Zeitschriftenartikel zum Thema „Нефтеотдача“
Um die anderen Arten von Veröffentlichungen zu diesem Thema anzuzeigen, folgen Sie diesem Link: Нефтеотдача.
Geben Sie eine Quelle nach APA, MLA, Chicago, Harvard und anderen Zitierweisen an
Machen Sie sich mit Top-50 Zeitschriftenartikel für die Forschung zum Thema "Нефтеотдача" bekannt.
Neben jedem Werk im Literaturverzeichnis ist die Option "Zur Bibliographie hinzufügen" verfügbar. Nutzen Sie sie, wird Ihre bibliographische Angabe des gewählten Werkes nach der nötigen Zitierweise (APA, MLA, Harvard, Chicago, Vancouver usw.) automatisch gestaltet.
Sie können auch den vollen Text der wissenschaftlichen Publikation im PDF-Format herunterladen und eine Online-Annotation der Arbeit lesen, wenn die relevanten Parameter in den Metadaten verfügbar sind.
Sehen Sie die Zeitschriftenartikel für verschiedene Spezialgebieten durch und erstellen Sie Ihre Bibliographie auf korrekte Weise.
1
Се, Кун, Цзе Мэй, Нажису Нажису, Владимир Иванович Ерофеев, Ченг Су, Вэйдун Цзян und Сянго Лу. „ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК И ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ МОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ТЯЖЕЛОЙ НЕФТЬЮ“. Izvestiya Tomskogo Politekhnicheskogo Universiteta Inziniring Georesursov 331, Nr. 10 (20.10.2020): 105–14. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2020/10/2855.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Актуальность. По сравнению с традиционными месторождениями нефти, на морских месторождениях с тяжелой нефтью существует много проблем, связанных с низкой нефтеотдачей заводнения. Если бы мы обладали более глубокими знаниями о фильтрационных характеристиках водной и нефтяной фаз, это было бы очень полезно для улучшения состояния нефтеотдачи заводнения пласта с тяжелой нефтью. Цель: изучение закономерностей изменения фильтрационных характеристик водной и нефтяной фаз в морском месторождении с тяжелой нефтью, которые очень важны для решения задач разработки нефтяных месторождений и могут представлять руководство для создания моделей численного моделирования. Методы. Были учтены геологические характеристики пласта, флюидные свойства и технология строительства морского нефтяного месторождения Бохай с тяжелой нефтью. Влияние проницаемости керна, вымывания воды и вязкости нефти на кривую относительной проницаемости и эффективность вытеснения нефти заводнения было исследовано по методу нестационарного состояния. Изменение внутренней структуры керна представлено с помощью компьютерной томографии и ртутного теста давления. Результаты. С увеличением проницаемости керна относительная проницаемость водной фазы увеличивается, объем охвата водной фазы становится больше, поток двухфазного флюида становится шире и конечная нефтеотдача пластов увеличивается. Функция «очистки» и «эрозии», которая образуется от вымывания водой, оказывает влияние на структуру пор керна, увеличивает радиус порового канала керна и проницаемость керна, и ее влияние – на кривую относительной проницаемости и эффективность вытеснения нефти такое же, как влияние на увеличение проницаемости. С увеличением вязкости нефти способность регулирования подвижности воды ослабевает в процессе заводнения, объем охвата вытесняемой водной фазы уменьшается, сужается диапазон двухфазного потока, а конечная нефтеотдача уменьшается.
2
Кузьменков, Станислав Григорьевич, Роман Шамильевич Аюпов, Максим Васильевич Новиков, Валерий Иванович Исаев, Галина Анатольевна Лобова, Пётр Александрович Стулов, Виталий Сергеевич Бутин und Елена Олеговна Астапенко. „МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЮГРЫ“. Izvestiya Tomskogo Politekhnicheskogo Universiteta Inziniring Georesursov 331, Nr. 4 (20.04.2020): 96–106. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2020/4/2597.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Актуальность.Государственным балансом запасов в Югре учтено 482 месторождения углеводородного сырья (порядка 12 млрд т извлекаемыхзапасов).273 месторождения находятся в разработке, а 210 – на различных этапах исследования. Текущая выработанность месторождений составляет 61 %, а их текущая обводненность – выше 85 %. Современный этап характеризуется снижением добычи практически на всех объектах нефтедобычи и увеличением до 65–70 % долитрудноизвлекаемых запасов.Главной задачей предприятий ТЭК Югры – основной базы углеводородного сырья и нефтедобычи России –является стабилизация добычи нефти на достигнутом в 2018 г. уровне в 235–236 млн т/год. Решение этой задачи невозможно без применения инновационных технологий повышения нефтеотдачи пластов. Цель: анализ эффективности (с точки зрения дополнительной добычи) внедренных в производственном режиме третичных технологий повышения коэффициента извлечения нефти на месторождениях Югры. Объект. Особенности методов увеличения нефтеотдачи и их геолого-промысловые результаты на месторождениях Югры (2013–2019 гг.): физико-химических, гидродинамических, гидроразрыва пласта, бурения горизонтальных скважин, зарезки боковых стволов, обработкипризабойной зоны, а также прочих методов – геолого-технологических мероприятий по оптимизации работы фонда скважин. Методы:ретроспективный сопоставительный анализ выполненных скважино-операций методов увеличения нефтеотдачии дополнительной добычи нефти: физико-химических – 48016, гидродинамических – 23374, гидроразрыва пласта – 28454, бурения горизонтальных скважин – 11225, зарезки боковых стволов – 9010, обработки призабойной зоны – 44081, геолого-технологических мероприятий – 32123 операции. Результаты.Анализировались геолого-промысловые и отчетно-статистические данные Научно-аналитического центра рационального недропользования им. В.И. Шпильмана и Департамента по недропользованию ХМАО-Югры. В Югре наметилась тенденция стабилизации годовой добычи нефти. При этом доля дополнительной добычи нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачии геолого-технологических мероприятийувеличилась с 9,4 % в 2013 г.до 16,0 % в 2019 г. Наиболее массовыми методами интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи являются физико-химические, обработки призабойной зоныи гидродинамические. Самыми эффективными методами, обеспечивающими дополнительную добычу, являются:бурение горизонтальных скважин,зарезка боковых стволови гидроразрыв пласта. Массовое применение методов увеличения нефтеотдачина разрабатываемых месторождениях требует усиления научного-технического обоснования оптимальных условий строительства и эксплуатации систем разработки. Доля трудноизвлекаемых запасов нефти составляет в среднем около 60 %, а по некоторым компаниям достигает 75–80 %, поэтому альтернативы развитию третичных методов повышения нефтеотдачи на месторождениях Югры сегодня нет.
3
Григорьев, Роман Сергеевич, Ирина Валерьевна Шарф und Кристина Андреевна Шарф. „ПРОБЛЕМАТИКА ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВЫХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА ВАНКОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ“. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering 333, Nr. 3 (28.03.2022): 90–98. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2022/3/3502.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Ссылка для цитирования: Григорьев Р.С., Шарф И.В., Шарф К.А. Проблематика применения газовых методов повышения нефтеотдачи на Ванкорском месторождении // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 3. – С. 90-98.
Актуальность исследования обусловлена, с одной стороны, снижением эффективности разработки месторождений углеводородного сырья традиционными методами, а с другой стороны, климатической повесткой, императивом которой является сокращение углеродного следа в процессе добычи. Мировой опыт показывает растущую востребованность газовых методов повышения нефтеотдачи, которые наиболее соответствуют достижению баланса между нефтеизвлечением и углеродным следом. Целью исследования является обоснование возможности применения газовых методов увеличения нефтеотдачи пласта для основных разрабатываемых залежей углеводородного сырья пластов Як-III-VII, Нх-I, Нх-III-IV. Объект: Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Красноярском крае и входящее в состав Ванкорского кластера. Метод: расчет минимального давления смесимости по методикам, применяемым в российской и зарубежной практике. Результаты. С учетом особенностей процесса вытеснения нефти газовым агентом и основных факторов, влияющих на данный процесс и выбор газового агента (термобарические условия, геолого-физические характеристики пластов, физико-химический состав пластовых флюидов), были проведены расчеты минимального давления смесимости (Minimum Miscibility Pressure, MMP), при котором газ может полностью раствориться в пластовой нефти в результате многоконтактного процесса смешивания при пластовой температуре. Были обоснованы виды смешиваемости газа с пластовым флюидом для выбранных продуктивных пластов Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения, а также обоснована наибольшая эффективность углекислого газа в качестве газового агента для повышения нефтеотдачи по сравнению с азотом и углеводородным газом с концевых ступеней сепарации. Однако в силу современных инфраструктурных, производственных, макроэкономических условий деятельности добывающего предприятия данный проект не рентабелен.
4
Кали, М. Е. „ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ“. Neft i gaz, Nr. 5 (15.10.2021): 126–38. http://dx.doi.org/10.37878/2708-0080/2021-5.09.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
В статье рассматриваются актуальные вопросы выбора наиболее приемлемых методов увеличения нефтеотдачи пластов в условиях осложненности процесса разработки с точки зрения природных и технологических факторов. Автором рассматривается один из наиболее эффективных на сегодняшний день методов - полимерное заводнение, которое позволяет не только повысить уровень нефтеотдачи, но и решает ряд комплекс задач по повышению характеристик нефтепродуктов и состояния коллекторов, что особенно важно на месторождениях с преобладанием литологически сложной структуры нефтегазоносных пластов. Также в статье приводится сопоставительный анализ критериев выбора технологических аспектов организации полимерного заводнения и выбора реагента, которые влияют на экономическую и технологическую эффективность применения того или иного полимера.
