НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЖУРНАЛ
УЧРЕДИТЕЛИ ЖУРНАЛА
ISSN 0028-2448
НЕФТЯНОЕ ПИЛ1А
хозяйство ^L\j\L
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
'||Ц|>
РОСНЕФТЬ
01
ги/tro
ОАО
ЗАРУБЕЖНЕФТЬ
TATNEFT
ОАО
ТАТНЕФТЬ
БАШНЕФТЬ
АКЦИОНЕРНАЯ НЕФТЯНАЯ КОМПАНИЯ
РМНТК
НЕФТЕОТДАЧА
НТО НГ мм. акад.
И.М.ГУБКИНА
УЧАСТНИКИ ИЗДАНИЯ ЖУРНАЛА
СУРГУТНЕФТЕГАЗ*
Гипротюменнефтегаз
ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ НТЦ»
/‘пипич

ЖУРНАЛ ОСНОВАН В 1920 ГО ДУ (ВЫПУСК № 1062)
НЕФТЯНОЕ
LJ Id ХОЗЯЙСТВО
ЕЖЕМЕСЯЧНЫЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ
И ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЖУРНАЛ
РЕДАКЦИОННАЯ
КОЛЛЕГИЯ
В.Н. ЗВЕРЕВА (главный редактор)
Н.Н. АНДРЕЕВА
Е.Г.АРЕШЕВ
С.М. БОГДАНЧИКОВ
Н.Г. БРУНИЧ
М.Д. ВАЛЕЕВ
ЭХ ВЕКИЛОВ
Д.В. ВОЛОХОВ
О.Г. ГОРДЕЕВ
А.Г. ГУМЕРОВ
А.Н. ДМИТРИЕВСКИЙ
И.И. ДЬЯКОНОВ
С.А. ЖДАНОВ
И.С. ЗАКИРОВ
А.Б. ЗОЛОТУХИН
Р.Р. ИБАТУЛЛИН
Н.Г. ИБРАГИМОВ
В.А. КЛИНЧЕВ
А.Ю. КОРШУНОВ
С.И. КУДРЯШОВ
А.М. КУЗНЕЦОВ
А.М. МАСТЕПАНОВ
А.Г. МЕССЕР
РХ МУСЛИМОВ
В.И.ОП
Б.И. ПОТАПОВ
В.А. САВЕЛЬЕВ
Е.Н. САФОНОВ
С.М. СОКОЛОВ
А.С. ТИМЧУК
Н.П. ТОКАРЕВ
М.М. ХАСАНОВ
Э.Ю. ХУДАЙНАТОВ
В.Ф. ЧЕКУШИН
АЛ. ШАХВЕРДИЕВ
Г.И. ШМАЛЬ
Журнал по решению ВАК Минобрнауки
России № 6/6 от 19.02.10 г. включен в
новый «Перечень ведущих рецензируе-
мых научных журналов и изданий, в кото-
рых должны быть опубликованы основ-
ные научные результаты диссертаций на
соискание ученых степеней кандидата и
доктора наук», как научное периодиче-
ское издание, отвечающее достаточному
условию включения в Перечень.
Журнал включен в Российский
индекс научного цитирования
и международную систему
цитирования Scopus.
Адрес редакции почтовый:
117997, Москва, Софийская наб., 26/1,
редакция журнала «Нефтяное хозяйство»
Редакция находится по адресу:
Москва, ул. Малая Калужская, д. 15, стр. 7
Тел./факс: (495) 730-22-81,730-07-17
mail@oil-industry.ru
www.oil-industry.ru
Инновационный журнал нефтегазового комплекса
Основан в январе 1920 года
СОДЕРЖАНИЕ
20
24
38
.50
54
56
58

ф Новости, события, факты
Геология и геолога-разведочные работы
Ларочкина И.А., Докучаева Н.А., Андреева Е.Е. Прогноз и перспективы выявления ловушек
углеводородов в рифейско-вендских отложениях в Камско-Бельском авлакогене
(северо-восток Республики Татарстан)..................................................    14
Белоусов С.Л., Нукалов Е.Н., Наумов А.Н. Палеотектонический анализ Красноленинского свода.17
Карпов В.А. Перспективы выявления новых залежей нефти в пределах
и вблизи старых месторождений.................................................
Митрофанов В.П., Ермакова М.И. Обоснование остаточной нефтенасыщенности
терригенных коллекторов месторождений юга Пермского региона...................
Мухаметшин Р.З., Пунанова С.А. Нетрадиционные источники углеводородного сырья:
геохимические особенности и аспекты освоения........................................      28
Растегаев А.В., Галкин В.И., Аношкин А.Н. Прогноз слабодренируемых участков пласта БС102’3
Тевлинско-Русскинского месторождения по геолого-геохимическим показателям ................34
Нургалиева Н.Г. Микрофации, петрофизика и секвенс-стратиграфический каркас
карбонатных нефтеносных отложений кизеловского горизонта......................
Королев Э.А., Морозов В.П., Кольчугин А.Н. Особенности строения и формирования
нефтеносных карбонатных пород-коллекторов турнейского яруса Республики Татарстан.
О Бурение скважин
Лесин В.И., Лесин С.В. «Фрактальная» формула зависимости вязкости
неньютоновской жидкости от градиента скорости............
Мелехин А.А., Чернышов С.Е., Турбанов М.С. Расширяющиеся тампонажные составы
для ликвидации поглощений при креплении обсадных колонн добывающих скважин..
< I Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
Хакимов А.А., Саттаров Р.И., Качурин А.В., Акимкин А.В.
Совершенствование технологии кислотных обработок...........
Хисамов Р.С., Базаревская В.Г., Тарасова Т.Н., Галлямова Л.А. Роль прироста
коэффициента извлечения нефти в воспроизводстве минерально-сырьевой базы ОАО «Татнефть*
Тимонов А.В., Судеев И.В., Пестриков А.В., Ситдиков С.С., Надеев А.Н., Юдин А.В.,
Никитин А.Н. Новая методология моделирования гидравлического разрыва пласта
при разработке Приобского месторождения...................................
УЧРЕДИТЕЛИ ЖУРНАЛА
А
РОСНЕФТЬ
42
46
Мордвинцев М.В., Галкин В.И., Растегаев А.В., Аношкин А.Н.
Исследование влияния вторичных преобразований в породах продуктивных горизонтов
Дружного месторождения на дебиты нефти.............................................  62
Денисов С.Б., Евдокимов И.В., Рудая В.С., Шерашова А.Г.
Применение диагностических диаграмм для оценки причин высокой обводненности скважин .. 64
Соркин А.Я., Ступоченко В.Е., Кан В.А., Жданов С.А. Эффективность применения
потокоотклоняющих технологий в нагнетательных скважинах ........................  ....67	*
Галкин В.И., Хижняк Г.П. О влиянии литологии на коэффициент вытеснения нефти водой...70 • ]
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ЗАРУБЕЖНЕФТЬ
rx/tro
TATNEFT
БАШНЕФТЬ
АКЦИОНЕРНАЯ НЕФТЯМ*»» ЮИ"*нЦЯ
ОАО «РМНТК
«Нефтеотдача»
НТО НГ им. акад.
И.М. Губкина
УЧАСТНИКИ ИЗДАНИЯ ЖУРНАЛА
.	 ОТКРЫТО! А1ЩИСНЕРМ ОБЩЕСТВО
«СУРГУТНЕФТЕГАЗ»
Гипротюменнефтегаз
[Su
Тюменский нефтяной
научный центр
ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ
ПЕРМСКИЙ
НАЦИОНАЛЬНЫЙ
ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
be.i светоча науки и с нефтью будут потачки
март


ИЗДАТЕЛЬСТВО
Техника и технология добычи нефти Ь
Рахманов Р.М., Исмагилов Ф.З., Фархутдинов Г.Н., Хисамутдинов А.И-,
Мусабиров М.Х., Абусалимов Э.М. Разработка усовершенствованных кислотных
стимулирующих композиций «КСК-Татнефть»...........................................74
Распопов А.В., Кондратьев С.А., Новокрещенных Д.В. Влияние геолого-физических условий
на эффективность бурения радиальных каналов в околоскважинную зону пласта.........78
 ..... — .. . — — -------------------
Проектирование обустройства месторождений
Долгих Г.М., Окунев С.Н., Стрижков С.Н. Опыт термостабилизации грунтов устьев
нефтяных и газовых скважин с использованием систем ВЕТ.
.80
Нефтепромысловое оборудование
Фаттахов Р.Б., Соболев С.А., Тронов В.П. Оптимизация режима периодической работы
дожимных насосных станций, осуществляющих откачку жидкости в один трубопровод
Сорокин Г.М., Малышев В.Н. Критерии определения прочностных характеристик
сталей в различных условиях изнашивания.......................
83
.87
Рациональное использование нефтяного газа ф
Гришагин А.В., Кологреева Т.И., Шашель В.А. Применение многофазных насосных станций
и центробежных насосных агрегатов для обеспечения высокой степени использования нефтяного газа.91
Транспорт и подготовка нефти В
Гарифуллин Р.М., Сахабутдинов Р.З., Шаталов А.Н., Антонова Н.В., Мингазова А.З.
Совершенствование метода определения концентрации хлористых солей в нефти....  95
Пышминцев И.Ю., Костицына И.В., Мананников Д.А., Паршуков В.П., Скрыльник М.Ю.,
Завьялов В.В. Анализ коррозионной стойкости нефтегазопроводных труб по результатам
промысловых испытаний на Самотлорском месторождении
99
Трубопроводный транспорт нефти |
Золотов И.О., Стрельникова С.А., Лосенков А.С. Об одной особенности стартовых
режимов работы нефтепроводов.......................................  ....,.102
Рахматуллин Ш.И., Захаров Н.П., Коркишко А.Н., Карамышев В.Г. Об оценке коэффициента
расхода жидкости через аварийные щели по экспериментальным данным проливок.106
Булату Тагировичу Баишеву - 85 лет!.....
Станиславу Анатольевичу Жданову - 70 лет!
Поздравляем юбиляра ф
..................61
..................69
Памяти выдающегося нефтяника
Черникин Вадим Иванович (К 100-летию со дня рождения)................109	J
Рабочее совещание членов НО «Союзнефтегазсервис-
Пшибыла Д. Нефть - товар стратегический...........
Информация ф
......110
......112
ЗАО "Издательство
"НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО"
Генеральный директор, главный редактор
В.Н. Зверева
Исполнительный директор,
зам. главного редактора
О.В. Провоторова
Главный бухгалтер
Е.И. Барышева
Бухгалтер
С.Г. Винокурова
Помощник генерального директора
И.И. Шоломова
Руководитель информационной группы
Б.И. Потапов
Веб-редактор
С.Ю. Тер-Саакян
Системный администратор
В.Е. Наместников
Руководитель редакционной группы
В.В. Сулаева
Старший научный редактор
В.И. Федорова
Научные редакторы
Н.В. Елисеева,
АА Салтыкова
Редактор
Ю.В. Евдошенко
Художник
М.Г. Иванова
Руководитель рекламной группы
Ю.Ю. Каминская
Менеджер проектов
А.В. Давыдова
Менеджер по связям с общественностью
А.В. Горбунова
Менеджер
С.А. Шоломов
Руководитель группы верстки и дизайна
АА Клышникова
Специалист по компьютерной верстке
Я. А. Морозова
Специалист prepress
Г.Д. Мухина
Журналист
О.Н. Степанова

Сдано в набор 17.02.2012.
Подписано в печать 19.03.2012
Формат 60x88,1/8. Бумага мелованная
Печать офсетная. Усл.пл. 7,5.
Усл. кр.-отт. 10. Уч-издл. 15.
Тираж 5 000 экз. Заказ № 3.
ФИРМЫ РЕКЛАМОДАТЕЛИ
ООО НПФ «Пакер»........ 4 стр. обл., 53
ОАО «НК «Роснефть» .... 2 стр. обл., 7,8
ОАО «Зарубежнефть» ............. 8,9
ОАО «Татнефть^............... 10,11
ООО • СТЕКЛОНиТ Менеджмент»..... 49
Отпечатано в ООО ^Август BopR
Цена свободная.
ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство»
© «Нефтяное хозяйство»
Зарегистрирован в Министерстве
Российской Федерации по делам печати,
телерадиовещания и средств массовых
коммуникаций РФ 14.10.2002 г.
PerN ПИ №77-13722
При перепечатке ссылка
на -Нефтяное хозяйство» обязательна.
Редакция не несет ответственности
за достоверность информации,
опубликованной
в рекламных объявлениях
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Государственные награды специалистам отрасли
21 февраля 2012 г. в Минэнерго России состоялось награждение специалистов ТЭК
государственными наградами. Проводивший церемонию награждения Министр энергети-
ки РФ С.И. Шматко отметил, что «за каждой из наград стоят личные достижения, помно-
женные на общественно-значимый результат».
Среди награжденных были и представители нефтегазового комплекса России:
Орденом Дружбы награждены
С.И. Кудряшов и А.Б. Яновский, заместители Министра энергетики РФ - за активное участие
в работе по формированию нормативно-правовой базы Единого экономического пространства.
Медалью ордена «За заслуги перед Отечеством» I степени:
И.Т. Ишмухаметов и С.П. Макаров, советники Президента ОАО АК «Транснефтепродукт» - за
участие в обеспечении энергоснабжения трубопроводной системы: реализацию проектов нефте-
продуктов роводов «Север» и «Юг».
Медалью ордена «За заслуги перед Отечеством» II степени:
Р.Н. Мухаметзянов, советник генерального директора по науке аппарата при руководстве
ОАО «Газпром нефть» - за внедрение технологий повышающих уровень добычи нефти и долго-
летний, добросовестный труд:
В.В. Тарасов, заместитель начальника управления по газификации и использованию газа
Департамента по транспортировке, хранению и использованию газа ОАО «Газпром» - за руковод-
ство восстановлением систем газоснабжения Южной Осетии (в том числе в условиях чрезвычай-
ной ситуации на территории вооруженного конфликта);
В.Е. Тиунов, начальник Товарно-транспортного департамента ОАО АК «Транснефтепродукт» -
за участие в строительстве магистральных нефтепроводов Усть-балык - Альметьевск,
Нижневартовск - Курган - Куйбышев, Сургут - Полоцк, Холмогоры - Клин, участие в проекте
«Север».
Звание «Заслуженный деятель науки РФ» присвоено:
С.А. Жданову, заместителю генерального директора ОАО «ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова» -
за исследования в области добычи нефти из ранее заводненных пластов, участие в создании
метода «влажного» внутрипластового горения для добычи вязких и высоковязких нефтей, внедре-
ние инноваций в области разработки трудноизвлекаемых запасов и увеличения добычи на место-
рождениях ОАО «Славнефть»;
В.М. Капустину, генеральному директору ОАО «ВН И ПИ нефть» - за основание нового научного
направления и новых технологий в процессах нефтепереработки и нефтехимии, участие в разра-
ботке производственной схемы Нижнекамского НПЗ «Танеко» с уровнем переработки нефти
95,5 %, вклад в строительство Нижневартовского НПЗ компании «ТНК», разработку уникальной
технологии вакуумной перегонки нефти (Пермский НПЗ, Киришский НПЗ, Нижнекамский НПЗ).
4
03’2012	НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОБЫТИЯ, ФАКТЫ
Звание «Заслуженный работник нефтяной и
газовой промышленности РФ» присвоено:
С.А. Венско, первому заместителю генерального
директора - главному инженеру ООО «Газпром геофи-
зика» - за участие в разработке и освоении газовых
месторождений Тимано-Печорской НГП и Афганистана,
участие в проектировании ПХГ, внедрение технологий
ГИС, участие в организации работ по строительству
скважин на Бованенковском месторождении, а также
геофизических работах на Камчатке и в Якутии;
С.П. Ивановской, начальнику отдела линейных
работ ОАО «Ги протрубопровод» - за разработку про-
екта по увеличению системы БТС, проектирование
отдельных объектов БТС и второй очереди трубопрово-
да, разработку решений по реверсивной перекачке
нефти мощностью 14 млн. т в год.
Звание «Заслуженный учитель РФ» при-
своено
М.В. Прозоровой, педагогу дополнительного обра-
зования НОУ «Образовательный центр ОАО «Газпром» -
за обширную музыкальную педагогическую деятель-
ность и подготовку лауреатов конкурсов, пропаганду
музыки русских композиторов.
Звание «Заслуженный юрист РФ»
В.И. Алисову, первому заместителю начальника
Юридического департамента ОАО «Газпром» - за обес-
печение комплексного юридического сопровождения
бесперебойного функционирования Единой системы
газоснабжения РФ, участие в процессе урегулирования
сложных, конфликтных отношений с Украиной,
Белоруссией и Молдовой в газовой сфере, координа-
цию подготовки проектов соглашений и ведение пере-
говоров.
Благодарность за достигнутые трудовые
успехи и многолетнюю добросовестную рабо-
ту объявлена
Е.Г. Катаевой, заместителю генерального дирек-
тора по работе с органами государственной власти
ОАО «Газпром газораспределение».
Редакционная коллегия и коллектив редак-
ции журнала «Нефтяное хозяйство» искренне
поздравляют своих партнеров и коллег с при-
своением высоких наград!
С 2013 г. в России планируется
ввести в действие
национальную версию
стандарта энергетического
менеджмента ISO 50001
28 февраля под председательством директора
Департамента энергоэффективности, модернизации и
развития ТЭК Минэнерго России П.В. Свистунова состоя-
лось заседание Технического комитета по стандартизации
«Энергосбережение, энергетическая эффективность,
энергоменеджмент» (ТК 039).
В работе ТК 039 приняли участие представители
научно-исследовательских учреждений, бизнес-сообще-
ства, профильных органов исполнительной власти, меж-
дународных организаций по сертификации и обществен-
ных объединений.
Участники совещания обсудили проект стандарта
ГОСТ Р 50001 «Системы энергетического менеджмента.
Требования и руководство по применению». Данный проект
является национальной версией международного стандар-
та ISO 50001 Energy management systems - Requirements
with guidance for use, который был утвержден
Международной Организацией по Стандартизации (ISO)
15 июня 2011 г.
Внедрение в России стандарта энергетического менедж-
мента призвано улучшать энергорезультативность дея-
тельности компаний, обеспечить доступность информации
и необходимых ресурсов для достижения целей и задач по
энергоэффективности, поддерживать закупки энергоэф-
фективных продуктов и услуг, а также поддерживать нацио-
нальные и корпоративные проекты по повышению энерго-
результативности. По мнению разработчиков, приведение
в соответствие управленческих стратегий российских ком-
паний стандарту ISO 50001 будет способствовать интегра-
ции вопросов обеспечения энергоэффективности в общую
концепцию менеджмента организации и повысит прозрач-
ность управления деятельностью компаний.
Участники ТК 039 приняли решение до середины марта
текущего года разработать окончательную редакцию про-
екта стандарта ГОСТ Р 50001, а в апреле вынести проект на
утверждение. Введение в действие стандарта ГОСТ Р 50001
планируется с 1 января 2013 г.
Представителем Минэнерго в ТК 039 и ответственным за
работу министерства над проектом стандарта ГОСТ Р 50001
назначен заместитель директора Департамента энергоэф-
фективности, модернизации и развития ТЭК Минэнерго
России А.И. Кулапин.
Пресс-служба Минэнерго России
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
5

новости.
Югра добыла стране 10-миллиардную тонну нефти
22 февраля 2012 г. в пресс-центре РИА-Новости состоя-
лась видеоконференция с участием Губернатора Ханты-
Мансийского автономного округа - Югры Натальи
Комаровой, руководителями и сотрудниками ключевых неф-
тегазодобывающих компаний, работающих в автономном
округе. Конференция была посвящена добыче 10-миллиард-
ной тонны нефти в Югре - именно столько тонн на утро
22 февраля 2012 г. добыли югорские нефтяники.
В обращении к работникам отрасли губернатор Югры
Наталья Комарова подчеркнула, что Ханты-Мансийский авто-
номный округ - Югра в ближайшие десятилетия останется
основной ресурсной базой углеводородного сырья в
Российской Федерации - благодаря своим потенциальным
ресурсам, возможностям добычи и достаточно развитой про-
изводственной инфраструктуре. «По расчетам к 2030 г. Югра
добудет свою 14-миллиардную тонну нефти. Ближайшие
20 лет будут годами стабильного устойчивого развития авто-
номного округа», - отметила Наталья Комарова.
По информации двух ведущих институтов России -
Всероссийского научно-исследовательского геологического
нефтяного института (ВНИГНИ) и Всероссийского научно-
исследовательского геолого-разведовательного института
(ВНИГРИ) - примерно половина неоткрытой нефти в России
находится на территории Западно-Сибирской провинции,
поэтому есть основания полагать, что время открытий и ввода
новых месторождений на этой территории продлится еще
несколько десятилетий. По оценкам геологов, в недрах Югры
сосредоточено еще более 100 млрд, т нефти. Современные
технологии позволяют добыть из них 20-25 млрд, т, т.е. в
2-2,5 раза больше, чем добыли за более полвека, прошед-
шие с начала освоения. А еще примерно 40 % нефти пока не
открыто, и месторождения, в которых она содержится, не
найдены геологами. Такого рубежа накопленной добычи -
свыше 70 млрд. барр. - достигала не каждая нефтегазонос-
ная провинция, поэтому можно говорить о значимости собы-
тия не только в масштабах Западной Сибири или России, но
и в целом в нефтяной отрасли мира. «Все эти факторы гово-
рят о том, что нефтяная занятость Югре на ближайшие
100 лет, с точки зрения экспертов, гарантирована», - подчер-
кивает губернатор Югры.
В процессе видеоконференции слово для поздравления
было предоставлено представителям нефтегазодобываю-
щих компаний: Азату Шамсуарову - вице-президенту
ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в г. Когалыме; Мугаммиру
Галиуллину, генеральному директору ОАО «Самотлор-
нефтегаз» (Нижневартовский район); Михаилу Кириленко,
заместителю генерального директора ОАО «Сургут-
нефтегаз»; Олегу Акимову, первому заместителю генераль-
ного директора по производству - главному инженеру
ООО PH-Юганскнефтегаз»; Александру Шпильману, дирек-
тору Научно-аналитического центра рационального недро-
пользования им. В.И. Шпильмана; Андрею Непомнящему,
генеральному директору ООО «МОНОЛИТ».
Участникам передали видеопоздравление от работников
«Урайнефтегаза» с родины первой югорской нефти - из Урая.
Представители компаний сообщили о социальной политике
на предприятиях, мерах по решению экологических проблем,
связанных с добычей полезных ископаемых, утилизацией
нефтяного газа. А. Непомнящий доложил, что в качестве
«трудового подарка» Югре к добыче 10-миллиардной тонны
нефти 22 февраля на Приразломном месторождении будет
пущена установка по подготовке нефтяного газа.
Говоря о дальнейшем развитии нефтедобычи, Наталья
Комарова акцентировала внимание и на социальном аспекте
как на ключевом приоритете в политике региона. «Мы долж-
ны сделать все возможное, чтобы следующие 10 миллиардов
тонн нефти мы добывали в лучших для жизни условиях.
Детские сады, жилье, школы, медицинские учреждения,
спортивные и культурные сооружения, дороги, связь и интер-
нет - все, что необходимо людям для полноценной и здоро-
вой жизни в Югре должно находиться под пристальным вни-
манием окружных и муниципальных властей. Действующие
сегодня окружные программы призваны в ближайшую пяти-
летку сделать Югру одним из лидеров в стране по качеству
созданных условий для жизни. Это позволит привлечь и
удержать лучшие кадры, выиграть конкуренцию за инвести-
ции и получить тем самым дополнительные возможности для
роста. Уверена - центром сосредоточения усилий должен
быть именно человек: кто выиграет конкуренцию за специа-
листов, тот получит долгосрочные преимущества», - расста-
вила акценты губернатор Югры.
Также Наталья Комарова напомнила о том, что 2011 г. при-
няты два региональных закона, предоставляющие льготы на
прибыль и имущество предприятиям, которые осуществляют
свою деятельность в сфере ТЭК на условиях инвестирования
в отрасль с акцентом на инновационную деятельность. По ее
словам, ежегодно расчетная сумма льгот, которая предо-
ставляется из бюджета в этом случае, находится на уровне
20 млрд. руб. «В результате - в текущем году планируется
проведение геолого-разведочных работ примерно на
30 млрд, руб., в том числе на поисковое бурение будет выде-
лено около 18 млрд., на сейсморазведку - более 8 млрд. руб.
За счет поисково-разведочного комплекса планируется под-
готовить более 230 млн. т извлекаемых запасов нефти про-
мышленных категорий. Названные цифры значительно пре-
восходят показатели последних пяти лет», - резюмировала
губернатор Югры.
Представительство пресс-службы ХМАО в Москве
6
03’2012	НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОБЫТИЯ, ФАКТЫ
РОСНЕФТЬ
НК «РОСНЕФТЬ» И ГРУППА «ИТЕРА» ЗАКЛЮЧИЛИ СОГЛАШЕНИЕ
О СТРАТЕГИЧЕСКОМ СОТРУДНИЧЕСТВЕ
ОАО «НК «Роснефть» и ООО «НГК «ИТЕРА» заключили соглашение о стратегиче-
ском сотрудничестве, в рамках которого компании намерены
совместную разведку и разработку газовых месторождений на
территории Российской Федерации.
Соглашение, подписанное президентом ОАО «НК «Роснефть»
Э.Ю. Худайнатовым и председателем Совета директоров
ООО «НГК «ИТЕРА» И.В. Макаровым, предусматривает возмож-
ность создания совместного предприятия. Предполагается, что в
основу совместного предприятия войдут газовые активы Группы
«ИТЕРА» - 49 % ОАО «Сибнефтегаз», 49 % ЗАО «Пургаз», 67 %
ЗАО «Уралсевергаз-НГК», а также некоторые другие активы - и
принадлежащие ОАО «НК «Роснефть» газовые месторождения
Кынско-Часельской группы. В дальнейшем предполагается пере-
дача в совместную компанию других газовых активов ОАО «НК
«Роснефть». Стороны планируют, что компания станет оператором
по добыче и реализации газа НК «Роснефть» и Группы «ИТЕРА».
На начальном этапе суммарные извлекаемые запасы жидких
углеводородов и газа совместного предприятия составят соответ-
ственно около 60 млн. т и около 1,2 трлн. м3. В течение ближайших
лет объединенная компания сможет добывать и реализовывать
свыше 40 млрд, м3 газа собственной добычи в год.
Кроме этого, «Роснефть» и «ИТЕРА» договорились о совместной
деятельности в рамках расширения газового бизнеса посред-
ством приобретения новых добывающих активов.
«Создаваемое совместное предприятие обеспечит надежную
платформу для успешной реализации газовой стратегии акционе-
ров и создаст эффективный инструмент для монетизации газа,
добываемого на месторождениях «Роснефти» и «ИТЕРЫ».
Совместные проекты в рамках соглашения станут значимым эта-
пом в реализации стратегической программы «Роснефти», свя-
занной с повышением доли вовлеченных в разработку запасов
газа, что будет способствовать повышению капитализации компа-
нии и принесет дополнительную прибыль акционерам. Мы наде-
емся на высокую эффективность совместной работы с руковод-
ством Группы «ИТЕРА» по управлению общим активом в части
добычи, подготовки, транспортировки и реализации газа», - отме-
тил президент НК «Роснефть» Э.Ю. Худайнатов.
Комментируя достигнутые договоренности, председатель
Совета Директоров НГК «ИТЕРА» И.В. Макаров отметил: «Созда-
ние совместного предприятия с НК «Роснефть» является важней-
шим шагом для дальнейшего развития Группы «ИТЕРА» - это поз-
волит объединить потенциал и наиболее эффективно использо-
вать стратегические преимущества обоих партнеров. Мы рассчи-
тываем, что совместное предприятие станет флагманом россий-
ского рынка независимых производителей газа».
Управление информационной политики ОАО «НК «Роснефть»
и Пресс-служба НГК «ИТЕРА»
осуществлять
СПРАВКА
ОАО «НК «Роснефть» - крупнейшая российская неф-
тяная компания, одна из ведущих публичных нефтега-
зовых корпораций мира. Основными видами деятель-
ности «Роснефти» являются разведка и добыча нефти
и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продук-
ции нефтехимии.
Кынско-Часельский лицензионный участок находит -
ся в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого
автономного округа. В составе Кынско-Часельского
лицензионного участка находятся 6 месторождении 
Кынское. Фахировское, Ново-Часельское, Наумове-
кое5 Усть- и Верхнё-Часельское. Суммарные запасы
Кынско-Часельской группы составляют 40,2 млн, т
нефти и 284,2 млрд.м3 газа.
НГК «ИТЕРА» - один из крупнейших независимых
производителей и продавцов природного газа в РФ. С
1998 г. ИТЕРА» развивает собственную газодобычу в
Ямало-Ненецком автономном округе. Компания инве-
стировала в развитие газодобывающей отрасли более
2 млрд. долл. США. «ИТЕРА» стала первой частной
компанией, которая ввела в эксплуатацию газовые
месторождения на Севере России. В общей сложности
на месторождениях, разрабатываемых «ИТЕРОЙ ,
добыто около 250 млрд, м3 природного газа.
ЗАО -Пургаз» (ООО *НГК «ИТЕРА» ~ 49
ОАО «Газпром» - 51 %) разрабатывает Губкинское газо-
конденсатное месторождение (Ямало-Ненецкий АО),
текущий объем добычи газа  15 млрд, м3/год. дока-
занные запасы газа - более 216 млрд, м3. Число добьь
вающих скважин -* 95.
ОАО «Сибнефтегаз» (ООО «НГК «ИТЕРА» - 49 %.
ОАО «НОВАТЭК» * 61 %) имеет лицензии на разработку
Берегового, Пырейного, Хадырьяхинского и Западно-
Заполярного месторождений (Ямало-Ненецкий АО),
текущая добыча газа - 10,3 млрд, м3 год, доказанные
запасы газа - 490 млрд, м3, число добывающих сква-
жин • 75.
ЗАО «Уралсевергаз-НГК» (ООО «НГК«ИТЕРА» - 67 %,
Правительство Свердловской области - 30 %) -
является ключевым поставщиком природного газа в
Свердловскую область.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 03’2012
7
♦
РОСНЕФТЬ
НК «Роснефть
консолидирует
ОАО «Востсибнефтегаз»
НК «Роснефть» увеличила свою долю в
ОАО «Восточно-Сибирская нефтегазовая ком-
пания» (ОАО «Востсибнефтегаз») с 70,78 до
99,87 % путем приобретения пакета акций у
«Montenore Investment LTD» и миноритарных
акционеров в рамках процедуры обязательного
предложения. Расходы компании на консоли-
дацию ОАО «Востсибнефтегаз» составили
9,3 млрд. руб.
СПРАВОЧНО
ОАО «Вохисибиефтегаз» принадлежит
лицензия на геологоразведку и разработ-
ку Юрубчено-Тохомского мефтегазркон
денсатмогомес порождения и Агалеевско-
Сибири.
Извлекаемые запасы уникального
Юрубчено Тохомск ого мес горождения
горим С, составляют 125,6 млн, т нефти и
152.4 млрд. м3 газа; по категории С2 -
181,7 млн. т нефти и 184, 6 млрд, м3 газа.
