФ 2564839.
  26. Бахтизин, Р. Н., Докичев, В. А. (2018). Способ переработки бурового шлама. Патент РФ 2656379.
  27. Власов, А. С., Пугин, К. Г., Сурков, А. А. (2020). Геоэкологическая оценка технологии использования отходов бурения в составе асфальтобетона. Нефтяное хозяйство, 12, 139-141.
  28. Власов, А. С., Пугин, К. Г., Тюрюханов, К. Ю. и др. (2020). Разработка способа получения геоэкологически безопасных дорожно-строительных материалов на основе бурового шлама. Экология и промышленность России, 24(11), 19-23.
  29. Самойлова, Е. М. (1992). Почвообразующие породы. Москва: МГУ.
  30. Самофалова, И. А. (2009). Химический состав почв и почвообразующих пород. Пермь: «Пермская ГСХА».
  31. Докичев, В. А., Томилов, Ю. В., Латыпова, Д. Р. и др. (2017). Сорбент-активатор для очистки нефтезагрязненных почв и грунтов и способ его получения. Патент РФ 2612286.
  32. Докичев, В. А., Латыпова, Д. Р., Бадамшин, А. Г. и др. (2017). Сорбент-активатор для очистки нефтезагрязненных почв и грунтов и способ его получения. Патент РФ 2615526.
  33. Латыпова, Д. Р., Бадамшин, А. Г., Кулешов, С. П. и др. (2015). Новый высокоэффективный углерод - кремнеземный сорбент. Журнал прикладной химии, 88, 1282−1287.
  34. Сафаров, А. Х., Ягафарова, Г. Г., Акчурина, Л. Р. и др. (2020). Перспективные направления рекультивации грунтов, загрязненных высоковязкой тяжелой нефтью. SOCAR Proceedings, 2, 119-123.
  35. Koronelli, T.V. (1996). Principles and methods for raising efficiency of biological degradation of hydrocarbons in the environment: a review. Applied Biochemistry and Microbiology, 32(6), 584-585.
  36. Atlas, R.M., Cerginella, C.E. (1995). Bioremediation of petroleum pollutants. Bioscience, 45, 332-338.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200500

E-mail: dokichev_vl@mail.ru


С.М. Султанмагомедов, Д.Р. Хайруллин, Р.Н. Кунафин

Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия

Разработка бонового заграждения с внутренним каркасом пружинного типа


В статье рассмотрена актуальность применения надувных боновых заграждений. При их установке с использованием стального троса, предварительно натянутому через реку, значительно снижается угроза перегиба локальных участков бонов и, следовательно, перелива нефти и нефтепродуктов над ними. Было предложено применение боновых заграждений с пружиной во внутренней камере плавучести. Установка бона производится из сложенного состояния в сжатое после отсоединения юбки, а из сжатого в рабочее, при выпрямлении пружины. Регулируют форму бона два троса натянутых вдоль него. После соединения секций бонов, производится установка полной плети через реку.

Ключевые слова: боновые заграждения; локализация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов; боновые заграждения специфичной (особой) конструкции; надувные боновые заграждения.

В статье рассмотрена актуальность применения надувных боновых заграждений. При их установке с использованием стального троса, предварительно натянутому через реку, значительно снижается угроза перегиба локальных участков бонов и, следовательно, перелива нефти и нефтепродуктов над ними. Было предложено применение боновых заграждений с пружиной во внутренней камере плавучести. Установка бона производится из сложенного состояния в сжатое после отсоединения юбки, а из сжатого в рабочее, при выпрямлении пружины. Регулируют форму бона два троса натянутых вдоль него. После соединения секций бонов, производится установка полной плети через реку.

Ключевые слова: боновые заграждения; локализация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов; боновые заграждения специфичной (особой) конструкции; надувные боновые заграждения.