5
Магадова, Любовь Абдулаевна, Заур Растямович Давлетов und Юлия Жановна Вагапова. „ОБЗОР И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ, ПОВЫШАЮЩИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ ИЗ ПЛАСТОВ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ“. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering 334, Nr. 2 (14.02.2023): 206–16. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2023/2/3854.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Ссылка для цитирования: Магадова Л.А., Давлетов З.Р., Вагапова Ю.Ж. Обзор и анализ технологий, повышающих эффективность нефтеизвлечения из пластов баженовской свиты // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 2. – С. 206-216.
Актуальность. Согласно оценкам ресурсной базы, баженовская свита обладает огромным потенциалом, при этом данная формация характеризуется уникальными свойствами, затрудняющими ее разработку. Учитывая отсутствие единой концепции по разработке трудноизвлекаемых углеводородных залежей, рентабельное освоение ресурсов баженовской свиты во многом связано с созданием эффективных и экономически обоснованных методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации нефтедобычи. Цель: обобщение и анализ источников научно-технической информации в области перспективных технологий увеличения нефтеотдачи и интенсификации нефтедобычи в условиях баженовской свиты, а также в условиях зарубежных сланцевых месторождений, породы которых близки по своим свойствам к баженовской свите. Объекты: технологии, повышающие эффективность нефтеизвлечения из пластов баженовской свиты или других формаций, близких к ней по характеристикам, в том числе тепловые, газовые, химические и комбинированные методы увеличения нефтеотдачи, гидравлический разрыв пласта, воздействие кислотными составами; результаты лабораторных исследований, физического и математического моделирования, опытно-промысловых испытаний рассматриваемых технологий. Методы: анализ отечественных и зарубежных литературных источников и патентной информации в области технологий освоения и разработки трудноизвлекаемых залежей углеводородов. Результаты. Приведены характеристики и описание механизмов воздействия на пласты с помощью наиболее распространенных методов увеличения нефтеотдачи, гидроразрыва пласта, кислотных обработок, а также комбинированных методов воздействия. На примере результатов опытно-промысловых и лабораторных испытаний описан полученный эффект от проведенных операций на разных месторождениях. Отмечено, что перспективными технологиями являются комбинированные методы, в том числе с использованием химических реагентов. Эффективность технологических жидкостей в условиях баженовской свиты может быть увеличена за счет применения сложных химических систем, содержащих растворители различной природы и поверхностно-активные вещества.
6
Чурикова, Л. А., und Гульнур Сағадатова. „ВЫБОР ЭФФЕКТИВНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ УЗЕНЬ“. Ġylym ža̋ne bìlìm 1, Nr. 4 (65) (25.12.2021): 239–49. http://dx.doi.org/10.52578/2305-9397-2021-1-4-239-249.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Аннотация
Равномерная выработка нефтяного флюида из пласта довольно сложная задачи при разработке месторождения, особенно при большой обводненности продукта, таким образом, выравнивание фронта вытеснения нефтяного флюида способом блокировки прослоев с характеристикой высокопроницаемого, специальными химическими агентами, а также веществами их реакции является достаточно весомым фактором.
В нефтяной промышленности часто применяют силикатные гели для увеличения добычи нефтяного флюида. Благодаря доступности в таком сочетании химических реагентов, предлагаемых производителями, их стоимостных характеристик и экологических свойств они являются наиболее приемлемыми для использования и смогут обеспечить стабильность силикатного геля в широком диапазоне температур и давлений.
Существенным недостатком таких технологий является невозможность контролировать и регулировать процесс образования силикатного геля в продуктивных коллекторах или скважинных условиях при смешивании водных смесей соляной кислоты и силиката натрия. С одной стороны, это может привести к снижению блокирующих свойств обода силикатного геля, а с другой стороны, радиальная блокирующая зона может оказаться недостаточной для рекомбинации фильтрационных потоков в продуктивном резервуаре.
7
Doskazieva, G., G. Imangaliyeva und O. Tulegenova. „УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ“. EurasianUnionScientists 6, Nr. 10(79) (20.11.2020): 22–25. http://dx.doi.org/10.31618/esu.2413-9335.2020.6.79.1073.
Der volle Inhalt der Quelle
8
Петров, И. В. „Перспективы использования растворов полимеров при вытеснении нефти“. ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ НАУКИ И ОБРАЗОВАНИЯ 92, Nr. 12 (2022): 30–31. http://dx.doi.org/10.18411/trnio-12-2022-547.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
В статье кратко рассмотрены области применения полимеров (полимерное заводнение) для увеличения нефтеотдачи в промысловых объектах. Представлены направления применения данного метода в нефтегазовом комплексе.
9
Кузьмин, Вячеслав Николаевич, Сергей Михайлович Мартынов und Альберт Ильдарович Мингазов. „Prospects for the application of radial oil drilling in the fields of the Udmurt Republic and neighboring regions“. Нефтяная провинция, Nr. 2(26) (30.06.2021): 56–66. http://dx.doi.org/10.25689/np.2021.2.56-66.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
В данной статье рассматриваются преимущества применения технологии «Перфобур» над уже использующимися методами увеличения нефтеотдачи такими способами, как соляно-кислотная обработка, большая обработка призабойной зоны и гидроразрыв пласта. Резюмирующим результатом работы является предложение по внедрению на территории Удмуртской Республики перспективного метода увеличения нефтеотдачи механического радиального бурения по технологии «Перфобур». This article discusses the advantages of using the "Perfobur" technology over the already used methods of increasing oil recovery, such as hydrochloric acid treatment, large bottom-hole treatment and hydraulic fracturing. The summary result of the work is a proposal for the introduction in the territory of the Udmurt Republic of a promising method for increasing oil recovery of mechanical radial drilling using the "Perfobur" technology.
10
Соромотин, Андрей Витальевич, Дмитрий Олегович Бартов, Андрей Викторович Сюзёв und Павел Юрьевич Илюшин. „ЭМПИРИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ НЕСМЕШИВАЮЩЕГОСЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТРЕТИЧНЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В УСЛОВИЯХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ“. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering 333, Nr. 10 (24.10.2022): 212–19. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2022/10/3742.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Актуальность. Потребление нефтепродуктов растет во всем мире, повышается доля трудноизвлекаемых запасов, поэтому традиционные технологии не позволяют извлечь остаточную нефть. Приоритетным направлением в нефтедобыче является развитие современных методов увеличения нефтеотдачи, которые смогут обеспечить высокий коэффициент нефтеотдачи на уже разрабатываемых, а также новых месторождениях. Такими методами являются водогазовое воздействие, полимерное заводнение и вытеснение нефти растворами поверхностно-активных веществ. Интерес к данным технологиям обусловлен повышением коэффициента нефтеизвлечения в условиях высоковязкой нефти и низкопроницаемых коллекторов. Цель: оценка эффективности технологии с помощью экспериментальных исследований вытеснения нефти водой, вытеснения нефти азотом и чередующегося метода водогазового воздействия. Объект: карбонатные модели пласта турнейского объекта Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Методы: исследования коэффициента вытеснения нефти с использованием фильтрационной установки высокого давления УИК-5ВГ: вытеснение водой, вытеснение азотом и чередующийся метод водогазового воздействия с цикличностью 0,2 порового объема. В опытах корректно воспроизведены пластовые начальные нефтенасыщенности и получены сопоставимые со средними проектными значениями коэффициенты вытеснения нефти водой. Результаты. Проведены экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, вытеснения нефти азотом и чередующийся метод водогазового воздействия. Доказана перспективность технологии несмешивающегося чередующегося водогазового воздействия при маловязкой и вязкой нефти в условиях карбонатного коллектора. Выполнено прогнозирование и сравнение эффекта повышения нефтеотдачи при вытеснении растворами полимеров и поверхностно-активных веществ с эффективностью несмешивающегося чередующегося водогазового воздействия. Предложена методика прогнозирования эффективности несмешивающегося водогазового воздействия с помощью пересчетных коэффициентов.