Начало полномасштабной разработка
месторождения связано с принятием ком-
панией «Транснефть инвест решения о
строительстве нефтепровода от место-
рождений Юрубчено-Тохомскои зоны до
Тайшета <«а^альная точка системы
Восточная Сибирь - Тихии океан) протя-
женностью 603 км а также введением
специального налогового режима. Это
объясняется необходимостью осуществ-
ления значительных инвестиций, связан-
ных со сложным i ео^юг инеским строени-
ем месторождения и Me удаленностью от
транспортной инфраструктуры.
Управление информационной политики
ОАО «НК «Роснефть»
сг\
ги/tro
ОАО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ»
Совместная российско-
вьетнамская компания
«РУСВЬЕТПЕТРО»добыла
2-миллионную тонну нефти
В феврале 2012 г. совместная компания «РУСВЬЕТПЕТРО-,
участниками которой являются ОАО «Зарубежнефть» и КН Г
«Петровьетнам», добыла второй миллион тонн нефти на место-
рождениях Центрально-Хорейверского поднятия в Ненецком
автономном округе.
Основной объем был получен на Северо-Хоседаюском
месторождении, пущенном в эксплуатацию в сентябре 2010 г,
хорошие показатели добычи отмечаются и на Висовом место-
рождении, введенном в эксплуатацию в июле 2011 г.
В 2012 г. планируется начать промышленную добычу нефти
на Западно-Хоседаюском месторождении - третьем из трина-
дцати месторождений, лицензии на разработку которых при-
надлежат СК «РУСВЬЕТПЕТРО».
По материалам пресс-службы ОАО «Зарубежнефть»
На правах рекламы
8	03’2012 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
На правах рекламы
ЗАРУБЕЖНЕФТЬ
лет
• !>. v
EXPLORATION/ ±ДКА
DEVELOPMENT/ П JOT )
OPERATION / /АТАЦИЯ
years
За четыре с половиной десятилетия реализованы
широкомасштабные нефтегазовые проекты
в 30 странах мира, в числе которых Алжир, Ангола,
Вьетнам, Йемен, Индия, Ирак, Иран, Куба, Ливия, Сирия и другие.
В настоящее время деятельность компании направлена на развитие нефтедобывающих,
нефтеперерабатывающих и инновационных проектов в странах Юго-Восточной Азии, Европы,
Ближнего Востока, Африки, Латинской Америки, СНГ и в Российской Федерации.
Российская Федерация,101990, г. Москва, Армянский пер., д. 9/1/1, стр. 1
Тел.: +7 (495) 748-65-00; факс: + 7 (495) 748-65-05
E-mail: nestro@nestro.ru; телекс: 113303 STEK RU
www.zarubezhneft.ru
Приоритетные направления деятельности:
• Разведка, обустройство и эксплуатация нефтегазовых месторождений
за рубежом и в Российской Федерации.
Проектирование, строительство и эксплуатация нефтеперерабатывающих производств,
резервуарных парков и трубопроводных систем.
Применение передовых отечественных технологий при разработке
нефтегазовых месторождений.
Отработка современных методов увеличения нефтеотдачи
в целях расширения экспорта высокотехнологичных услуг.
Экспортно-импортные операции по поставкам технологического оборудования.
ОАО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ»
крупнейшая государственная компания
с 45-летним уникальным опытом
внешнеэкономической деятельности
TATNEFT
Результаты программы ресурсосбережения
ОАО «Татнефть» за 2011 г.
За первый год реализации мероприятий целевой программы ОАО «Татнефть» по
ресурсосбережению, рассчитанной на 2011-2020 гг., сэкономлено 4 % от базового
потребления топливно-энергетических ресурсов. Конечная цель программы - достичь
к 2020 г. экономии на уровне 13,5 %.
За 2011 г. фактическая экономия энергоресурсов от внедренных мероприятий по
ресурсосбережению составила 41 460 т условного топлива. Достигнутые результаты
свидетельствуют о том, что вовлеченные в программу предприятия компании
«Татнефть» активно участвуют в ее реализации.
Среди структурных подразделений акционерного общества значительных результа-
тов достигли НГДУ «Альметьевнефть», НГДУ «Ямашнефть», НГДУ «Елховнефть»,
НГДУ «Лениногорскнефть».
В реализацию программы ресурсосбережения ОАО «Татнефть» также вовлечены
нефтяные сервисные компании Татарстана.
За рассматриваемый период выполнено 468 мероприятий, из них 219 были направ-
лены на экономию электроэнергии. Удельный расход электроэнергии на добычу нефти
за 2011 г. составил 117,7 кВт-ч/т (план - 118,6 кВт-ч/т), что ниже установленного плано-
вого значения на 0,76 %.
Наиболее эффективными мероприятиями,
направленными на ресурсосбережение, стали
сокращение отбора попутной воды за счет
избирательной остановки высокообводненных
скважин (25,5 %), сокращение непроизводи-
тельной закачки воды (9,7 %), сокращение
отбора попутной воды за счет отключения из
эксплуатации обводненных пластов, горизон-
тов (8,6 %).
Вклад компании в развитие энергоэффек-
тивного производства отмечен на правитель-
ственном уровне. ОАО «Татнефть» стало побе-
дителем Республиканского смотра-конкурса
по реализации в 2011 г. долгосрочной целевой
программы «Энергосбережение и повышение
энергетической эффективности в Республике
Татарстан на 2010-2015 гг. и на перспективу до
2020 г.».
На правах рекламы
СПРАВКА
поражением
Комплексная программа ресурсосбере-
жения ОАО «Татнефть» разработана и
утверждена в 2010 г. на период до 2020 г.
Ее цели и задачи гармонизированы с тре-
бованиями Федерального закона об энер-
госбережении, а также с Госпрограммой
энергосбережения и повышения энергети-
ческой эффективности, утвержденной рас-
Правительства РФ от
27Л2.2010 г. N.2446-p.
Границы новой программы шире преды-
дущей и охватывают не только энергетиче-
ские, но и природные, и материальные
ресурсы. Помимо структурных подразде-
лений, в нее вовлечены сервисные управ-
ляющие компании.
Результатом реализации программы за
счет внедрения энергоэффективных тех-
нологий должна стать экономия топлив-
но-энергетических ресурсов: к 2016 г. на
уровне 7,4 % от базового потребления, к
2020- 13,5%.

10
03’2012	НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОБЫТИЯ, ФАКТЫ
Показатели работы за февраль и за 2 мес 2012 г.
По добыче нефти
За 2 мес 2012 г. в ОАО «Татнефть» добыто 4 254 538 т нефти, что составило 101,5 % к уровню про-
шлого года. Сверх плана - 94 204 т (102,3 %). Сдано 4 199 435 т нефти, сверх плана - 139 535 т.
кН
•: 1
По бурению
Традиционное бурение
За 2 мес 2012 г. проходка по новым скважинам составила 100 тыс. м (2011 г. - 83,4 тыс. м), из них
для ОАО «Татнефть» - 72,1 тыс. м (2011 г. - 69,9 тыс. м), в том числе эксплуатационное бурение -
69,8 тыс. м, разведочное бурение - 2,3 тыс. м. Для дочерних предприятий ОАО «Татнефть» - 8,8
тыс. м (2011 г. - 6 тыс. м), в том числе эксплуатационное бурение - 6,1 тыс. м, разведочное буре-
ние - 2,7 тыс. м.
Построено и сдано заказчикам 48 скважин (2011 г. - 56), в том числе для ОАО «Татнефть» - 30
скважин (2011 г. - 32 ); в том числе эксплуатационное бурение - 29, разведочное бурение - 1. Для
дочерних предприятий ОАО «Татнефть» - сданных скважин нет (2011 г. - 4 скважины).
Бурение в действующем фонде
За 2 мес 2012 г. проходка по бурению стволов (БС) и бурению горизонтальных стволов (БГС)
составила 6,3 тыс. м (2011 г. - 6,9 тыс. м), в том числе для ОАО «Татнефть» - 3,6 тыс. м (2011 г. -
5 тыс. м).
Сдано заказчикам 7 скважин (2011 г. - 8), в том числе для ОАО «Татнефть» - 6 скважин (2011 г. - 6).
С начала 2012 г. буровые работы по традиционному бурению скважин осуществляют 40 буровых
бригад. На бурение БС и БГС задействовано 7 бригад. Одна бригада проводит бурение скважин на
битумных отложениях Ашальчинского месторождения для НГДУ «Нурлатнефть». Проходка на буро-
вую бригаду за 2 мес 2012 г. составила 2456 м (в 2011 г. - 2308 м).
За пределами Республики Татарстан пробурено 14,5 тыс. м.
По ремонту скважин
В феврале 2012 г. выполнен текущий ремонт 742 скважин, за 2 мес 2012 г. - 1 387 скважин (за
2 мес 2011 г. ~ 1 288), в том числе добывающих - 1 173 скважины, нагнетательных - 158 скважин.
За пределами Республики Татарстан отремонтировано 4 скважины в ООО «Татнефть-Самара» (за
2 мес 2011 г. отремонтировано 7 скважин, из них 5 - ООО «Татнефть-Самара», 2 - ООО «Татнефть-
Северный»).
За 2 мес 2012 г. выполнен капитальный ремонт 365 скважин (за февраль - 224), в том числе гер-
метизация эксплуатационных колонн - 53, отключение отдельных пластов и переход на другие
горизонты - 31, перевод скважин в другие категории и освоение под закачку - 24, ликвидация ава-
рий и очистка эксплуатационной колонны и забоя - 34, внедрение пакеров-отсекателей и ОРЭ - 8,
физликвидация и реликвидация - 2.
При помощи установок с гибкой трубой отремонтировано 112 скважин (за февраль - 75), из них
по межтрубному пространству - 25.
В 62 скважинах (в феврале в 33) проведен гидроразрыв пласта, что на 19 скважин больше, чем за
аналогичный период 2011 г. (за 2 мес 2011 г. - 43). Дополнительная добыча нефти от использова-
ния данного метода составила 5 млн. 376 тыс. т.
За 2 мес 2012 г. для ОАО «Татнефть» пробурены и освоены три скважины малого диаметра. В
настоящее время идет бурение по одной скважине в НГДУ «Прикамнефть», НГДУ «Альметьевнефть»
и НГДУ «Ямашнефть».
В 373 скважинах (в феврале - 215) проведены работы по повышению нефтеотдачи пластов, в том
числе химическими методами обработано 215 скважин (в феврале - 127).
Дополнительная добыча нефти от использования методов повышения нефтеотдачи пластов
составила 940 тыс. т, в том числе от использования химических методов - 429 тыс.т.
За 2 мес 2012 г. обработка призабойной зоны по технологиям ОАО «Татнефть» выполнена в 509
скважинах.
По материалам пресс-службы ОАО «Татнефть:
На правах рекламы
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
11
МЕЖДУНАРОДНЫЕ ВЫСТАВКИ И КОНГРЕССЫ
Россия, Москва, Центральный
выставочный комплекс «Экспоцентр»
3-Я МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ
ЭНЕРКОН F
АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ
НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
25-28 июня 2012
Организаторы:
ТПП РФ
Исполнительный комитет:
ООО «ПромЭкспо-К»
www.enercon-ng.ru
Тел./факс: +7 (495) 921-35-07
Тел.: +7(495) 789-94-86
enercon@confex.ru
гмс
ГРУППА
Гипротюмеуйефтегаз
Открытое акционерное общество
«Тюменский проектный и научно-исследовательскии
институт нефтяной и газовой промышленности
им. В.И. Муравленко»
XII конференция
ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
В ПРОЕКТИРОВАНИИ.
ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
ОБЪЕКТОВ ТЭК В РАЙОНАХ
КРАЙНЕГО СЕВЕРА
3-5 апреля 2012 г., Тюмень
Уважаемые коллеги!
Приглашаем вас принять участие в XII конференции «Информационные технологии в проектировании. Особенности
проектирования объектов ТЭК в районах Крайнего Севера», которая состоится в Тюмени 3-5 апреля 2012 г.
Поиск конкурентных преимуществ и повышение эффективности основного производства являются приоритетными
направлениями развития большинства инженерных компаний. Успех работы проектной организации в настоящее время
определяется не только научным потенциалом, инженерными кадрами, но и способностью эффективно использовать
новые технологии.
В настоящее время добыча углеводородного сырья смещается в северные регионы. В связи с этим меняются техно-
логии проектирования объектов обустройства нефтегазовых месторождений, на которые большое влияние оказывают
такие факторы, как вечная мерзлота, малая освоенность региона, экологические условия при освоении, взаимодействие
техногенных систем и природных комплексов.
Приглашаем вас обменяться опытом применения информационных технологий при проектировании объектов капи-
тального строительства в районах Крайнего Севера. Открытый диалог специалистов позволит оценить и скорректировать
направления развития проектного производства, получить объективную информацию о состоянии средств автоматизации
проектирования, наличии специальных программных комплексов, адаптации зарубежных программных средств. Вы смо-
жете познакомиться с реально работающими системами и обсудить перспективы развития ИТ в новых экономических
условиях.
На конференцию приглашаются проектировщики нефтяных, газовых и других отраслей промышленности, представи-
тели нефтяных компаний, а также фирмы-разработчики программных продуктов, имеющие опыт использования их в про-
ектировании объектов обустройства. Мы будем рады услышать доклад о состоянии информационных технологий в вашей
организации и опыте применения программного, информационного и методического обеспечения в вашем производстве.
Для нас важен ваш опыт как положительный, так и отрицательный по применению информационных технологий при про-
ектировании нефтегазовых объектов в районах Крайнего Севера.
Организационные вопросы:
Алексей Юрьевич Кружинов
+7 (3452) 46-53-48
kruzhinov@gtng. ru
Вопросы по бронированию гостиницы:
Ирина Геннадьевна Эрнст
+7 (3452) 25-75-31
ernst@gtng.ru
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 553.98.061.4
© ИА. Ларочкина, НА Докучаева. Е.Е. Андреева, 2012
Прогноз и перспективы выявления ловушек углеводородов
в рифейско-вендских отложениях в Камеко-Бельском
авлакогене (северо-восток Республики Татарстан)
И.А. Ларочкина, д.г.-м.н.
(Министерство энергетики Республики Татарстан),
Н.А. Докучаева, Е.Е. Андреева
(ГБУ ИПЭН АН РТ)
Forecast and prospects of determination of hydrocarbon traps in Riphean-Vendian sediments
in the Kama-Belsky aulacogen (Northeast part of the Republic of Tatarstan)
I. A. Larochkina (Ministry of Energy of the Republic of Tatarstan, RF, Kazan),
N A. Dokuchaeva E.E. Andreeva (Institute of Ecologic and Mining Problems,
Academy of Science of the Republic of Tatarstan, RF, Kazan)
Geological and geophysical studies aimed at the complex looking objects in the prediction of the Riphean-Vendian
sediments on the west side of the Kama-Belsky aulacogen, the geological prerequisites are determined by tectonic
faults for long-term actions, including circular and linear, protrusions in the erosion surface of the crystalline basement
rocks, intrusive bodies and paleovolcanic education, fixed in geophysical fields of seismic, gravity, magnetic data and
deep drilling.
Ключевые слова: аномалия, разлом, рифейско-вендские отложения, поднятие, прогнозный нефтепоисковый
объект.
Адрес для связи aee8277@rambler.ru
Для наращивания ресурсной базы нефтегазоносной
Волго-Уральской провинции, относящейся к старым
нефтедобывающим районам с высокой разведан-
ностью недр, в настоящее время геологи ориентируются на
новые нетрадиционные, возможно, перспективные горизонты
геологического разреза. К таким объектам, которые представ-
ляют собой пока еще слабоизученный потенциальный резерв
углеводородного сырья для выявления промышленных скопле-
ний углеводородов, относятся отложения рифейско-вендского
комплекса, слагающие крупнейшую грабенообразную структу-
ру Волго-Уральской области - Камско-Бельский авлакоген.
Признаки углеводородов здесь отмечаются рядом исследовате-
лей. Проведение научно-исследовательских работ на северо-
востоке Республики Татарстан, в пределах развития рифейско-
вендской толщи, обусловлено наличием установленных зале-
жей нефти, нефтепроявлениями различных масштабов в иден-
тичных отложениях Пермской области, Удмуртии и Башкорто-
стана. Нефтепроявления распространяются в интервале от
нижнерифейских (калтасинская свита) до средненерифейских
(гожанская свита) отложений.
Проводимые в течение нескольких десятков лет исследования
нефтегазоносности указанных территорий позволяют сделать
вывод о перспективности рифейско-вендских отложений, так как в
их геологическом разрезе присутствуют породы-коллекторы, по-
роды-флюидоупоры и структурные формы-поднятия.
Ступенчато-моноклинальное залегание пород кристалличе-
ского фундамента на западном борту Камско-Бельского авла-
когена (рис. 1) способствовало формированию ловушек раз-
личного генетического типа в девонско-каменноугольных об-
разованиях, покрывающих рифейско-вендские отложения.
Этим объясняется существующий интерес к прогнозированию
и поискам геологических объектов, способных формировать
залежи нефти, но требующих применения специальных мето-
дов и приемов их обнаружения.
В настоящее время приоритетным необходимо признать изуче-
ние строения объектов-ловушек, возможно, аккумулирующих угле-
водороды в рифейско-вендских отложениях. К элементам, опреде-
ляющим условия формирования ловушек, относятся тектониче-
ские разломы кристаллического фундамента длительного действия
(кольцевые и линейные), положительные морфологически выра-
женные останцы поверхности фундамента, интрузивные тела,
внедрившиеся по разломам как в породы фундамента, так и в отло-
жения рифейско-вендского комплекса. В связи с этим обнаружение
по геофизическим данным структурных форм различного генези-
са в толще рифейско-вендских отложений является одной из ос-
новных задач поиска новых перспективных объектов.
Перечисленные выше элементы имеют, вероятно, не только про-
странственную, но и генетическую связь с распределением залежей
углеводородов в осадочном чехле, так как они способствовали:
-	формированию положительных структурных форм рельефа
как в кристаллическом основании, так и в покрывающих его оса-
дочных образованиях;
-	долговременному сохранению интрателлурического потока по
разломам и прогреву бассейна осадконакопления, что могло при-
вести к бурному развитию биопланктона;
-	длительному поступлению в бассейн из действующих вулканов
и разломов железа и марганца - активных осадителей органиче-
ского углерода [1].
Одновременное проявление этих факторов при прочих непре-
менных условиях вполне могло привести к формированию зале-
жей углеводородов в отложениях осадочного чехла, включая про-
терозойские образования.
14
03’2012
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Рис. 1. Временной сейсмический разрез
Рис. 2. Камеко-Бельский авлакоген, Мензелино-Актанышская площадь.
Отражение в волновом поле интрузивных тел в рифейско-вендском ком-
плексе:
1,2- дайка соответственно прогнозная и подтвержденная глубоким бурением
Выявление положительных элементов, определяющих усло-
вия формирования ловушек, крайне актуально при поисках за-
лежей нефти в рифейских, вендских и девонских терригенных
отложениях. Их роль также важна для нефтеносности вышезале-
гающей толщи. Доказательством этого тезиса служит наличие
ряда выявленных залежей в тульско-бобриковских отложениях
рассматриваемой территории. Возникшие за счет магматиче-
ских инъекций приподнятые участки в позднедевонско-ранне-
каменноугольное время явились относительно благоприятными
для расселения и роста рифостроящих организмов: с одной сто-
роны - поступление тепла по разломным зонам из недр Земли,
с другой - комфортные условия бассейна в границах возвыше-
ний морского дна.
В настоящее время практически бесспорным является тезис
как о прямой, так и о косвенной связи нефтяных месторожде-
ний с тектоникой, размещением глубинных разломов в земной
коре. Древний Камско-Бельский авлакоген, являющийся глубо-
кой впадиной, образовавшейся вследствие опускания по разло-
мам, выполнен толщей как коллекторов, так и флюидоупоров. В
свою очередь интрузии габброидов могут играть роль как ре-
зервуара-коллектора (при растрескивании, разуплотнении, что
является довольно частым типичным следствием тектонических
процессов), так и покрышек (при уплотнении без нарушения
текстуры пород).
Анализ толщины позднедевонско-раннекаменноугольных
карбонатных пород в зоне сочленения Камско-Бельского авла-
когена с Южно- и Северо-Татарскими сводами показал, что их
локально увеличенные толщины приурочены к участкам про-
явления рифейского магматизма, что свидетельствует о роли
последнего в формировании структур облекания интрузивов
породами осадочного чехла и обеспечении необходимого
тепла для роста органогенных массивов. По данным исследова-
ния скв. 98 и 113 Мензелино-Актанышской площади внедрение
габбро-диабазов (Б.С. Ситдиков, 1968 г.) в рифейско-вендские
породы сформировало выступ и впоследствии залежь нефти в
палеозойских отложениях (рис. 2). Усиление амплитуды камен-
ноугольной структуры здесь произошло за счет роста органо-
генной постройки в позднедевонское время. Вместо с тем в ряде
скважин, пробуренных на северо-востоке Республики Татарстан
в пределах северо-западного борта Камско-Бельского авлакоге-
на и вскрывших габбро-диабазы, не установлено залежей нефти
как в отложениях протерозоя, так и в традиционно нефтенос-
ных отложениях палеозоя (скв. 20005,203,183,90 и др.). В каж-
дом конкретном случае существует своя геологическая причина
отсутствия нефтеносности, а наличие разрывного нарушения и
сформировавшегося по нему интрузивного тела является одним
из ряда признаков возможного формирования ловушек углево-
дородов. Тем не менее трассирование участков дизъюнктивных
нарушений и выявление в зоне динамического влияния разлома
приразломных нефтепоисковых объектов является важным
перспективным направлением для обнаружения ловушек угле-
водородов и в конечном счете залежей нефти.
Определение местоположения разрывных нарушений и
морфологически выраженных приразломных объектов в
плане - это прерогатива гравиразведки и магниторазведки.
На основании распределения аномалий поля силы тяжести и
магнитного поля в геологическом разрезе протерозойских от-
ложений выделяются породы-коллекторы и породы-флюидо-
03’2012
15
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Рис. 3. Западный борт Камско-Бельского авлакогена:
а - пример отражения аномалиеобразующих объектов в геофизических
полях: 1 - скважина и ее номер, 2 - зона горизонтального градиента поля
силы тяжести; 3 - контур локальной аномалии поля силы тяжести; 4 - контур
нефтеносности отложений палеозоя; 5 - контур рифогенного поднятия; 6 -
сейсмопрофиль; б - временные сейсмические аномалии в интервале глубин
рифейско-вендских отложений (/), палеозойских и рифейско-вендских отло-
жений (надрифовая и подрифовая зоны) (//)
упоры (скв. 20005, 183, 2030 и др.), положительные структурные
элементы могут аккумулировать углеводороды, а следовательно,
рифейско-вендские отложения в западной бортовой зоне Кам-
ско-Бельского авлакогена Татарстана должны являться перспек-
тивным поисковым объектом.
Результаты научно-исследовательских работ, проведенных авто-
рами в Институте проблем экологии и недропользования Акаде-
мии наук Республики Татарстан (ГБУ ИПЭН АН РТ), позволили
четко обозначить комплекс методических приемов выделения объ-
ектов, перспективных для поисков залежей нефти в рифейско-
вендских отложениях. Эти приемы основаны на совокупном ана-
лизе материалов гравиразведки, магниторазведки, сейсморазведки
и данных глубокого бурения [2,3].
Так, в пределах западного борта Камско-Бельского авлакогена в
геофизических полях фиксируются следующие аномалии:
-	сейсмовременные, прослеживаемые в интервале глубин залега-
ния как протерозойских, так и палеозойских отложений (рис. 1,2,3).
-	линейно-вытянутые в магнитном поле положительного знака,
отражающие разрывные нарушения северо-восточного и северо-
западного простирания;
-	высокоинтенсивные, относительно изометричной формы по-
ложительные аномалии магнитного поля, отождествляемые с ин-
трузивными образованиями повышенных основности и плотно-
сти, внедрившиеся по разломам в породы кристаллического фун-
дамента, а также в отложения рифейско-вендского комплекса;
-	положительные аномалии поля силы тяжести, отожествляе-
мые с объектами повышенной плотности или четко выраженными
структурными формами (см. рис. 3).
Авторами установлено, что прогнозно-перспективными для вы-
явления ловушек углеводородов в протерозойских отложениях
могут быть зоны, включающие локальные сейсмоподнятия в толще
рифейско-вендских отложений, которые в плане соответствуют
положительным аномалиям поля силы тяжести, приуроченным к
разломам северо-восточного или северо-западного простираний,
четко трассируемым по линейно-вытянутым положительным ано-
малиям магнитного поля.
Таким образом, анализ геолого-геофизических данных позво-
ляет на качественном уровне картировать однородные объекты в
интервалах глубин залегания как палеозойских, так и протеро-
зойских отложений, прогнозировать стратиграфическую и гене-
тическую природу аномалиеобразующего объекта. Выделяя из
общего числа выявленных аномалий «приразломные», прогнози-
руют местоположение объектов, генетически связанных с зоной
динамического влияния разрывного нарушения и ассоциирую-
щихся с интрузивными телами, а также со структурами облека-
ния интрузивных тел повышенной плотности основного или
ультраосновного состава. Такие объекты при наличии коллекто-
ров и флюидоупоров формируют ловушки углеводородов и, сле-
довательно, рассматриваются как перспективные объекты для
обнаружения залежей нефти.
Проведение целенаправленных геолого-разведочных работ на
выявленных перспективных объектах на западном борту Камско-
Бельского авлакогена позволит установить наличие или отсутствие
ловушек, способных контролировать залежи нефти в отложениях
рифейско-вендского комплекса, а при успешном решении этой
проблемы на территории республики появится новый нетради-
ционный источник углеводородного сырья.
Список литературы
1.	Докучаев С.А., Докучаева Н.А., Андреева Е.Е. Ранние этапы эво-
люции континентальной литосферы Волго-Камской антеклизы и
возможная природа Ромашкинского месторождения // Отече-
ственная геология. - 2008. - №1. - С. 75-78.
2.	Докучаева Н.А., Арефьев Ю.М., Андреева Е.Е. Характер залега-
ния рифейско-вендских отложений по данным легких геофизиче-
ских методов и сейсморазведки // Георесурсы. - 2010. - № 3(35). -
С. 7-9.
3.	Ларочкина И.А., Сухова В.А., Валеева И.Ф. Некоторые аспекты
прогноза перспектив нефтеносности рифейско-вендских отложе-
ний в Камско-Бельском авлакогене // Георесурсы. - 2010. -
№3(35).-С. 10-14.
16
03'2012
УДК 551.248
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
© С.Л. Белоусов, Е.Н. Нуколов, А.Н. Наумов, 2012
Палеотектонический анализ Красноленинского свода
С.Л. Белоусов, Е.Н. Нуколов,
А.Н. Наумов (ООО «ТННЦ»)
Paleotectonic analysis of Krasnoleninskiy arch
S.L. Belousov, E.N. Nukclov, A.N. Naumov (TNNC LLC, RF, Tyumen)
Paleotectonic analysis of the territory of Krasnoleninskiy arch of the West Siberian Plate is executed. The contribution of
each selected period of time in the tectonic development of the territory is considered. The main lines of tectonic
movements, the relative increase of the basic structures of Krasnoleninskiy arch are revealed. It was come out with a
suggestion about tectonic movements relationship with the re-formation of deposits of vikulovskoye sediments.
Ключевые слова: Красноленинский свод, палеотектоника, викуловские отложения, горизонты, пласты, залежи
Адрес для связи: SLBelousov@tnk-bp.com
Красноленинский свод расположен на территории Ханты-
Мансийского автономного округа на юго-западе Западно-
Сибирской нефтегазоносной провинции, отделяется от
сопредельных положительных структур того же порядка на севе-
ре и северо-востоке Елизаровским мегапрогибом, на востоке и
юго-востоке Ханты-Мансийской впадиной. На юге через По-
ттымскую седловину он соединяется с Шаимским мегавалом, на
западе ограничен Яхлинской впадиной, на северо-западе - Шер-
калинской моноклиналью.
Красноленинское месторождение включает целый ряд площа-
дей, приуроченных к одноименным поднятиям: Каменному, Ем-
Ёговскому, Талинскому, Пальяновскому, Елизаровскому, Интин-
скому и др. Нефтегазоносными в разрезе Красноленинского
свода являются отложения от коры выветривания доюрского
фундамента, максимальные глубины залегания которых состав-
ляют 2700-2800 м, до аптских, продуктивные пласты которых на-
ходятся на глубине 1300-1500 м.
В 2008 г. в рамках работы по созданию единой сейсмогеологи-
ческой базы на территории деятельности ОАО «ТНК-Нягань»
были построены детальные региональные карты по опорным от-
ражающим горизонтам. Для этого был использован весь объем
геолого-геофизических данных: сейсморазведки (2D и 3D), ис-
следования всех разведочных и части добывающих скважин. На
основе региональных карт проведен палеотектонический анализ
Для этого был построен изопахический треугольник, дающий
представление об истории развития каждого отражающего гори-
зонта в определенный геологический период времени. В качестве
изохронных границ выбраны отложения, которые формирова-
лись в периоды максимального затопления рассматриваемой тер-
ритории. К ним относятся: нижнетутлеймская подсвита - сейсми-
ческий отражающий горизонт Б; подошва кошайской свиты - го-
ризонт М; нижнехантымансийская подсвита - отражающий го-
ризонт Мр кузнецовская свита - горизонт Е Использована также
поверхность доюрского фундамента в конце периода образова-
ния юрских отложений. Карты левого диагонального ряда изопа-
хического треугольника отражают вклад каждого выбранного пе-
риода времени в тектоническое развитие территории.
Карта толщин меящу отражающими горизонтами А и Б (рис.1)
характеризует рельеф фундамента в конце периода формирования
юрских отложений. Минимальные толщины юрских отложений
приходятся на Каменную вершину, где они составляют 5-30 м, мак-
симальные - на Южно-Бобровский мегапрогиб (400 м). В общем
плане вся территория была разделена на обширные возвышенно-
сти и погружения между ними. На востоке выступает Каменная вер-
шина, на севере Ем-Ёговская, на юго-западе просматривается се-
верная оконечность Шаимского мегавала, переходящего в обшир-
ную Талинскую террасу. Эти положительные структурные формы
разделены Пальяновским прогибом, пересекающим территорию в
субширотном направлении, и Южно-Бобровским мегапрогибом,
заходящим в Красноленинский свод с севера.
Юрская эпоха осадконакопления характеризуется в основном
двумя важными процессами. В это время происходили заполне-
ние осадками межструктурных понижений и эрозия выступов
доюрского основания. В связи с этим сложно судить о тектони-
ческих движениях, происходивших на данной территории.
Следующий этап в развитии территории - накопление фро-
ловской свиты, которая заключена между отражающими гори-
зонтами Б и М. Данный период характеризуется устойчивым рав-
номерным погружением всей территории на 500-700 м с регио-
нальным наклоном в юго-восточном направлении. Минимальны-
ми толщинами (500-550 и 540-570 м) отмечаются древние вер-
шины, проявляющиеся в рельефе фундамента: соответственно
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
17
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Рис. 1. Карты толщин между отражающими горизонтами А - Б (а), Б - М (б), М - М1 (в), М1 - Г (г)
Каменная и Ем-Ёговская. Южно-Бобровский мегапрогиб практи-
чески не заметен, в его пределах толщины достигают 600 м.