Литература

  1. Воробьев, Ю. Л., Акимов, В. А., Соколов, Ю. И. (2005). Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов. Москва: Ин-октаво.
  2. Бахтизин, Р. Н., Кунафин, Р. Н., Кунафин, Т. Р., Султанмагомедов, С. М. (2018). Боновое заграждение переменной плавучести на нефтяных морских платформах. Патент РФ 2646896.
  3. Султанмагомедов, С. М., Кунафин, Р. Н., Султанмагомедов, Т. С. и др. (2018). Система стационарных всесезонных боновых заграждений с переменной плавучестью – «Стабонза» и «Стабонза-шельф». Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 7, 86-95.
  4. Кунафин, Р. Н., Кунафин, Т. Р. (2016). Боновое заграждение переменной плавучести. Патент РФ 2599560.
  5. Михалев, В. В. (2014). Всплывающее боновое заграждение. Патент РФ 147605.
  6. Хайруллин, Д. Р., Султанмагомедов, С. М. (2020). Разработка всплывающего бонового заграждения способного работать в ледовых условиях на реках. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 2, 19-23.
  7. Rogers, B. T. (1982). Inflatable equipment for use a buoyant boom. US Patent 4320991.
  8. Еберг, П. О. (1979). Боновое заграждение. Патент SU 645547.
  9. Blair, R. M., Tedeschi, E. T. (1993). Dual-chamber inflatable oil boom. US Patent 5238327.
  10. Бурдин, А. А., Фирсов, А. Ю. (2011). Боновое заграждение. Патент РФ 106263.
  11. ГОСТ Р 53389-2009. (2019). Защита морской среды от загрязнения нефтью. Термины и определения. Москва: Стандартинформ.
  12. ITOPF. (2011). Применение боновых заграждений при ликвидации разливов нефти. Технический информационный документ №3.
  13. ТУ 4834-002-20671179-99. (2000). Ограждение «УЖ-2М».
  14. Рамазанов, Д. С. (2016). Оценка эффективности боновых заграждений для ликвидации аварийных разливов нефти при пересечении магистральным трубопроводом водных преград. Материалы XX Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 120-летию со дня основания Томского политехнического университета «Проблемы геологии и освоения недр». Томск: Национальный Исследовательский Томский политехнический университет.
  15. Одаренко, О. Б., Евдокимов, В. В., Иванов, А. Ю., Козлов, В. А. (2015). Устройство для локализации разливов нефти на реке и способ его постановки. Патент РФ 2556900.
  16. ГОСТ Р 50753-95. (1995). Пружины винтовые цилиндрические сжатия и растяжения из специальных сталей и сплавов. Общие технические условия. Москва: Издательство стандартов.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200501

E-mail: damir2018@yandex.ru


Р.А. Исмаков1, В.Г. Конесев2, Ф.Н. Янгиров1, Г.Л. Гаймалетдинова1, А.Р. Яхин1

1Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия; 2ООО «Газпромнефть - НТЦ», Санкт-Петербург, Россия

Исследование кинетики изменения толщины граничных слоев смазочных материалов применительно к буровой технологии


Улучшение эксплуатационных свойств смазочных материалов увеличивает срок службы механизмов, что положительно влияет на показатели технико-экономической эффективности и безопасность оборудования. Поэтому большое внимание в трибологии уделяется анализу состояния узлов трения в технике и оценки их ресурсных характеристик, что позволяет увеличить срок их эксплуатации. Цель исследований, приведенных в статье, заключалась в изучении общих положений о смазке и смазочных материалах, а также особенностей образования граничных слоев на поверхностях трения и наблюдаемых при этом закономерностях. Выполнены расчеты толщин граничных слоев с использованием смазочных реагентов при различной энергетической загрузке пары трения применительно к роликовому подшипнику шарошечного долота в среде масла цилиндровое 52 и долотной пластичной смазки. Предложенная методология исследований позволила повысить результативность и эффективность по разработке средств улучшения триботехнических свойств буровых смазочных материалов.

Ключевые слова: толщина граничного слоя; бурение скважин; смазочные материалы; режим трения; изнашивание.

Улучшение эксплуатационных свойств смазочных материалов увеличивает срок службы механизмов, что положительно влияет на показатели технико-экономической эффективности и безопасность оборудования. Поэтому большое внимание в трибологии уделяется анализу состояния узлов трения в технике и оценки их ресурсных характеристик, что позволяет увеличить срок их эксплуатации. Цель исследований, приведенных в статье, заключалась в изучении общих положений о смазке и смазочных материалах, а также особенностей образования граничных слоев на поверхностях трения и наблюдаемых при этом закономерностях. Выполнены расчеты толщин граничных слоев с использованием смазочных реагентов при различной энергетической загрузке пары трения применительно к роликовому подшипнику шарошечного долота в среде масла цилиндровое 52 и долотной пластичной смазки. Предложенная методология исследований позволила повысить результативность и эффективность по разработке средств улучшения триботехнических свойств буровых смазочных материалов.