11
Арсланова, Л. З., А. Ю. Гуторов und А. М. Гареев. „Determination of the best time for application of selected eor technique“. Нефтяная провинция, Nr. 1(5) (13.05.2016): 33–43. http://dx.doi.org/10.25689/np.2016.1.33-43.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Работа описывает метод, предусматривающий иную стадийность разработки, на основании которой возможно выбрать наиболее подходящий на конкретной стадии разработки метод увеличения нефтеотдачи, руководствуясь графиком динамики величины среднего дебита по годам. Предлагается новый подход, основанный на непрерывном контроле за динамикой изменения продуктивности скважины и сравнении его с эталонным графиком, полученным расчетным путем. Показано, что графическое построение позволяет своевременно приступать к осуществлению необходимого метода увеличения нефтеотдачи пласта This paper reviews a new approach to oil production staging which enables selecting the best EOR technique for a certain stage of field development based on the average annual production rate curve. This new approach involves continuous monitoring of well productivity history and benchmarking against a calculated reference curve. Plotting of well productivity curves facilitates timely implementation of the selected EOR method
12
Соромотин, Андрей Витальевич, Александр Викторович Лекомцев und Павел Юрьевич Илюшин. „АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ CO2 HUFF-N-PUFF“. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering 333, Nr. 12 (10.12.2022): 178–89. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2022/12/3635.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Актуальность. Перспективным направлением разработки нефтяных месторождений является применение нетрадиционных способов добычи трудноизвлекаемых запасов. Особый интерес уделяется технологиям использования углекислого газа в условиях политики снижения углеродного следа в мировом энергобалансе. Диоксид углерода является одним из наиболее эффективных вытесняющих агентов для повышения нефтеотдачи пластов, который может растворяться в легкой и средней фракции нефти, способствуя ее набуханию, уменьшая вязкость и увеличивая подвижность. В связи с этим актуальной задачей является поиск и практическое применение эффективных решений. Одной из таких технологий использования углекислого газа является Huff-n-Puff. Цель: провести оценку мирового опыта применения технологии СО2 Huff-n-Puff; проанализировать факторы, влияющие на эффективность метода; установить взаимосвязь технологических факторов при использовании СО2 Huff-n-Puff. Объект: технология СО2 Huff-n-Puff. Методы: литературный обзор; анализ параметров технологии. Результаты. Технология СО2 Huff-n-Puff отличается эффективностью в широком спектре свойств пласта и нефти. В ходе исследований выявлены основные критерии эффективности технологии Huff-n-Puff, наиболее важным из которых является достижение полной растворимости углекислого газа в нефти. Основными факторами, влияющими на эффективность данного процесса, являются режимные технологические параметры, естественная и искусственная трещиноватость, молекулярная диффузия. Оценен эффект прироста нефтеотдачи от влияния геометрии и длины трещин. Авторами статьи для анализа параметров технологии и выявления статистических зависимостей использована тепловая карта и характеристики распределения. Также применен градиентный бустинг (метод машинного обучения) с использованием библиотеки SHAP для определения влияния технологических параметров на эффективность СО2 Huff-n-Puff. Установлен прирост нефтеотдачи от применения рассматриваемой технологии до 5,4%.
13
Манжай, Владимир Николаевич, Максим Павлович Ульянюк und Евгений Александрович Рождественский. „ПЕРСПЕКТИВНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С РАЗНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТЬЮ ПЛАСТОВ“. Izvestiya Tomskogo Politekhnicheskogo Universiteta Inziniring Georesursov 332, Nr. 9 (21.09.2021): 92–99. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2021/9/3356.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Актуальность работы. Месторождения часто имеют сложную неоднородную структуру с трудно извлекаемыми запасами, разработка которых осложнена ещё и тем, что различные пропластки имеют разную проницаемость. В результате использования технологии заводнения, наиболее распространенного метода повышения нефтеотдачи, месторождение достаточно быстро становится неэффективным, так как вода после начальной стадии нефтевытеснения начинает фильтроваться к добывающим скважинам по уже промытым высокопроницаемым каналам. Решением данной проблемы является применение блокирующих реагентов из химических композиций, закрывающих промытые каналы и вынуждающих воду вытеснять нефть из ранее незадействованных (низкопроницаемых) зон. Цель работы: сравнительный анализ эффективности действия композиций на основе карбамида и уротропина в качестве блокирующих экранов для высокопроницаемых зон нефтеносного пласта, предварительно промытых водой. Методы: моделирование процесса нефтевытеснения на установке SAP-700 с двумя параллельно работающими колонками; газовый метод определения проницаемости породы. Результаты. В лабораторных условиях на установке SAP-700 с колонками насыпного типа была экспериментально подтверждена эффективность применения композиций на основе карбамида и уротропина в качестве основных компонентов для формирования блокирующих экранов с целью повышения коэффициента извлечения нефти. Так, по первому эксперименту с применением композиции, содержащей в своем составе карбамид, общий коэффициент извлечения нефти составил 0,4, из которых величина 0,16 является добавочной. Во втором же эксперименте общий коэффициент извлечения нефти составил 0,38, при этом 0,24 добавочные. Данные технологии для месторождений с разной проницаемостью пластов позволяют значительно увеличить степень выработки запасов по сравнению с обычным заводнением.
14
(Narisu), Нажису, Ерофеев Владимир Иванович (Vladimir I. Erofeev), Лу Цзиньлун (Lv Jinlong) und Ван Вэй (Wang Wei). „ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ И РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПОЛИМЕРНОГО ГЕЛЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ“. Izvestiya Tomskogo Politekhnicheskogo Universiteta Inziniring Georesursov 330, Nr. 4 (22.04.2019): 147–57. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2019/4/234.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Актуальность. Полимерное заводнение широко применяется на практике при разработке нефтяных месторождений. Высококонцентрированные растворы полимера с высокой массовой концентрацией обладают повышенной вязкоэластичностью, но с увеличением массовой концентрации полимерного раствора возникает проблема о совместимости между размером агрегата молекул полимера и размером пор в пласте. Cr3+ полимерный гель, основанный на внутримолекулярном сшивании молекул, имеет меньший размер агрегата и хорошую совместимость с пластом, поэтому очень актуальными являются исследования эффекта гелеобразования. Цель: исследование фильтрационных и реологических свойств водного геля на основе полиакриламида в присутствии ацетата хрома для повышения нефтеотдачи платов. Методы: физическое моделирование процесса нефтевытеснения и процесса фильтрации жидкости при пластовых условиях на фильтрационной установке, определение вязкости полимерного геля на вискозиметре Брукфилда DV-II, измерение размера полимерного молекулярного клубка Dh на установке Brookhaven BI-200SM, широкоугольная динамическая/статическая система рассеяния света (Brookhaven Instruments Cop., США), определение вязкоэластичности с помощью реометра Harke10. Результаты. Регулированием массовой концентрации полимерного раствора, степени минерализации воды и соотношения содержания полимера к хрому (w(П/Cr3+)) можно получить Cr3+ полимерную гелевую систему, основанную на внутримолекулярном сшивании молекул с меньшим размером молекулярной агрегации и большим фильтрационным сопротивлением. После реакции внутримолекулярного сшивания полимерного раствора, с одной стороны, вязкоэластичность системы значительно улучшается и коэффициент вытеснении нефти из пластов увеличивается. С другой стороны, реакция внутримолекулярного сшивания молекул снижает гибкость агрегатов полимерной молекулы, повышает их жесткость, ухудшает их деформируемость в процессе прохождения через поры и увеличивает задержки молекул полимера в слое с высокой проницаемостью пласта. Cr3+ полимерная гелевая система не только обладает хорошей приемистостью, но может также постепенно достигать более высокого давления нагнетания, за счет этого увеличивается коэффициент охвата пласта. В итоге коэффициент извлечения нефти с применением системы полимерного геля становится выше, чем коэффициент извлечения нефти из пласта с использованием системы полимерного раствора.
15
Melikov, M. M., und T. R. Gadzhieva. „THE SEARCH FOR UNCONVENTIONAL HYDROCARBON TRAPS IS ONE OF THE WAYS TO FURTHER DEVELOP THE OIL AND GAS INDUSTRY IN DAGESTAN“. PROCEEDINGS OF INSTITUTE OF GEOLOGY DAGESTAN SCIENTIFIC CENTER OF RAS 3, Nr. 82 (2020): 101–7. http://dx.doi.org/10.33580/2541-9684-2020-82-3-101-107.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
В работе рассматривается один из путей развития нефтегазовой промышленности РД, в которой предлагаются решать методом увеличения коэффициента нефтеотдачи, исходя из анализа геолого-геофизического материала и анализа разработки месторождений республики, а также поисками нетрадиционных ловушек УВ, в том числе на шельфе Северного и Среднего Каспия.
16
Печёрин, Т. Н., und К. В. Коровин. „Analysis of features of development of stocks of deposits of the Achimovsky oil-and-gas complex“. Нефтяная провинция, Nr. 1(17) (29.04.2019): 62–70. http://dx.doi.org/10.25689/np.2019.1.62-70.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Статья посвящена состоянию разработки ачимовского нефтегазоносного комплекса на территории ХМАО, сложностям с вовлечением ачимовских отложений в разработку и причинам низкого уровня нефтеотдачи пластов. Регулярной разработкой охвачено 58 ачимовских объектов, содержащих более 50% суммарных запасов нефтегазоносного комплекса. Коэффициенты извлечения нефти по ачимовским пластам принимаются при проектировании на низком уровне, что связано с малыми величинами проницаемости и нефтенасыщенности, гидрофильностью, как следствие - подвижностью воды в продуктивных пропластках. Целью работы является анализ ключевых факторов, влияющих на показатели нефтеотдачи ачимовских объектов и сравнительная оценка уровня нефтеотдачи, ожидаемого при проектировании и достижимого при реализуемых технологических решениях Анализ результатов разработки ачимовских объектов показал, что проектный уровень нефтеотдачи при сохранении текущего состояния может оказаться недостижимым по большинству объектов. Ключевой причиной выступает неполная реализация проектного фонда, поскольку большинство ачимовских объектов не разбурены полностью. Среди других причин выделены: низкая проницаемость, прерывистое геологическое строение, преждевременное обводнение добываемой продукции. Последнему, как установлено по результатам выполненного анализа, подвержены, главным образом, низкопроницаемые пласты. В качестве еще одного результата исследования следует отметить установление характера взаимосвязи между охватом пласта процессами разработки, песчанистостью и эксплуатационной сеткой. Достижимый КИН в среднем по разрабатываемым объектам оценивается в 0,131 доли ед. при сохранении текущего состояния и в 0,233 доли ед. при полной реализации проектного фонда. Низкий уровень нефтеотдачи свидетельствуют о том, что традиционный способ разработки, основанный на вытеснении нефти водой, в целом представляется малоэффективным The article is devoted to the state of development of Achimov oil and gas complex in the territory of the Khanty-Mansiysk District, the difficulties with the involvement of Achimov deposits in the development and the reasons for the low level of oil recovery. In all, 58 Achimov facilities, containing more than 50% of the total petroleum reserves of the oil and gas complex, covered by regular development. The oil recovery coefficients of in the Achimov formations are taken in the design at a low level, which is associated with low permeability and oil saturation, hydrophilicity, therefore - the mobility of water in productive interlayers. In addition, the analysis of the results of the development of Achimov facilities showed that even the design level of oil recovery while maintaining the current state might be unattainable for most facilities. The key reason of acts is incomplete realization of the design of the Fund, since most of the Achimov objects are not drilled completely. Among other reasons are: low permeability, discontinuous geological structure, understated count of project wells (when the design takes a rare operational gridfor economic reasons) and premature watering of the extracted products, as established by the results of the analysis, are subject mainly to low-permeable stratums. As another result of the study, it should be noted that the nature of the relationship between the coverage of the reservoir by the development processes, sand content and the operational grid. Accessible to on average in the developed objects it is estimated at 0,131 shares of unit when maintaining current state and at 0,233 shares of unit at the complete realization of design fund. Low level of oil recovery demonstrate that the traditional way of development based on naphtha replacement by water in general is represented ineffective.