Более интенсивно погружались Талинская терраса и Елизаров-
ский склон, где толщины составляют соответственно 630 и 660 м
Карта толщин между отражающими горизонтами М и Mj ха-
рактеризует верхнеаптский век и отображает основные тектони-
ческие движения во время накопления отложений кошайской и
викуловской свит. Толщины отложений в пределах рассматривае-
мой территории изменяются от 270 до 350 м. Как и во время на-
копления фроловской свиты, наблюдается общее равномерное
погружение Красноленинского свода. Однако региональный на-
клон сменился с юго-восточного на северо-восточное направле-
ние. В этот период продолжался рост Каменной вершины, ампли-
туда которой составила 30 м, и Ем-Ёговской вершины с амплиту-
дой 20 м. Общий наклон территории составляет около 50 м.
Карта толщин между отражающими гори-
зонтами М, и Г характеризует следующий
этап тектонического развития территории. В
этот промежуток времени происходило осад-
конакопление хантымансийской и уватской
свит. Суммарная толщина изменяется от 470
до 510 м с общим региональным погружени-
ем в восточном направлении. Данная карта
показывает структурный план викуловских
отложений на начало формирования кузне-
цовских глин. В это время Каменная вершина
представлена приподнятым блоком с ампли-
тудой 15 м, Ем-Ёговская - смотрится более
контрастно, ее амплитуда достигает 20 м. Ем-
Ёговская вершина сочленяется с вновь обра-
зованным Талинским структурным мысом
юг - юго-восточного простирания.
Основные структурные изменения кровли
викуловских отложений произошли в пост-
сеноманское время [1]. После сеномана тол-
щина накопившихся осадков составила 800-
1000 м. Отсутствие в разрезе осадочного
чехла неогеновых отложений свидетельству-
ет о том, что после их накопления произо-
шел общий подъем территории, приведший
к эрозии отложений. В районе Красноленин-
ского свода толщина эродированных отло-
жений неогена достигала приблизительно
200-250 м [2]. После кратковременного
подъема вновь преобладало погружение.
В результате данных тектонических дви-
жений образовался современный структур-
ный план кровли уватской свиты - отра-
жающий горизонт Г (рис. 2). Каменная вер-
шина обособилась от остальной террито-
рии небольшим прогибом субмеридианаль-
ного простирания, рост структуры составил
около 35 м. Южно-Бобровский мегапрогиб
полностью нивелировался, на его месте об-
разовался Талинский структурный нос, к ко-
торому через небольшой прогиб примыкает
Ем-Ёговская вершина. Ее рост после сенома-
на составил 40-45 м, амплитуда Талинского
структурного носа достигла 80 м. Структурный план по отра-
жающему горизонту Г имеет общий наклон в восточном на-
правлении, региональный тренд этого горизонта представляет
собой плоскость субмеридионального простирания с наклоном
на восток около 100-150 м.
При рассмотрении нефтегазоносности викуловских отложений в
целом по Красноленинскому своду наблюдается общее погружение
абсолютных отметок водонефтяных контактов (ВНК) залежей с за-
пада на восток с 1321 до 1465 м. Построенная по ВНК поверхность
близка к плоскости с субмеридиональным простиранием и погру-
жением в восточном направлении на 150 м. С учетом того, что плос-
кость наклона ВНК залежей викуловских пластов и региональный
тренд кровли сеномана (горизонт Г) имеют одинаковые простира-
ние и амплитуду, можно предположить, что общий наклон викулов-
ских отложений Красноленинского свода на 100-150 м произошел
18
03’2012
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Рис. 2. Структурная карта по отражающему горизонту Г
после формирования залежей углеводородов. В связи с этим была
построена палеоструктурная карта по кровле викуловской свиты на
момент формирования уватской свиты. Данная карта получена в ре-
зультате снятия регионального тренда горизонта Г с современного
структурного плана по кровле викуловских отложений. В первом
приближении она отражает геометрию структурных ловушек на на-
чало формирования залежей углеводородов (рис. 3).
Полученная карта выявила хорошую сходимость современных
контуров залежей викуловских отложений с контурами палеолову-
шек Ем-Ёговского и Каменного лицензионных участков. На Талин-
ском участке площадь палеоловушек намного больше площади до-
казанных залежей нефти, что свидетельствует о возможном их рас-
формировании вследствие раскрытия ловушек в северо-восточном
направлении после структурной перестройки. Не исключено, что
ловушки раскрылись неполностью, тогда в их наиболее приподня-
тых частях можно обнаружить скопления углеводородов. Доказа-
тельством могут служить открытые залежи нефти в пластах ВК на
Талинском участке. Определить насыщение викуловских отложе-
ний в приподнятых участках палеоловушек на Талинской площади
по результатам геофизических исследований скважин невозможно
из-за отсутствия необходимого комплекса исследований скважин в
интервале отложений викуловской свиты.
По данным бассейнового моделирования, проведенного в
ООО «ТННЦ», основная фаза генерации углеводородов на Крас-
ноленинском своде приходится на палеоген-неогеновое время.
Следовательно, не исключено, что региональный наклон терри-
тории в восточном направлении произошел в неоген-четвертич-
ное время.
Рис. 3. Сравнение уровней современных ВНК и палеоВНК
Выводы
1.	Проведенный палеотектонический анализ позволил выявить
основные направления тектонических движений, относитель-
ный рост основных структур Красноленинского свода.
2.	Отмечалась неоднократная смена интенсивности погруже-
ния различных территорий с осью на окончании Шаимского ме-
гавала.
3.	Территория Красноленинского свода имела региональный
наклон в восточном направлении в постсеноманское время.
4.	Тектонические движения могут быть связаны с переформи-
рованием залежей викуловских отложений.
5.	Необходимо проведение дополнительного комплекса сква-
жинных исследований на Талинской площади для определения
насыщения викуловских отложений на наиболее приподнятых
участках палеоловушек.
Список литературы
1	Нассонова Н.В., Белоусов С.Л., Зверев К.В. Отчет «Детальные
палеогеографические построения по пластам ВК на Ем-Ёгов-
ском, Каменном и Талинском АУ запада ХМАО». - Тюмень: ООО
«ТННЦ», 2009.
2	. Фойбусович Я.Э. Составление карт мощностей стратиграфи-
ческих подразделений кайнозоя западной части ХМАО по ма-
териалам колонкового бурения. - Тюмень: ООО «ТННЦ», 2007.
03’2012
19
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 550.8.011
© В.А. Карпов, 2012
Перспективы выявления новых залежей нефти
в пределах и вблизи старых месторождений
В.А. Карпов, к.г.-м.н.
(ООО «Институт инновационных технологий и методов
управления недропользованием»)
The prospects of discovering new hydrocarbon reservoirs within or near mature fields
V.A. Karpov (Institute of Innovation Technologies end Methods
of Subsurface Resources Management LLC, RF, Moscow)
The prospects of discovering new hydrocarbon reservoirs within or near mature fields are associated with exploration
for traps in near-fault regions separating anticline (controlling the field) and syncline significantly affecting original hy-
drocarbon deposits. Optimal exploration approach must be reoriented towards mapping of the fault and tectono-
physical traps within the near-fault region. To evaluate prospects within any mature field first and foremost one should
assess its tectonic position, tectonic history, define the last stage of tectonic activation, reconstruct paleo-structures,
and diagnose tectonically active synclines
Ключевые слова: восполнение запасов, положительная и отрицательная структуры, разлом, тектоническое раз-
витие, перераспределение углеводородов.
Адрес для связи: karpov@iitnedra.ru
Падающая добыча и растущая обводненность при отсут-
ствии резервов компенсации этих явлений - стандартная
ситуация, наблюдаемая во многих старых нефтегазодо-
бывающих районах. Практически нет ни одного месторождения,
выведенного из эксплуатации с продукцией, лишенной нефти.
Обобщенный график изменения добычи, включающий следую-
щие этапы: растущей добычи - стабилизации (достижения мак-
симума) - падения - стабилизации (на истощении), почти не за-
висит от проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ)
по повышению коэффициента извлечения нефти (КИН). Как
правило, достигнутый КИН значительно превышает начальный,
принятый при первоначальном подсчете запасов углеводородов.
Поначалу это отклонение нивелируется введением уточнений в
подсчетные параметры, затем - почти неизбежно признание
факта восполнения запасов углеводородов. Ярким примером в
этом отношении являются месторождения в Терско-Сунженском
районе (Чеченская Республика) и Ромашкинское (Республика Та-
тарстан). Явные или неявные признаки данного явления обнару-
жены в Казахстане, Прикаспии, Азербайджане, Западной Сибири
и др. Существует несколько предположений относительно его
природы (вплоть до отрицания), но ни одно из них инструмен-
тально не доказано. При этом отмечены общие характерные осо-
бенности:
-	пульсирующий характер работы скважин, эксплуатируемых
на стадии истощения, который нередко связан с проявлением
сейсмичности;
-	изменение состава добываемой жидкости во времени;
-	нефтегазопроявления в ликвидированных скважинах, не
всегда объяснимые техногенными причинами;
-	долговременная работа отдельных скважин, по которым де-
биты и суммарный отбор нефти не согласуются с подсчитанны-
ми и неоднократно пересчитанными запасами углеводородов;
-	признаки вторичности скоплений нефти и газа в природных
резервуарах;
-	образование крупных скоплений углеводородов по всему
разрезу осадочного бассейна, включая кристаллический фунда-
мент, независимо от литологического состава горных пород, со-
держания и типа органического вещества;
-	неравномерность нефтегазонакопления, высокая плотность
гигантских месторождений нефти и газа в отдельных относи-
тельно небольших районах;
-	аномально высокие и аномально низкие пластовые давления
в залежах углеводородов;
-	относительно узкий диапазон геологического времени,
близкий к современной эпохе, в котором окончательно образо-
вались все крупные месторождения мира;
-	связь месторождений нефти и газа с новейшими и совре-
менными тектоническими движениями земной коры, призна-
ки продолжения процесса нефтегазонакопления в настоящее
время;
-	приуроченность скоплений нефти и газа к разломам, акти-
визированным на более поздних и завершающих этапах текто-
нического развития;
-	аномальная прогретость недр;
-	наличие геохимических аномалий при поверхностных на-
блюдениях;
-	резкое уменьшение, вплоть до полного исчезновения, пря-
мых признаков углеводородов по направлению от водонефтяно-
го контакта (ВНК) к водонасыщенной части резервуара;
-	максимальная магнитная напряженность в пределах отрица-
тельных гравиметрических аномалий;
-	отсутствие прямой связи между площадью залежи и количе-
ством запасов при аномально высокой их плотности;
-	наличие признаков древних ВНК;
20
03’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
-	шющадная и вертикальная зональности нефтенасыщенно-
сти залежи и толщины отдельных зон [1].
Существует твердое убеждение, что ни инфильтрационное, ни
элизионное питание не может формировать региональных пото-
ков флюидов в латеральном направлении и особенно в условиях
блокового строения нефтегазоносных комплексов. Это ставит под
сомнение перенос рассеянных углеводородов и микронефти по
напластованию пород и, как следствие, формирование значимых
скоплений углеводородов за счет латеральной миграции [2].
Абсолютное число месторождений (включая старые) тяготеют
к границам литосферных плит (крупных, средних, мелких) и
внутриплитным активным тектоническим образованиям и испы-
тывали последствия чередования пассивных и активных этапов
тектонического развития [3]. Наиболее убедительные факты, ил-
люстрирующие возможность восполнения запасов углеводоро-
дов, зафиксированы на Ромашкинском месторождении [4]
Имеющиеся промысловые материалы резко противоречат «зако-
ну» падающей добычи нефти и имеют прямое отношение к фе-
номену восполнения. Во всех случаях установленного (с разной
степенью достоверности) восполнения запасов углеводородов
источник лишь предполагается в соответствии с принятой гипо-
тетической моделью [3-6].
На многих старых месторождениях наблюдается парагенети-
ческая ассоциация (сонахождение) положительной и отрица-
тельной структур, разделенных разломом (рис. 1). Отрицатель-
ная структура имеет наложенный или возрожденный характер и
образовалась (или обновилась) в последнюю фазу активизации
тектонических движений. К этому моменту основные крупней-
шие залежи были сформированы, а появление отрицательной
структуры привело к переформированию первичной залежи с
образованием вторичных скоплений углеводородов в прираз-
ломном пространстве под влиянием гидродинамической ворон-
ки, поглотившей часть углеводородов с размещением их на глу-
бинах, как правило, больших, чем те, на которых они находились
до этого |3]. Часто отрицательные структуры приурочены к риф-
там, в том числе возрожденным. Связь первичной и вторичной
залежей, видимо, прервалась с завершением активной фазы об-
разования, но периодически возобновлялась в периоды «оживле-
ния» разлома в неотектонический этап развития и на современ-
ном этапе, что подтверждается новейшими и современными тек-
тоническими движениями и объясняет восполняемость запасов
углеводородов. Этим же объясняются пульсирующий характер
работы скважин (с изменением состава углеводородов), корре-
лируемый с сейсмичностью, и нефтегазопроявления в ликвиди-
рованных скважинах.
Аномальный характер работы отдельных скважин связан с не-
посредственным влиянием разлома и деструкцией пород в при-
разломной зоне. Отклонения пластового давления от гидроста-
тического характера его распределения отражают степень вос-
становления (релаксации) тектонофизической напряженности
пород после их дилатансии [3]. Время формирования таких зале-
жей практически совпадает со временем образования ловушки и
датируется периодом последней активизации разлома, т.е. эти за-
лежи самые молодые. Активизация разлома приводит к аномаль-
ной прогретости приразломных зон, фиксируемой также в со-
временном температурном поле, появлению геохимических, по-
ложительных магнитных и отрицательных гравиметрических
аномалий. Теряется зависимость между площадью залежи и ко-
личеством запасов с увеличением их плотности. Происходит
Рис. 1. Принципиальная схема сонахождения положительной (антикли-
нали) и отрицательной (грабена) структур:
залежи 1 - тектонически экранированные; 2 - дилатантные (катагенетически
запечатанные); 3 - литологические; 4 - стратиграфически экранированные,
5 - рифогенная; 6 - приуроченная к выступу фундамента; 7 - антиклинальная
(разрабатываемая); 8 - разломы; 9 - несогласие; 10 - направление миграции
(восполнения) углеводородов по приразломной зоне активного разлома
трансформация горизонтального облика залежи в вертикальный
ряд скоплений с определенным смещением по площади и глуби-
не, оставлением следов древних ВНК. Вторичность таких зале-
жей подчеркивается как составом углеводородов, так и трещино-
ватостью пород, осложненной образованием вторичных мине-
ралов, запечатывающих эти залежи.
Имеется еще один аргумент: наличие микрофоссилий палео-
зойских форм в отложениях баженовской свиты Западно-Си-
бирской плиты, содержание которых в процессе эксплуатации
возрастает от 24 до 85-100 %, можно объяснить только воспол-
нением углеводородов из пород фундамента по разломам,
контролирующим залежи в этой свите. Другой пример: в преде-
лах Ферганской впадины известны такие зоны, где по ряду при-
знаков, в том числе по результатам палинологического анализа
нефти, доказан мезозойский возраст нефти в породах верхнего
палеозоя на месторождении Ниязбек - Северный Каракчикум
Здесь происходит ремиграция углеводородов из вышележащих
отложений в нижележащие. Так, на Южно-Аламышской струк-
туре в скв. 256 и 707 отмечены нефтегазопроявления из палео-
зоя, в скв. 723,1П, 782 получена нефть. Палинологический ана-
лиз в скв. 1П показал, что выявленные споры и пыльца в целом
датируются мезозоем-кайнозоем. На структуре Майлису-IV в
верхнемеловом комплексе отмечена нисходящая миграция,
подтвержденная гидродинамическими и гидрохимическими
данными [10].
Таким образом, ассоциация положительной и отрицательной
структур, прошедших этапы последней пары активных и пассив-
ных тектонических движений, предопределяет ассоциацию пер-
вичных и вторичных залежей. Последние способны периодиче-
ски подпитывать первых в соответствии с характером и масшта-
бами сейсмичности пассивного этапа тектонического развития.
Исходя из этого, напрашивается вывод о главном направле-
нии нефтегазопоисковых работ в пределах старых месторож-
дений: поиск новых скоплений углеводородов в приразломных
зонах активных разломов на различных глубинах в любой
части разреза, обладающей способностью повышенного тре-
щинообразования (в том числе в кристаллическом фундамен-
те) как на приподнятом, так и на опущенном крыле разлома
Отмеченное наблюдается в Северной структурной зоне При-
пятского прогиба.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
21
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ 
При этом рациональный комплекс геолого-геофизических
исследований должен позволить решить следующие задачи:
-	оценить характер расчлененности приразломного про-
странства как по разрезу, так и по латерали с выделением глав-
ного и сопутствующих разломов, тектонических блоков, града-
цией разломов по степени активности и блоков по тектонофи-
зическому состоянию;
-	реконструировать историю тектонического развития при-
разломного пространства в целом и каждого элемента в отдель-
ности;
-	локализовать участок приразломной зоны, обладающий оп-
тимальным соотношением условий образования первичных
пород-коллекторов, палеоструктуры, отвечающей за размещение
первичных скоплений углеводородов перед последним этапом
тектонической активизации, и характера тектонического режи-
ма на завершающем этапе развития, обеспечивающего формиро-
вание и сохранение вторичной залежи.
В связи с этими задачами каждый метод должен быть переори-
ентирован на картирование (изучение) разлома и тектонофизиче-
ских ловушек углеводородов в приразломной зоне, в том числе:
-	сейсморазведка изучает морфологические и динамические
характеристики волнового поля околоразломного простран-
ства со смещением акцента в сторону прямого прогнозирова-
ния и картирования нефтегазоперспективных ловушек углево-
дородов, т.е. решает структурные, стратиграфические, структур-
но-формационные, литофациальные, емкостные и фильтра-
ционные задачи;
-	гравиразведка обеспечивает градацию всех участков прираз-
ломного пространства, всех блоков по степени вторичного раз-
уплотнения;
-	магниторазведка определяет участки максимальной напряжен-
ности магнитного поля как наиболее нефтегазоперспективные;
-	электроразведка решает задачи прямого прогнозирования
мест развития вторичных скоплений углеводородов;
-	неотектонические исследования и изучение современных
движений земной коры позволяют выделить наиболее тектони-
чески активные фрагменты разломов;
-	по геохимическим исследованиям также определяются актив-
ные участки разломов, непосредственно связанные с залежами;
-	в процессе бурения необходимы обеспечение подъема ори-
ентированного керна для изучения параметров трещиноватости
(азимута простирания, угла наклона, плотности трещиноватости,
вторичной минерализации в соотношении с характером нефте-
газопроявления и др.), проведение геофизических исследований
для изучения трещиноватости в полном объеме, обеспечение
адекватных условий первичного и вторичного вскрытия изучае-
мого объекта.
Если в настоящее время сейсморазведка и глубокое бурение
являются основными (а чаще единственными) способами изуче-
ния недр, то для успешного поиска приразломных залежей угле-
водородов все вышеперечисленные методы следует признать
изначально равноценными, чтобы правильно провести их града-
цию по эффективности.
Возможно также использование других новых методов (ра-
диолокационных, различных модификаций скважинной сейс-
моразведки и др.) вместе с расширением возможностей старых,
например, магниторазведки. Изучение роли магнитного поля в
процессе формирования и сохранения приразломных вторич-
ных скоплений углеводородов связано с большими перспекти-
вами решения проблемы повышения эффективности методики
прогноза, так как по сути данные скопления являются палео-
магнитными: магнитное поле значительно влияет на интенсив-
ность и направление миграции углеводородов, характер сепа-
рации пластовых вод, условия локализации и сохранности этих
скоплений. На определенных участках приразломной зоны соз-
дается давление, близкое к вакууму, которое будет больше в
хрупких породах (породы кристаллического фундамента, от-
сортированные песчаники, чистые разности карбонатов и др.)
При лавинном трещинообразовании, по данным В.Д. Кукурузы
и В.И. Савченко (1993 г.), в зоне нарушения возникает сильное
объемное электрическое поле, превышающее нормальное поле
у поверхности Земли в несколько тысяч раз, в котором флюиды
ведут себя соответственно электромагнитным свойствам. Нема-
лое значение должно иметь лабораторное тектонофизическое
моделирование как обязательное условие ускорения процесса
выработки и применения эффективной методики локального
прогнозирования [8].
В конечном счете для любого старого месторождения при
определении перспектив его дальнейшей разработки прежде
всего необходимы оценка тектонической деятельности, истории
тектонического развития, выделение этапа последней тектони-
ческой активизации с характеристикой предшествующей палео-
структуры, диагностика тектонически активных сопряженных по
разломам отрицательных структур, «агрессивных» по отноше-
нию к первичным залежам.
Перераспределение углеводородов между положительной и
сопутствующей приразломной отрицательной структурами
может достичь таких масштабов, при которых в локальном под-
нятии будут отсутствовать углеводороды. Последнее наблюдается
на юге и востоке Западной Сибири, в центральном грабене При-
пятского прогиба. Подобное могло произойти в других регионах
с неясными перспективами нефтегазоносности (например, в
Московской и Мезенской синеклизах, зоне сочленения Воро-
нежской антеклизы и Днепровско-Донецкой впадины и др.), где
до сих пор не достигнуты желаемые результаты, хотя имеются
все необходимые и достаточные условия для формирования
скоплений углеводородов.
Н.П. Запивалов и ГД. Исаев [7] считают, что зоны растяжения в
чехле Западно-Сибирской плиты могут служить каналами флюи-
домиграции, за счет которых сформировалось большинство ме-
сторождений мезозоя (рис. 2). Эти зоны могут распознаваться
при сопоставлении структурных карт и карт изопахит по пере-
паду толщин, приуроченных к склонам поднятий и совпадающих
с дизъюнктивными нарушениями. Такой подход с некоторой
коррекцией в комплексе с другими методами вполне приемлем
при определении приразломных зон и прогнозировании в их
пределах вторичных скоплений углеводородов.
Антиклинальная теория, признавая только архимедовы силы,
не дала ответа на главный вопрос: каковы причины миграции уг-
леводородов. Однако они достаточно просты: углеводороды миг-
рируют из объема пород с избыточным давлением по направле-
нию к пространству с недостаточным давлением (к пьезомини-
муму). Неслучайно установлено, что абсолютное число залежей
углеводородов контролируется минимальными значениями при-
веденных пластовых давлений. Это прежде всего относится к ан-
тиклинальным ловушкам углеводородов, что также объясняется
22	03’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ГЕОЛОГИЯ И ЕЕ0А0Г0-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Рис. 2. Идеализированная модель флюидомиграции в области сочленения Варь-
еганской, Нюрольской и Сильгинской структурно-фациальных зон [7]:
1 - сланцевый комплекс соболиной толщи; 2 - морские аренит-карбонатные отложения
ларинской и Пономаревской толщ, 3 - эффузивный и глинисто-карбонатный комплекс
кыштовского горизонта; 4 - кремнисто-глинисто-карбонатный комплекс варьеганской и
мирной свит; 5 - карбонатные отложения герасимовской и мурасовской свит, 6 - карбо-
натный и кремнисто-глинисто-карбонатный комплекс лугинецкого горизонта, 7 - кислые
эффузивы карбона и перми; 8 - осадочно-трапповый комплекс триаса, 9 - региональные
стратоны юры и мела; 10 а- кора выветривания PZ, б - калиновая линза - продукт пере-
отложения КВ; 11 - гранитный батолит, 12: а - зона фациального замещения, б - закар-
стованная поверхность PZ; 13: а - современные места скопления углеводородов, б - на-
правление миграции флюидов; 14-15 - субвертикальные зоны флюидомиграции: а -
позднепалеозойские, б - триас-раннеюрские, в - средне-позднеюрские, г - меловые в
неогенчетвертичный этап активизации
ся скважины с аномальным характером работы (по деби-
ту, составу пластового флюида и времени). Места распо-
ложения этих скважин необходимо рассматривать как
участки, контролирующие потенциальные транзитные
пути восполнения. Они подлежат предварительному из-
учению для воссоздания промыслово-геологической мо-
дели сосуществования положительной и отрицательной
структур, разделенных разломом, разрабатываемой и пи-
тающей залежей (см. рис.1). В.П. Гаврилов, исходя из
своей геодинамической модели нефтегазообразования,
отметил, что «...запасы УВ - сырья в литосфере далеки от
своего истощения... Подобрать ключи и открыть дверь
новой эры нефти и газа — задача нашего и последующих
поколений геологов-нефтяников» [9]. И это в первую
очередь относится к старым месторождениям.
В завершении необходимо вспомнить слова академика
А.В. Пейве: «... рассматривая соотношение разломов и
складок, прежде всего, необходимо резко подчеркнуть
генетическое единство тех и других при ведущей роли
глубинных разломов <...> В природе имеются глубинные
разломы, не сопровождающиеся складками, но не могут
быть указаны складчатые зоны или полосы без глубин-
ных разломов». Развивая эту мысль, следует констатиро-
вать, что нельзя представить себе положительную струк-
туру, контролируемую разломом и содержащую место-
рождение углеводородов, без спутника - отрицательной
структуры (см. рис.1), способной при указанных выше
условиях радикально изменить характер размещения
скоплений углеводородов и их генезис [3].
достаточно просто, если иметь в виду тектонофизические моде-
ли М.В. Гзовского [8]. Свод антиклинали в процессе ее роста под-
вержен тектонофизическому разуплотнению (дилатансии), спо-
собствующему формированию пьезоминимума - главного усло-
вия миграции углеводородов, что совпадает по направлению
движения флюидов с архимедовыми силами и в итоге обеспечи-
ло локализацию скоплений углеводородов в своде антиклинали
Однако на определенном (пассивном) этапе антиклиналь пере-
стает расти, и по мере релаксакции пьезоминимума архимедовы
силы становятся преобладающими, продолжая питать свод угле-
водородами. Все это характерно для положительных структур
древнего заложения и длительного унаследованного тектониче-
ского развития. Любая перестройка структурного плана, любое
оживление структурообразующего разлома изменяет геометрию,
местоположение, размеры, стратиграфическую принадлежность
и генезис залежей углеводородов, слагающих месторождение.
Огромные средства направляются на поддержание пластово-
го давления (ППД), а экологические последствия этих мероприя-
тий трудно оценить. В то же время, исходя из приведенной мо-
дели, можно избежать данных затрат и нагрузки на экологию
(хотя бы частично и постепенно), прежде всего там, где зафик-
сированы признаки активного восполнения запасов углеводоро-
дов. Последнее происходит благодаря наличию разницы приве-
денных пластовых давлений в разрабатываемой и нижерасполо-
женной питающей залежах, т.е. в результате депрессии. ППД, как
метод поддержания необходимого уровня добычи, сводит эту де-
прессию и соответственно масштабы восполнения к минимуму,
что может быть преодолено прекращением (или сокращением)
закачки агента в пласт в первую очередь на объектах, где имеют-
Список литературы
1.	Фартуков М.М. Причины зонального нефтенасыщения коллек-
торов//Геология нефти и газа. - 1990. - №8. - С. 17-19.
2	Осадочно-неорганическая теория формирования нефтяных и
газовых месторождений / И.И. Чебаненко, В.П. Клочко, В.С. Токо-
венко, Н.И Евдощук // Геология нефти и газа. - 2000. - №5. - С. 36-39
3.	Карпов В.А К вопросу оптимизации методики нефтегазопоис-
ковых работ//Недропользование-ХХ1 век. - 2011. - №5. - С. 72-75
4.	Муслимов Р.Х. Новый взгляд на перспективы развития суперги-
гантского Ромашкинского нефтяного месторождения//Геология
нефти и газа». - 2007. - №1. - С. 5-11.
5.	Бембель Р.М., Мегеря В.М., Бембель С.Р. Геосолитоны: функцио-
нальная система Земли, концепция разведки и разработки ме-
сторождений углеводородов. - Тюмень: Вектор Бук, 2003. - 344 с.
6.	Богдасарова М.В. Особенности флюидных систем зон нефте-
газонакопления и геодинамические типы месторождений нефти
и газа//Геология нефти и газа. - 2001. - №3. - С. 50-56.
7.	Запивалов Н.П., Исаев Г.Д. Критерии оценки нефтегазоносности
палеозойских отложений западной сибири//Вестник Томского го-
сударственного университета. - 2010. - №341. - С. 226-232.
8.	Гзовский М.В. Основы тектонофизики. - М.: Наука, 1975. - 536 с
9.1аврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования
в литосфере и ее следствия//Геология нефти и газа. -1998. - №6. -
С. 2-12.
10. Джумагулов АД. Геодинамика и ремиграция углеводородов //
Международная конференция «Геодинамическая обстановка
нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре».
Ташкент, 2002. - С. 154-157.
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 552.5:553.98.048(470.53)
В.П. Митрофанов, М.И. Ермакова, 2012
Обоснование остаточной нефтенасыщенности
терригенных коллекторов месторождений юга
Пермского региона
В.П. Митрофанов, к.г.-м н., М И. Ермакова
(Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«ПермНИПИнефть» в г. Перми)
Justification of residual oil saturation of terrigenous reservoirs of fields of the south of the Perm region
VP. Mitrofanov, M.l. Ermakova (PermNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineer!ng LLC in Perm, RF, Perm)
The residual oil saturation of the terrigenous productive deposits of tulskiy, bobrikovskiy malinovskiy reservoirs of 11 main
fields, confined to Kuedino-Chernushinskaya zone of oil and gas accumulation within the southern part of the Bashkir
arch of the Perm region is investigated. Generalized residual oil saturation dependences on the gas permeability, open
porosity and structural parameter are obtained. It is shown that these dependences allow to estimate the limiting val-
ues of the main characteristics of terrigenous oil-saturated reservoirs, such as permeability porosity, initial oil saturation,
within the southern part of the Perm region with rather uniform lithologic-facies conditions of sediments formation.
Ключевые слова: остаточная нефтенасыщенность, начальная нефтенасыщенность, пористость, динамическая
пористость, проницаемость, коэффициент вытеснения.
Адрес для связи: ermakova@permnipineft.com
Остаточная нефтенасыщенность при решении вопросов
подсчета запасов и разработки месторождений являет-
ся одним из основных петрофизических параметров
пород-коллекторов. Несмотря на всестороннее освещение в мно-
гочисленных работах, остаточная нефтенасыщенность является
в значительной степени «проблемным» понятием. Во-первых,
данный параметр трактуется не всегда однозначно. В зависимо-
сти от конкретной решаемой задачи под остаточной нефтенасы-
щенностью могут подразумеваться целики высоковязкой нефти;
нефть участков, не охваченных заводнением; текущая нефтена-
сыщенность не полностью выработанных пластов; нефть пол-
ностью выработанных и обводненных прослоев [1]. Во-вторых,
методы определения остаточной нефтенасыщенности, основан-
ные на непосредственном измерении в экстракционных аппара-
тах оставшейся нефти в герметизированном керне, выделении
неподвижной доли нефти (например, по релаксационным свой-
ствам), на моделировании полного вытеснения водой подвиж-
ной части нефти, различаются по физической сущности и вос-
произведению пластовых условий, и поэтому дают часто несов-
падающие результаты.
В данной статье рассматриваются обоснование остаточной
нефтенасыщенности по лабораторным исследованиям керна
и возможность использования обобщенных зависимостей
для ее определения в случае продуктивных отложений в пре-
делах крупных структурно-тектонических элементов, при вы-
держанных литолого-фациальных условиях формирования
осадков. Необходимость учета подобия продуктивных отло-
жений в пределах рассматриваемого района является важным
условием, поскольку в различных нефтегазоносных регионах
остаточная нефтенасыщенность не имеет единой тенденции
изменения. Согласно литературным данным [2, 3] отмечается
как уменьшение, так и увеличение остаточной нефтенасы-
щенности по мере улучшения коллекторских свойств пород.