Ключевые слова: толщина граничного слоя; бурение скважин; смазочные материалы; режим трения; изнашивание.

Литература

  1. Конесев, Г. В., Мавлютов, М. Р., Спивак, А. И., Мулюков, Р. А. (1993). Смазочное действие сред в буровой технологии. Производственно-практическое издание. Москва: Недра.
  2. Янгиров, Ф. Н., Ибатуллин, Д. Ф., Конесев, В. Г. и др. (2017). Устройство для измерения толщины граничных слоев смазочных материалов. Патент РФ 2630545.
  3. Заславский, Ю. С. (1991). Трибология смазочных материалов. Монография. Москва: Химия.
  4. Захарченко, А. В. (2012). Толщина смазочного слоя в трибосопряжениях как характеристика параметров процесса. Вестник НТУ «ХПИ», 36, 61-69.
  5. Файзуллин, М. М., Нигматзянов, Д. Ф., Янгиров, Ф. Н., Дихтярь, Т. Д. (2017). Несущая способность граничных слоев смазочных материалов /в сборнике «Современные технологии в нефтегазовом деле». Уфа: УГНТУ.
  6. Попов, А. Н. (2018). Определение микротвердости минералов и металлов: учебно-методическое пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ.
  7. Греков, А. Н., Конесев, Г. В., Докичев, В. А. и др. (2006). Смазочная добавка для буровых растворов на водной основе. Патент РФ 2269562.
  8. Исмаков, Р. А., Конесев, В. Г., Мамаева, О. Г. и др. (2011). Исследование смазочных добавок к буровым промывочным жидкостям. История науки и техники, 12, 152-156.
  9. Рахматуллина, Г. В., Исмаков, Р. А., Сакаев, Р. М. и др. (2013). Изучение толщины граничных смазочных слоев буровых промывочных сред. Научно-технический вестник Поволжья, 5, 275-281.
  10. Фролов, А. М., Конесев, В. Г., Исмаков, Р. А., Матюшин, В. П. (2015). Смазочная добавка к буровым промывочным жидкостям. Патент РФ 2554972.
  11. Фролов, А. М., Яхин, А. Р., Янгиров, Ф. Н. и др. (2019). Смазочный реагент к буровым промывочным растворам. Патент РФ 2677729.
  12. Конесев, В. Г., Янгиров, Ф. Н., Дихтярь, Т. Д. и др. (2016). Буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе. Патент РФ 2590254.
  13. Янгиров, Ф. Н., Яхин, А. Р., Мустафин, Т. С., Дихтярь, Т. Д. (2018). Обоснование выбора смазочных материалов для буровой технологии. Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов, 239(1), 51-58.
  14. Конесев, В. Г. (2012). Совершенствование качества технологических жидкостей для первичного вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: УГНТУ.
  15. Haile, J. M. (1997). Molecular dynamics simulation: elementary methods. USA: A Wiley-Interscience Publication.
  16. Growcock, F. B., Frederick, T. P., Reece, A. R., et al. (1999, February). Nov-el lubricants for water-based drilling fluids. SPE-50710-MS. In: SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas. Society of Petroleum Engineers
  17. Foxenberg, W. E., Ali, S. A., Long, T. P., Vian, J. (2008, February). Field experience shows that new lubricant reduces friction and improves formation compatibility and environmental impact. SPE-112483-MS. In: SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA. Society of Petroleum Engineers
  18. Knox, D., Jiang, P. (2005, February). Drilling further with water based fluids – selecting the right lubricant. SPE-92002-MS. In: SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, The Woodlands, Texas. Society of Petroleum Engineers
  19. Sonmez, A., Kok, M. V., Ozel, R. (2013). Performance analysis of drilling fluid liquid lubricants. Journal of Petroleum Science and Engineering, 108, 64–73.
  20. Maidla, E. E., Wojtanowicz, A. K. (1990). Laboratory study of borehole friction factor with a dynamic filtration apparatus. SPE Drilling Engineering, 5(3), 247–255.
  21. Franklin, S. E., Beuger, J. (2007). A comparison of the tribological behaviour of several wear-resistant coatings. Surface and Coatings Technology, 54(2), 459-465.
  22. Holmberg, K., Ronkainen, H., Matthew, A. (2000). Tribology of thin coatings. Ceramics International, 26, 787-795.
  23. Holmberg, K., Ronkainen, H., Matthew, A. (2003). Thin films in tribology. Vol.9. Amsterdam: Elsevier.
  24. Jackson, R. L., Green, I. (2001). Study of the tribological behaviour of thrust bearings. Tribology Transactions, 44(3), 504-508.
  25. Sedlaček, M., Podgornik, B., Vižintin, J. (2009). Influence of surface preparation on roughness parameters, friction and wear. Wear, 266, 482-487.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200502