17
Фёдоров, Константин Михайлович, Александр Янович Гильманов und Александр Павлович Шевелёв. „НОВЫЙ ПОДХОД К МОДЕЛИРОВАНИЮ И ПРОГНОЗИРОВАНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОСАДКО-ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ“. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering 334, Nr. 5 (31.05.2023): 85–93. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2023/5/4003.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Ссылка для цитирования: Фёдоров К.М., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. Новый подход к моделированию и прогнозированию эффективности осадко-гелеобразующих методов увеличения нефтеотдачи// Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 5. – С.85-93. Актуальность. Моделирование выравнивания профиля приёмистости с использованием технологии закачки осадкообразующих и гелеобразующих составов может быть связано с математической задачей с очень малым параметром, при котором объём закачанной в пласт оторочки геля в призабойной зоне нагнетательной скважины значительно меньше расстояния между скважинами. Существующие подходы к моделированию этой задачи не позволяют описать всех эффектов, связанных с малообъёмными закачками. Целью работы является предложение подхода к моделированию и прогнозированию эффективности закачки осадкообразующих и гелеобразующих составов в пласт. Объекты: нефтяные пласты, на которых применяется осадко-гелеобразующие методы увеличения нефтеотдачи. Методы. Новый подход к моделированию такой задачи состоит в объединении задач оптимизации выравнивания профиля приёмистости нагнетательной скважины и прогнозирования реакции окружающих добывающих скважин. Этот подход кратко описан в статье и подтвержден сравнением расчетных данных с результатами статистической обработки данных применения технологий закачки осадкообразующих и гелеобразующих составов в пласты на месторождениях одной из нефтяных компаний. Результаты. Обработка накопленного промыслового опыта применения этих технологий показала, что удельные значения дополнительной добычи нефти после операции выравнивания профиля приёмистости растут с увеличением введённого критерия эффективности обработки – коэффициента выравнивания профиля приёмистости и, наоборот, снижаются при падении коэффициента приемистости скважины после обработки. Предлагаемый подход к прогнозированию и оценке эффективности применения технологий для контроля обводненности добываемой продукции лежит в основе линейки математических моделей применения технологий гелеобразующих, осадкообразующих и полимер-дисперсных составов.
18
Арсланова, Л. З. „Prospects for microbial enhanced oil recovery methods in unconventional reserves development“. Нефтяная провинция, Nr. 4(4) (30.12.2015): 101–9. http://dx.doi.org/10.25689/np.2015.4.101-109.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
В статье рассматривается механизм формирования трудноизвлекаемых запасов и анализируется эффективность современных технологий по их добыче. Показано, что микробиологические методы имеют преимущество перед другими методами увеличения нефтеотдачи. This paper discusses mechanisms of unconventional reserves generation and analyzes the efficiency of present-day methods of their production. Microbial injection has proven to be more beneficial in development of unconventional reserves compared to other EOR technologies.
19
Алтунина, Л. К., Л. И. Сваровская und Т. Гэрэлмаа. „Комплексный физико-химический и микробиологический метод увеличения нефтеотдачи вязких нефтей низкотемпературных залежей Монголии“. Нефтехимия 53, Nr. 2 (2013): 101–6. http://dx.doi.org/10.7868/s0028242113020020.
Der volle Inhalt der Quelle
20
Байке, Г. „РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ“. Neft i gaz, Nr. 2 (30.04.2021): 106–11. http://dx.doi.org/10.37878/2708-0080/2021-2.09.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Нефтяная компания, разрабатывающая месторождение, в первую очередь должна поставить перед собой задачи по проектированию и внедрению разработки системы поддержания пластового давления. В любой нефтяной компании основными задачами являются количество добываемой нефти и минимальная стоимость ее добычи, но не следует забывать о таком понятии, как коэффициент извлечения нефти. Актуальность работы заключается в поддержании пластового давления закачкой воды, что обеспечивает высокую нефтеотдачу. В результате проведения анализа была изучена система поддержания пластового давления.
21
Кривощеков, Сергей Николаевич, Никита Дмитриевич Козырев, Кирилл Андреевич Вяткин und Кирилл Алексеевич Равелев. „КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТИРУЕМОЙ СОЛЯНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РЕЗУЛЬТАТОВ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ“. Izvestiya Tomskogo Politekhnicheskogo Universiteta Inziniring Georesursov 332, Nr. 7 (14.07.2021): 43–53. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2021/7/3262.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Актуальность научной работы обусловлена тем, что в настоящее время высокая доля соляно-кислотных обработок не обеспечивают ожидаемого результата на нефтяных месторождениях Пермского края. Данная проблема непосредственно связана с действующим подходом к проектированию технологических операций по стимуляции притока нефти и недостаточной изученностью большинства факторов, существенно влияющих на эффективность обработок призабойной зоны кислотными составами. Востребованность усовершенствования технологий кислотного воздействия на призабойную зону карбонатных коллекторов и способов прогнозирования его эффективности обуславливается низкой себестоимостью проведения данной операции и возможностью достижения высоких показателей продуктивности скважины при качественном проектировании и проведении операции. Цель: разработка методического подхода к прогнозированию технологического эффекта проектируемой соляно-кислотной обработки на основе комбинирования результатов лабораторных исследований и гидродинамического моделирования. Объектами исследования являются технологии повышения нефтеотдачи пластов, литологически представленных карбонатными разностями. В пределах основных нефтегазоносных провинции России большая часть месторождений находится на завершающей стадии разработки, вследствие чего отмечается низкая продуктивность скважин. Поэтому совершенствование методов увеличения нефтеотдачи является важным и актуальным направлением исследования в нефтегазовой отрасли. Методы: лабораторные исследования, заключающиеся в определении карбонатности изучаемых отложений, а также свойств кислотных составов, применяемых при проведении соляно-кислотных обработок на месторождениях Пермского края. Данные исследования необходимы для установления численного значения изменения скин-фактора на рассматриваемых объектах. Гидродинамическое моделирование с учетом данного скин-фактора для определения технологической эффективности проектируемой технологии обработки призабойной зоны продуктивного пласта. Результаты. По итогам настоящего исследования отмечается высокое соответствие фактических изменений скин-фактора на 18 объектах после кислотного воздействия, полученных при анализе баз данных гидродинамических исследований скважин на территории Пермского края, и прогнозируемых значений по описанной методике предварительной оценки технологического эффекта от соляно-кислотной обработки. Приведен сравнительный анализ фактических значений дебита целевой скважины, зафиксированных в течение пяти месяцев эксплуатации, и прогнозируемых с помощью гидродинамического моделирования полностью описанного дизайна кислотного воздействия, в основе которого заложено расчетное значение изменения скин-фактора. По результатам анализа получено, что предлагаемый комплексный подход к прогнозированию эффективности соляно-кислотной обработки имеет небольшую погрешность в пределах 5 %. С использованием гидродинамической модели рассчитан технологический эффект спроектированной кислотной обработки на целевом объекте до 2030 г. и сделан вывод об успешности применения данного геолого-технического мероприятия. С внедрением предлагаемого комплексного подхода в нефтяные компании возможно увеличение результативности мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов.