Объектом исследования остаточной нефтенасыщенности
Кио являлись терригенные продуктивные отложения тульско-
го (Тл2), бобриковского (Бб), Малиновского (Мл) пластов
11 основных месторождений, приуроченных к Куедино-Чер-
нушинской зоне нефтегазонакопления с выдержанными
условиями формирования терригенных продуктивных отло-
жений, в пределах южной части Башкирского свода Пермско-
го региона. При этом под остаточной нефтенасыщенностью
понимался объем физически неподвижной части нефти при
однофазной фильтрации воды.
Анализ лабораторных определений остаточной нефтена-
сыщенности образцов керна проведен на основании данных
моделей пластов после моделирования на них коэффициента
вытеснения с соблюдением пластовых условий ГОСТ и герме-
тизированных образцов сверлящего керноотборника (СКО),
исследованных методом ядерно-магнитного резонанса (ЯМР)
[4]. Считается, что при моделировании коэффициента вытес-
нения создается остаточная нефтенасыщенность, которая по-
добна формирующейся на поздней стадии разработки залежи
при использовании воды в качестве вытесняющего агента. В
образцах СКО за счет максимальной промывки стенки сква-
жины наиболее вероятно содержание только динамически
неподвижной нефти. Все определения в этом случае, соглас-
но имеющимся исследованиям, были откорректированы на
коэффициент 1,1 [5]. Возможности определения остаточной
нефтенасыщенности методом ЯМР были апробированы ранее
на примере карбонатных пород [4].
В общей сложности были обработаны данные определения
остаточной нефтенасыщенности 36 моделей, которые пред-
ставляли собой базовую часть выборки. Привлечение данных
образцов СКО позволило значительно расширить диапазон
коллекторских свойств, охарактеризованных остаточной
нефтенасыщенностью, и повысить достоверность определе-
24
03’2012
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Таблица 1
Пласт	Число анализов	Содержание фракции, %			Карбонатность. %	Коэффициент сортировки	Размер зерен, мм
		- песчаной (>0,1 мм)	алевритовой (0,1 -0,01 мм)	пелитовой (< 0,01 мм)			
Песчаники нефтенасыщенные							
Тл2	76	71,0	24,6		4,3	1,2	2,28	0,13
Бб	48	73,2	22,5	4,4	1,2	2,47	0,13
Мл	33	70 5	24 4	5,1	2,2	2,48	0,12
	Алевролиты нефтенасыщенные						
Тл2	51	17,9	72,2	9,9	2,3	2,63	0,06
Бб	39	22,6	67,4	10 4	1,9	2,70	0,06 _
Мл	14	16,5	73,9	9,7	0,6	2 65	0 05
ния характера ее изменения Совместная выборка образ-
цов отражает особенности остаточной нефтенасыщен-
ности пород пористостью 4,5-26 % и проницаемостью -
2,9-10'3-2,0907 мкм2. Окончательная выборка остаточ- с
ной нефтенасыщенности сформирована из данных по Ь
307 одиночным образцам моделей пластов и 56 герме- л
газированным образцам СКО. Корректность использо-
вания этих образцов оценена по сопоставимости их
коллекторских свойств с коллекторскими свойствами
генеральной совокупности образцов южной части
Пермского региона в целом (рис. 1). Выполненное
сравнение показывает, что:
-	использованные образцы для анализа остаточной
нефтенасыщенности по коллекторским свойствам конт-
ролируются корреляционным полем генеральной сово-
купности образцов и являются ее частной выборкой;
-	генеральная совокупность образцов может рассмат-
риваться в качестве общей для пластов Тл2, Бб, Мл из-за
неявной дифференциации соотношения фильтрацион-
но-емкостных свойств разновозрастных отложений;
-	остаточную нефтенасыщенность коллекторов этих пла-
стов можно оценивать совместно.
Подтверждением подобия пород-коллекторов пластов Тл2,
Бб, Мл является сопоставимость их вещественного состава
(табл. 1). Нефтенасыщенные разности песчаников и алевро-
литов разновозрастных отложений практически одинаковые
по содержанию песчаных и алевритовых фракций, количе-
ству пелитового и карбонатного цементирующего материала,
Рис. 1. Сопоставление коллекторских свойств генеральной выборки образцов
пластов Тл2, Бб, Мл, образцов моделей, по которым определен коэффициент
вытеснения, и образцов СКО, исследованных методом ЯМР
симость остаточной нефтенасыщенности от пористости
Коэффициент корреляции для выборки 3 несколько меньше,
но в случае этой же выборки при одних и тех же значениях
пористости величины остаточной нефтенасыщенности яв-
ляются минимальными. На этом основании для практического
использования рекомендуется зависимость выборки 3.
Полученные зависимости, например, остаточной нефтена-
сыщенности от пористости, для отдельных пластов рассмат-
размерности зерен и их отсортированности.
Для установления зависимости остаточной нефтенасыщен-
ности от коллекторских свойств из образцов моделей были
сформированы три выборки: 1) все образцы моделей без по-
следних двух, на остаточную нефтенасыщенность которых
могли влиять концевые эффекты; 2) начальные образцы моде-
лей с большей промытостью по сравнению с другими образ-
цами модели; 3) наиболее промытые образцы моделей с ми-
нимальными значениями Кно. По каждой выбороке для сово-
купности пластов Тл2, Бб, Мл были изучены обобщенные зави-
симости остаточной нефтенасыщенности отдельно от пори-
стости Ки, газопроницаемости &прг и структурного параметра
Стр = / ^прг/А’п (табл. 2). Поскольку пористость является стан-
дартным петрофизическим параметром и точнее всего опре-
деляется методами геофизических исследований скважин
(ГИС), преимущественное практическое значение имеет зави-
Таблица 2
Паоаметр	Номер выборки образцов моделей и СКО	Зависимость	Коэффициент корреляции
	1	л;0= 11,72 А 0’3433	0,365
	2	КО = 7,77-V**	0,559
	3	/;„= 10,15-С3413	0,489
V» 103, мкм2	1	= 29,28 • V0246	0,161
	2	/С, = 23,54 • V0613	0 490
	3	= 25,62	0,191
Стр, мкм	1	= 31,23-Ср0’™'	0,167
	2	К.о = 27,90 - Gp01334	0,494
	3	Ku> = 27,09 - Qp0 045'	0,193
Примечание. В выборке 1 - 245 образцов моделей и 59 образцов СКО,
в выборке 2 - соответственно 60 и 59, в выборке 3 - соответственно 49 и 59.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
25
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
риваемого региона отличаются незначительно Соглас-
но этим зависимостями одним и тем же значениям по-
ристости пластов соответствуют практически одинако-
вые значения остаточной нефтенасыщенности (табл. 3).
Это свидетельствует о том, что для оценки остаточной
нефтенасыщенности пластов Тл2, Бб, Мл можно исполь-
зовать обобщенные зависимости, приведенные в табл. 2,
без снижения точности оценки.
В целом корреляция остаточной нефтенасыщенности
с пористостью низкая (9-49 %). Однако согласно распре-
делению встречаемости остаточной нефтенасыщенно-
сти наиболее часто (примерно в 93 % случаев) значения
Ки 0 ограничены диапазоном 20-40 %. Высокая однород-
ность распределения остаточной нефтенасыщенности и
взаимно компенсирующие изменения пористости и
остаточной водонасыщенности являются, очевидно,
наиболее вероятными причинами низкой корреляции
Ян 0 с фильтрационно-емкостными свойствами.
Для образцов с минимальной остаточной нефтенасы-
щенностью (выборка 3) корреляция с пористостью -
0,489 и зависимость Кно = 10,15-Яп°’3413 (см. табл. 2)
можно рекомендовать для практического использования.
На основании этой зависимости средним значениям по-
ристости пластов Тл2, Бб, Мл 17,1,20,1 и 21 % соответствуют
средние значения Яио - соответственно 23,9, 23,5 и 24,2 %.
Полученные величины не противоречат диапазонам значе-
ний, известным из литературных данных [6,7].
Проведенные исследования остаточной нефтенасы-
щенности позволяют оценить предельные газопрони-
цаемость &пр гпр, открытую пористость Ки пр и начальную
нефтенасыщенность Янпр каждого из пластов. С этой
целью на специальной выборке образцов, отражающей
фактический диапазон коллекторских свойств каждого
пласта, была смоделирована остаточная водонасыщен-
ность Къо методом капилляриметрии при давлении дре-
нирования 0,5 МПа. Коллекторы Пермского региона пре-
имущественно гидрофобные, и этого давления вполне
Таблица 3
Остаточная нефтенасыщенность, %, для пористости, %
I	10	14	18	22	24	28
Тл2	22,0	24,7	26,9	28,8	29,7	31,3
Бб	21,7	24,8	27,3	29,5	30,5	32,4
Мл	22,1	25,0	27,4	29,5	30,5	32,2
Все	22,3	25,0	27,2	29,1	30,0	31,7
0	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20
Динамическая пористость, %
0	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20
Динамическая пористость, %
достаточно для формирования в них остаточной водо- рис 2. Зависимость газопроницаемости (а), открытой пористости (б) и начальной
насыщенности [8]. Для каждого образца по зависимости нефтенасыщенности (в) от динамической пористости для пласта Тл2
Кио = 10,15-Ял0,3413 была определена остаточная нефте-
насыщенность. По значениям Яво и Яно были рассчитаны на-
чальная нефтенасыщенность Янн = 1 - Яво и динамическая
пористость /Спд= Ки- (1 - кво - Кно).
Для нефтенасыщенных пород предельные значения &пр
Яппр и Я установлены на основании соответствующих за-
висимостей от динамической пористости газопроницаемо-
сти, открытой пористости и начальной нефтенасыщенности:
(%,, Кп, К„н) =/(Кпд) при кпд = 0. При построении зависи-
мостей были привлечены также усредненные данные 36 мо-
делей пластов, для которых определены коэффициенты вы-
теснения пластовой водой.
Зависимости абсолютной газопроницаемости &11ргабс, от-
крытой пористости Кп и начальной нефтенасыщенности Ян н
от динамической пористости Япд приведены в табл. 4.
Таблица 4
Расчетные зависимости для определения
Пласт
26	03’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
На основании этих зависимостей при динамической пори-
стости Кпд = 0 определены следующие предельные значения:
для пласта Тл2 /?пргпр= 0,53* 10'3 мкм2, A*nnp= 10,4 %,
/<Н11р=23,9 %; для пласта Бб - соответственно 0,6-10'3 мкм2,
13,4 %, 23,5 %; для пласта Мл - соответственно 0,39* Ю‘3 мкм2,
10,7 %, 24,2 %.
На рис. 2 зависимости представлены на примере пласта Тл,
Следует отметить хорошее совпадение данных исследований,
полученных на одиночных образцах и на моделях пласта.
Более тесную связь с динамической пористостью имеют от-
крытая пористость и начальная нефтенасыщенность.
Таким образом, для терригенных продуктивных пластов
Тл2, Бб, Мл южной части Башкирского свода Пермского ре-
гиона, близких по гранулометрическому составу, получены
обобщенные зависимости остаточной нефтенасыщенности
от газопроницаемости, открытой пористости и структурного
параметра. Поскольку остаточная нефтенасыщенность харак-
теризуется узким диапазоном изменения, данные зависимо-
сти могут использоваться при решении вопросов подсчета за-
пасов. В частности, они позволяют оценивать предельные
значения основных петрографических параметров терриген-
ных нефтенасыщенных коллекторов - проницаемости, пори-
стости, начальной нефтенасыщенности - в пределах южной
части Пермского региона с достаточно однородными лито-
лого-фациальными условиями формирования осадков.
Список литературы
1.	Михайлов Н.Н. Доразработка заводненных пластов на основе
исследования структуры и подвижности остаточной
нефти//Вестник ЦКР Роснедра. - № 2. - 2008. - С. 33 - 37.
2.	Опыт обобщения керновых исследований процесса вытесне-
ния нефти водой по пластам среднего девона месторождений
Первомайской группы// А.Н. Астахов, М.Н. Мельников, А.Г. Кан,
В.В. Орехов// Геология, геофизика и разработка нефтяных и га-
зовых месторождений. - 2010. - №1. - С. 45-51.
3.	Золоева Г.М. Влияние коллекторских свойств на извлечение
нефти в условиях водонапорного режима.//Геология нефти и
газа. - 1984. - №10. - С. 30-34.
4.	Митрофанов В.П., Злобин А А Остаточная нефтенасыщен-
ность и особенности порового пространства карбонатных
пород - Пермь, 2003. - 239 с
5.	Зудакина Е.Н. Нефтенасыщенность образцов пород, отобран-
ных из выработанных участков залежей месторождения Узень/В
сб. Совершенствование методов промыслово-геологических
исследований разрабатываемых месторождений//Тр. ин-
та/ВНИИнефть. - 1981. - Вып. 78. - С. 12-19.
6.	Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разработанных
пластов. - М.: Недра, 1992. - 240 с.
7.	Березкин В.М., Гизатуллина В.В., Шутихин В.Н. Остаточная неф-
тенасыщенность продуктивных песчаников девона //Нефтяное
хозяйство. - 1982. - № 6. - С. 34-37.
8.	Митрофанов В.П., Ермакова М.И. Смачиваемость продуктив-
ных отложений юго-восточной части Пермского региона//Геоло-
гия, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2009 -
№1.-С. 29-33.
I
23 мая 2012 года в рамках
XX международной
специализированной выставки
«ГАЗ. НЕФТЬ. ТЕХНОЛОГИИ - 2012» и
НЕФТЕГАЗОВОГО ФОРУМА
ОАО НПФ «Геофизика» совместно с Башкирским
отделением ЕАГО и АИС проводят XVIII научно-практическую конференцию
«Новая техника и технологии для
геофизических исследований скважин».
АИС
Приглашаем специалистов нефтегазовых и сервисных геофизических компаний
к участию в конференции и международной специализированной выставке.
Место проведения конференции: г.Уфа, ул. 8 Марта, 12, ОАО НПФ «Геофизика».
Тематика конференции:
-	Комплексные геофизические исследования за один рейс в скважину;
-	Геофизические и геолого-технологические исследования в процессе бурения;
-	Контроль за разработкой месторождений;
-	Геофизические исследования в процессе добычи, интеллектуальные скважины;
-	Изучение сложнопостроенных коллекторов;
-	Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин.
Информационная поддержка
| КАРОТАЖНИК
Геофизика
www • indu try > “
U U хозяйство
НЕФТВ^рвис
Технологии^ГЭК
«овопросам участили	450005, Башкортостан, г. Уфа, ул 8 Марта, 12
регистрации обраииться Тел./факс: (347)228-64-14 E-mail: mark@npf-geofizika.ru
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 550 46:551.35
© Р.З. Мухаметшин, С.А. Пунанова, 2012
Нетрадиционные источники углеводородного сырья:
геохимические особенности и аспекты освоения
Р.З. Мухаметшин, д.г.-м н.
(Казанский Федеральный университет),
С.А. Пунанова, к.г.-м.н. (ИПНГ РАН)
Non-traditional sources of hydrocarbon raw material: geochemical features
and aspects of development
R.Z. Mukhametshin (Kazan Federal University RF, Kazan),
S.A. Punanova (Oil and Gas Research Institute of RAS, RE Moscow)
The problems of changing the absolute contents and ratios of trace elements in heavy oils and solid bitumens in the
process of their hypergene transformation are considered. The geochemical features of hypergene vanadium-bear-
ing naphthides in the Permian deposits of Tatarstan fields and the geological and tectonic conditions of formation and
transformation of their accumulations are studied in detail. It is shown that the technology of borehole mining of vis-
cous oils recovery should take into account the high content of toxic trace elements (V, Ni). For a more complete ex-
traction of trace elements and to reduce the ecological impact on the environment the complex processing of such
a hydrocarbon row material as hypergenically converted naphtides is needed.
Ключевые слова: нафтиды, гипергенез, микроэлементы, геохимия
Адрес для связи: GeoEng111@yandex ru
В связи с истощением запасов нефти в основных нефте-
добывающих районах страны актуальна проблема их
восполнения. Одним из путей ее решения является
ускоренное освоение трудноизвлекаемых запасов, включая
нетрадиционные источники углеводородов, в первую очередь
природные битумы и тяжелые сверхвязкие нефти [1]. Повы-
шенный интерес к тяжелым нефтям обусловлен следующим:
за последние 25-30 лет во многих странах открыто большое
число месторождений, содержащих значительные запасы
таких нефтей; разработка месторождений тяжелых нефтей и
битумов уже играет заметную роль в стабилизации и даже по-
вышении добычи горючих полезных ископаемых; ускорению
и снижению стоимости освоения залежей тяжелых нефтей и
битумов способствует относительно неглубокое их залегание.
В России необходимость восполнения запасов горючих по-
лезных ископаемых за счет нетрадиционных источников уг-
леводородов также стала очевидной. В этом плане важной
сырьевой базой поддержания добычи нефти становятся уже
освоенные нефтегазоносные области с развитой инфра-
структурой [2], в первую очередь в Европейской части страны.
Образование тяжелых нефтей и природных битумов связа-
но с процессами современного или древнего гипергенеза,
при которых нефти подвергаются выветриванию, неоргани-
ческому окислению, вымыванию водами (промыванию), био-
деградации и осернению, т.е. процессам вторичного преобра-
зования. Одним из распространенных гипергенных процес-
сов является анаэробное окисление, протекающее в нефтя-
ном пласте при наличии в пластовых водах способных к вос-
становлению кислородсодержащих соединений (сульфатов,
нитратов и оксидов других соединений), а также специфиче-
ских бактерий, потребляющих углеводороды и изменяющих
углеводородный состав флюида (изотопные данные подтвер-
ждают бактериальную активность в этой зоне). При этом в
первую очередь деградируют н-парафины, затем изопренои-
ды, реже низкомолекулярные нафтены, а неуглеводородные
компоненты (смолы и асфальтены) накапливаются, образуя
низкопарафинистую, более тяжелую высоковязкую и серни-
стую нефть. Нефти, подвергшиеся биодеградации, в основном
приурочены к сравнительно малым глубинам, температурная
граница между первичными и бактериально измененными
нефтями находится в пределах 60-70 °C. Встречаются биоде-
градированные нефти и на больших глубинах, что позволяет
рассматривать их как палеогипергенные.
В зоне гипергенеза под действием перечисленных процес-
сов изменяются не только физико-химические свойства на-
фтидов и их углеводородный состав, но и содержание микро-
элементов. В связи с потерей легких фракций в нафтидах
значительно возрастает абсолютная концентрация элемен-
тов, связанных со смолисто-асфальтеновыми компонентами
(САК): V, Ni, Со, Мо, Сг, Си и др. Кроме того, гетероатомные
САК нафтидов, контактирующих с низкоминерализованными
пластовыми водами в зоне гипергенеза, способны сорбиро-
вать из вод такие микроэлементы с переменной валент-
ностью, как V, Fe, U. Показателями процессов гипергенеза яв-
ляются увеличение абсолютных концентраций микроэлемен-
тов в нафтидах и изменение соотношений концентраций ме-
таллов. В результате экспериментальных исследований по
взаимодействию нефтей с водами низкой минерализации [3]
было установлено вымывание из нефтей одних элементов
(Zn) и поглощение ими в результате активной хемосорбции
из контактирующих вод других (концентрация вновь образо-
ванных V и Fe увеличивалась в 1,3-12 раз). Концентрация V
28	03’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
повышается особенно интенсивно в присутствии сероводо-
рода и элементарной серы. В результате в гипергенно изме-
ненных нефтях, как правило, значительно снижается отноше-
ние Zn/Co, а отношение V/Ni заметно возрастает. При сопо-
ставлении нефтей терригенной толщи девона Тимана и
Ижма-Печорской впадины на месторождениях с наиболее
глубоким залеганием пластов (1560 м) при приближении их к
поверхности (200 м) - от месторождения Джьер к месторож-
дению Ярега - по мере усиления процессов гипергенеза от-
четливо наблюдается закономерное снижение отношения
Zn/Co от 15,5 до 1,2 [4]. Ярким примером существенной
трансформации отношений микроэлементов в гипергенно
измененных нефтях является их трансформация в нефтях За-
падно-Тэбукского месторождения Тимано-Печорской про-
винции (ТПП), залегающих под поверхностью древнего раз-
мыва верхней части карбонатного комплекса девона. Здесь по
данным изучения компонентного и углеводородного соста-
вов для нефтей, претерпевших гипергенные изменения, по
сравнению с неизмененными нефтями терригенного девона
характерны пониженные значения отношения Zn/Co (от 23,7
до 5,6) и повышенные - отношения V/Ni (от 3,0 до 14,5). Ана-
лиз пространственного и временного распространения ме-
сторождений вторично измененных нефтей показал, что они
расположены в осадочных бассейнах различного геострук-
турного типа и широком стратиграфическом диапазоне
(верхний протерозой - неоген). Наиболее часто на древних
платформах такие скопления встречены в коллекторах палео-
зойского возраста (пермь, карбон), а в тектонически подвиж-
ных молодых прогибах приурочены к отложениям мезо-кай-
нозойского возраста.
В зависимости от тектонической активности региона,
перепада глубин вмещающих отложений (от 3000 м до
земной поверхности), особенностей контактирующих с
залежью пластовых вод существенно меняется ряд после-
довательных стадий преобразований нафтидов: от легких
нефтей к тяжелым, от тяжелых нефтей к асфальтитам, от
мальт к керитам. В результате вторичных изменений неф-
тей при восходящей миграции флюидов в зоне гипергене-
за сформировались гигантские и крупнейшие месторож-
дения тяжелых нефтей и природных битумов в России,
Канаде, Венесуэле, Казахстане. С точки зрения оценки
значимости ресурсов во многих регионах эти скопления
признаны промышленно ванадиеносными, в связи с чем
они рассматриваются как комплексное сырье добычи уг-
леводородов и сопутствующих им металлов [5-7].
На территории России основные перспективы освое-
ния нафтидов зоны гипергенеза связаны главным обра-
зом с пермскими отложениями центральных районов
Урало-Поволжья (на них приходится более половины
суммарных ресурсов природных битумов страны), запа-
сы и ресурсы которых только в Татарстане составляют по
различным оценкам от 4 млрд, до 7 млрд, т, из них 10-
15 % приходится на запасы (Р.Х. Муслимов и другие спе-
циалисты, 1999 г.). Республика Татарстан по состоянию
изученности месторождений этой группы нафтидов за-
нимает в России ведущее место: здесь сосредоточено
9/10 разведанных и предварительно оцененных запасов
страны (И.М. Климушин, 1998 г.). В тектоническом плане
ареал распространения скоплений битумов охватывает в ос-
новном Мелекесскую впадину (восточный борт) и Южно-Та-
тарский свод (западный склон). Продуктивны залегающие на
глубинах до 400 м карбонатные и терригенные породы-кол-
лекторы казанского и уфимского ярусов, карбонаты нижне-
пермского возраста (главным образом сакмарского яруса),
образующие три основных нефтебитумоносных комплекса.
Продуктивным отложениям верхней части разреза Татар-
стана свойственны нефти тяжелые (плотность 0,902-
0,984 г/см3), высокосернистые (3,5-4,6 %), высоко- и сверх-
вязкие с большим содержанием САК, V (180-1162 г/т), Ni (до
100 г/т) и других элементов. По данным С.А. Пунановой и
других специалистов (2008 г.) содержание в нефтях Татарста-
на (Мелекесская впадина, Южно-Татарский свод) и Башкорто-
стана (Южно-Татарский свод, Бирская седловина, Башкир-
ский свод) V изменяется соответственно от 70 до 500 и от 16
до 84 г/т, Ni - от 34 до 82 и от 10 до 33 г/т, S - от 1,6 до 3,8 и
от 2,4 до 2,8 %. Максимальные содержания V и Ni обнаружены
в нефтях нижнекаменноугольных залежей восточного борта
Мелекесской впадины, в частности, месторождений Степно-
озерского (соответственно 840 и 74 г/т), Нурлатского (658 и
93 г/т) (Р.З. Мухаметшин, С.А. Пунанова, 2011 г.).
Содержание V и Ni в природных битумах из пермских от-
ложений (табл. 1) очень высокое [8]. Максимальные средние
концентрации V и Ni выявлены в битумах нижнепермских от-
ложений (соответственно 910 и 177 г/т). Под влиянием ги-
пергенеза резко увеличивается содержание микроэлементов
в жильных асфальтитах, т.е. в ряду их генетической превра-
щенное™ (согласно схеме классификации В.А. Успенского.
Таблица 1
Месторождение, площадь	Возраст	Тип коллектора	Число образцов	Содержание, гД		V/Ni
				V	№	
Аксубаевское	P2kz	Песчаник	1	520	58	9,0
Ашальчинское	P2u	Песчаник	6	230-510 370	34-56 45,5	6J-9/1 8,0
	Pi	Доломит	4	600-1200	66-300 177	3,5-9,0 5,1
				910		
Кондурчинская	P2kz	Доломит	1	800	160	5,0
Мордово- Кармальское	P2kz	Доломит	1	300	41	7,3
	P2u	Песчаник	8	150-500 320	17-36 27,5	8,3-22,7 11,4
Сугушлинское	P2U	Песчаник	25	190-1300	18-110 49	1,2-15,0 6,9
				340		
	Pl	Известняк	5	470-770 580	53-78 59	6,8-10,2 9,8
Шугуровское	P2u	Песчаник	8	150-950 450	16-100 62	142.18,8 7,2
Примечание. В числителе приведен интервал изменения содержания микроэлемента,
в знаменателе - среднее значение.
03’2012
29
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
1970 г.) от нефтей к твердым битумам: V от 200-1400 i /т (в
тяжелых нефтях) до 2350-4800 г/т (в жильных асфальтенах),
Ni - соответственно от 100-195 до 520-708 г/т, Мо - от
2,2-15 до 22 г/т. Как отмечено в работе [9], нафтиды отли-
чаются также по содержанию Au и Re: этими металлами
значительно обогащены асфальтиты.
Проведенные геохимические исследования пермских на-
фтидов Татарстана показали [10], что изученные образцы от-
ражают генетический ряд превращения нефти в твердые би-
тумы (табл. 2). Нафтиды даже внутри каждого нефтебитумо-
носного комплекса, несмотря на сравнительно узкий интер-
вал глубин, отличаются разнообразием физико-химических
свойств и компонентного состава. В накоплении нефтей спе-
цифического состава существенную роль играет также темпе-
ратура, составляющая в пластах песчаников уфимского яруса
6-8 °C, вследствие чего наблюдаются сегрегация компонен-
тов нефти и застывание парафина в поровом пространстве
коллекторов (Р.З. Мухаметшин и другие специалисты, 1996 г.).
Это подтверждают данные сравнительного анализа свойств
добытых из скважин нафтидов и экстрактов, выделенных из
пород-коллекторов уфимского яруса: если для первых типич-
но преобладание изопреноидных алканов вплоть до полного
отсутствия парафиновых структур, то для последних характе-
рен тип нефти А1, т.е. содержащий в маслах и нормальные, и
изопреноидные алканы.
Среди залежей битумов встречаются сверхвязкие нефти
(Ашальчинское, Мордово-Кармальское месторождения), но в
большинстве случаев это мальты и мальты-асфальты (залежь
Сугушлинского месторождения), асфальты (Горское месторож-
дение, аканская залежь), асфальт-асфальтиты (Шугуровское,
Спиридоновское месторождения). Асфальтиты представлены
единичными образцами с Сюкеевского и Улеминского место-
рождений (западный борт Мелекесской впадины), в последнем
содержание масел составляет всего 8,8 %, асфальтенов - 61,8 %.
Разнообразие состава и свойств пермских битумов, очевид-
но, может быть связано только с геологическими и тектони-
ческими процессами, происходившими на рассматриваемой
территории на протяжении пермского и мезо-кайнозойского
времени. Есть основания полагать, что процессы миграции,
формирования и разрушения залежей нефти происходили на
протяжении длительного этапа, получая новые импульсы в
периоды активной перестройки структурных планов. Так, ре-
зультаты исследований (Е.И. Тихвинская, 1939 г.; В.И. Трое-
польский, С.С. Эллерн, 1964 г.) показывают, что Мелекесская
впадина является молодой структурой. По мнению В.А. Лобо-
ва, анализ эволюции той части Волго-Камской антеклизы, ко-
торая соответствует этой современной отрицательной струк-
туре I порядка, дал возможность выявить ряд интересных
черт, указывающих на существование здесь крупного подня-
тия - Мелекесского палеосвода [11]. Именно такой подход к
трактовке геологической истории позволяет объяснить, по-
чему нижний битумоносный комплекс (отложения сакмар-
ского яруса), являющийся промежуточной толщей между за-
лежами нефти в карбоне и основными битумоносными ком-
плексами верхней перми и, казалось бы, менее подверженный
гипергенным процессам, характеризуется худшими свойства-
Таблица 2
Комплекс	Тектони- ческий элемент	Число	Плот- ность, I г/см3	Соде	ржание мо- порфи- ринов, мг/ЮОг	Фракционный состав, %		Содержат углеводо-	46 компонс смол	jhtob остатка смол	1 выше 200 °C, % ПлАлП!	1		Содержа- ние в
		проб		S,%		И к -200 °C	н.к. -350 °C	родов (масел)	бензоль- ных Б	uiivtpiu* бензольных СБ	ХБ+СБ	тенов	I нафтидов, %
Казанский	Восточный борт Мелекесской впадины (Аканское, Горское и другие месторождения)	Нафтиды, добытые из скважин											
		5	0,979	4,1	99,8	7,4	(16,0	553			21,5	14,8		33,2	11,7		-
		Экстракты из битумсодержащих пород											
		4	0,989	5,4	106,8	0	6.6				49,0	21,8	14,0	35,7	15,3	1 7,2
	Западный борт Мелекесской впадины (Сюкеевское, Улеминское месторождения)		Экстракты из битумсодержащих пород			_												
		Ниже уреза воды											
		3	-	5,9	26,5	0	0		45,0	21,5		12,3	33,7	21,2	_ 2J
						Выше уреза воды 								
		4	0,976	4,9	55,6	0	0	59,3		19,9	12,6	32,5	8,2	5,3
		Из приповерхностной части разреза												
		1	I .	' 4,8		0 			0	8,8	19,6	9,8	29,4	61,8	3,8
Уфимский	Западный склон Южно- Татарского свода (Ашальчинское, Шугуровское, Сугушлинское и другие месторождения)	Нафтиды, добытые из скважин											
		11	0,972 I 3,9			70,2	2,8		19,6	57,8	22,0			14,7 Г 31,7		10,2	- .
		Экстракты из битумсодержащих пород											
		Ниже уреза воды											
		7	, 0,968	4,1	101,1				1 0	15,4	58,7	18,4	14,6		33,0	8,3	11,1		
		Выше уреза воды (выходы на поверхность) I											
		3	1,000	3,9 । 38,2	0			8,0	29,1	I 16,8 ।	25,5	42,3	25,7	5,4
Сакмарский	Западный склон Южно- Татарского свода (Шугуровское и другие месторождения)	Нафтиды, добытые из скважин											
		3	1,017	I 4,6	80,8	0,4	9,8	42,8	28,4	17,1	45,5	11,7	-
30	03’2012
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
ми битумов (см. табл. 2). Очевидно, из-за интенсивного воз-
дымания территории в послесакмарский период уже про-
исходило разрушение залежей нефти в нижнепермских обра-
зованиях, о чем свидетельствуют находки в отложениях сак-
марского яруса закированных обломков пород внутри карбо-
натно-глинистой брекчии [12].