E-mail: ismakovrustem@gmail.com


Ш.Ш. Джумаев1, Ю.Г. Борисова1, Г.З. Раскильдина1, Р.Р. Даминев2, С.С. Злотский1

1Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия; 2Уфимский государственный нефтяной технический университет, филиал Стерлитамак, Россия.

Получение циклических ацеталей и гем-дихлорциклопропанов на основе 1,2-дихлорметилбензола


Используя 2,2-диметил-4-оксиметил-1,3-диоксолан (золь-кеталь) и 1,2-дихлометилбензол в условиях межфазного катализа синтезированы моно- и диэфиры, содержащие циклоацетальные фрагменты. Также, с помощью дихлорида, в присутствии бензола, были получены моно- и диэфиры аллилового спирта. Дихлорциклопропанирование непредельных эфиров с использованием хлороформа, щелочи и катализатора катамина АВ позволило получить соединения, содержащие гем-дихлорциклопропановые фрагменты. О-алкилированием золь-кетали 1-[(аллокси)метил]-2-(хлорметил)бензеном (монопроизводным аллилового спирта) был синтезирован простой эфир, сочетающий в своем строении одновременно 1,3-диоксолановый и гем-дихлорциклопропановый фрагменты. Полученные вещества были проанализированы и подтверждены методами масс-спектрометрии (прибор «Хроматэк-кристалл» с исследовательской базой данных Nist) и ЯМР-спектроскопии (прибор «Bruker»). Установлено, что среди ряда полученных соединений только 4-{[(2-{[(2,2-дихлорциклопропил)метокси]метил}-бензил)окси] метил}-2,2-диметил-1,3-диоксолан проявляет цитологическую активность против клеточных линий HEK293, SH-SY5Y, MCF-7 и A549.

Ключевые слова: O-ксилилендихлорид; дихлорциклопропанирование; циклические ацетали; биологическая активность.

Используя 2,2-диметил-4-оксиметил-1,3-диоксолан (золь-кеталь) и 1,2-дихлометилбензол в условиях межфазного катализа синтезированы моно- и диэфиры, содержащие циклоацетальные фрагменты. Также, с помощью дихлорида, в присутствии бензола, были получены моно- и диэфиры аллилового спирта. Дихлорциклопропанирование непредельных эфиров с использованием хлороформа, щелочи и катализатора катамина АВ позволило получить соединения, содержащие гем-дихлорциклопропановые фрагменты. О-алкилированием золь-кетали 1-[(аллокси)метил]-2-(хлорметил)бензеном (монопроизводным аллилового спирта) был синтезирован простой эфир, сочетающий в своем строении одновременно 1,3-диоксолановый и гем-дихлорциклопропановый фрагменты. Полученные вещества были проанализированы и подтверждены методами масс-спектрометрии (прибор «Хроматэк-кристалл» с исследовательской базой данных Nist) и ЯМР-спектроскопии (прибор «Bruker»). Установлено, что среди ряда полученных соединений только 4-{[(2-{[(2,2-дихлорциклопропил)метокси]метил}-бензил)окси] метил}-2,2-диметил-1,3-диоксолан проявляет цитологическую активность против клеточных линий HEK293, SH-SY5Y, MCF-7 и A549.