22
YERNAZAROVA, A. K., G. K. KAIYRMANOVA, U. T. SHAIMERDENOVA, R. B. MAGMIYAYEV und A. R. ISLAMOVA. „ИДЕНТИФИКАЦИЯ АБОРИГЕННЫХ КУЛЬТУР МИКРООРГАНИЗМОВ РОДА BACILLUS И ИХ ПОТЕНЦИАЛЬНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ“. МИКРОБИОЛОГИЯ ЖӘНЕ ВИРУСОЛОГИЯ, Nr. 1(44) (20.03.2024): 158–75. http://dx.doi.org/10.53729/mv-as.2024.01.10.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
The present study was conducted to isolate active Bacillus cultures from developed oil reservoirs as potential objects for the development of microbial enhanced oil recovery (MEOR) methods. Oil formation water from two oil fields "Zhetybai" and "Kulsary" located in Western Kazakhstan were used as study materials. 8 cultures of Bacillus genus were isolated and identified on the basis of phylogenetic analysis of 16S rRNA gene. The formation of acetic acid and biosurfactants were studied as target properties valuable for MEOR. It was revealed that the investigated microorganisms are able to synthesize acetic acid as well as fatty acids. Emulsifying activity was determined as an indicator of the presence of biosurfactants. The maximum emulsification index was observed in strains of Bacillus sp. ZhM-3 and Bacillus sp. KM-2 for crude oil - 80% and 65%, for hexane - 69% and 50%, respectively. As a result of this work it was shown that the cultures of Bacillus sp. ZhM-3 and Bacillus sp. KM-2 are active producers of organic acids (acetic and butyric acids) and biosurfactants capable of emulsifying crude oil, which makes them potentially effective for application in biotechnological processes aimed at enhancing oil recovery from depleted fields. Настоящее исследование проведено с целью выделения из разработанных нефтепластов активных культур рода Bacillus, как потенциальных объектов для разработки микробиологических методов увеличения нефтеотдачи (Microbial enhanced oil recovery – MEOR). В качестве материалов исследования использована нефтепластовая вода двух нефтяных месторождений "Жетыбай" и "Кульсары", расположенных в Западном Казахстане. Выделены и идентифицированы на основе филогенетического анализа гена 16S рРНК 8 культур рода Bacillus. В качестве целевых ценных свойств для MEOR проводили изучение продукции органических кислот и биосурфактантов. Выявлено, что исследуемые микроорганизмы способны синтезировать уксусную и масляную кислоты. В качестве показателя наличия биосурфактантов определяли индекс эмульгирования сырой нефти и гексана. Максимальный индекс эмульгирования отмечен у культур Bacillus sp. ZhM-3 и Bacillus sp. KM-2 для сырой нефти – 80% и 65%, для гексана - 69% и 50%, соответственно. В результате проведенной работы показано, что культуры Bacillus sp. ZhM-3 и Bacillus sp. KM-2 являются активными продуцентами органических кислот (уксусной и масляной) и биосурфактантов, способных к эмульгированию сырой нефти, что делает их потенциально эффективными для применения в биотехнологических процессах, направленных на повышение нефтеотдачи выработанных месторождений.
23
Smirnova, Tat'iana, Ekaterina Dolgova, Nikolai Merkitanov und Al'bert Tulegenov. „Hydrodynamic enhanced oil recovery methods“. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело 12, Nr. 7 (2013): 27–34. http://dx.doi.org/10.15593/2224-9923/2013.7.3.
Der volle Inhalt der Quelle
24
SHARKOVA, A. V., und A. A. VOLGAPKINA. „ECONOMIC ANALYSIS OF INCREASED OIL RECOVERY METHODS“. Scientific Works of the Free Economic Society of Russia 235, Nr. 3 (2022): 368–80. http://dx.doi.org/10.38197/2072-2060-2022-235-3-368-380.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Scientific research was conducted to identify the economic benefits of oil recovery methods. The study analysed different groups of methods as a whole and evaluated some of them. The tasks were carried out using different methods of analysis: synthesis, construction of analytical and comparative tables, analysis of presented indicators. In the work, an alternative method for increasing oil recovery was proposed and its economic evaluation was carried out using the example of an organization. The evaluation was carried out using systematic indicators identified during the study.
25
Афанаскин, И. В., Afanaskin I.V., А. В. Королев, Korolev A.V., В. А. Юдин und Yudin V.A. „Использование метода математического моделирования для оценки влияния смачиваемости пород на нефтеотдачу на примере внутрипластового горения“. Международный журнал "Программные продукты и системы" 33 (31.08.2018): 482–94. http://dx.doi.org/10.15827/0236-235x.123.482-494.
Der volle Inhalt der Quelle
26
Нажису, Владимир Иванович Ерофеев, Сянго Лу, Чжунъюань Тянь und Лидонг Чжан. „ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ НЕОРГАНИЧЕСКОГО АГЕНТА УПРАВЛЕНИЯ ПРОФИЛЕМ НА ОСНОВЕ СИЛИКАТА НАТРИЯ ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ КОЛЛЕКТОРОВ С ВЫСОКОЙ МИНЕРАЛИЗАЦИЕЙ“. Izvestiya Tomskogo Politekhnicheskogo Universiteta Inziniring Georesursov 330, Nr. 11 (15.11.2019): 59–68. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2019/11/2348.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Актуальность. В настоящее время нефтяное месторождение Туха является месторождением со средней, низкой проницаемостью и с высокоминерализованной пластовой водой. Обводненность основного продуктивного пласта на участке «Y» месторождения Туха составляет более 93 %, поэтому необходимо применять эффективные технологии для повышения коэффициента извлечения нефти. Существующие полимеры, в том числе и солеустойчивые, не могут хорошо растворяться и распределяться в пластовой воде, обладают слабой способностью удерживания в пласте, управления потоком, поэтому трудно быстро достичь хорошего экономического эффекта от их внедрения. В связи с этим актуальной задачей является разработка метода управления профилем для эффективного вытеснения нефти из коллекторов с высокой минерализацией. Цель: исследование эффективности вытеснения нефти и оптимизация параметров неорганического агента управления профилем на основе силиката натрия для повышения нефтеотдачи пластов. Методы. Определение вязкости исследуемых образцов проводили на вискозиметре Брукфилда DV-II, эксперименты исследования влияния размера оторочек главного агента, количества циклов альтернативного заводнения, скорости закачки главного агента и закачки поверхностно-активного вещества на эффективность вытеснения нефти были проведены на фильтрационной установке. Результаты. Для повышения нефтеотдачи пластов на месторождении Туха на основе геологических характеристик пласта и флюидных свойств участка «Y» были проведены исследования по оптимизации параметров и увеличению эффективности вытеснения нефти неорганическим агентом на основе силиката натрия для управления профилями. Результаты показали, когда размер оторочек основного агента изменяется от 0,06 до 0,08 Vзач/Vпор и количество циклов альтернативного заводнения составляет 5–6, степень использования слоев со средней и низкой проницаемостью более высокая, обводненность значительно уменьшается и коэффициент извлечения нефти значительно увеличивается. По сравнению с одиночным силикатным заводнением сочетание силиката натрия и поверхностного активного вещества может повысить объем охвата и коэффициент извлечения нефти.
27
Гуторов, Юрий Андреевич, und Равиль Мутугулович Идиятуллин. „Aspects of technology and energy efficiency in mature oilfield development“. Нефтяная провинция, Nr. 4(8) (28.12.2016): 118–30. http://dx.doi.org/10.25689/np.2016.4.118-130.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
В статье приводятся доказательства недостаточной технико-экономической эффективности современных методов увеличения нефтеотдачи в связи с ростом доли трудноизвлекаемых запасов на большинстве нефтяных месторождений России из-за сильного негативного влияния на этот процесс трудноизвлекаемых техногенных факторов. Из-за падения цены на нефть на мировых рынках многие нефтедобывающие компании Российского ТЭК стали осуществлять режим экономии на относительно дорогих методов увеличения нефтеотдачи (МУН) с длительным сроком окупаемости, заменяя их на более дешевые МУН, что привело неизбежно к уменьшению коэффициент извлечения нефти (КИН). Предлагается повысить рентабельность и технолого-экономическую эффективность и энергосбережение при разработке месторождений нефти на поздней стадии их эксплуатации за счет более широкого внедрения инновационных, ресурсосберегающих технологий на всех этапах технологического процесса, начиная от бурения, крепления и вторичного вскрытия, заканчивая автоматизацией процесса добычи и контроля над ним в режиме мониторинга с помощью специально оснащенных «интеллектуальных скважин». This paper gives evidence of low technical and economic efficiency of current enhanced oil recovery techniques because of increased share of unconventional reserves in the majority of Russian oilfields due to significant detrimental effect of various man-caused factors. As a consequence of declining oil prices, many Russian oil producers have chosen not to use expensive EOR methods with long payback periods and changed over to less costly techniques, resulting in reduced oil recovery factors. We suggest increasing profitability and technical-and-economic efficiency, as well as energy efficiency in mature fields through large-scale implementation of innovative and resource-saving technologies at all development stages, from well drilling, cementing and perforating to production automation and on-line monitoring via “smart wells”.
28
Alfayyadh, A. G. H., D. Z. Valiev, R. А. Kemalov, D. V. Riffel und N. I. Bryzgalov. „Use of Ultrasonic Treatment for Enhanced Oil Recovery“. Oil and Gas Technologies 145, Nr. 2 (2023): 36–43. http://dx.doi.org/10.32935/1815-2600-2023-145-2-36-43.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
In this article, use of ultrasonic treatment for enhanced oil recovery are considered.The review of laboratory, field and mathematical research, that can serve as reference material for future researchof enhanced oil recovery with ultrasonic treatment.