Особенности развития данной части территории Татарстана
привели к глубокой денудации нижнепермской толщи и в ряде
районов к почти полному уничтожению в ней сульфатных
пород-покрышек. Отмеченное позволило сделать вывод о нали-
чии самостоятельного раннепермского этапа формирования и
разрушении нефтяных залежей в верхнепалеозойских отложе-
ниях [12], т.е. для нафтидов сакмарского яруса Мелекесской впа-
дины это своего рода (по С.С. Эллерну) зона аконсервации. В
связи с указанным битумы, заполняющие в основном трещины
и каверны в известняках и доломитах сакмарского яруса (глу-
бина их залегания 200-300 м), имеют самые высокие плотность
(1,017-1,048 г/см3), вязкость (600-800 Па-с) и относятся к клас-
су асфальтов. На юго-восточном склоне Южно-Татарского
свода, где палеогеографические условия в нижнепермское
время способствовали формированию мощных и выдержанных
по простиранию пород-покрышек, представленных ангидрита-
ми, гипсами, иногда каменными солями (Р.Х. Масагутов, 1999 г.),
нефти в сакмарско-артинских коллекторах по физическим
свойствам и углеводородному составу близки к нефтям нижне-
го карбона (И.М. Акишев и другие специалисты, 1979 г.; И.А. Ла-
рочкина и другие специалисты, 1999 г.; В.К. Утопленников и
другие специалисты, 2002 г.; Р.З. Мухаметшин и другие специа-
листы, 2005 г.).
Наличие литологического экрана (глины татарского яруса)
над верхним казанским комплексом предопределило его биту-
моносность в современных границах Мелекесской впадины.
Однако в послепермский период вследствие неглубокого зале-
гания казанских отложений в наиболее приподнятой части
Мелекесского палеосвода происходило разрушение нефтяных
залежей, что обусловило образование мальт и асфальтов [И].
Имеются примеры, когда из нижне- и верхнепермских отложе-
ний западного склона Южно-Татарского получены притоки
нафтидов, которые по физико-химическим характеристикам
сходны с нефтями среднего карбона [13]. Однако это связано с
активизацией разрывных нарушений осадочного чехла в аль-
пийскую фазу тектогенеза (Р.З. Мухаметшин, Г.П. Каюкова,
2000 г.; Р.З. Мухаметшин и другие специалисты, 2004 г.). Текучие
(подвижные) битумы в виде сверхвязкой нефти и мальты
встречаются преимущественно в высокопористых терриген-
ных коллекторах уфимского яруса, которые залегают на глуби-
не до 150-200 м на западном склоне Южно-Татарского свода
Здесь сосредоточены основные запасы гипергенно изменен-
ных нафтидов, являющихся первоочередным объектом разра-
ботки пермских битумов Татарстана скважинным способом
Этому способствовали следующие факторы: наличие коллек-
торов в шешминских образованиях; выдержанная (за исключе-
нием речных долин) покрышка в виде «лингуловых глин»; про-
цессы миграции нефти на восток при опускании сопредельной
территории Мелекесской впадины в неогеновый период.
Высокая вязкость пермских битумов препятствует их из-
влечению традиционными методами, применяемыми при
разработке нефтяных месторождений Планировалось
(Р.Р. Ибатуллин, 2004 г.), что после 2015 г. извлечение сверх-
вязких нефтей будет компенсировать снижение добычи тра-
диционной нефти в республике, чему способствуют неболь-
шие глубины залегания нафтидов. Для этого имеются предпо-
сылки в виде успешного внедрения ОАО «Татнефть» новых
технологий, апробируемых на Ашальчинском месторожде-
нии. Важным, в том числе с экономической и экологической
точек зрения, является комплексное использование в каче-
стве сырья пермских нафтидов (Ю.В. Ракутин и другие спе-
циалисты, 1997 г.). Для более полного извлечения металлов
целесообразна схема территориального и технологического
совмещения добычи и переработки сверхвязкой нефти и би-
тумов (М.Д. Белонин и другие специалисты, 1990 г.; В.П. Яку-
цени и другие специалисты, 1994 г.). Уникальный состав вана-
диеносных природных битумов, позволяющий наряду с дру-
гими продуктами получать высокоиндексные и низкозасты-
вающие масла (Г.П. Каюкова, 1999 г.), требует специальных
технологий глубокой переработки.
Следует особо отметить, что теплохимические методы
(такие как метод внутрипластового горения) при выработке
запасов ванадиеносных нафтидов не приемлемы вследствие
значительных потерь металлов в пласте [14] и возможного
попадания V и Ni в вышезалегающие водоносные горизонты,
используемые для водоснабжения населения. Эксперимен-
тальными исследованиями различных модификаций внутри-
пластового горения выявлена миграция в водную фазу раз-
личных микроэлементов, в частности, V, Ni, Сг, Со. Так, в до-
бытую водную продукцию из нефти мигрирует до 59 % V, со-
держащегося в исходном объеме нефти, насыщающей модель
пласта. Анализ проб пластовых вод со скважин, расположен-
ных на участке внутрипластового горения месторождения
Каражанбас, также показал наличие в них V и других микро-
элементов (Т.В. Хисметов, 1992 г.).
Поскольку тяжелые нефти и природные битумы представ-
ляют экологическую опасность из-за накопления в них ток-
сичных микроэлементов [9], использование продуктов их пе-
реработки в качестве сырья для дорожного строительства,
очевидно, должно ограничиваться месторождениями, на ко-
торых продуктивная толща залегает в приповерхностных
условиях и где содержание таких микроэлементов как V и
особенно Ni резко снижается. В этом плане важны проведен-
ные в ИОФХ КазНЦ РАН и ИГиРГИ исследования, которые
подтвердили, что экстрагированное органическое вещество
из образцов битумоносных пород пермского возраста Спи-
ридоновского (песчаник из уфимских отложений, обнаже-
ние) и Бурейкинского (карбонатно-терригенная порода ка-
занского яруса из скв. 7064, глубина 343-350 м) месторожде-
ний представляет собой нефти, подвергшиеся активному воз-
действию гипергенных процессов: в их составе низкое содер-
жание масел и высокое - смол и асфальтенов. В то же время
они различаются тем, что в первом случае повышено содер-
жание асфальтенов (соответственно 52 % и 21 %) при крайне
низком содержании масел (8 %). Кроме того, отмечается низ-
кое содержание порфиринов (8,2 мг/100 г) и серы (2,4 %), что
соответственно в 11,6 и в 2,7 ниже, чем в породе из скв. 7064.
Это свидетельствует об активном протекании окислительных
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 03’2012	31
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Список литературы
1.	Якуцени С.П. Экологические проблемы при
освоении и разработке нефтяных месторожде-
ний//Геология нефти и газа. - 2000. - № 1 - С 56-59
2.	Белонин М.Д., Шумейкин С.А., Якуцени В.П. Ком-
плекс мер, стимулирующих разработку место-
рождений с трудноизвлекаемыми запасами и па-
дающей добычей Ц Геология, геофизика и разра-
ботка нефтяных и газовых месторождений. - 2004
- № 6. - С. 39-46.
3.	Пунанова С.А, Чахмахчев В.А. Эксперимен-
тальные исследования преобразования микро-
элементного состава нафтидов при процессах их
миграции, катагенеза и гипергенеза // Модели-
рование нефтегазообразования. - М.: Наука,
1992.-С.119-124.
Геологический разрез Сугушлинского месторождения битумов (по данным Э.М. Хали-
мова, И.М. Акишева, П.С. Жабревой и других исследователей, 1983 г.):
1 — выходы битумоносного пласта; 2— поверхность водобитумного контакта, 3— песчаники
с массовым содержанием битумов не более 5 %; 4 — не охарактеризованная керном часть
разреза, 5 — алевролиты; 6 — песчаники; 7 — залежи битумов; 8 — рассеянные битумопро-
явления
процессов в приповерхностных условиях залегания битумо-
носных песчаников (как, например, на аналогичном по
строению Сугушлинском месторождении) Спиридоновского
месторождения (см. рисунок), что доказано также существен-
ными различиями стеранов в их составе (Г.П. Каюкова и дру-
гие специалисты, 2000 г.).
Аналогичные примеры имеются и в ТПП Так, залежь Усть-
Войского месторождения, запасы битума которого только для
открытой выработки по оценке Б.А. Клубова составляют
272 млн. т, представлена битумоносными кварцевыми песчани-
ками. Генетически, так же как и многие другие скопления биту-
мов в этой ванадиеносной провинции, Усть-Войское место-
рождение - это разрушенная крупная нефтяная залежь в пе-
риод пермского (предкунгурского) регионального подъема.
Современные наносы маломощные, их толщина измеряется
единицами метров. Битумоносность песчаников невысокая, в
среднем - 2-3 %, содержание V весьма низкое - 10 г/т [9].
Таким образом, детальное исследование геохимических
особенностей гипергенных ванадиеносных нафтидов место-
рождений Республики Татарстан и тектоно-геологических
предпосылок образования и преобразования их скоплений
показало, что наряду с физико-химическими свойствами
сверхвязких нефтей и природных битумов технология их до-
бычи должна учитывать высокое содержание токсичных мик-
роэлементов (V, Ni). Для их более полного извлечения и
уменьшения экологической нагрузки на окружающую среду
необходима комплексная переработка такого углеводородно-
го сырья, как гипергенно преобразованные нафтиды нефте-
битумоносных комплексов пермской системы.
4.	Чахмахчев В.А, Пунанова С.А. Аосицкая И.Ф
Геохимия микроэлементов в нефтегазопоисковой
геологии Ц ОИ: Сер. Нефтегазовая геология и гео-
физика. - 1984. - Вып.11(70). -56 с
5.	Гольдберг И.С. Природные битумы СССР (Зако-
номерности формирования и размещения). -
А.: Недра, 1981. - 195 с.
6	Грибков В.В. Один из возможных природных процессов обо-
гащения нефтей ванадием. В сб. Попутные компоненты неф-
тей и проблемы их извлечения. - А.: ВНИГРИ, 1989. - С. 28-39
7.	Пунанова С.А., Виноградова Т.А. Геохимические особенно-
сти гипергенно преобразованных нефтей // Геология, геофи-
зика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -
2011 -№ 10. - С. 27-30.
8	Пермские битумы Татарии / Под ред. В.И.Троепольского -
Казань: Казанский университет, 1976. - 212 с.
9.	Якуцени С.П. Распространенность углеводородного
сырья, обогащенного тяжелыми элементами-примесями
Оценка экологических рисков. - СПб: Недра, 2005. - 372 с.
10.	Geochemistry of Permian Bitumen from Tatarstan / G.P.Kayu-
kova (et al.)// 7th UNITAR International Conference on Heavy
Crude and TarSands, Beijing, China, October 27-30 1998: Proce-
edings. - Vol. 2. - P. 1567-1578.
11.	Аобов В А. Мелекесский палеосвод и нефтеносность Уль-
яновского Поволжья // Тр. ин-та/Геологический институт (Ка-
зань). - 1970. - Вып. 30. - С. 257-266.
12.	Павлов П.Д., Войтович Е.Д., Матросов В.М. Особенности
геологического строения и битуминозность карбонатных
коллекторов нижней и верхней перми по данным структурно-
го бурения в Татарии//Нефтеносность карбонатных коллек-
торов палеозоя Татарии. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 1975. -
С 209-224.
13.	Акишев И.М. К вопросу о нефтях и природных битумах
пермских отложений Татарской АССР // Тр. ин-та/ТатНИПИ-
нефть. - 1987. - Вып.60. - С. 74-77.
14.	Губницкий В.М. Природные битумы, состояние ресурсов -
особенности освоения - возможности использования // Гео-
логия нефти и газа. - 1997. - № 2. - С. 14-18.
32	03’2012
10-й РОССИЙСКИЙ
НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОНГРЕСС
в рамках выставки «Нефтегаз 2012»
RPGC
26-28
июня 2012
Россия « Москва
CHNICAl PXOGRAMMt 5РОЧЯЭ*$
ВЕДУЩИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ
КОНГРЕСС РОССИИ
ITE MOSCOW
+7 (495) 935 7350, 788 5585
oil-gas@ite-expo.ru
ITE GROUP PLC
+44 (0) 207 596 5000
oilgas@ite-exh ibitions com
www.mioge.ru
www.mioge.com
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 553.98.061.32
© А.В. Растегаев, В.П. Галкин, А.Н. Аношкин, 2012
Прогноз слабодренируемых участков пласта БС102-3
Тевлинско-Русскинского месторождения
по геолого-геохимическим показателям
А.В. Растегаев, д.г.-м.н., В.И. Галкин, д.г.-м.н.,
А.Н. Аношкин, д.т.н.
(Пермский национальный исследовательский
политехнический университет)
Forecast of poorly drained sites within BS102*3 reservoir of Tevlinsko-Russkinskoye field
by geological and geochemical indices
A.V. Rastegaev, V.l. Galkin, A.N. Anoshkin (Perm National Research Polytechnic University, RF, Perm)
A statistical analysis of geological and geochemical indices within the learning sample is carried out. It is stated that
the active zones differ from poorly drained sites by a number of indices, a Multi-dimensional geological and mathe-
matical model of active zones forecasting is developed. By the given model data the calculations are executed and
forecast map for the BS102'3 reservoir of Tevlinsko-Russkinskoye field is constructed.
Ключевые слова: нефть, месторождение, геолого-геохимические показатели, активные зоны,
слабодренируемые участки, прогнозная модель
Адрес для связи: gng@pstu ru
Ранее было установлено [1], что в пределах пласта БС1()М
Тевлинско-Русскинского месторождения имеются слабо-
дренируемые участки, характеризующиеся пониженной
выработкой запасов. Данные участки хорошо выделяются по гео-
лого-геохимическим показателям [1], что является предпосылкой
для их прогноза с использованием статистических методов.
На первом этапе исследуем геологические показатели, а также
некоторые геохимические характеристики нефти - отношения
межалкановых пиков (ОМП) нефтей в диапазоне иС7 - иСн.
Были проанализированы первые 11 отношений межалкановых
пиков (Л, В, С D, Е, F, G, Н, 1J, К). Для разработки моделей созда-
ли обучающую выборку, включающую данные по скважинам, рас-
положенным в застойных и активных зонах, выделенных по кар-
там суммарных отборов. Скважины обучающей выборки, находя-
щиеся в застойных зонах, отнесем к классу 1, скважины, приуро-
ченные к активным зонам - к классу 3.
Основные статистические характеристики ОМП приведены в
табл. 1. Из нее видно, что из 11 анализируемых ОМП средние
значения статистически не отличаются по критерию t только для
Л и у. Максимальные различия средних значений наблюдаются
по ОМПВ.
Определив информативные ОМП,
можно построить модели прогноза актив-
ных и застойных зон с использованием
следующей методики. По значениям ОМП
составляется уравнение линейной дискри-
минантной функции (ЛДФ), для каждой
скважины эталонной выборки рассчиты-
ваются значения ЛДФ, по которым стро-
ятся гистограммы и вероятностная кривая.
Аналитическое выражение вероятностной
кривой для расчета комплексной веро-
ятности прогноза активных зон
P(Z0Mn) = 0,5333-0,3381Z-0,0124Z2+0,0205Z3,	(1)
WZ= -18,1738 + 2,5353С-О,4159£ + 27,1531/’ - 1,3375/7 +
+ 0,5672/ + 0,3336/С при коэффициенте корреляции R = 0,85 и
критерии Пирсона х2 = 69,2.
В уравнении (1) использованы не все показатели из-за их раз-
личных информативности и корреляции между собой.
По созданной математической модели для всех исследуемых
скважин была вычислена вероятность принадлежности к актив-
ным зонам. Затем были изучены некоторые геологические пока-
затели в пределах активных зон и слабодренируемых участков.
Были проанализированы следующие показатели: общая толщина
пласта Мо6щ, песчаников Л/псс, глин Л/17Р нефтенасыщенная Л/нн,
число песчаных Nntc глинистых Nin прослоев; число пачек Апач.
общее число пачек и прослоев Nna4+lip; коэффициенты песчани-
стости К1кс проницаемости &пр, пористости А*пор, минимальное
К min и максимальное К тах значения коэффициента пори-
стости; коэффициент нефтенасыщенности Кнн; интегрирован-
ный коэффициент неоднородности абсолютные отметки
залегания кровли пласта Нкр Обучающая выборка была создана
по тем же скважинам, что и в предыдущем случае.
Таблица 1
ОМП		Класс 1			I	Класс 3			I Критерий I Стыодента *	Доверительная вероятность р
	Среднее значение	Стандартней отклонение	Среднее значение	Стандартное отклонение		
А	0J47	0,045	0,633	0,082	0,812	0,4202
В	1,498	0,096’	1,682	0,076	-8,070	0,0000"
~С	0,906	0,087	0,729	0,116	6,532	0,0000
_D	1,733	0,221	J2_2,299	J?’272	-8,693		0,0000 _
_Е_	_J,369	0,395	1,615^	0,229	-2,901	0,0053
F	__0,691	0,038	0,590	0,028	_П,355	0,0000
_G_		1,264	0,827	0,860	0,050	2,623	0,0112	
Н		Ц243	6156	1,080	_ 0132_	4,293		0,0001
I	__0,674		Л151		0,541		0,095	4,002		0,0002 __
J		1,280	_0,116			1312_	0,107	-1,088		0,2815
К	1,768	0,334	1,509	0,329	2,971	0,0044
34	03’2012 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Основные статистические характеристики геологи-
ческих показателей приведены в табл. 2. Из нее видно,
что из 16 анализируемых геологических показателей
средние значения по критерию t статистически не от-
личаются только по7Угл, Л^пач+пр, Аин, Анн. Максималь-
ные различия средних значений наблюдается по Мпес.
По информативным геологическим показателям
составлено уравнение ЛДФ, для каждой скважины
эталонной выборки рассчитаны значения ЛДФ, по
которым построены гистограммы и вероятностная
кривая. Аналитическое выражение вероятностной
кривой для расчета комплексной вероятности про-
гноза активных зон
P(Z,) = 0,4964-0,291Z,+O,OOO7Zr2+O,O131ZIA	(2)
где Z, = 7,8752 -0,1783Мпес + 0,05664^ +
+ 0,079Л;сс + 0,039SW - 0,0177Л'п;|ч - 32,5179К-
- 16,9172К-пор П1ах - О,О562МНП при R = 0,74, х2 = 50,5.
По прогнозной модели были вычислены значения
вероятностей P(Zr) для тех же скважин, для которых
были рассчитаны вероятности P(Z0MI1). Корреляционное поле
между P(Zr) и P(Z0Mn) представлено на рис. 1.
Из него видно, что вероятности P(Zr) и P(Z0MI1) слабо согла-
суются, хотя коэффициент корреляции, равный 0,43, является
статистически значимым, что обусловлено в основном значи-
тельным числом точек в пределах корреляционного поля при
P(ZOMn)<0,2 и ПРИ ^омп)>0А где P(Zr) варьирует достаточно
сильно. В интервале изменения P(Z0MI1) от 0,2 до 0,8 плотность
точек значительно ниже, и они характеризуются относительно
близким диапазоном изменения.
Для комплексного учета геологических и геохимических
показателей при прогнозе активных зон, слабодренируемых
участков и останцов применим метод условных комплексных
вероятностей. Возможность использования данного метода
для решения аналогичных задач обоснована в работах [2-6].
Математическая модель расчета условных комплексных веро-
ятностей отнесения к активным зонам имеет следующий вид:
р	'УЗ'/Уомп)
По формуле (3) были вычислены значения Рукв для всех ис-
следуемых скважин.
Проанализируем корректность прогнозных моделей на экза-
менационной выборке из 100 скважин, расположенных в актив-
ных зонах в различных блоках разработки. Для скважин выбор-
ки были рассчитаны вероятности отнесения к активным зонам и
условные комплексные вероятности.
Из табл. 3 видно, что по P(Z0MI1) неверно классифицированы
18 скважин, причем 6 из них находятся в интервале вероятно-
стей 0,4-0,5. Правильность распознавания экзаменационной вы-
Таблица 2
Показатель	Класс 1		Класс 3		t	р
	Среднее значение	Стандартное отклонение	Среднее | значение	Стандартное I отклонение		
Miec	20,7	11,8	42,9	16,0	6,609	_0Д)00
Мп	26,8	23,6	18,0	10,9	-2,005	0,0489
М>бш	47,5	25,5	60,9	14,5	2,694	' 0,0089
	49,6	22,9	69,5	20,7	3,820	Г 0,0003
ли	19,6	10,2	38,1	21,3	4,631	0,0000
Nrn	11,0	6,9	12,2	6,9	0,710	0,4800
Чая	3,9	1,9	6,1	3,0	3,764	0 000^
N ' ¥пая+пр	13,3	6,9	14,1	6,1	0,495	0,6224
Кор	0,18	0,014	0,19	0,013	2,753	0,0076
Кор mm	0,16	0,008	0,15	0,008	-2,076	0,0416
Кортах	0,22	0,021	0,23	0,014	3,211	0,0020
к,-	4,20	4,28	4,09	2,76	-0,129	,0,8979
Кр	65,67	92,01	90,71	70,27	1,279	0,2051
Км	0,53	0,11	0,56	0,10	1,114	0,2691
Ml и	13,5	6,8	26,3	14,6	4,692	0,0000
"кр	-2375,9	31,8	-2357,5	28,8	2,543	0,0133
Р(*омп)
Рис. 1. Корреляционное поле между P(Zr) и Р(?омп)
борки составляет 82 %. При этом отметим, что максимальное
число скважин характеризуется значениями P(ZOM11) более 0,7,
что составляет 65 % выборки. По вероятности P(Z() неверно клас-
сифицированы 25 скважин, правильность распознавания ниже,
чем в предыдущем случае и равна 75 %, однако число скважин в
интервале неопределенности 0,4-0,5 составляет 9, причем для
большей части из них вероятность имеет значения 0,48-0,49. По
вероятности Рукв неверно классифицированы всего пять сква-
жин. Точность распознавания в данном случае самая высокая и
равна 95 %. В данном случае наблюдается увеличение числа сква-
жин в интервалах с ростом
Таблица 3
Вероятность	Число скважин в интервалах вероятностей									
	0-0,1	0,1 -0,2	0,2-0,3 !	0,3-0,4	0,4-0,5	0,5-0,6	0,6-0,7	0,7-0,8	} 0,8-0,9 |	0,9-1,0
Р(4мл)	1	3	3	5	6	7	10	14	50	1
Р(4)	1	3	5	7	9	33	22	12	5	-
Р/кв	-	-	-	1	4	9	10	8	26	42
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
35
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГА РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Рис. 2. Вероятностная карта прогноза активных зон и слабодренируе-
мых участков
Таким образом, выполненный анализ обучающей и экзамена-
ционной выборок свидетельствует, что разработанные прогноз-
ные модели можно применять для прогноза активных зон и сла-
бодренируемых участков в пределах пласта БС1()2'3 Тевлинско-
Русскинского месторождения.
На вероятностной карте прогноза активных зон и слабодре-
нируемых участков (рис. 2) слабодренируемые участки и застой-
ные зоны характеризуются комплексной вероятностью менее
0,5. Все они расположены в южной части месторождения. В пре-
делах активных зон, которые характеризуются комплексной ве-
роятностью более 0,5, средние дебиты нефти (22,12 т/сут) прак-
тически в 2 раза больше, чем на слабодренируемых участках
(12,13 т/сут).
Список литературы
1	. Скачек К.Г., Растегаев А.В., Мордвинцев М.В О возможности
выделения активных зон и застойных участков по геолого-геохи-
мическим показателям в пределах пласта БС102'3 Тевлинско-
Русскинского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2012. -
№2.-С. 2-4.
2	Исследование влияния геолого-технологических показателей
на эффективность гидроразрыва пласта (на примере Повхов-
ского месторождения - пласта БВ8)/С.А Иванов, К.Г. Скачек,
В.И. Галкин (и др.)// Геология, геофизика и разработка нефтяных
и газовых месторождений. - 2009. - № 10. - С. 42-45.
3	Прогнозная оценка нефтегазоносности структур на террито-
рии Соликамской депрессии/В.И. Галкин, А.В. Растегаев,
И.А. Козлова (и др.)//Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 7 -
С. 4-7.
4	. Оценка точности определения прогнозных запасов нефти в
пределах Соликамской впадины/А.В Растегаев, В.И Галкин,
И.А. Козлова (и др.) // Нефтепромысловое дело. - 2010 - № 7. -
С. 8-11.
5	. К методике оценки перспектив нефтегазоносности Соликам-
ской депрессии по характеристикам локальных структур/В.И
Галкин, И.А. Козлова, А.В. Растегаев (и др.)//Нефтепромысловое
дело. - 2010. - № 7. - С. 12-16.
6	Иванов С.А., Растегаев А.В., Галкин В.И. Анализ результатов
применения ГРП (на примере Повховского месторождения
нефти) // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 7. - С. 54-57.
36	03 2012 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Московские нефтегазовые конференции
Ежегодные встречи нефтяников и газовиков
22 мая 2012
НЕФТЕГАЗСТРОЙ
Строительство в нефтегазовом комплексе
Формирование цивилизованного рынка в нефтегазовом строительстве,
практика выбора инжиниринговой организации, строительного
подрядчика, расширение использования отечественных компаний -
основные проблемы, рассматриваемые на конференции "Нефтегазстрой"
18 сентября 2012 НЕФТЕГАЗОПЕРЕРАБОТКА
Модернизация производств для переработки
нефти и газа
Увеличение глубины переработки сырья и введение новых экологических
стандартов требуют реконструкции действующих мощностей. На
конференции обсуждается практика работы с инжиниринговыми
компаниями, а также модели управления инвестиционными проектами
18 октября 2012 НЕФТЕГАЗСЕРВИС
Нефтегазовый сервис в России
Традиционная площадка для встреч руководителей геофизических,
буровых предприятий, а также компаний, занятых ремонтом скважин.
Подрядчики в неформальной обстановке обсуждают актуальные вопросы
со своими заказчиками - нефтегазовыми компаниями
6 декабря 2012 НЕФТЕГАЗШЕЛЬФ
Оборудование для работы на шельфе
Заказчиками выступают ОАО "Газпром", НК "Роснефть", НК "ЛУКОЙЛ" и ряд
иностранных компаний. На конференции "Нефтегазшельф" представлены
также фирмы Норвегии, США и Великобритании, имеющие большой
практический опыт работы на нефтегазовом шельфе
14 марта 2013 НЕФТЕГАЗСНАБ
Снабжение в нефтегазовом комплексе
Участники конференции "Нефтегазснаб" - руководители служб МТО
нефтегазовых компаний. Специалисты обсуждают конкурсы, организацию
закупочной деятельности, приемку оборудования, процедуры отбора
поставщиков, создание баз данных
Телефоны: (495) 514-44-68,514-58-56; факс: (495) 788-72-79; info@n-g-k.ru
Новые встречи - новые возможности!
n-g-k.ru
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 551.7
© Н.Г. Нургалиева, 2012
Микрофации, петрофизика и секвенс-стратиграфический
каркас карбонатных нефтеносных отложений
кизеловского горизонта
Н.Г. Нургалиева, д.г.-.м.н.
(Казанский федеральный университет)
Microfacies, petrophysics and sequence-stratigraphic frame
of carbonate reservoir rocks of Kizelovskian formation
N.G. Nurgalieva (Kazan Federal University RF Kazan)
In present paper the Kizelovskian formation on Southern slope of Tatarian Dome has been studied in terms of carbon-
ate microfacies, petrophysics and sequence-stratigraphy to reveal the influence of facial structure on reservoir prop-
erties distribution. It was determined the cyclic composition of microfacial association that is typical for progradating
system tract within carbonate ramp.
Ключевые слова: карбонатные микрофации, кизеловский горизонт, секвенс-стратиграфия.
Адрес для связи: nouria.nourgalieva@ksu.ru
Геологические модели коллекторов основываются на резуль-
татах наблюдений, выраженных в терминах моделей осад-
конакопления и секвенсов. Количественные параметры
этих моделей и интерпретируемая геологическая информация
связаны со структурно-текстурными свойствами пород, так как
фундаментальным фактором, влияющим на петрофизические
свойства, является структура породы и пор.
В мировой науке и практике широко применяются классифика-
ции Данхема [1] Шокета и Прея [2], Лусиа [3], основанные на гене-
зисе порового пространства и степени его структурированности,
обусловленной структурой слагающих зерен (форменных элемен-
тов) и каверново-трещинной пористостью.
Петрофизическое моделирование включает привязку струк-
турно-текстурных особенностей к петрофизическим парамет-
рам, реконструкцию процессов формирования структурно-текс-
турных характеристик и выявление петрофизически значимых
структурно-текстурных типов внутри стратиграфических и сек-
венс-стратиграфических границ [4].
В данной статье представлено исследование структурно-текс-
турных, петрофизических и секвенс-стратиграфических особен-
ностей карбонатных пород кизеловского горизонта турнейского
яруса на примере одной скважины южного склона Южно-Татар-
ского свода (северо-восток Оренбургской области).
Объект и результаты исследований
Был исследован керн из скважины, расположенной в Матве-
евском районе Оренбургской области. Керн был отобран из ин-
тервала 1947-1959 м, принадлежащего кизеловскому горизонту
турнейского яруса нижнего карбона (пласт-коллектор Tj [5]), к
которому относится большинство залежей Оренбургской обла-
сти в пределах франско-турнейского нефтегазоносного ком-
плекса. Пласт-коллектор Т} представлен органогенными извест-
няками карбонатной платформы, среди которых преобладают
детритовые, детритово-комковатые и комковатые разности, в
различной степени перекристаллизованные [5]. Отмечаются тон-
кие прослои глинистых и битуминозно-глинистых карбонатных
пород и доломитов. Прослои пород-коллекторов сложены орга-
ногенными известняками с более крупными форменными части-
цами, в которых более интенсивно прошел процесс выщелачи-
вания с образованием пор и каверн. Пласт Tj повсеместно пере-
крыт региональной покрышкой, представленной глинистыми
породами елховского горизонта, и местами пачкой битуминоз-
ных и глинисто-битуминозных пород, залегающих в кровле тур-
нейского яруса.
В исследуемой скважине пласт-коллектор характеризуется
фациальным и петрофизическим строением (рис. 1), установ-
ленным по данным лабораторных определений фильтрационно-
емкостных свойств (ФЕС) и микроскопии (рис. 2) образцов
керна, отобранных с интервалом 0,2 м. В разрезе скважины вы-
деляются четыре зоны карбонатных нефтеносных микрофаций
(см. рис. 2):
-	1947-1950 м - грейнстоуны с межчастичной (структуриро-
ванной) и каверновой (неструктурированной) пористостью с
трещинами;
-	1950-1953 м - пакстоуны с зернистой структурой и грейн-
стоуны с выраженными вторичными явлениями (кальцитизаци-
ей, трещиноватостью, образованием стилолитовых швов), кроме
повсеместной межчастичной пористости, отмечается внутри-
кристаллическая, внутриформенная и каверново-трещинная не-
структурированная пористость;
-	1953-1956 м - преимущественно пакстоуны с зернистой
структурой с межчастичной и каверновой пористостью; харак-
терны интенсивная переработка зерен и форменных элементов
и вторичная кальцитизация;
-	1956-1959 м - пакстоуны с зернистой структурой и вакс-
тоуны; помимо повсеместной межчастичной пористости, отме-
чается каверновая (каверново-трещинная) пористость.