Ключевые слова: O-ксилилендихлорид; дихлорциклопропанирование; циклические ацетали; биологическая активность.

Литература

  1. Behr, A., Eilting, J., Irawadi, K., et al. (2008). Improved utilisation of renewable resources: new important derivatives of glycerol. Green Chemistry, 10, 13-30.
  2. Yakovenko, Еu. А., Raskil’dina, G. Z., Mryasova, L. М., Zlotsky, S.S. (2019). Synthesis and herbicidal activity of some esters and amides that include saturated oxygencontaining heterocycles. Chemistry and Technology of Organic Substances, 3(11), 4-11.
  3. Сахабутдинова, Г. Н., Раскильдина, Г. З., Мещерякова, С. А. и др. (2020). Антиоксидантная и цитотоксическая активность ряда O- и S-содержащих макроциклов. Известия вузов. Химия и химическая технология. 63(3), 83-87.
  4. Nguyen-Ba, N., Lee, N., Chan, L., Zacharie, B. (2000). Synthesis and antiviral activities of N-9-oxypurine 1,3-dioxolane and 1,3-oxathiolane nucleosides. Bioorganic & Medicinal Chemistry Letters, 10(19), 2223-2226.
  5. Раскильдина, Г. З., Сахабутдинова, Г. Н., Пурыгин, П. П. и др. (2021). Антикоагуляционная и антиагрегационная активности ряда замещенных 1,3-диоксациклоалканов и O-, S-содержащих макроциклов. Бутлеровские сообщения, 65(1), 53-58.
  6. Zapata-Sudo, G., Pontes, L.B., Gabriel, D., et al. (2007). Sedative-hypnotic profile of novel isatin ketals. Pharmacology Biochemistry and Behavior, 86(4), 678–685.
  7. Ovsyannikova, M. N., Vol’eva, V. B., Belostotskaya, I. S. (2013). Antibacterial activity of substituted 1,3-dioxolanes. Pharmaceutical Chemistry Journal, 47, 142-145.
  8. Джумаев, Ш. Ш., Борисова, Ю. Г., Раскильдина. Г. З., Злотский. С. С. (2020). Синтез и реакции цис2,3-дизамещенных-гем-дихлорциклопропанов. Химия и технология органических веществ, 3(15), 4-11.
  9. Kailania, M. H., Al-Bakrib, A. G., Saadeha, H., Al-Hiari, Y. M. (2012). Preparation and antimicrobial screening of novel 2,2-dichlorocyclopropane–cis-dicarbamates and comparison to their alkane and cis-alkene analogs. Jordan Journal of Chemistry, 7(3), 239.
  10. Blinnikova, Z. K., Golding, I. R., Tsyurupa, M. P., et al. (2018). Hypercrosslinked polycondensation networks: copolymers of p-xylylene dichloride. Polymer Science, Series B, 60(1), 91-98.
  11. Tsyurupa, M., Davankov V. (2002). Hypercrosslinked polymers: basic principle of preparing the new class of polymeric materials. Reactive and Functional Polymers, 53(2- 3), 193-203.
  12. Ramazanov, D. N., Dzhumbe, A., Nekhaev, A. I., et al. (2015). Reaction between glycerol and acetone in the presence of ethylene glycol. Petroleum Chemistry, 55(2), 140-145.
  13. Raskil’dina, G. Z., Valiev, V. F., Sultanova, R. M., Zlotsky, S. S. (2015). Selective functionalization of the primary hydroxy group in triols. Russian Journal of Applied Chemistry, 88(10), 1414-1419.
  14. Raskil’dina G.Z., Borisova Yu.G., Zlotskii S.S. (2017). Dichlorocarbenation of conjugated diene hydrocarbons. Petroleum Chemistry, 57, 278-283.
  15. Raskil’dina G.Z., Kuz’mina U.S., Borisova Y.G., Zlotskii S.S. (2020). Biological activity of some heterocyclic compounds based on polyol acetals and their derivatives. Pharmaceutical Chemistry Journal, 54, 909-913.
Читать далее Читать меньше

DOI: 10.5510/OGP20210200503

E-mail: yulianna_borisova@mail.ru