29
Наговицына, Наталья Петровна, und Роман Алексеевич Дерендяев. „ФОРМИРОВАНИЕ МЕТОДОЛОГИЧЕСКОГО ПОДХОДА ИССЛЕДОВАНИЯ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ)“. Izvestiya Tomskogo Politekhnicheskogo Universiteta Inziniring Georesursov 331, Nr. 7 (22.07.2020): 202–11. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2020/7/2730.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Актуальность работы. В настоящее время большинство нефтяных месторождений России вступили в позднюю стадию разработки. В связи с истощением запасов легкоизвлекаемой нефти все большие усилия направляются на создание технологий и способов разработки, которые позволяют добывать углеводороды в осложненных условиях. Для дальнейшей разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами требуется внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи и применение новых реагентов. Значительная роль в данном вопросе отводится химическим методам, в частности применению растворов поверхностно-активных веществ. Воздействие водных растворов поверхностно-активных веществ улучшает реологические и фильтрационные характеристики нефти посредством снижения межфазного натяжения и повышения смачивающей способности. В связи с вышеизложенным актуальным представляется задача выбора поверхностно-активных веществ для применения в системе заводнения пластов, а также разработка методологических подходов по их подбору. Цель: формирование методологического подхода исследования поверхностно-активных веществ, применяемых в системе заводнения, для увеличения нефтеотдачи пластов. Объект: карбонатные коллектора месторождений Удмуртской Республики. Методы: лабораторные исследования составов в свободном объеме, прибор для определения поверхностного натяжения растворов поверхностно-активных веществ – сталагмометр «Рубин-02 А» (ГОСТ Р 50097-92), фильтрационные исследования на единичных образцах керна с моделированием пластовых условий на установках УИК-5ВГ и AFS-300 (ОСТ 39-204-86 и 39-195-86), центрифугирование (ГОСТ 16887-71). Результаты. Обозначена актуальная проблема – процесс подбора технологии поверхностно-активных веществ для эффективного применения в системе заводнения с целью достижения наибольшей нефтеотдачипластов. Проанализированы поверхностно-активные вещества, нашедшие активное промышленное применение на месторождениях России и за ее пределами. Проведена оценка физико-химических и технологических свойств поверхностно-активных веществ российского производства в соответствии с паспортными характеристиками, требованиями Положений предприятия-недропользователя и определена пригодность химических реагентов к дальнейшему применению. Рассмотрены методика и результаты определения коэффициента вытеснения нефти водным раствором поверхностно-активных веществ на образцах керна, отобранных с месторождений Удмуртской Республики. Предложен экспресс-метод оценки нефтевытесняющей способности поверхностно-активных веществ, являющийся более экономичным и энергоресурсным по сравнению со стандартными фильтрационными исследованиями. По результатам проведения фильтрационных испытаний на керне установлено, что предлагаемый метод сопоставим с проведенными исследованиями. В целом предложенная методология выбора состава поверхностно-активных веществ возможна для внедрения в локальные нормативные документы предприятия-недропользователя и использования с целью подбора необходимого реагента для увеличения нефтеизвлечения.
30
Лала Гаджиева, Лала Гаджиева. „СТАЦИОНАРНЫЕ ДВИЖЕНИЯ НЕСЖИМАЕМЫХ НЕФТЕЙ В ОДНОРОДНОЙ ПОЛУСФЕРИЧЕСКОЙ ЗАЛЕЖИ БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ ПО РАЗЛИЧНЫМ ЗАКОНАМ ФИЛЬТРАЦИИ“. ETM - Equipment, Technologies, Materials 06, Nr. 02 (04.04.2021): 14–22. http://dx.doi.org/10.36962/etm0602202114.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Решены три стационарные гидродинамические задачи о полусферически-радиальных потоках фильтрации в однородном пласте большой мощности неньютоновских нефтей по различным нелинейным законам фильтрации. Выведены формулы всех основных показателей разработки, то есть дебита скважины, скорости фильтрации, текущих давления и градиента давления и т.д. Все эти формулы необходимо использовать при решении различных теоретических задач разработки, в том числе при составлении проекта разработки нового разведанного месторождения указанного типа. Анализируя предложенные формулы можно выявить характерные особенности разработки таких залежей, разработать и внедрять мероприятия для устранения аварий, в результате можно повысить нефтеотдачу этих залежей. Ключевые слова: стационарное движение, неньютоновская нефть, закон фильтрации, полусферическая дренажная зона, дебит скважины, скорость фильтрации, распределе-ние давления, градиент давления, продолжительность продвижения.
31
Батырбаев, Э. М. „Технология ограничения водопритока к добывающей скважине“. Neft i Gaz, Nr. 2 (15.04.2020): 89–99. http://dx.doi.org/10.37878/2708-0080/2020.003.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Приведен обзор методов и технологий восстановления производительности скважин. Осложнения эксплуатации месторождений (на поздней стадии разработки) связаны с работой как добывающих, так и нагнетательных скважин. Акустическое – волновое воздействие давлением на призабойную зону скважин, являясь экологически чистым методом, способно вызывать заметные положительные изменения фильтрационных и коллекторских свойств, не образуя при этом новых неоднородностей, таких, например, как при гидроразрыве пласта, которые могут привести к увеличению текущей нефтедобычи, но могут и ухудшить нефтеотдачу пласта в целом. В Республике Казахстан по технологии волнового воздействия давлением были проведены промышленные работы на месторождениях им. С. Балгимбаева (10 скважин), Ботахан, Восточный Молдабек, Кондыбай, Северный Жолдыбай, Уаз (20 скважин) – на добывающих скважинах работы по изоляция водопритока.
32
Калинников, Владимир Николаевич, Олег Сергеевич Сотников, Лейсан Наилевна Шакирова und Равиль Ирекович Шакиров. „Study of the effect of nitrogen injection on oil treatment process“. Нефтяная провинция, Nr. 3(27) (30.09.2021): 141–48. http://dx.doi.org/10.25689/np.2021.3.141-148.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
В данной статье представлены результаты лабораторных исследований по закачке азота в пласт с целью увеличения нефтеотдачи, а также рассмотрено влияние данной технологии на процесс промысловой подготовки нефти. Процесс обработки азотом пластового флюида смоделирован на лабораторной PVT-установке, после чего с обработанной водонефтяной эмульсией поставлен сравнительный эксперимент по обезвоживанию в стандартных условиях при различных температурах и дозировках деэмульгатора. This paper presents the results of the laboratory study of nitrogen injection into a reservoir to increase oil recovery and considers the effects of this technology on the process of on-site oil treatment. Nitrogen injection was simulated in laboratory PVT unit. Then dehydration experiments with treated water/oil emulsion were conducted under standard conditions at different temperatures and demulsifier dosages.
33
Kudaivergenov, Sarkyt, Iskander Gusenov, Birzhan Zhappasbayev und Alexey Shakhvorostov. „Application of polymer flooding technology for enhanced oil recovery“. Chemical Bulletin of Kazakh National University, Nr. 4 (30.12.2015): 74–80. http://dx.doi.org/10.15328/cb644.
Der volle Inhalt der Quelle
34
Gabdullin, A. A., A. M. Migranov, M. Sh Migranov, F. A. Sadykov und R. N. Yakubov. „Simulation of enhanced oil recovery fields in the final stages of development“. World of Oil Products the Oil Companies Bulletin 07 (2019): 33–38. http://dx.doi.org/10.32758/2071-5951-2019-0-07-33-38.
Der volle Inhalt der Quelle
35
Glavnov, N. G., M. V. Vershinina, A. V. Penigin, D. O. Prokofev, D. Y. Bazhenov, A. N. Shorokhov, I. R. Garipov und P. L. McGuire. „EOR miscible gas injection“. PROneft’. Proffessional’no o nefti, Nr. 2 (2019): 25–29. http://dx.doi.org/10.24887/2587-7399-2019-2-25-29.
Der volle Inhalt der Quelle
36
Ibatullin, R. R., Sh K. Gaffarov, M. R. Khisametdinov und L. I. Minikhairov. „Review of world polymer flooding EOR projects“. Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, Nr. 7 (2022): 32–37. http://dx.doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-32-37.
Der volle Inhalt der Quelle
37
Bondareva, L. I., A. V. Osipov, A. S. Monakova und K. I. Dantsova. „Enhanced oil recovery methods using carbon dioxide“. Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, Nr. 9 (2022): 78–84. http://dx.doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-78-84.
Der volle Inhalt der Quelle
38
Samatoeva, Daria Sergeevna, und Tatiana Sergeevna Vybornova. „Technologies for oil recovery increasing in the fields of the Northern Caspian Sea“. Oil and gas technologies and environmental safety 2023, Nr. 4 (04.12.2023): 76–82. http://dx.doi.org/10.24143/1812-9498-2023-4-76-82.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Permanent modernization of production processes for the extraction of hydrocarbon raw materials is an integral part of rational subsoil use. Research and implementation of the latest technologies in the process of oil produc-tion ensures production and economic efficiency. In the world practice of oil production, vast experience has been accumulated in experimental research and practical implementation of various methods that can significantly increase oil recovery. In the process of choosing a method or combination of methods for increasing oil recovery, many criteria are taken into account, but the geological conditions of the deposit under development, as well as the composition and physico-chemical characteristics of reservoir fluids are of primary importance. Of all the methods of increasing oil recovery, the biological method has become the least common today due to its little knowledge. The relevance of the research and further implementation of the technology of enhanced oil recovery by the biological method is primarily due to the criterion of environmental safety. A significant advantage of the biological method of increasing oil recovery is that microorganisms are capable of multiplying and enhancing biochemical activity depending on the physico-chemical conditions of the environment. One of the biological methods of increasing oil recovery is the activation of reservoir microflora. This technology consists in cyclic injection of nutrient medium into the formation, which stimulates an increase in the number of certain types of microorganisms in it that can affect the fluid and rock. The article considers the technology of activation of reservoir microflora, namely silicate bacteria, as a method of increasing oil recovery at the sites of the Northern Caspian.