Особенностями выделенных микрофаций являются отсутствие
глинистых минералов в составе пород и развитие преимуществен-
но зернистых разностей. Для этих разностей характерна межча-
стичная (структурированная) и каверновая (неструктурированная)
пористость изолированного и взаимосвязанного типов по класси-
38
03’2011
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Рис. 1. Данные керн - ГИС по исследуемой скважине
фикации Лусиа [3], обусловленная как сменой струк-
турно-текстурных типов карбонатных пород, так и
вторичными процессами (см. рис. 2). Роль каверно-
вой пористости взаимосвязанного типа наиболее
значительна в двух верхних карбонатных микрофа-
циях (см. рис. 2, а, б).
Интерпретация полученных результатов
Установленный вертикальный ряд карбонатных
микрофаций указывает на возрастание энергии среды
осадконакопления, характерное для проградирующей
системы карбонатного осадконакопления. Биогенная
компонента представлена остатками раковин фора-
минифер, двустворчатых моллюсков, мшанок Вто-
ричное выщелачивание активно происходило прежде
всего в первичном арагоните фоссилий, метасомати-
чески замещенном кальцитом. Это видно по скелет-
ным остаткам фораминифер и мшанок с внутренни-
ми полостями от растворенного арагонита в образцах
(см. рис. 2, а, б). Процессы выщелачивания и кальци- Рис. 2. Фото шлифов образцов керна при скрещенных николях (черное - пустотное про-
странство):
а, б, е, г - карбонатная микрофация на глубине соответственно 1947-1950,1950-1953,1953-1956
и 1956-1959 м, F - гранулированные фоссилии; Са - вторичный кальцит; St - стилолит
тизации, вероятно, происходили уже на стадиях диа-
генеза и в начале катагенеза при смене режима pH.
Трещины и стилолиты, неконформные первичной
зерновой структуре осадка и пересекающие элементы
выщелачивания и кальцитизации (см. рис. 2, а, г), по-видимому до-
минировали на поздних стадиях катагенеза и на более поздних эта-
пах существования пород при активизации геодинамического режи-
ма. Отсутствие глинистых минералов в составе пород указывает на
первично чисто известковый ил, обеспеченный жизнедеятель-
ностью бентосных фораминифер, мшанок, моллюсков, водорослей.
Такой тип осадков характерен для карбонатной рампы [6].
Рассмотрим связь параметров керн - ГИС для выяснения ин-
формативности представленных на рис. 1 методов каротажа для
выделения структурно-текстурных особенностей и фаций.
Гамма-каротаж (ГК) применяется дня измерения концентрации
элементов с естественной радиоактивностью: урана, калия и тория.
Калий и торий содержатся в минералах, представляющих собой не-
растворимый остаток в карбонатных и обломочных породах и в гли-
нах Уран чаще всего является продуктом диагенеза. Предполагается,
что количество нерастворимого остатка обратно пропорционально
энергии течения жидкости, карбонатные фации коррелируются с
энергией течений и, таким образом, с калиевым и ториевым излуче-
нием. Грейнстоуны и пакстоуны с зернистой структурой обычно об-
разуются в высокоэнергсгических обстановках и отличаются низ-
кой гамма-активностью в отличие от глинистых пакстоунов, ваксто-
унов и мадстоунов, отлагающихся в обстановках с низким энергети-
ческим уровнем и имеющих повышенную гамма-активность.
В рассматриваемом разрезе наблюдается снижение гамма-ак-
тивности от грейнстоунов к вакстоунам, что при установленной
преимущественно зернистой структуре пород указывает, по-види-
мому, на значительное содержание постседиментационного
урана, подавляющее содержание седиментационных калия и
тория, что не позволяет в данном случае считать кривую ГК ин-
формативной для фациального анализа.
Нейтронный гамма-каротаж (НГК) основан на облучении поро-
ды «быстрыми» нейтронами и регистрации вызванного этим облу-
чением гамма-излучения. Показания НГК зависят от поглощающей
способности среды, определяемой в первую очередь хлоро- и во-
дородосодержанием. В карбонатных породах хорошо дифферен-
цируются плотные и пористые разности. В рассматриваемом слу-
чае (см. рис. 1, 2) грейнстоуны и пакстоуны характеризуются как
наиболее пористые структурные разности, что указывает на высо-
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2011
39
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
кую информативность метода НГК с точки зрения
связи параметров керн - ГИС.
Более четко дифференциация карбонатных микро-
фаций осуществляется по петрофизическим свойствам
(см. рис. 1). Коллекторские свойства закономерно улуч-
шаются в направлении разностей, формировавшихся в
седиментационных средах с более высокой энергией
(в данном случае в направлении от вакстоунов к грей-
нстоунам). Коэффициент аппроксимации R* 1 2 * 4 5 * зависимо-
сти между7 структурно-текстурным типом породы и пет-
рофизическим параметром имеет наибольшие значе-
ния для пористости и нефтенасыщенности. Проницае-
мость характеризуется меньшим значением R2 из-за ме-
тодических сложностей ее определения по сечениям не-
Рис. 3. Схема высокочастотного карбонатного секвенса с высокочастотными циклами с
проградирующей системой HST [6]:
1 - осадки приливно-отливных равнин, осадки рампа. 2 - грейнстоуны на перегибе рампа,
3 - пакстоуны и вакстоуны на перегибе рампа, 4 - илы внешнего и внутреннего рампа, 5 - гипо-
тетическое положение исследуемого разреза в данной схеме
структурированных пор (каверн, трещин) по линейному закону
Дарси, однако установленный фациальный аренд в графике вполне
сохраняется, как и д ля диаметра пор.
Пространственное распределение петрофизических при-
знаков в карбонатных осадках контролируется распределени-
ем седиментационных структур. Обнаруживается конфигура-
ция петрофизических характеристик, отвечающая мелеющему
вверх циклу, в кровле которого залегают преимущественно
грейнстоуны [6]. Этот факт лучше всего интерпретируется в
контексте секвенс-стратиграфического каркаса, который об-
разован высокочастотными циклами и секвенсами [7]. Преиму-
щественно зернистые пакстоуны и грейнстоуны обязаны
своим происхождением отложению известкового ила в высо-
коэнергетических обстановках на перегибе рампа. Подобные
обстановки реализуются в классической регрессивной мелею-
щей вверх последовательности фаций [6].
Полученное распределение карбонатных микрофаций и их
петрофизических свойств соответствует седиментационному
циклу тракта высокого стояния (HST). Для HST характерно раз-
витие хорошо сформированных седиментационных циклов,
продвигающихся в сторону суши и содержащих в кровле осад-
ки приливно-отливной равнины, подприливных лагунных
циклов, циклов, в кровле которых залегают преимущественно
зернистые пакстоуны и грейнстоуны, рифов бровки шельфа, а
также преимущественно глинистых циклов внешнего шельфа
и глубоководного бассейна. Поскольку HST определяется тем,
что понижение относительного уровня моря превосходит его
эвстатическое повышение, циклы начинают налегать на
шельф. Заполнение пространства аккомодации осадками при-
водит к тому, что приливно-отливные равнины проградируют
в сторону моря и шельфовые осадки, будучи перенесенными в
сторону бассейна, образуют клиноформные комплексы внеш-
него шельфа. Самые высокие значения проницаемости кон-
центрируются на перегибе рампа и на приливно-отливных
равнинах. В нашем случае разрез, характеризующийся после-
довательностью (снизу вверх) вакстоун - зернистый паксто-
ун - грейнстоун, может быть интерпретирован, исходя из со-
отношения состава, последовательности микрофаций и тол-
щины, как образованный на перегибе рампа, например, в
средней циклической компоненте карбонатного высокоча-
стотного секвенса [6]. Как видно на гипотетической модели
(см. рис. 3), серия высокопроницаемых зернистых фаций,
имеющих диахронную природу, отделена слоями низкопрони-
цаемых илистых осадков.
Выводы
1.	Пространственное распределение петрофизических
свойств в карбонатных породах кизеловского горизонта турней-
ского яруса связано с проградирующим вверх по разрезу типом
фациального строения пласта-коллектора Тг Структурно-текс-
турные характеристики микрофаций обусловливают соответ-
ствующее распределение петрофизических свойств, улучшаю-
щихся с возрастанием роли грейнстоунов, а также каверновой
пористости взаимосвязанного типа вверх по разрезу.
2.	Секвенс-стратиграфический каркас пласта-коллектора Т,
соотнесен с нахождением разреза в зоне перегиба рампа в про-
градирующей системе осадконакопления на этапе тракта высо-
кого стояния моря.
3.	Выделение карбонатных микрофаций и установление свя-
зей структурно-текстурных особенностей пород с петрофизиче-
скими свойствами является перспективной основой для модели-
рования петрофизически значимых зон карбонатных коллекто-
ров в турнейском ярусе.
Список литературы
1. Dunham R.J. Classification of carbonate rocks according to de-
positional texture. In: Classification of carbonate rocks according to
depositional texture. In: Classification of carbonate rocks - a sym-
posium // AAPG Mem , 1962. - №1 - C. 108-121.
2. Choquette P.W., Pray L.C. Geologic nomenclature and classifi-
cation of porosity in sedimentary carbonates // AAPG Bulletin. -
1970. - №2. - C 207-250
3 Lucia F.J Rock fabric/petrophysical classification of carbonate
pore space for reservoir characterization //AAPG Bulletin. - 1995. -
№9.-C. 1275-1300.
4. Нургалиева Н.Г., Нуриев А.Г. Секвенс-стратиграфия нефтенос-
ных визейских «врезов» Восточного борта Мелекесской впади-
ны по данным скважинных разрезов // Нефтяное хозяйство. -
2011 - №9-С. 94-98.
5. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской
области - Оренбург: Оренбургское книжное издательство,
1997.-272 с.
6 Лусиа Ф.Дж. Построение геолого-гидродинамической моде-
ли карбонатного коллектора: интегрированный подход. - М. -
Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика». Ижевский
институт компьютерных исследований, 2010. - 384 с.
7. Kerens С., Fitchen W.M. Sequence hierarchy and facies architec-
ture of a carbonate-ramp system: San Andres Formation of Algerita
Escarpment and western Guadalupe Mountains, West Texas and
New Mexico. - The University of Texas at Austin, Bureau of Economic
Geology, Report of Investigations, 1995. - P. 85, 235.
40
03’2011
ЧЕРНОМОРСКИЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ КОНФЕРЕНЦИИ
k OIL & GAS BLACK SEA CONFERENCES
МЕЖДУНАРОДНЫЕ
НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКИЕ КОНФЕРЕНЦИИ
Сбор, подготовка и транспортировка углеводородов - 2012	' j
19-24 марта 2012 года, г. Сочи
ОСНОВНЫЕ ТЕМЫ КОНФЕРЕНЦИИ:
•	проектирование объектов сбора, подготовки и
транспортировки углеводородов;
•	строительство промысловых и магистральных
трубопроводов;
•	техника и технология ГН Б;
•	трубы, трубопроводная и запорная арматура;
•	инновационные технологии мониторинга
технического состояния трубопроводных систем,
•	оборудование насосных и компрессорных станций;
•	строительство и эксплуатация нефтегазохранилищ,
резервуарное оборудование;
•	борьба с коррозией, предупреждение и
ликвидация АСПО;
современные технологии, материалы и реагенты в системах
сбора, подготовки и транспортировки углеводородов;
физико-химические методы регулирования структурно-
реологических свойств нефтей;
автоматизация инфраструктур, КИП, ИТ-технологии;
обслуживание и охрана трубопроводов, обеспечение
промышленной, пожарной и экологической безопасность-
ликвидация аварийных разливов нефти;
сервисные работы в процессах
строительства и эксплуатации
объектов сбора, подготовки и
транспортировки углеводородов.
ОРГАНИЗАТОР.
Современные технологии капитального ремонта скважин и
повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития
21-26 мая 2012 года, г. Геленджик, с. Кабардинка
ОСНОВНЫЕ ТЕМЫ КОНФЕРЕНЦИИ:
•	ремонтно-изоляционные работы в нефтяных
и газовых скважинах;
•	повышение нефтеотдачи пластов;
*	интенсификация добычи нефти и газа;
•	гидроразрыв пласта;
•	глушение скважин, временная блокировка
продуктивных пластов;
•	вторичное вскрытие;
•	крепление призабойных зон
слабосцементированных коллекторов;
С PC
НИТПО
НИТПО
NITPO
NITPO
НИТПО
« НЕФТЕГАЗ
ОРГАНИЗАТОРЫ:
NITPO
OOOW*oh
WWW OllGASCONFERE NCE.RU
ООО-Науч
WWW OllGASCONFE Rf.NCE.RU
•	ликвидация осложнений при бурении скважин;
•	зарезка вторых стволов;
•	роль геолого-промысловых исследований
при ремонте скважин;
•	применение колтюбинге вых технологий;
•	внутрискважинный инструмент и технологическое
оборудование;
•	организация сервисных услуг;
•	технико-экономический анализ
проектов, супервайзинг, управление;
•	информационные технологии.
Строительство и ремонт скважин - 2012
24-29 сентября 2012 года, г. Анапа
ОСНОВНЫЕ ТЕМЫ КОНФЕРЕНЦИИ:
•	новые технологии бурения, заканчивания и ремонта
скважин;
•	проектирование, организация, контроль и
супервайзинг буровых работ;
•	геофизическое сопровождение процессов
строительства и ремонта скважин;
•	управление траекторией ствола скважин,
геонавигация;
•	строительство многоствольных скважин и
зарезкой боковых стволов;
•	буровые установки и установки КРС;
•	долота и скважинный инструмент;
. системы буровых растворов, материалы
и химические реагенты;
ИНФОРМАЦИОННАЯ ПОДДЕРЖКА:
[нефтяное
Ьсаляйство
( oit-ittd ы ъ<гу. ru
ОРГАНИЗАТОР:
ООО тиум»><тро«*сйст»«инвв фиритшю
www oiigasconference.ru
КРС
•	цементирование скважин: технологии оборудование
и материалы;
•	освоение скважин и вызов притока;
•	предупреждение и ликвидация осложнений;
•	ремонтно-изоляционные работы;
•	трубы нефтяного сортамента и резьбовые соединения,
изоляция;
•	автоматизированные системы управления;
•	энергоэффективные технологии;
•	организация сервиса;
•	снижение степени рисков и
промышленная безопасность.
wwwngv.ru
НЕФТЬ
КАПИТАЛ
mEurasia
УШ
J/UCS
НЕФТ&ервис
Neftegaz Rl
По вопросам участия обращайтесь:
Tel./fax: +7 (861) 216-83-63 (-64; -65)
e-mail: info@oilgasconference.ru
www.oilgasconference.ru
(^нефтяники
мяэгх	vUwIdOrt
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГА РА30ЕД0ЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 552.061.12/.17
© Э.А. Королев, В.П. Морозов, А.Н. Кольчугин, 2012
Особенности строения и формирования
нефтеносных карбонатных пород-коллекторов
турнейского яруса Республики Татарстан
Э.А. Королев, к.г.-м.н, В.П. Морозов, д г.-м,н„
А.Н. Кольчугин, к.г.-м.н.
(Институт геологии и нефтегазовых технологий.
Казанский федеральный университет)
Peculiarities of structure and formation of oil reservoirs in carbonate rocks
of Tournaisian stage of the Republic of Tatarstan
E.A. Korolev, V.P. Morozov, A.N Kolchugin
(Institute of Geology end Oil and Ges Technology Kezen Federal University RF, Kazan)
As a result of comprehensive research of limestone Tournaisian stage, the authors identified two major structural and
genetic types of carbonate rocks with different petrophysical properties. The most productive limestone is packstone
from Kizelovsky horizon. They have high porosity and permeability. Wackestone of Cherepetsky horizon are low-pro-
ductivity reservoirs. Analysis of carbonate rocks Tournaisian stage showed that the major geological factors, that de-
termined the anisotropy of petrophysical properties of limestone, are the conditions of sedimentation and fluid dy-
namics of the sedimentary basin. The results of research voids of limestones can reasonably choose the scheme of ex-
ploration oil reservoirs of the Tournaisian stage.
Ключевые слова турнейский ярус, нефть, коллекторы, известняки, генезис.
Адрес для связи: Edik.Korolev@ksu.ru
Иегощенцс нефтяных запасов терригенного девона в Рес-
публике^ Татарстан обусловливает необходимость во-
влечения в разработку залежей углеводородов, локализо-
ва|йых в каменноугольных карбонатных отложениях. Из них наи-
более значимыми по числу установленных месторождений нефти
являются карбонатные отложения турнейского яруса. Однако из-
влечение нефти из карбонатных пород-коллекторов по техноло-
гиям добычи нефти из терригенных отложений вызывает опреде-
ленные трудности. Причиной являются структурные неоднородно-
сти карбонатных пород-коллекторов как по простиранию, так и по
разрезу нефтяных залежей [1]. В связи с этим актуальным стано-
вится изучение строения и особенностей формирования емкост-
ного пространства известняков турнейского возраста.
Согласно многочисленным исследованиям карбонатные кол-
лекторы турнейского яруса по данным геофизических исследо-
ваний скважин (ГИС) разделяются на высоко- и низкоомные [2].
Первые соответствуют известнякам кизеловского горизонта, вто-
рые - черепетского. Разработка залежей нефти пластов кизелов-
ского возраста не вызывает больших затруднений, тогда как раз-
работка залежей черепетского возраста представляет большую
проблему. Часто, несмотря на наличие видимой нефтяной про-
питки керна, нефть из них отобрать весьма сложно. Поэтому в
связи с контрастно выраженными фильтрационно-емкостными
свойствами (ФЕС) нефтеносных пород турнейского яруса было
проведено комплексное изучение особенностей их строения.
Объектами исследования являлись нижнекаменноугольные неф-
теносные известняки многих месторождений, расположенных в
пределах восточного борта Мелекесской впадины и западного
склона Южно-Татарского свода.
Результаты петрографических исследований пород-коллекто-
ров показали, что кизеловский горизонт сложен преимуществен-
но биокластово-зоогенными или комковатыми известняками, че-
репетский - биокластово-фитогенными известняками. В преде-
лах горизонтов между этими разностями существуют переход-
ные типы, в которых наблюдаются разнообразные соотношения
форменных компонентов, образованных остатками морских жи-
вотных и водорослей. Структурно-генетические различия пород
во многом определили их разные ФЕС.
Биокластово-зоогенные известняки кизеловского горизонта,
как правило, характеризуются равномерными кавернозностью и
нефтенасыщеностью, которая нарушается лишь при наличии в
них прослоек биокластово-фитогенных известняков. По данным
оптико-микроскопического исследования они имеют биоморф-
ную фораминиферовую либо комковатую структуру и однород-
ную текстуру (рис. 1). Породы на 75-80 % сложены органически-
ми остатками, представленными главным образом сильно изме-
ненными раковинами фораминифер размером 0,25-0,75 мм, в
меньшей степени брахиоподами, двустворками, водорослями и
члениками криноидей. Раковины фораминифер большей частью
сильно гранулированы, под микроскопом выглядят как сферои-
дальные и эллипсовидные комочки, сложенные микрозернистым
кальцитом. Структурные элементы раковин просматриваются
слабо либо совсем не проявляются. Подобная особенность пре-
образования фораминифер послужила причиной того, что рас-
сматриваемые известняки кизеловского возраста получили на-
звание «комковатых». Органические остатки плотно расположе-
ны в структуре породы, соприкасаясь друг с другом. Цементом
для них служит микритовый кальцит, выполняющий оставшееся
межформенное пространство (цемент порового типа).
Подобная каркасная упаковка скелетных остатков, размеры це-
ментирующих их кальцитовых зерен, а также различная устой-
чивость этих структурных элементов к растворению отвечают
42
03’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ГЕОЛОГИЯ И ГЕ0А0Г0-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Рис. 1. Фото керна (а) и шлифа (б) биокластово-зоогенного известняка с равномерными каверноз-
ностью и нефтенасыщенностью
требованиям, необходимым для протекания процессов избира-
тельного выщелачивания. Для этого требуется лишь воздействие
на породы агрессивных растворов, в качестве которых на опре-
деленном этапе развития осадочного бассейна выступили миг-
рировавшие водонефтяные флюиды.
Не рассматривая подробно механизм выщелачивания, отметим
лишь, что процесс проявился в полном объеме. Фактически из со-
става породы была выщелочена и вынесена большая часть мик-
ритового цемента. Его реликты фиксируются лишь в виде оторо-
чек, окаймляющих края органических остатков. В результате
этого процесса биокластово-зоогенные известняки приобрели
хорошие ФЕС: средняя пористость составляет 10-15 %, иногда до-
ходит до 20 %, проницаемость варьирует от 7,5 до 82,1 мкм2.
Поры-каверны связаны каналами, пронизывающими известняки
во всех направлениях. Каналы характеризуются сложной извили-
стой формой с неровными угловатыми очертаниями, которая по-
вторяют очертания близко расположенных органических остат-
ков. Диаметр каналов изменяется от 0,1 до 1,5 мм.
По результатам определения ФЕС пород было установлено, что
все коллекторы кизеловского горизонта по характеру проницае-
мости анизотропны. По напластованию их проницаемость боль-
ше, чем в вертикальном направлении (табл. 1). Подобная про-
странственная ориентировка каналов выщелачивания в объеме
породы указывает на преобладание латеральной направленности
движения флюидов в момент формирования пластов-коллекто-
ров. Учитывая полого-наклонное залегание биокластово-зооген-
ных известняков, слагающих малоамплитудные брахиантикли-
нальные структуры, можно предположить, что агрессивные рас-
творы последовательно продвигались по восстанию пластов от
синформ к сводам структур.
Процесс выщелачивания одновременно сопровождался обра-
зованием зерен вторичного кальцита, отличающихся от первич-
ного седиментационно-диагенетического микрита более круп-
ными размерами. В биокластово-зоогенных известняках фикси-
руются два типа кальцитовых новообразований, связанных с не-
Таблица 1
	Число измерений	Открытая пористость, %	Проницаемость, 103 мкм2	
Коллектор			параллельно оси керна	перпендикулярно оси керна
1 п Высокопродуктивный	20	14,77	48,95	52,99
		10,28-21,68	6,43-80.64	7,50-82,10
Низкопродуктивный	49	12,50	39,47	43,70
		9,79-18,06	6,04-62,34	10,11-74,52	!
Непродуктивный	18	9,11	13,07	13,69
		5,40-14,33	0,0-54,94	0,0-77,26
Примечание. Здесь и в табл. 2 в числителе приведены средние значения парметров,
в знаменателе - диапазон их изменения.
рераспределением карбонатного веще-
ства, но формирующихся по принципи-
1 ально различным механизмам.
Первый механизм представляет
собой «освальдовскую» перекристалли-
зацию, когда уже имеющиеся в системе
крупные зерна еще больше разрастают-
ся за счет’ поступления к их поверхно-
сти вещества, образующегося при рас-
творении более мелких зерен. В нашем
случае центрами перекристаллизации
являются остатки водорослей, которые
в период активизации процесса выще-
лачивания уже были сложены монозер-
нами кальцита. Их разрастание приводит к образованию еще
более крупных зерен кальцита, в центре которых просматри-
ваются реликтовые структуры водорослей, а по периферии -
зерна и фрагменты породы, захваченные в процессе роста.
Второй механизм - это прямой синтез зерен кальцита из пе-
ресыщенного раствора. В отличие от «освальдовской» перекри-
сталлизации здесь нет кристаллизационной затравки. Зарожде-
ние и рост кальцита осуществлялись в уже сформированных по-
лостях кавернозных каналов. Участками кристаллизации явля-
лись либо естественные сужения, либо выщелоченные выемки в
пристеночных областях кавернозных каналов. По-видимому, эти
области были наиболее предпочтительны из-за особенностей
диффузионной миграции растворенного вещества. Место зарож-
дения формировало размеры и облик новообразований. В узких
«горловинах» кристаллы вырастали лишь до тех пор, пока не упи-
рались в стенки каверн, поэтому их размеры составляют
0,05-0,1 мм. Кроме того, избирательный подток вещества к от-
дельным граням зерен привел к тому, что они приобрели вытя-
нутую форму. В выемках рост кристаллов не был ограничен кри-
сталлизационным пространством, поэтому здесь сформирова-
лись более крупные кальцитовые зерна размером 0,1-0,25 мм.
При этом их облик практически близок к изометричному, что яв-
ляется следствием равномерного поступления вещества ко всем
их граням.
Во всех случаях кристаллы аутигенного кальцита характери-
зуются совершенной зерновой структурой, в них нет посторонних
минеральных включений и ростовых дефектов. Кроме того, по ре-
зультатам исследований с помощью метода электронного пара-
магнитного резонанса в них также отсутствуют структурные де-
фекты типа изоморфных примесей и вакансий, т.е. эти новообра-
зования однородны. Подобные структурные особенности свиде-
тельствуют о том, что формирование кальцитовых зерен осуществ-
лялось в стационарных условиях кристаллизационной среды,
когда перераспределение карбонатного вещества происходило в
основном диффузионным путем.
Однако в пределах юго-восточного
склона Южно-Татарского свода есть при-
меры, когда наряду с боковой фильтра-
цией по напластованию проявлялась и
вертикальная, направленная вкрест про-
стиранию пластов-коллекторов. Ее следы
фиксируются в кернах в виде редких,
слабо извилистых вертикальных трещин
растворения, секущих нефтенасыщен-
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 03’2012
43
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
Рис. 2. Фото керна (а) и шлифа (6) биокластово-фитогенного известняка с включениями фрамбои- приятные для
дальных агрегатов пирита
ные известняки. Вдоль полостей трещин развиты крупные ка-
верны, их раскрытость достигает 0,5 мм. На плоскостях таких
секущих протяженных трещин всегда фиксируется инкруста-
ция тонкозернистыми кристаллами кальцита и доломита [3].
Если присутствие аутигенного кальцита вполне объяснимо, то
локальное развитие доломита в пристеночной области требует
некоторых пояснений. Для его кристаллизации необходимы
создание в системе повышенного парциального давления угле-
кислого газа и подток ионов магния. При отсутствии таких
условий доломит не образуется. С учетом этого с большой
долей вероятности можно считать, что вертикальные каналы
фильтрации возникли в результате периодического создания в
коллекторах высоких парциальных давлений углекислого газа,
которые способствовали образованию доломитовых зерен. От-
носительно небольшое содержание ионов магния в растворах
определило незначительное количество и небольшие размеры
аутигенного доломита.
Биокластово-фитогенные известняки черепетского горизонта
в разрезах характеризуются неравномерной нефтенасыще-
ностью, которая закономерно уменьшается сверху вниз. Соглас-
но оптико-микроскопическим исследованиям структура пород
детритово-водорослевая, текстура - пятнистая за счет неравно-
мерной перекристаллизации структурных элементов, участками
микрослоистая из-за наличия углистых слойков (рис. 2). Извест-
няки на 55-70 % состоят из фрагментов слоевищ морских водо-
рослей, выполненных перекристаллизованным кальцитом.
Между растительными остатками наблюдаюгся обособленные
микритовые комочки размером около 0,1 мм, которые, предпо-
ложительно, являются продуктом жизнедеятельности колоний
сине-зеленых водорослей. Участками встречаются членики кри-
ноидей, раковины фораминифер и брахиопод. Органические
остатки сцементированы кальцитовым цементом. Цемент ба-
зального типа полностью выполняет межформенное простран-
ство породы, по структуре микрозернистый, по времени образо-
вания седиментационно-диагенетический.
Подобный тип структурной матрицы не предрасположен к
процессам выщелачивания, поскольку пустотное пространство в
них представлено главным образом капиллярными порами. Ос-
новная часть пор локализована в тонкозернистом цементе поро-
ды, представляя собой либо изометрич-
ные микропоры, либо прерывистые кана-
лы в промежутках между близко располо-
женными зернами кальцита. Размер кана-
лов седиментационно-диагенетических
пор меньше размера минеральных зерен
(<0,01 мм).
Прямые определения ФЕС показывают,
что биокластово-фитогенные известняки
в своем неизмененном вторичными про-
цессами состоянии характеризуются от-
носительно небольшими значениями от-
. крытой пористости - 1,97-9,26 % и про-
i ницаемости - до 9,34 мкм2. Последнее
' обстоятельство свидетельствует о низкой
степени сообщаемое™ межзерновых ка-
налов и микропор в объеме породы.
Однако, несмотря на такие неблаго-
нефтенакопления струк-
турные особенности, породы являются
низкопродуктивными коллекторами [2]. По керну хорошо видно,
что известняки черепетского горизонта спорадически пропита-
ны углеводородами. В верхней части разреза, вблизи контакта с
нефтеносными коллекторами кизеловского горизонта, их неф-
тенасыщеность обусловлена присутствием в плотных биокласто-
во-фитогенных известняках прослоек и линзочек коралловых и
криноидно-фораминиферовых разуплотненных карбонатных
пород. В средней и нижней частях разреза, где биокластово-зоо-
генных разностей практически нет, наличие нефтеносных уча-
стков вызывает научно-практический интерес.
Оптико-микроскопические исследования структурных ха-
рактеристик пород не выявили существенных различий между
нефтенасыщенными и плотными участками биокластово-фи-
тогенных известняков, хотя по данным прямых определений
ФЕС этих пород они отличаются и по пористости, и по прони-
цаемости (табл. 2).
Очевидно, капиллярная пористость при определенных усло-
виях (высокие пластовые давления, градиент температуры и др.)
не является препятствием для внедряющегося водонефтяного
флюида. Легкие фракции углеводородов вполне могли диффун-
дировать в плотную структурную матрицу карбонатной породы,
создавая линзовидные и прожилковые образования. В процессе
разделения флюида на нефть и воду в конечной точке миграции
за счет реакций распада растворов согласно работам [4, 5] выде-
ляется большое количество энергии, что сопровождается кон-
денсационной коррозией известняков. В результате этого долж-
но произойти локальное увеличение порового пространства
карбонатных пород, вызванное разрывом контактов зерен и рас-
крытием скрытых микротрещин, что и наблюдается в образцах.
Являясь своеобразной геохимической аномалией, нефтяные
скопления опосредованно влияют на характер постседимента-
ционных преобразований окружающей их структурно-веще-
ственной матрицы пород путем изменения условий кристалли-
зационной среды. Так, в процессе окисления углеводородов в
локальном объеме породы может создаваться повышенное
парциальное давление углекислого газа, либо смещаться окис-
лительно-восстановительный потенциал в сторону восстано-
вительного потенциала, либо меняться состав водного раство-
ра за счет биохимических реакций (сульфатредукция, метано-
Таблица2
Участки	породы	Число измерений	Открытая пористость, %	|	Проницаемость, 103 мкм2		
				параллельно оси керна	перпендикулярно оси керна	
Плотные		26	4,94	2,09	3,25	
			1,97-9,26	0,0-5,19	0,0-9,34	
Нефтенасыщенные		18	8,31	4,72	9,48	
			7,16-12,19	0,0-32,61	0,0-48,72	
44	03’2012 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
образование и др.) [6]. Отмеченное измененяет минеральный
состав структурного скелета известняков в местах локализации
нефтяных обособлений.