39
(Narisu), Нажису, Ерофеев Владимир Иванович (Vladimir I. Erofeev), Лу Сянго (Lu Xiangguo), Лу Цзиньлун (Lu Jinlong), Ван Сяоянь (Wang Xiaoyan) und Чжан Лидонг (Zhang Lidong). „ВЛИЯНИЕ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД НА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ И ГЕЛЕЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ“. Izvestiya Tomskogo Politekhnicheskogo Universiteta Inziniring Georesursov 330, Nr. 3 (26.03.2019): 136–45. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2019/3/173.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Актуальность. В последние годы технологии полимерного заводнения широко применяются при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, особенно на поздних стадиях разработки месторождений. Однако при эксплуатации коллекторов с повышенной температурой более 70–80 °С и высокой степенью минерализации пластовых вод многие полимерные нефтевытесняющие агенты подвергаются быстрой деструкции, что приводит к снижению уровня добычи углеводородного сырья. В связи с этим одной из важных проблем является создание и разработка термо- и солеустойчивых полимерных материалов и композиций на их основе для повышения добычи углеводородного сырья на нефтяных и газовых месторождениях. Цель: исследование влияния минерализации пластовых вод на физико-химические и фильтрационные характеристики полимерных растворов и гелей для повышения нефтеотдачи пластов. Методы. Определение вязкости растворов полимера и полимерного геля проводили на вискозиметре Брукфилда DV-II, форму и размеры частиц полимеров и полимерного геля изучали на сканирующем электронном микроскопе марки Hitachi S-400N, измерение размеров полимерного молекулярного клубка Dh определяли на установке Brookhaven BI-200SM, широкоугольная динамическая/статическая система рассеяния света (Brookhaven Instruments Cop., США), физическое моделирование процесса фильтрации жидкости при пластовых условиях проводили на фильтрационной установке, определение вязкоэластичности и реологических свойств полимерных растворов и гелей изучали с помощью реометра Harke 10. Результаты. Степень минерализации пластовой воды оказывает значительное влияние на вязкость растворов полимеров. В связи с тем, что в частично деминерализованной воде предварительно были удалены ионы кальция и магния, полимеры обладают хорошей растворимостью и способностью увеличения вязкости растворов. С увеличением концентрации вытесняющего агента вязкость растворов возрастает. Деструктивное воздействие солей пластовых вод на полимеры вызывает значительное снижение вязкости растворов вытесняющих агентов. Из-за высокой степени минерализации частично деминерализованной воды большое количество ионов хлористого натрия окружают молекулярный скелет полимера вытесняющего агента. Макромолекулы полимера П-1 имеют преимущественно двухмерную сетевую структуру. Макромолекулы полимеров П-2 и П-3 имеют преимущественно пространственную трехмерную сетевую структуру, в которой некоторые полимерные молекулярные цепи разорваны и сетевая структура полимеров является дефектной. По сравнению с полимером П-3, трехмерная сетевая структура полимерного молекулярного агрегата П-4 имеет более четкое пространственное строение. Из сравнения физико-химических свойств полимеров П-1, П-2 и П-3 следует, что коэффициент сопротивления и коэффициент остаточного сопротивления для полимера П-1 больше, чем для полимеров П-2 и П-3. Это связано с тем, что молекулы солеустойчивого полимера П-1 образуют агрегаты сетевой структуры вследствие межмолекулярной ассоциации, которая приводит к плохой совместимости с порами керна, а коэффициент сопротивления и коэффициент остаточного сопротивления для полимера П-4 наибольшие за счет того, что в реакционной полимерной смеси прошли реакции внутримолекулярного сшивания молекул полимера и катионов Cr3+, которые привели к значительному увеличению удерживания раствора полимера, фильтрационного сопротивления, давления нагнетания и к повышению нефтеотдачи пластов.
40
Мамбетов, С. Ф., А. М. Игнатьев und А. М. Фаррахов. „Approbation of technology for regulating the coverage of reservoirs by flooding using a thermotropic composition based on aluminum chloride and urea“. Нефтяная провинция, Nr. 2(38) (30.06.2024): 129–41. http://dx.doi.org/10.25689/np.2024.2.129-141.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Термотропные композиции, используемые в технологиях физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов, являются отдельной группой реагентов, эффективность применения которых зависит от показателей температуры пласта. Данное условие обусловлено тем, что качественное формирование водоизолирующего барьера может быть обеспечено только за счет тепловой энергии пласта, так как термотропные составы относятся к тиксотропным псевдопластическим системам коагуляционной структуры. В большинстве случаев в качестве термотропных составов используют композиции на основе хлорида алюминия и карбамида (мочевины). При закачке такого термотропного состава в пласт под воздействием температуры происходит образование объёмного неорганического геля гидроксида алюминия, который кольматирует обработанные интервалы пласта на удалении от забоя обработанной скважины, что способствует внутрипластовому перераспределению фильтрационных потоков и подключению к разработке новых нефтенасыщенных интервалов [1]. Опытные работы, выполненные в условиях низкопроницаемых высокотемпературных пластов ряда месторождений Западной Сибири, показали достаточно высокие результаты по увеличению нефтеотдачи. Технология рекомендована к промышленному внедрению. Thermotropic compositions used in physico-chemical methods of increasing oil recovery technologies are a separate group of reagents, the effectiveness of which depends on the parameters of the reservoir temperature. This condition is due to the fact that the qualitative formation of a water-insulating barrier can be ensured only at the expense of the thermal energy of the layer, since thermotropic compositions belong to thixotropic pseudoplastic systems of the coagulation structure. In most cases, compositions based on aluminum chloride and urea (urea) are used as thermotropic formulations. When such a thermotropic composition is injected into the formation under the influence of temperature, a volumetric inorganic aluminum hydroxide gel is formed, which cools the treated reservoir intervals away from the bottom of the treated well, which contributes to the intra-reservoir redistribution of filtration flows and connection to the development of new oil-saturated intervals [1]. Experimental work performed in conditions of low-permeable high-temperature formations of a number of fields in Western Siberia showed fairly high results in increasing oil recovery. The technology is recommended for industrial implementation.
41
Dzhakupova, Zh E., Zh K. Zhatkanbayeva, R. S. Begaliyeva und D. K. Salimova. „Research of Kokzhide deposits oil for increasing oil recovery by polymers“. Bulletin of the L.N. Gumilyov Eurasian National University. Chemistry. Geography. Ecology Series 127, Nr. 2 (2019): 19–25. http://dx.doi.org/10.32523/2616-6771-2019-127-2-19-25.
Der volle Inhalt der Quelle
42
Bagirov, B. A., A. M. Salmanov und A. M. Hajiyev. „The feature space structure of the oilrecovery models for different drive reservoirs rejime“. "Proceedings" of "OilGasScientificResearchProjects" Institute, SOCAR, Nr. 1 (30.03.2010): 14–19. http://dx.doi.org/10.5510/ogp20100100003.
Der volle Inhalt der Quelle
43
Ismayılov, F. S., und A. M. Gasımlı. „Enhanced oil recovery using refinery wastes“. "Proceedings" of "OilGasScientificResearchProjects" Institute, SOCAR, Nr. 1 (30.03.2013): 45–48. http://dx.doi.org/10.5510/ogp20130100142.
Der volle Inhalt der Quelle
44
Крупин, С. В., Л. Ф. Биктимирова, М. А. Сувейд und А. А. Адебайо. „Water shut-off with sodium polysilicate systems“. Нефтяная провинция, Nr. 2(2) (09.10.2015): 116–30. http://dx.doi.org/10.25689/np.2015.2.116-130.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
В данной статье рассмотрены особенности использования интерполимерных комплексов на основе полидиаллилдиметиламмоний хлорида и полисиликата натрия. На основе экспериментальных данных были рассмотрены возможности использования полученных систем как водоограничительный материал (ВОМ) для повышения нефтеотдачи пластов. С целью оценки стойкости потокоотклоняющих экранов была проверена оценка устойчивости коагулюма к действию различных органических растворителей. Для прогнозирования путей решения проблемы коагуляции системы в призабойной зоне пласта было проведено исследование дальности проникновения на составных моделях пласта. This paper discusses application of interpolymer systems based on polydiallyldimethylammonium chloride (PDADMAC) and sodium polysilicate as water control agents in enhanced oil recovery projects. Coagulum resistance to various organic solvents has been investigated to evaluate strength and stability of water-diverting screens. Penetration tests were conducted on sand-pack models to address the problem of water-control system coagulation in the bottom-hole area.