Небольшие объемы очагов геохимических аномалий обуслов-
ливают незначительные по интенсивности проявления постсе-
диментационных преобразований, для обнаружения которых
необходимо использовать прецизионные методы анализов. По-
этому породы из области нефтенасыщения были исследованы с
помощью рентгенографического анализа для определения нали-
чия аутигенной минерализации. Анализ рентгеновских спектров
показал, что в разуплотненных, углеводородсодержащих участ-
ках биокластово-фитогенных известняков спорадически фикси-
руется доломит, который отсутствует в плотных неизмененных
породах. Невозможность его обнаружения в шлифах свидетель-
ствует о микрозернистой размерности новообразования, сопо-
ставимой с размерами кальцитовых зерен микритового цемента.
Незначительные размеры и количество доломитовых зерен, как
и в случае с доломитом, инкрустирующих стенки вертикальных
трещин выщелачивания в кизеловском горизонте, являются след-
ствием небольших концентраций ионов магния в составе мигри-
ровавшего флюидного раствора. Вокруг некоторых нефтенасы-
щенных обособлений, контактирующих с углисто-глинистыми
слойками, можно наблюдать тонкие образования пиритовых
агрегатов. Фрамбоидальная форма и малые размеры пирита ука-
зывают на то, что его образование осуществлялось с участием
микробиальных сообществ. По сути агрегаты пирита являются
окаменевшими остатками микробных колоний, где доминирова-
ли сульфатредуцирующие организмы.
Результаты анализа структуры и особенностей преобразова-
ния нефтеносных известняков турнейского яруса показывают,
что современные петрофизические свойства карбонатных
пород определялись двумя факторами: литологическим и флюи-
додинамическим.
Литологический фактор предопределил потенциальные ФЕС
известняков созданием структурной матрицы породы. В период
формирования отложений черепетского горизонта, очевидно,
преобладали условия, благоприятные для биохемогенной седи-
ментации карбонатного вещества. В результате этого все фраг-
менты сифоновых водорослей оказались изолированными друг
от друга в пелитовом известковом матриксе. В процессе диагене-
за структурные элементы известняков лишь перекристаллизова-
лись: водорослевые остатки до яснозернистой размерности, пе-
литоморфный цемент до микрозернистой. Приобретенная плот-
ная упаковка кальцитовых зерен, обусловившая абсолютное пре-
обладание межзерновой субкапиллярной пористости, практиче-
ски полностью исключала возможность фильтрации через био-
кластово-фитогенные разности карбонатных пород флюидных
растворов. За счет этого они оказались мало подверженными по-
стседиментационным преобразованиям, направленным на уве-
личение их пористости и проницаемости.
Формирование отложений кизеловского горизонта осуществ-
лялось в основном при доминировании биогенной седимента-
ции. Многочисленные раковины фораминифер, накапливаясь на
дне морского палеобассейна, создавали жесткий структурный
каркас будущей породы. В процессе диагенеза соприкасающиеся
раковины морских животных препятствовали уплотнению мик-
ритового кальцита, выполняющего межформенное пространство.
Наличие в породе хорошо растворимого микрита создало пред-
посылки для процессов избирательного выщелачивания, а нали-
чие устойчивых к воздействию агрессивных растворов биоморф-
ных раковин - для увеличения пористости и проницаемости.
Таким образом, на протяжении турнейского века сформирова-
лись различные структурно-генетические типы известняков с раз-
ной предрасположенностью к наращиванию емкостного резерва.
Флюидодинамический фактор влиял на реализацию заложен-
ного в карбонатных породах фильтрационно-емкостного потен-
циала. Являясь неравновесным с вмещающими известняками, он
обеспечивал увеличение их порового пространства за счет рас-
творения и выноса отдельных структурных компонентов. В кизе-
ловском горизонте направленные инфильтрационные потоки уг-
леводородсодержащих флюидов создали высокоемкие коллекто-
ры с анизотропными петрофизическими свойствами. Сообщаю-
щиеся извилистые каналы выщелачивания, пронизывающие по-
роды во всех направлениях, обусловливают возможность приме-
нения для разработки подобных нефтяных пластов традицион-
ных методов, опробованных на песчаных коллекторах. В чере-
петском горизонте внедрение флюидов осуществлялось в основ-
ном за счел’ инфильтрационно-диффузионных процессов. Под
действием градиентов давлений водно-углеводородные растворы
мигрировали в пустотное пространство плотных карбонатных
пород, вытесняя поровую воду. В месте локализации флюида две
несмешивающиеся жидкости разделялись, попутно увеличивая
емкостной потенциал породы. Впоследствии близость водонеф-
тяных контактов обусловливала окисление легких компонентов
нефтей черепетского горизонта, увеличивая их вязкость. Таким
образом сформировались низкопродуктивные коллекторы с
трудноизвлекаемыми запасами. При разработке черепетского го-
ризонта традиционные методы, как правило, не дают хороших
результатов. Здесь необходимо проводить мероприятия, способ-
ствующие увеличению гидродинамической связи ствола скважи-
ны с участками залежи, не вовлеченными ранее в активную
фильтрацию. Наиболее эффективным может быть комплексное
воздействие путем применения гидрокислотного разрыва пласта,
создания давлений, превышающих давление раскрытия микро-
трещин, снижения вязкости флюидов в пластовых условиях сти-
муляцией скважин легкой тепловой обработкой.
Список литературы
1.	Основные типы карбонатных коллекторов турнейского яруса
Республики Татарстан/ Е.А. Козина, В.П. Морозов, Э.А Королев,
С.Н. Пикалев // Нефтегазовое дело. - 2005. - Т.З. - С. 9-16.
2.	Геология турнейского яруса Татарстана/Р.Х. Муслимов, Г.И. Ва-
сясин, А.Н. Шакиров, В.В. Чендарев. - Казань. Мониторинг,
1999.-186 с.
3.	Морозов В.П., Козина Е.А Карбонатные породы турнейского
яруса нижнего карбона. - Казань: ПФ Гарт, 2007. - 201 с.
4.	Афанасьев Ю.В., Цивинская А.В. Залежь углеводородов как
самоорганизующаяся система // Геология нефти и газа. -1999. -
№5-6.-С. 22-28.
5.	Тараненко Е.И., Безбородов Р.С., Хакимов М.Ю. Тепловой эф-
фект формирования залежей нефти и газа // Геология нефти и
газа. - 2000. - № 2. - С. 56-58.
6.	Сидорова Н.Н. Естественные и техногенные преобразования
нефтей Ромашкинского месторождения // Геология, геофизика
и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. -
№8.-С. 65-69.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
45
БУРЕНИЕ СКВАЖИН
УДК 622.244.442.063
©ВИ. Лесин, С.ВЛесин, 2012
«Фрактальная» формула зависимости вязкости
неныотоновской жидкости от градиента скорости
Б.И. Лесин (ИПНГ РАН),
С.В. Лесин (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)
«Fractal'» formula of non-Newtonian fluid viscosity dependence on shear rate
V.l. Lesin (Oil and Gas Research Institute of RAS, RF, Moscow)
S.V Lesin (Gubkin Russian State University of Oil and Gas, RF, Moscow)
The new physical model of non Newtonian liquid colloidal solutions is proposed. The "fractal'' formula that describes
viscosity dependence shear rate was obtained in analytical form on the basis of approach that the mechanical en-
ergy of moving liquid is spending on fragments detaching and deforming of colloidal particles aggregates of fractal
type. The validity of formula is confirmed by experimental data for petroleum and drilling solution.
Ключевые слова: «фрактальная» формула, коллоидный раствор, единичный агрегат.
Адрес для связи: lesinsv@gmail.com
Известно более десятка моделей и соответствующих им
формул, которые описывают зависимость вязкости не-
ньютоновской жидкости от градиента скорости (скоро-
сти сдвига). Анализ результатов применения наиболее известных
моделей неньютоновских жидкостей для объяснения экспери-
ментальных данных приведен, например, в работе [1]. Особенно-
стями ранее предлагаемых моделей являются большое число
произвольно выбираемых параметров, совпадение с экспери-
ментальными данными только для ограниченного диапазона
значений градиента скорости, подход к жидкости как к особому
случаю твердого тела с последующим использованием такого по-
нятия как «скорость деформации». Подобные модели не могут
объяснить снижение вязкости при действии магнитного поля и
ультразвуковых колебаний.
В данной статье предлагается теоретическое обоснование фи-
зической модели, предложенной авторами ранее, и соответ-
ствующей ей полуэмпирической формулы, позволяющей с высо-
кой точностью описать экспериментально получаемые зависи-
мости вязкости во всем диапазоне градиента скорости. Модель
раскрывает механизмы действия магнитных и ультразвуковых
полей на свойства коллоидных растворов и обосновывает обна-
руженные в работах [2, 3] колебания вязкости в ходе релаксации
к стационарному значению.
Дяя вывода «фрактальной» формулы зависимости вязкости от
градиента скорости, основанной на гипотезе, что потери кине-
тической энергии жидкости на отрыв фрагментов от агрегата
коллоидных частиц и деформацию агрегата зависят от его ра-
диуса [2], рассмотрим процесс измерения вязкости с помощью
ротационного вискозиметра.
В этом приборе коллоидный раствор помещается в зазор вы-
сотой h между двумя цилиндрическими поверхностями. Для из-
мерения вязкости одна из поверхностей остается неподвижной,
другая - приводится в движение со скоростью и относительно
неподвижной. При этом измеряется сила F, с которой жидкость
вязкостью г) действует на неподвижную поверхность площа-
дью 5. Согласно формуле Ньютона
P=^v/h)S.	(1)
Из-за малой толщины зазора скорость сдвига G=dvldh=v/h
11ри этом вращающаяся цилиндрическая поверхность совершает
работу над жидкостью с мощностью
N=FV=i](v/h)Sv.	(2)
Мощность N расходуется на работу сил вязкого трения коллоид-
ного раствора, вмещающего фрактальные агрегаты, x]Q(u/li)Si\
(т]0 - вязкость вмещающего раствора, которая представляет собой
вязкость рассматриваемого раствора при бесконечном градиенте
скорости), а также на деформацию и отрыв фрагментов от фрак-
тального агрегата. Оценим мощность, которая затрачивается на де-
формацию и отрыв фрагментов от фрактального агрегата.
Площадь поверхности фрактального единичного агрегата
- a\R/ay\	(3)
где а - диаметр коллоидной частицы [4, 5J; R - радиус фрак-
тального агрегата; D - фрактальная размерность его площади
(2<£><3).
В поле градиента скорости фрактальный агрегат вращается за
счет различия скоростей жидкости на его границах. Затраты
мощности на этот вид потерь энергии пропорциональны про-
изведению сил вязкого трения x]G(v/h)a2(R/a)D на скорость дви-
жения поверхности фрактального агрегата относительно его
центра инерции ?/, т.е. пропорциональны Y\^/h)a\R/a)Dv*.
Обозначая концентрацию агрегатов «(см-3), получаем выраже-
ние для потерь мощности Лу, связанных с отрывом фрагментов и
деформацией агрегатов коллоидных частиц фрактального
строения в объеме Sh.
~ ^u/^a^R/a^nShv*.	(4)
46
03’2012
БУРЕНИЕ СКН.1ЖИН
Поскольку для фрактального агрегата и (v/h)R, имеем
Nf ~ n 0(i>lh)a\R/a)DnSh(vlh)R.	(5)
Суммируя все виды потерь мощности и заменяя в выраже-
нии (5) знак«~» на константу/С, получаем
\\(v/h)Sv= v\^v/h) Sv + Km\^v/h)a\R/a)l)vRS.	(6)
Стационарное значение радиуса фрактального агрегата связа-
но с градиентом скорости G соотношением [4, 5]
R^/Gf,	(7)
где G{} - параметр, характеризующий силу парного притяже
ния коллоидных частиц в агрегате; р - параметр, определяемый
механизмом образования фрактального агрегата и потенциалом
взаимодействия коллоидных частиц, согласно эксперименталь-
ным данным [4, 5] 0,3<р<0,7.
Сокращая правую и левую части уравнения (6) на множитель
(v/h)Sv получаем
т) = no (1+ kKna\R/a)^).	(8)
Полагая, что концентрация п постоянная, и, принимая
kKna^G/^^B, a=p(Z)+l), получаем формулу, предложенную в
работе [2],
ц = ц0(1+ВС-).	(9)
В формуле (9) показатель степени а зависит как от фракталь-
ной размерности площади агрегата коллоидных частиц, так и от
параметров взаимодействия коллоидных частиц, отражающихся
в величине р.
Формула (9) получена с учетом предположения постоянства
концентрации фрактальных агрегатов и, что оправданно, когда
фрактальные агрегаты коллоидных частиц растут на частицах
примесей - центрах роста, отличающихся своим составом от
коллоидных частиц фрактального агрегата. Данная гипотеза
была проверена путем разрушения предполагаемых центров -
компактных агрегатов ферромагнитных коллоидных ча-
стиц [2, 3]. В этом случае согласно работам [2, 3] обработка маг-
нитным полем увеличивает число центров роста фрактальных
агрегатов п в результате разрушения агрегатов ферромагнитных
частиц, что сопровождается снижением радиусов фрактальных
агрегатов при росте их числа. При таких изменениях, как прави-
ло, вязкость снижается за счет уменьшения слагаемого
Kna\R/a)l)+x. Экспериментально уменьшение вязкости во всем
диапазоне градиента скорости после магнитной обработки
нефти и буровых растворов наблюдалось во многих работах, на-
пример, [6]. Эти эксперименты подтверждают справедливость
предложенной модели для коллоидных растворов, при приго-
товлении которых не применялись специальные методы очи-
стки компонентов от посторонних примесей.
Когда фрактальные агрегаты вырождаются в твердые частицы
с гладкой поверхностью (т.е. при £)=2) и постоянными радиуса-
ми R=a, формула (6) после сокращения на множитель (v/ti)Sv
приобретает вид известной формулы Эйнштейна для вязкости
жидкости, содержащей коллоидные сферические частицы.
При отсутствии достаточного числа центров роста в виде при-
месей концентрация фрактальных агрегатов п может также зави-
сеть от градиента скорости. Для таких систем n~Gl (I - параметр,
зависящий от механизма роста фрактального агрегата и потен-
циала взаимодействия между частицами) [7, 8]. Согласно теоре-
тической оценке, полученной в этих работах, l=pd, (Kd<3 -
фрактальная размерность величины агрегата). Тогда формула (9)
приобретет вид
ц = Ло(1+ W((^’(D+1)),	(10)
что соответствует a=-p(d-(D+\)) в формуле (9).
Величина D=2. характеризует гладкую поверхность, соответ-
ствующую агрегату без фрактальной поверхности; для такого
агрегата d=5. В этом случае а = p(d - (£Н-1))=0, т.е. для сфери-
ческой частицы с гладкой поверхностью вязкость жидкости не
зависит от градиента скорости - неньютоновская жидкость пре-
вращается в ньютоновскую. Согласно экспериментальным дан-
ным для нефти и технических растворов в диапазоне G от долей
единицы до сотен с1 величина а находится в пределах 0,6-0,9.
при более высоких значениях G - может составить 1-3.
Формула (8) получена для слоистого течения коллоидного
раствора и бимодального распределения агрегатов частиц по
размерам: бимодальное распределение в поле градиента скоро-
сти характеризуется наличием фракции компактных частиц ма-
лого размера и фрактальных агрегатов большого размера [9].
Слоистое течение коллоидных растворов, где каждый слой ха-
рактеризуется своим значением G, свойственно для стационар-
ного ламинарного течения растворов полимеров, глинистых ми-
нералов и других коллоидных частиц.
Вязкости т]0 в формуле (8) соответствует вязкость ньютонов-
ского раствора коллоидных частиц. Очевидно, что для больших
(10 % и более) суммарных объемов коллоидных частиц в раство-
рах для оценки г]0 нельзя применять известную формулу Эйн-
штейна, использование которой ограничено очень малыми
объемами коллоидных частиц относительно общего объема рас-
твора. В формуле (6) R представляет собой средний радиус фрак-
тальных агрегатов, поскольку предполагается, что интервал рас-
пределения их по радиусам небольшой, это позволяет заменить
сумму 2 n^Rp^n^) - концентрация фрактальных агрега-
тов радиусом /?z) на nRl)+x.
Экспериментальная проверка формулы (9), полученной из вы-
ражения (6), показала, что такое приближение справедливо в ста-
ционарном случае. Для нестационарного случая величину nRD+[
заменить на сумму YnfltyRp^. Как видно из формулы
(9) для определения Виа достаточно построить эксперимен-
тально полученную зависимость стационарной вязкости от гра-
диента скорости сдвига, например, в виде
InOVno _ 1) = InB - cxlnG.	(11)
Зависимость (11) линеаризуется nyreivi подбора вязкости ц0, со-
ответствующей большому градиенту скорости, или при известной
вязкости вмещающей жидкости в качестве первого приближения
т)0 можно принять вязкость вмещающей жидкости. Однако, по-
скольку вязкости т]0 соответствует’ вязкость жидкости, содержащей
коллоидные частицы в виде компактных агрегатов или отдельных
частиц, взаимодействующих между собой, оптимальная вязкость
ц0 должна быть выше вязкости вмещающей жидкости.
Фотографии агрегатов коллоидных частиц в нефти, демон-
стрирующие их фрактальное строение, были получены в рабо-
тах [11-12]. В этих же работах выявлено наличие ферромагнит-
ных частиц в составе таких агрегатов, что подтверждает’ гипоте-
ЗУ [2,3].
Формула (9) была использована для описания эксперимен-
тальных данных, полученных для широкого спектра коллоидных
растворов, в том числе содержащих глину и полимеры (напри-
мер, кетилметилцеллюлозу), буровых растворов, нефти и нефте-
продуктов, промышленных красок и др. При этом установлено,
что формула (9) позволяет описать зависимости т]((7) во всем
диапазоне значений G с высокой точностью (около 97-99 %)
Точность описания экспериментальной зависимости растет с
уменьшением вязкости, что связано с недостаточным периодом
ГГЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 03’2012	47
БУРЕНИЕ СКНАЖИН
Рис. 1. Зависимость In (т)/т]0 - 1) от InG для нефти при температуре
20 °C; ц0=43мПа с, а=0,76, 8=176
Рис. 2. Зависимости ln( ц/Ц0 -1) от InG для модельного бурового рас-
твора при температуре 20 °C:
1 - исходный раствор а =2,2,8=34500, ц0= 32 мПа -с; 2- раствор, обрабо-
танный магнитным полем, а=1,8,8=5150, т]0= 32мПа-с
времени с момента изменения градиента скорости для регистра-
ции стационарного значения вязкости. Искусственное введение
коллоидных ферромагнитных частиц сопровождается снижени-
ем вязкости после магнитной обработки.
На рис. 1 приведены зависимости вязкости от градиента ско-
рости для масляной фракции нефти. Из него видно, что для
фракции нефти вязкостью т]0=43 мПа-с все экспериментальные
точки точно ложатся на прямую, полученную соединением край-
них точек. На рис. 2 показаны зависимости вязкости от градиен-
та скорости для модельного бурового раствора, содержащего
300 г воды, 30 г бентонитовой глины, 2,5 г кетилметицеллюлозы
и примесь коллоидного железа Fe2O3 в количестве 0,6 г. Измере-
ния проводились на вискозиметре RHEOTEST II при комнатной
температуре. Обработка магнитным полем выполнялась с помо-
щью магнитного устройства [13].
Таким образом, на основе подхода к определению коэффици-
ента вязкости как величины, отражающей потери энергии дви-
жущейся жидкости на деформацию и отрыв фрагментов от агре-
гатов коллоидных частиц фрактального строения, получена уни-
нереальная зависимость вязкости от радиуса фрактального агре-
гата и, как следствие, от градиента скорости. В случаях, когда па-
раметры, характеризующие свойства фрактальных агрегатов, со-
ответствуют потере агрегатами фрактальных свойств и переходу
в разряд недеформируемых сферических частиц с гладкой по-
верхностью, полученная формула приобретает вид известной
формулы Эйнштейна для жидкости, содержащей примеси колло-
идных частиц в виде жестких сфер.
Список литературы
1.	Матвеенко В.Н, Кирсанов Е.А, Ремизов С.В Высокопарафи-
нистая нефть как дисперсная система. Влияние механической
предыстории образца на коэффициенты уравнения Кэссо-
на//Вестник МГУ Сер 2 Химия. - 2001. - Т. 42. - № 5. С 363-368.
2	Лесин В.И., Лесин С.В. О физической природе степенной за-
висимости вязкости буровых суспензий от скорости сдвига//
Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 1. - С. 37-39
3.	Лесин В.И. Особенности релаксации вязкости неньютонов-
ской нефти после воздействия градиентами скорости и магнит-
ными полями// Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 1 - С. 43-46.
4.	Sonntag R.C., Russel W.B. Structure and breakup of flocs subjec-
ted to fluid stresses: I.Shear experiments// J.Colloid.Interface Sci.-
1986 -V. 113(2).-P. 399-413.
5.	Sonntag R.C., Russel W.B. Structure and breaup of flocs subjected
to fluid stresses: II.Theory//J.Colloid.Interface Sci. -1986. -V. 113(2). -
P. 399-413.
6.	Лоскутова Ю.В., Юдина H.B. Влияние постоянного магнитного
поля на реологические свойства высокопарафинистых неф-
тей// Коллоидный журнал - 2003. - Т. 65. - № 4. - С. 510-514.
7	Аолгоносов Б.М. Параметры равновесного спектра частиц в
коагулирующей системе с распадом агрегатов//Коллоидный
журнал. - 2001. - Т. 63. - №1. - С. 39-42.
8.	Аолгоносов Б.М. Нелинейная динамика экологических и гид-
рологических процессов/Под ред. М.Г. Хубларян. - М.: Книжный
дом «ЛИБРОКОМ», - 2009. - 440 с.
9.	Gardner К.Н., Theis T.L., Yong Т.С. The significance of shear stress in
the agglomeration kinetics of fractal aggregates//Water Res. -
1998. - V. 32(9). - P. 2660-2668.
10.	В.И. Лесин, Ю.А Кокшаров, Г.В. Хомутов. Магнитные наноча-
стицы в составе агрегатов коллоидных частиц нефти//Нефтяное
хозяйство. -2009. - №3.-С 95-97.
11.	Лесин В.И., Кокшаров Ю.А., Хомутов Г.Б. Магнитные наноча-
стицы в нефти//Нефтехимия. - 2010. - Т. 50. - №2. - С. 114-117.
12.	Лесин В.И., Кокшаров Ю.А., Хомутов Г.Б. Структура совмест-
ных агрегатов коллоидных наночастиц нефти и магнитных нано-
частиц окислов железа//Георесурсы, геоэнергетика, геополи-
тика//Электронный журнал, oilgasjournal.ru. - 2010. - Вып. 1
13.	Пат. РФ. №2169033. С1 7В 01 D 17/06. Устройство для обра-
ботки движущихся нефтеводогазовых смесей»/В.И. Лесин; за-
явитель и патентообладатель В.И. Лесин; заявл. 20.06.01.
48
03’2012
ГРУППА КОМПАНИЙ
СТЕКЛ НИТ	РУСК .МПОЗИТ
МОБИЛЬНЫЕ ДОРОЖНЫЕ ПОКРЫТИЯ МДП-МОБИСТЕК-80
Плиты МДП-МОБИСТЕК-80 позволяют быстро возвести временные дороги и
строительные площадки в условиях бездорожья, в том числе на болотах 1-2 типов.
МДП-МОБИСТЕК-80 изготавливаются на основе высокопрочных композиционных
материалов, что обеспечивает возможность проезда колёсной и гусеничной техники
до 80 тонн.
Преимущества МДП-МОБИСТЕК-80:
V	быстрый монтаж (1 км дороги шириной 6 м за 48 рабочих часов);
положительная плавучесть;
многократное повторное использование (экономия денежных средств);
j модульная конструкция (возможность устройства
площадок любых размеров);
	/ стойкость к атмосферным воздействиям;
сохранение растительного покрова и сокращение расходов природных
ресурсов (нет необходимости в вырубке леса для лежневого настила);
	/ антискользящая структура поверхности плиты.
Согласно технико-экономическому обоснованию ООО «Газпром ВНИИГАЗ»,
окупаемость МДП-МОБИСТЕК-80 достигается на 8-й раз применения*.
БУРЕНИЕ СКВЙЖИН
УДК 622.244.442.063.2
© А.А. Мелехин, С.Е. Чернышов, М.С. Турбаков, 2012
Расширяющиеся тампонажные составы
для ликвидации поглощений при креплении
обсадных колонн добывающих скважин1
	А.А. Мелехин
(Санкт-Петербургский гос. горный университет),
С.Е. Чернышов, к.т.н., М.С. Турбаков
(Пермский национальный исследовательский
политехнический университет)
Expanding compositions of cement slurries for lost circulation control
under cementing of casing of producing wells
A.A. Melekhin (Saint-Petersburg State Mining University, RF, Saint-Petersburg),
S.E. Chernyshov, M.S. Turbokov (State National Research Polytechnic University of Perm, RF, Perm)
For isolation quality increase of loss circulation zones during casing of oil wells, is offered plugging slurry based on Port-
land cement and expanding polymeric additive. This composition represents plugging system, which increases in vol-
ume up to 10-12 % during pumping into a formation. Meanwhile take place blinding of pore channels and decreasing
of permeability of formation, ipso facto ensures leaktightness of whole interval.
Ключевые слова: добывающая скважина, осложнения при добыче нефти, ликвидация поглощений, крепление
обсадных колонн, тампонажный раствор.
Адреса для связи: melehin.sasha@mail.ru; chernishov9@rambler.ru
Строительство нефтяных скважин в условиях поглощения
промывочной жидкости и тампонажного раствора приво-
дит к существенному росту общей стоимости буровых
работ. В России значительный объем разведочного и эксплуата-
ционного бурения приходится на регионы с весьма сложными
горно-геологическими условиями, что обусловливает актуальность
поиска новых технологий для эффективной борьбы с данным
видом осложнений. В связи с этим проведены исследования по раз-
работке тампонажных составов на основе портландцемента и рас-
ширяющейся полимерной добавки (РПД) [1], а также технологиче-
ских схем их применения, позволяющих снизить непроизводи-
тельные затраты времени и материалов на выполнение изоля-
ционных работ при цементировании обсадных колонн [2].
Для оценки закупоривающей способности тампонажной
смеси создана физическая модель поглощающего пласта, кото-
рая представляет собой насыпную модель из дроби различного
диаметра.
Методика проведения исследований включала следующие
этапы:
-	насыщение насыпной модели глинистым раствором;
-	определение коэффициента проницаемости kni насыпной
модели пласта для глинистого раствора;
-	насыщение насыпной модели тампонажной смесью;
-	определение коэффициента проницаемости kn> при закачи-
вании тампонажной смеси.
Закупоривающая способность тампонажных составов для лик-
видации поглощений при цементировании скважин определя-
лась по формуле
ь -k
п = » ^400%.	(1)
Чп
Схема стенда для определения проницаемости представлена
на рис. 1. Компрессором 1 через соединительные трубки 2 воз-
дух подается в прибор для определения проницаемости 3, с по-
Рис. 1. Схема экспериментального стенда для исследования закупоривающей способности тампонажной смеси
1 Работа выполнена при проведении исследований в рамках реализации ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на
2009-2013 гг.
50
03’2012
БУРЕНИЕ СКВАЖИН
мощью которого ршулируется давление воздуха, подаваемого в
емкость с буровым раствором или тампонажной смесью 4- Под
действием напора тампонажная смесь продавливается в кювету с
насыпной моделью 5. Замеряя расход на выходе с помощью ем-
кости 6 и секундомера, определяют проницаемость для глини-
стого раствора и тампонажной смеси по уравнению линейной
фильтрации
ft =______£_
" F-1-Ьр'
(2)
где V - объем профильтровавшейся жидкости, м-\ за время I, с,
А/ - длина пути фильтрации (длина кюветы с насыпной моде-
лью), м; ц - вязкость фильтрующейся жидкости (глинистого рас-
твора или тампонажной смеси), мПа-c; F - площадь фильтрации
(поперечного сечения кюветы), м2; Др - перепад давления, Па.
При исследованиях использованы следующие значения пара-
метров: Д/=0,145 м; вязкость ц изменяется от 0,1 до 0,3 мПа-с;
F=0,638-10'3 м2; Др составляет 15 и 30 psi (примерно 0,1 и
0,2 МПа).
Исследования проводились на насыпных моделях, наполните-
лями в которых являлась свинцовая дробь диаметром 3,4 и 5 мм.
Использование в качестве насыпной модели песка нецелесооб-
разно, так как при фильтрации через него тампонажных раство-
ров, состоящих из цемента и воды в количестве 1:1, поровые ка-
налы полностью закупориваются [3].
При исследованиях использованы следующие тампонажные
составы:
1)	портландцемент, РПД (2 %), СаС12 (5 %), водоцементное от-
ношение В/Ц=0,9 (вода - 80 %, ГКЖ - 20 %) (смесь 1);
2)	портландцемент, РПД (2,5 %), СаС12 (5 %), В/Ц=0,9 (вода -
80 %, ГКЖ - 20 %) (смесь 2);
3)	портландцемент, РПД (2,5 %), СаС12 (5 %), В/Ц=1,0 (вода -
80 %, ГКЖ - 20 %) (смесь 3).
На основании экспериментальных данных получены зависи-
мости проницаемости пористой среды от состава тампонажной
смеси и времени ее закачивания (рис. 2). Из рис. 2 видно, что при
прокачивании тампонажной смеси через модель поглощающего
пласта проницаемость значительно снижается, а с течением вре-
мени становится равной нулю. Плотность бурового раствора, за-
качанного в модель пласта на начальном этапе исследований, не
влияет на закупоривающую способность тампонажной смеси,
так как в процессе расширения и загустевания суспензии кон-
такта смеси с буровым раствором не происходит. Таким образом,
изменяя содержание РПД и В/Ц тампонажной смеси, можно из-
менить время полного закупоривания фильтрационных каналов,
которое происходит в течение 25 - 40 мин. Это объясняется уве-
личением размеров частиц РПД и сорбцией водной составляю-
щей, в результате чего изменяются реологические характеристи-
ки тампонажной смеси и, как следствие, увеличивается конси-
стенция.
Рис. 2. Зависимость проницаемости от времени закачивания тампо-
нажных составов:
1,2,3- тампонажная смесь соответственно 1,2 и 3
Результаты расчетов закупоривающей способности тампонаж-
ных составов по формуле (1) приведены в таблице.
После ликвидации поглощений с применением разработан-
ных тампонажных составов в скважине выполняются работы по
креплению обсадной колонны, при этом давление на закольма-
тированный пласт значительно возрастает. В связи с отмечен-
ным тампонажная завеса должна обеспечить полную гидроизо-
ляцию интервала даже при больших напорах столба жидкости в
скважине, т.е. смесь не должна продавливаться по осложненному
интервалу в глубь пласта.
Для оценки удерживающей способности разработанных там-
понажных составов проведены исследования на стенде
(см. рис. 1). Когда фильтрация через насыпную модель в кювете
прекратилась, давление нагнетания в пористую среду исследуе-
мого образца увеличивали и фиксировали момент продавлива-
ния тампонажной завесы через модель пласта (время и давле-
ние). Исследования выполнялись до достижения максимального
давления, создаваемого прибором ТВР-804 (приблизительно
0,6 МПа) (рис. 3). Из рис. 3 видно, что при увеличении времени
технологической выдержки давление, которое способна
выдержать завеса из тампонажной смеси, пропорционально
увеличивается.
Напорный градиент на пути фильтрации определяется по
формуле
(3)
где Яф - напор на входе в кювеау.