45
Дягилев, Валерий Федорович. „АПРОБАЦИЯ МЕТОДИК ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ И ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПРИ ПОДБОРЕ СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ НА ПРОВЕДЕНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОБРАБОТКЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН НА ПРИМЕРЕ СЕВЕРО-ОРЕХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ“. Izvestiya Tomskogo Politekhnicheskogo Universiteta Inziniring Georesursov 330, Nr. 10 (11.10.2019): 33–48. http://dx.doi.org/10.18799/24131830/2019/10/2296.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Актуальность исследования вызвана необходимостью оценки текущего состояния качества запасов нефти призабойной зоны скважин и прогнозирования технологической эффективности существующей выработки нефтяных запасов при подборе скважин-кандидатов на проведение мероприятий по обработке призабойной зоны, что соответствует потребностям мировой практики в поиске наиболее результативных методик освоения нефтегазовых месторождений. Цель: определить величину изменения балансовых запасов нефти на примере Северо-Ореховского месторождения и произвести анализ методик, позволяющих осуществить прогнозирование технологической эффективности выработки и оценки запасов нефти при подборе скважин-кандидатов на проведение мероприятий по обработке призабойной зоны скважин, применяемых на территории Северо-Ореховского месторождения Объект: Северо-Ореховское месторождение как энергоресурсный комплекс, на базе которого осуществляется не только применение традиционных методик прогнозирования технологической эффективности выработки нефтяных запасов, но и апробируется качественно новая методика оценки запасов нефти при подборе скважин-кандидатов на проведение мероприятий по обработке призабойной зоны. Методы: прогнозирование, обусловившее понимание технологической эффективности выработки и оценки запасов нефти при подборе скважин-кандидатов на проведение мероприятий по обработке призабойной зоны скважин; определение величин удельных остаточных балансовых запасов обусловило обращение к сравнительному анализу возможностей скважин доноров и акцепторов; анализ и оценка величины выходящих из дренирования запасов; оценка значения текущей нефтенасыщенности. Результаты. Большинство нефтяных месторождений Западной Сибири находится на поздней стадии разработки. В связи с этим вопрос выработки остаточных запасов становится первоочередным. Для принятия проектных решений на прогнозный период разработки необходима оценка остаточных ресурсов углеводородов месторождения, что обусловливает актуальность исследования и адаптации методов оценки ресурсов месторождения. Произведен сравнительный анализ существующих методик прогнозирования технологической эффективности выработки и оценки запасов нефти, используемых при подборе скважин-кандидатов на проведение мероприятий по обработке призабойной зоны скважин. Предлагается измененный способ определения удельных балансовых запасов нефти, позволяющий для каждой добывающей скважины учесть запасы и отборы всего объекта, а также фильтрационно-емкостные свойства всего фонда скважин. Установлено, что метод определения величин удельных остаточных балансовых запасов предполагает выявление скважин доноров и акцепторов. Выявлено, что используемый подход в подборе скважин-кандидатов под обработку призабойной зоны является универсальным, так как позволяет выявлять скважины с недостаточной выработкой при существующем потенциале (водоограничивающие, гидрофобизирующие методы увеличения нефтеотдачи). Более того, данный методический подход предполагает принцип оценки относительной динамики отборов нефти и выявление несоотносимо высоких с остаточным потенциалом темпов падения добычи нефти. Методический подход, совмещающий свойства прогноза ожидаемой технологической эффективности и критериального обоснования, основывается на применении процедуры расчетов параметров множественного регрессионного анализа. В его основе лежит предположение, что технологическая эффективность мероприятий (исключая успешность, случайный фактор) тесно связана с геолого-технологическими параметрами, характеризующими потенциал скважин – остаточные извлекаемые запасы, эффективная нефтенасыщенная мощность, площадь зоны дренирования, проницаемость и т. д. Доказывается, что данный метод подходит не только для подбора скважин-кандидатов под обработку призабойной зоны, но и для групп технологий увеличения нефтеотдачи различной специфики (по механизму вовлечения незадействованных запасов нефти); искомой функцией является технологическая эффективность от мероприятий (за год или за месяц), а аргументами – набор геолого-технологических показателей фонда скважин на дату проведения мероприятия. Предложена методика оценки остаточных балансовых запасов фонда скважин, что способствует определению качества нефтяных запасов для отдельной добывающей скважины и позволяет учесть запасы и отборы всего объекта, а также фильтрационно-емкостные свойства всего фонда скважин. Выводы. Установлено, что выявленные в ходе анализа особенности существующих методик позволяют решить ряд нефтепромысловых задач: определить объем выходящих из дренирования запасов (подбор водоограничивающих методов увеличения нефтеотдачи, ремонтно-изоляционные работы, коррекция режимов работы скважин, остановки); определить величину незадействованных запасов нефти, не участвующих в дренировании (гидровлический разрыв пласта, уплотнение); проанализировать достижимость выработки извлекаемых запасов, оцениваемых по общепринятым характеристикам вытеснения, по добывающим скважинам, то есть произвести их коррекцию.
46
Бакраев, М. М., И. Л. А. Дугаев, А. И. Бархинхоев und Ф. З. Булюкова. „Development of technology for limiting premature gas breakthrough into the producing wells of the Goit-Kort field using asphaltene-resinous substances“. Нефтяная провинция, Nr. 1(37) (30.03.2024): 170–83. http://dx.doi.org/10.25689/np.2024.1.170-183.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Система ППД (повышения пластового давления) миоценовых отложений XXIII пласта чокракского яруса месторождения Гойт-Корт начала формироваться в 1978 году закачкой газа в скважины №29; 59; 107. Реализация технологии воздействия на залежь закачкой газа высокого давления с целью повышения нефтеотдачи ХХIII пласта и месторождения Гойт – Корт столкнулась в промысловых условиях с опережающим продвижением нагнетаемого газа в добывающие скважины, ростом газовых факторов и снижением охвата пласта вытеснением. Для повышения эффективности работ по предотвращению и ликвидации прорывов газа в процессе разработки нефтяных месторождений путем закачки газа высокого давления (ГВД) по относительно высокопроницаемым пропласткам, целесообразна блокировка этих пропластков в добывающих скважинах и проведение работ по ограничению поступления в них газа. Этим требованиям в наибольшей степени отвечает метод избирательной изоляции газа составами на основе асфальтено-смолистых веществ (АСВ). Результаты проведенных исследований и промысловых испытаний указывают на принципиальную возможность применения растворов асфальтено-смолистых веществ для ограничения притока газа в скважинах месторождения Гойт-Корт, выравнивания профилей притока и увеличения нефтеотдачи пласта. The PPD system of Miocene deposits of the XXIII formation of the Chokrak tier of the Goit-Kort field began to form in 1978 by pumping gas into wells No. 29; 59; 107.The implementation of the technology of impact on the deposit by injection of high–pressure gas in order to increase oil recovery of the XXIII formation of the Goit - Kort field faced in field conditions with the advance of the injected gas into the producing wells, the growth of gas factors and a decrease in the coverage of the reservoir by displacement. In order to increase the efficiency of work to prevent and eliminate gas breakthroughs during the development of oil fields by pumping high-pressure gas through relatively highly permeable layers, it is advisable to block these layers in producing wells and carry out work to limit the flow of gas into them in injection wells. These requirements are most met by the method of selective isolation of gas with compositions based on asphaltene-resinous substances (DIA). The results of the conducted research and field tests indicate the fundamental possibility of using solutions of asphaltene-resinous substances to limit the flow of gas in the wells of the Goit-Kort field, leveling the inflow profiles and increasing oil recovery of the reservoir.
47
Ganiev, I. M., K. V. Yakovlev, O. V. Voytov, A. A. Stotskiy und N. A. Morozovskiy. „Experience of application of physical and chemical methods of increasing oil recovery and evolution of flow redirecting technologies at the Vankorskoye field Part 1. EOR planning, application and analysis“. Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, Nr. 9 (2021): 60–64. http://dx.doi.org/10.24887/0028-2448-2021-9-60-64.
Der volle Inhalt der Quelle
48
Kurganov, D. V. „OIL RESERVOIR CLASSIFICATION FOR ULTIMATE OIL RECOVERY ESTIMATION BY MEANS OF MACHINE LEARNING“. Izvestiya of Samara Scientific Center of the Russian Academy of Sciences 22, Nr. 5 (2020): 106–13. http://dx.doi.org/10.37313/1990-5378-2020-22-5-106-113.
Der volle Inhalt der QuelleAnnotation:
Oil recovery estimation is the most important tasks after calculation of oil in place and thereafter in oil development plans. There are a lot of appropriate methods for such estimation - displacement coefficient, sweep efficiency, waterflood efficiency, using final well water cut, with respect to fluid mobilities, reservoir thickness and porosity, absolute and relative permeability. Often such parameters are taken from similar nearest reservoirs due to lack of the data. Reservoir simulation is another method for oil recovery estimation although it has many shortcomings. Oil recovery estimation presented in this paper is based on widely known k-means unsupervised machine learning algorytms. Silhouette technics is used for choosing main clusters. Parameter euristics based on local Volga-Ural region data is diveded by clusters for oil recovery. Reservoir classification methodology can dramatically improve ultimate recovery estimation.
49
Popic, D., J. Pantic, M. Tripkovic und A. P. Losev. „Influence of reservoir mineralogy on oil recovery during polymer flooding“. Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, Nr. 4 (2022): 44–48. http://dx.doi.org/10.24887/0028-2448-2022-4-44-48.
Der volle Inhalt der Quelle
50
Musakaev, N. G., D. M. Sakhipov und I. A. Kruglov. „RESEARCHING THE METHOD OF INCREASING OIL RESERVOIR RECOVERY WITH THE USE OF THE FLOW-REGULATING COMPOSITIONS“. Oilfield Engineering, Nr. 10 (2019): 28–31. http://dx.doi.org/10.30713/0207-2351-2019-10(610)-28-31.
Der volle Inhalt der Quelle