Рис. 3. Зависимость давления нагнетания от времени технологической
выдержки завесы из тампонажной смеси 1 (7), 2 (2), 3 (3)
Состг»	Закупоривающая способности, %, ь течение времени, мин	I							
							35	40
								
								
								
03’2012	51
БУРЕНИЕ СКВАЖИН
Напор /7ф пересчитывают из полученных значений давле-
ния. При плотности тампонажной смеси 1, равной 1485 кг/м3,
после технологической выдержки 30 мин фильтрация начина-
лась при давлении 53,3 psi (0,4 МПа), что соответствует напору
30 м. Следовательно, напорный градиент 7=30/0,145=207.
После технологической выдержки 60 мин фильтрация начина-
лась при давлении 80 psi (0,6 МПа; 45 м), следовательно,
7=45/0,145=310.
Прогнозные расчеты и промысловый опыт показывают, что
оптимальный средний радиус тампонирования водонасыщен-
ных пластов составляет 0,5 -2 м. Примем эту величину за Д/,
определим максимальный напор, при котором тампонажная
завеса будет удерживаться в пласте, и оценим удерживающую
способность. При 7=ЗЮиД/=2м 77ф=ЗЮ-2 = 620 м. Макси-
мальный перепад давления при этом составит 9,2 МПа. Таким
образом тампонажная завеса будет обеспечивать стабильную и
полную водоизоляцию поглощающего интервала при этом пе-
репаде давления. Аналогично была рассчитана удерживающая
способность для тампонажных смесей 2 и 3. Они могут выдер-
жать перепад давления соответственно 9,2 и 8,9 МПа.
Необходимо также отметить, что возможна и более высокая
удерживающая способность расширяющихся тампонажных
смесей (при более длительных выдержках), но достичь ее не
удалось из-за ограничения максимального рабочего давления
прибора.
Выводы
1.	Тампонажная смесь на основе портландцемента с добавле-
нием РПД имеет высокую закупоривающую способность.
2.	Время кольматации поглощающего пласта можно регулиро-
вать изменением водоцементного отношения и содержания РПД
в смеси.
3.	Тампонажные системы на основе портландцемента с добав-
лением РПД обладают высокой удерживающей способностью,
что позволяет проводить дальнейшие работы по креплению
скважины после изоляции поглощающих интервалов.
4.	Удерживающая способность тампонажной смеси возрастай
при увеличении технологической выдержки между операциями
по ликвидации поглощения и креплению обсадной колонны в
скважине.
Список литературы
1	Мелехин А.А., Сторчак А.В Разработка тампонажных соста-
вов для цементирования скважин в сложных горно-геологиче-
ских условиях // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 2. - С. 50-52.
2.	Повышение эффективности тампонажных работ при крепле-
нии обсадных колонн нефтяных и газовых скважин / А.А. Меле-
хин, А.Ю. Корнев, М.А. Крюков (и др.) // Оборудование и техно-
логии для нефтегазового комплекса. - 2011. - № 4. - С. 26-30.
3.	Выбор тампонирующих смесей в зависимости от величины рас-
крытия поглощающих каналов, определяемой по результатам ме-
ханического каротажа / Г.Ф. Горшков, А.П. Поляков, Б.М. Курочкин
(и др.) Ц РНТС. Сер. «Бурение». - 1974. - №1. - С. 180-182.
БИБЛИОТЕКА НЕФТЯНОГО ИНЖИНИРИНГА
ОАО «НК «Роснефть»
Геостатистическое моделирование коллекторов
Дойч К.В.
Москва-Ижевск: I/IKI/I, 20*1 *1. - 400 с. Переплет.
Серия «Библиотека нефтяного инжиниринга»
ISBN 378-5-4344-00*1 *1 -4
В данной монографии изложены современные методы геостатистического моделирования коллекторов,
способы их применения. Также приведены примеры приложения описанных методов моделирования для ре-
шения различного рода задач нефтегазовой геологии. Структура представленной в книге информации позво-
ляет читателю последовательно перейти от базовых понятий одномерной статистики к многошаговым мето-
дам оценки коллектора на основе различных модификаций алгоритмов геостатистики.
Книга предназначена для специалистов по геологическому и гидродинамическому моделированию место-
рождений нефти и газа, она может быть полезна студентам и аспирантам, специализирующимся в области
нефтяной геологии и разработки месторождений, и разработчиков программного обеспечения геолого-гид-
родинамического моделирования.
ИНТЕРЕСУЮЩИЕ ВАС КНИГИ ИЗДАТЕЛЬСТВА «ИНСТИТУТ
КОМПЬЮТЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ» МОЖНО ЗАКАЗАТЬ
через Интернет-магазин MATHESIS http://shop.rcd.ru
или по электронной почте, rhd-m@mail.ru
Наши представительства:
Москва, Институт машиноведения им. А. А. Благонравова РАН
ул. Бардина, д. 4, корп. 3, к. 414, тел.: (495) 641-69-38, факс: (499) 135-54-37
Ижевск, Удмуртский государственный университет
ул. Университетская, д. 1, корп. 4, к. 211, тел./факс: (3412) 50-02-95
ОКТЯБРЬСКИЙ
ПАКЕР
НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ФИРМА
КАК ВСЕ НАЧИНАЛОСЬ
14 апреля 2012 г. научно-производственной фирме «Пакер» (г. Октябрьский) исполняется
20 лет. ООО НПФ «Пакер» занимается проектированием и производством пакерно-якорного обо-
рудования для добычи нефти и газа, а также оказанием сервисных услуг по сопровождению,
установке и ремонту выпускаемого оборудования.
В настоящее время фирма «Пакер» (г. Октябрьский) имеет статус ве-
дущего машиностроительного предприятия, являясь надежным партне-
ром и поставщиком для более 250 компаний России и стран СНГ: ОАО
«НК «Роснефть», ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сур-
гутнефтегаз», ОАО «Газпром», ОАО «Газпром нефть», ОАО «Татнефть»,
ОАО НК «РуссНефть», АО« НК «КазМунайГаз», РУП «ПО «Белоруснефть»,
АО «Мангистаумунайгаз», ООО «КАТКонефть», ООО «Трайкан Велл Сер-
вис» и многих других.
История фирмы «Пакер» начинается в начале 90-х годов XX века. Из
небольшой лаборатории испытаний скважин на трубах Всесоюзного на-
учно-исследовательского института геофизических исследований сква-
жин (ВНИИГИС) заведующий лабораторией, кандидат технических наук
и заслуженный изобретатель БАССР Мирсат Мирсалимович Нагуманов
организовал собственное производство, занимающееся разработкой и
выпуском оборудования для ремонта нефтяных и газовых скважин.
В 1996 г. ООО НПФ «Пакер» были арендованы первые производ-
ственные площади, штат фирмы насчитывал всего 28 сотрудников. На-
чиная с 2003 г. производственные площади предприятия были значи-
тельно расширены, численность сотрудников возросла до 163 человек.
Нефтяная промышленность нуждалась в современных технологиях,
пакерном оборудовании для добычи нефти. Высокий спрос на пакерно-
якорное оборудование способствовал увеличению числа разработок и
объемов выпуска продукции фирмы. Уже в 2006 г. фирма выпускала
26 типов пакерно-якорного оборудования и 5 видов пакерно-якорных
компоновок. Численность работающих составляла 288 человек. К 2010 г.
производство значительно расширилось и НПФ «Пакер» предлагала уже
79 типов пакерно-якорного оборудования и 29 видов пакерно-якорных
компоновок.
В настоящее время во главе с директором Маратом Мирсатовичем
Нагумановым на предприятии трудится более 650 человек. На террито-
рии НПФ «Пакер» располагаются административно-бытовые и про-
изводственные корпуса, складские помещения, оснащенные современ-
ным оборудованием. Кроме того, открыты сервисные центры и предста-
вительства в городах Нижневартовске, Нягани, Муравленко, Октябрь-
ском, Лениногорске, Ижевске с собственными производственными пло-
щадями и современным оборудованием. Благодаря использованию при
производстве высокотехнологичного оборудования международных
станкостроительных лидеров, таких как Mori Seiki (Япония) и Sigma (Ита-
лия), НПФ «Пакер» гарантирует высокое качество продукции.
Продукция НПФ «Пакер» защищена патентами Российской Федера-
ции, сертифицирована и имеет разрешение на применение от Ростех-
надзора России.
Важным этапом развития фирмы можно считать 2006 г., когда для по-
вышения эффективности управления производством было решено раз-
работать и внедрить систему менеджмента качества, которая уже в но-
ябре 2007 г. была сертифицирована в TUV Thuringen e.V. Для дальней-
шего развития и оптимизации производственных процессов руковод-
ством был взят курс на внедрение на предприятии подсистем «Береж-
ливого производства» - вовлечение в процесс оптимизации бизнеса
каждого сотрудника и максимальную ориентацию на потребителя. При-
менение «Бережливого производства» способствовало созданию ком-
фортных и безопасных рабочих мест, значительному росту числа работ-
ников, заинтересованных в поддержании культуры своего рабочего
места и, как следствие, - более высокой производительности труда.
Руководство фирмы уделяет большое внимание созданию условий, спо-
собствующих эффективной работе и развитию персонала. В 2010 г. были
запущены новые оборудованные бытовые помещения, на территории
предприятия открылась столовая для сотрудников, предлагающая ком-
плексные, полупорционные и диетические обеды. Библиотека фирмы на-
считывает более 4000 книг: как узко профессиональных, так и по вопросам
современного менеджмента. Медицинская служба - одна из лучших по
оснащенности в Республике Башкортостан. Сотрудники здравпункта не
только оказывают необходимую медицинскую помощь, но и обеспечивают
работников витаминами, бесплатными абонементами в бассейн и спор-
тивный зал. Предприятие выделяет деньги на санаторно-курортное, сто-
матологическое лечение и оздоровительные процедуры в профилакториях
и сероводородной лечебнице. НПФ «Пакер» пропагандирует здоровый
образ жизни. Все желающие получают бесплатные абонементы в бассейн,
фитнес-зал, на занятия йогой, шейпингом и аквааэробикой. Активная
борьба ведется с курением: избавиться от никотиновой зависимости по-
могает приглашенный врач-иглорефлексотерапевт, а все некурящие со-
трудники поощряются ежемесячной выдачей фруктов.
В НПФ «Пакер» не забывают о бывших сотрудниках. Регулярно ока-
зывается финансовая и материальная помощь пенсионерам. Ежегодно в
День пожилых людей НПФ «Пакер» организует праздничный ужин и кон-
церт для бывших работников предприятия.
В саморазвивающейся фирме «Пакер» большое значение придают во-
просам обучения сотрудников, повышению уровня профессионализма и
компетенции. Например, для обучения работе на станках японской
марки Mori Seiki операторы и ремонтный персонал ездили на углублен-
ные курсы в Японию на завод-производитель данного оборудования.
Ежегодно сотрудники НПФ «Пакер» участвуют в крупных отраслевых
выставках и конференциях, ЛИН-форумах «Бережливая Россия», Все-
российском дне качества и других мероприятиях; проходят обучение в
ведущих образовательных центрах, институтах повышения квалифика-
ции кадров; систематически посещают нефтяные и машиностроитель-
ные компании России, а также стран ближнего и дальнего зарубежья для
обмена опытом и передачи знаний.
Основными задачами развития ООО НПФ «Пакер» в ближайшие годы
являются дальнейшее техническое переоснащение, обновление и нара-
щивание мощностей производства, сохранение накопленного опыта,
развитие научного и конструкторского потенциала, а также ориентация
на более полное удовлетворение потребностей партнеров.
452606 Российская Федерация. Республика Башкортостан
г. Октябрьский. ул Северная, д 7
Тел.: *7 (347671 6-63-64, 6-71-91; факс: -7 (34767) 6-75-15
e mail. rnaii(a>npf-paker го
www.npf-paker.ru
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ MEСП]РОЖДЕНИИ
УДК 622.276.63
© Коллектив овторов, 2012
Совершенствование технологии
кислотных обработок
А.А. Хакимов, Р.И. Саттаров, А.В. Качурин
(ООО «Промышленная химия», ГК «МИРРИКО»),
А.В. Акимкин (ОАО АНК «Башнефть»)
Acid treatment technological advancement
A.A. Khckimov, Rd. Sattarov, A.V. Kachurin
(Industrial Chemistry ООО, MIRRIKO Group of Companies, RE Kazan),
A.V. Akimkin (Bashneft JSOC, RF, Ufa)
It is noted that standard methods of acid treatments do not allow to extract significant oil reserves of reservoirs
under development. One of the ways to improve the efficiency of acid treatments of reservoirs at a late stage of
development is the use of complex compounds Complex additive to the Katol 22A acid is developed and tested
by Mirrico Group at the fields of Bashneft JSOC. The effectiveness of treatments in the presence of Katola 22A on
average is 80-90 %.
Ключевые слова: солянокислотная обработка, интенсификация добычи нефти, комплексные ПАВ.
Адрес для связи: info@mirrico.com
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пла-
стов современными, промышленно освоенными мето-
дами разработки во всех нефтедобывающих странах в
настоящее время остается достаточно низкой, при этом потреб-
ление нефтепродуктов в мире растет из года в год. Средний ко-
нечный коэффициент извлечения нефти (КИН) по различным
странам и регионам составляет от 0,25 до 0,4. Например, в стра-
нах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средний КИН
составляет 0,24-0,27, Иране - 0,16-0,17, США, Канаде и Саудов-
ской Аравии - 0,33-0,37, странах СНГ и России - до 0,4 в зави-
симости от структуры запасов нефти и применяемых методов
разработки [1].
В связи с отмеченным актуальным является применение новых
технологий интенсификации добычи, позволяющих значитель-
но увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, из ко-
торых традиционными методами кислотной обработки извлечь
значительные остаточные запасы нефти уже невозможно [2].
Многочисленные инженерные изыскания, целью которых явля-
лась модификация стандартной кислотной обработки, позволи-
ли разработать несколько способов повышения ее эффективно-
сти. Были предложены как технические (регулирование скоро-
сти доставки кислоты к призабойной зоне, закачка при высоком
давлении), так и химические (приготовление эмульгированной
кислоты, блокировка высокопроницаемых участков пласта раз-
личными химическими буферами, загеливание кислот и др.) ме-
тоды. Одним из распространенных способов повышения эффек-
тивности кислотных обработок является использование различ-
ных ПАВ [3]. При этом достигаются увеличение проникающей
способности кислоты, более полное удаление из пласта продук-
тов реакции, повышение диспергирующего действия кислоты на
асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). При проведе-
нии работ по интенсификации притока на долю ПАВ может при-
ходиться от 15 до 50 % материальных затрат [4].
В НИЦ «Миррико» с учетом современных требований к мо-
дифицированным кислотным составам разработана много-
компонентная присадка комплексного действия Катол 22А
Она позволяет существенно снизить поверхностное натяже-
ние раствора кислоты на границе с углеводородной жид-
костью, замедлить скорость реакции кислоты с породой, что
способствует более глубокому проникновению кислоты в
пласт. В состав присадки входит хелатный комплексообразова-
тель, предотвращающий образование в порах коллектора не-
растворимых солей железа и других металлов при взаимодей-
ствии кислотного состава с породой. Катол 22А улучшает
смачивание обрабатываемой породы, снижает скорость корро-
зии металлических поверхностей, контактирующих с кислот-
ным составом, закачиваемым в скважину, и не оказывает отри-
цательного влияния на процессы подготовки нефти.
Проведенные в отраслевых институтах России и СНГ тесты ре-
агента Катол 22А показывают, что при добавлении 3 % присадки
в кислоту время воздействия на карбонатную составляющую по-
роды увеличивается в 7 раз (см. рисунок).
Общеизвестно, что при проведении обработок призабойной
зоны соляной кислотой при смешивании кислоты и нефти могут
образовываться стабильные вязкие нефтекислотные эмульсии,
что значительно снижает продуктивность нефтяных скважин.
В рамках программы по внедрению новых технологий в ОАО
АНК «Башнефть» было проведено тестирование эффективности
реагента Катол 22А в качестве ингибитора образования нефте-
кислотных эмульсий. В ходе лабораторных исследований были
подобраны необходимые объемные концентрации реагента
Катол-22А с учетом физико-химических свойств нефти, добы-
ваемой на месторождениях, предложенных для проведения
опытно-промысловых работ (ОПР). На основании лабораторно-
го заключения ООО «БашНИПИнефть» реагент Катол 22А был
рекомендован для проведения ОПР на Четырманском месторож-
дении НГДУ «Краснохолмскнефть» и Югомашевском месторож-
дении НГДУ «Арланнефть». В дизайне обработки предусматрива-
лась закачка раствора соляной кислоты с добавлением реагента
Катол 22А (0,3-0,5 % объема кислоты).
54
03’2012
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Замедление реакции карбоната кальция с соляной кислотой (У) и с со-
ляной кислотой в присутствии присадки Катол 22А (2)
Эффективность обработок в присутствии присадки Катол 22А
по двум месторождениям составила в среднем 70-80 %. При ана-
лизе результатов применения реагента на Шимском месторожде-
нии была исключена скважина, в которой, несмотря на получен-
ный высокий эффект, до обработки призабойной зоны был вы-
полнен гидроразрыв пласта.
Таким образом, несмотря на то, что создано множество техно-
логий воздействия на пласты с целью интенсификации добычи
нефти, остаются месторождения с особыми геолого-физически-
ми условиями, на которых эффективность данных методов край-
не низка. Это месторождения с высокими температурами, битум-
ные и др. В этой связи ГК «МИРРИКО» не останавливает работу
по разработке реагентов для совершенствования технологий
кислотных обработок. В настоящее время часть разработанных
реагентов протестирована и включена в планы проведения ОПР
в нефтедобывающих компаниях в 2012г.
После проведения солянокислотных обработок скважин с ис-
пользованием этого реагента дебиты жидкости и нефти уве-
личились при неизменной обводненности продукции. Анализ
результатов выполненных ОПР свидетельствует о том, что пока-
затели эксплуатации скважин (дебиты нефти и жидкости, коэф-
фициенты продуктивности, обводненность скважинной продук-
ции) максимально близки к потенциальным значениям. Дости-
жение расчетных результатов по скважинам Четырманского ме-
сторождения составляет 85-90 %. При проведении в одной из
скважин дополнительных работ по реперфорации продуктивно-
го пласта фактические показатели ее эксплуатации превысили
расчетные более чем в 3 раза.
Список литературы
1.	Амелин И.Д., Сургучев М.Л, Давыдов А В Прогноз разработки
нефтяных залежей на поздней стадии. - М.. Недра, 1994. - 308 с
2.	Токунов В.И., Саушин А.З. Технологческие жидкости и составы
для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. -
М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2004. - 711 с.
3.	Roessingh Н. Well stimulation the key to discoveries//Canadien
Petroleum. - 1969.-V.10. - №5. - P. 35-39.
4.	Аогинов Б.Г, Малышев А.Г.. Гарифуллин Ш.С. Руководство по
кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966. - С.22.
БИБЛИОТЕКА НЕФТЯНОГО ИНЖИНИРИНГА
□АО «НК «Роснефть»
Геология для нефтяников (2-е изд.)
Под ред. Малышева Н.А. и Никишина А.М.
Москва-Ижевск: ИК1/1, 20*1 *1. - 360 с. Переплет.
Серия «Библиотека нефтяного инжиниринга»
ISBN 978-5-4344-003*1 -2
В книге, представляющей собой, по существу, учебное пособие, отражены современные научные представ-
ления о строении Земли, истории ее геологического развития, разнотипных и разномасштабных структурах
земной коры. В ней также рассматриваются основные положения концепции тектоники литосферных плит.
Особое внимание уделено геологии осадочных бассейнов и методам их изучения. Отдельно рассмотрены во-
просы моделирования углеводородных систем. Большое внимание авторами уделено иллюстрированию текс-
та с целью существенного облегчения его восприятия.
Книга предназначена как для научных и производственных специалистов геолого-геофизического профиля,
так и для инженерно-технических работников нефтегазовой отрасли, менеджеров компаний, а также для сту-
дентов высших учебных заведений.
ГЕОЛОГИЙ
ДЛЯ НЕФТЯНИКОВ
ИНТЕРЕСУЮЩИЕ ВАС КНИГИ ИЗДАТЕЛЬСТВА «ИНСТИТУТ
КОМПЬЮТЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ» МОЖНО ЗАКАЗАТЬ
через Интернет-магазин MATHESIS http://shop.rcd.ru
или по электронной почте, rhd-m@mail.ru
Наши представительства:
Москва, Институт машиноведения им. А. А. Благонравова РАН
ул. Бардина, д. 4, корп. 3, к. 414, тел.: (495) 641-69-38, факс: (499) 135-54-37
Ижевск, Удмуртский государственный университет
ул. Университетская, д. 1, корп. 4, к. 211, тел./факс: (3412) 50-02-95
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 553.98.04
© Коллектив авторов, 2012
Роль прироста коэффициента извлечения нефти
в воспроизводстве минерально-сырьевой базы
ОАО «Татнефть»
Р.С. Хисамов, д.г.-м.н. (ОАО «Татнефть»),
В.Г. Базаревская, к.г.-м.н., ТИ. Тарасова,
Л.А. Галлямова (ТатНИПИнефть)
The role of oil recovery factor increasing in reserve base restoration
R.S. Khisamov (Tatneft ОАО, RE Almetyevsk),
V.G. Bazarevskaya, T.l. Tarasova, L.A. Gallyamova (TatNIPIneft, RE Bugulma)
Increase of oil recoverability in Russian Federation and in Republic of Tatarstan in the recent years is attributed, mainly,
to re-estimating and increasing of oil recovery factor, rather than new oil discoveries, because of curtailment of geo-
logical exploration due to the expensiveness thereof and the resulting risks reduction. In this situation, more emphasis
shall be placed on oil recovery factor, which takes on a key part However, the role of oil recovery factor for reserves
calculation has been underestimated
Ключевые слова: запасы, прирост, геолого-разведочные рабогы, переоценка, коэффициент извлечения нефти
Адрес для связи' bazarevskaya@tatnipi.ru
В настоящее время Республика Татарстан обладает значи-
тельным нефтяным потенциалом. Вместе с тем наблюдает-
ся тенденция истощения запасов высокопродуктивных за-
лежей, которые выработаны почти на 90 %. Поддержание добы-
чи нефти возможно только при подготовке новых запасов, что
требует увеличения объемов геолого-разведочных работ (ГРР) и
соответствующих затрат, а также проведения мероприятий по
повышению коэффициента извлечения (КИН). Обеспеченность
промышленными запасами при существующем уровне добычи
нефти оценивается в 28 лет.
За последние 10 лет проведен большой объем работ по под-
счету7 и пересчету запасов нефти, в том числе в оперативном по-
рядке (по новым месторождениям и отдельным поднятиям в пре-
делах крупных месторождений). За 2000-2010 гг. на месторожде-
ниях Республики Татарстан подготовлено с учетом списания
около 0,5 млрд, т (по ОАО «Татнефть» - 0,3 млрд, т) извлекаемых
запасов нефти промышленных категорий (А+В+СД открыто 79
новых нефтяных месторождений.
Из всего прироста запасов нефти категорий А, В, Cj с 2000 по
2010 г. за счет ГРР обеспечено 41 % запасов, за счет эксплуата-
ционного бурения и мероприятий по увеличению КИН - 59 %
(по ОАО «Татнефть» на территории Татарстана - соответственно
35 и 65 %). Прирост запасов нефти за указанный период не толь-
ко компенсировал суммарную годовую добычу по республике, но
и на 22 % превысил суммарный годовой отбор нефти (рис. 1).
На фоне наращивания добычи нефти происходит сокраще-
ние объемов ГРР, поскольку эта деятельность остается дорого-
стоящей, а следовательно, малопривлекательной для инвести-
рования. Как следствие, прирост запасов нефти как в Россий-
ской Федерации, так и в Республике Татарстан осуществляется
не за счет разведки новых месторождений, а по результатам пе-
ресчета и повышения КИН по известным залежам. Наблюдается
тенденция увеличения прироста запасов нефти за счет повы-
шения КИН (рис. 2).
Рис. 1. Динамика общего прироста запасов нефти категорий А, В, С1 (1)
и годовой добычи нефти (2) по Республике Татарстан
Рис. 2. Динамика распределения прироста запасов категорий А, В, С1
за счет переоценки запасов известных месторождений (У), в том числе
за счет увеличения КИН (2) по Республике Татарстан
По мере развития нефтяной промышленности, появления и
совершенствования систем воздействия на нефтяные пласты
КИН должен возрастать. В Государственном докладе за 2009 г. от-
56
03’2012
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
РТ Пермь Терригенный Терригенный Карбонатный Карбонатный
карбон девон карбон девон
Отложения
Рис. 4. Динамика КИН по Ромашкинскому месторождению:
1,2- соответственно текущий и проектный КИН
мечается, что в последние 25-30 лет в стране средневзвешенный
КИН медленно снижался и в последние годы стабилизировался
на уровне 34-36 % [3]. По данным доклада И.В. Шпурова (ФГУП
«ЗапСибНИГГ»), КИН по РФ за 2000-2010 гг. увеличился от 0,317
до 0,322. За этот период в целом по Республике Татарстан КИН
повысился от 0,417 до 0,427 (рис. 3), по ОАО «Татнефть» он со-
ставил 0,443. Таким образом, средний КИН по Татарстану выше
среднероссийского. На отдельных крупных месторождениях Та-
тарстана (Ромашкинское месторождение, девонские отложения)
КИН превышает 50 %, а более высокие значения достигаются
только по отдельным горизонтам с очень хорошими коллектор-
скими свойствами. На объектах с трудноизвлекаемыми запасами
проектный КИН не превышает 10-25 %. Для сравнения: в США за
последние 30 лет проектный КИН увеличился от 32 до 40 %, хотя
структура запасов нефти месторождений США изначально хуже.
Из рис. 3 видно, что наибольший рост КИН в Республике Та-
тарстан прослеживается по карбонатным каменноугольным и де-
вонским отложениям. Ромашкинское месторождение уже не-
сколько десятилетий является уникальным полигоном, на кото-
ром испытываются многие новейшие технологии, оборудование,
приборы и методы контроля и регулирования процессов разра-
ботки. Эксплуатация данного месторождения до настоящего вре-
мени осуществляется при непрерывном обеспечении воспроиз-
водства запасов нефти, в том числе за счет использования раз-
личных методов увеличения нефтеотдачи. По состоянию на
01.01.11 г. в целом по месторождению текущий КИН составляет
0.432 при проектном 0,492, что свидетельствует о правильности
проводимых мероприятий в процессе разработки (рис. 4).
При анализе сырьевой базы добывающих предприятий с целью
доразведки и перевода запасов из более низких категорий в более
высокие достаточно часто возникает задача оперативной оценки
фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и КИН того или иного
объекта. Как правило, оценка КИН выполняется экспертно и в
сравнительном аспекте, что часто приводит к искажению данного
показателя: пласты с лучшими ФЕС имеют меньший КИН по сравне-
нию с пластами с худшими свойствами. КИН прогнозируется в усло-
виях неопределенности, вызванной прежде всего неполнотой сведе-
ний об исследуемом объекте, особенно о запасах категории С7.
Средний КИН по отдельным месторождениям (горизонтам)
возрастает относительно медленно вследствие вовлечения в экс-
плуатацию пластов с ухудшенными свойствами нефтей. Увеличе-
ние КИН происходит за счет применения комплекса высоко-
эффективных гидродинамических и физико-химических мето-
дов интенсификации добычи нефти с привлечением передовых
техники и технологии, разработанных и апробированных в про-
мышленных условиях.
Следует отметить, что определению КИН при подсчетах запасов
уделяется недостаточное внимание. Исходной информацией ддя
его оценки служат данные разведки, анализа керна, пробной экс-
плуатации скважин, опытно-промышленной разработки залежей.
Прогрессирующее истощение высокопродуктивных залежей
ухудшает структуру запасов, уменьшает долю активных запасов и
неизбежно приводит к росту доли трудноизвлекаемых запасов
За последние 10 лет доля активных запасов по Республике Татар-
стан снизилась с 36 до 26 %, степень их выработки в настоящее
время - более 90 %. Ухудшение качества запасов закономерно
обусловливает уменьшение КИН. Увеличение доли
трудноизвлекаемых запасов, в частности, в низкопроницаемых
коллекторах и месторождениях, находящихся на поздней стадии
разработки, сопровождается снижением вытесняющей способ-
ности рабочих агентов, используемых при традиционных техно-
логиях, в частности при заводнении. Это вызывает необходи-
мость применения третичных методов увеличения нефтеотдачи
(тепловых, газовых, физико-химических), обеспечивающих
более высокий потенциал вытеснения нефти по сравнению с
традиционными методами разработки. Развитие этого направле-
ния в ОАО «Татнефть» соответствует международной практике, в
которой роль воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи за
счет внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи
(тепловых, газовых, химических, микробиологических) на базе
инновационных техники и технологий быстро растет и стано-
вится все более приоритетной.
Список литературы
1	Муслимов Р.Х. КИН - его прошлое, настоящее и будущее на
месторождениях России // Бурение и нефть. - 2011. - №2. -
С.27-31.
2.	Медведев Д. А. Выступление на заседании Комиссии по мо-
дернизации и технологическому развитию экономики России
25 декабря 2009 года // Стенографический отчет о заседании
Комиссии по модернизации и технологическому развитию
экономики России 25 декабря 2009 года (Электронный ре-
сурс), 2009. http://www.kremlin.ru/transcripts/6460.
3.	Государственный доклад «О состоянии и использовании ми-
нерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2009
году» (Электронный ресурс), 2010. http://www.mnr.gov.ru/regu-
latory/detail.php?ID=118397.
4.	Мищенко И.Т. Природу нужно не изменять и подчинять,
а учиться у нее оптимальной организации процессов // Буре-
ние и нефть. - 2011. - № 2. - С.9-10.
03’2012
57
РАЗРАБОТКА И ЗКСПАУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.66.001.57
© Коллектив авторов, 2012
Новая методология моделирования
гидравлического разрыва пласта при разработке
Приобского месторождения
А.В. Тимонов, к.т.н., И.В. Судеев, А.В. Пестриков,
С.С. Ситдиков (ОАО «НК «Роснефть»),
А.Н. Надеев, к.ф.-м.н., А.В. Юдин
(ООО «Технологическая Компания Шлюмберже»),
А.Н. Никитин (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)
A new methodology of simulation of hydraulic fracturing at the development of Priobskoye field
A.V Timonov, I.V. Sudeyev, A.V. Pestrikov, S.S. Sitdikov (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow),
A.N. Nadeev, A.V. Yudin (Schlumberger, RF), A.N. Nikitin (RN-Yuganskneftegaz LLC, RF, Nefteyugansk)
An unified methodology of the planning and execution of hydraulic fracturing on the basis of new approaches to the
setting of geomechanical properties of rocks with the help of correlation dependencies between the readings of
methods of a standard set of well survey and laboratory core analysis data is developed and tested. The comparison
of results of hydraulic fracturing simulation, based on standard approaches, with the proposed method data is carried
out. The consistency and validity of the method of correlation functions, as well as the possibility of its use by contrac-
tors for the simulation of hydraulic fracturing are shown. Testing of the method was carried out by results of 60 opera-
tions of hydraulic fracturing.
Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта (ГРП). корреляционные функции, каротаж, модуль Юнга коэф-
фициент Пуассона.
Адрес для связи: i_sudeev@rosneft.ru
Приобское месторождение - одно из крупнейших место-
рождений в России - было открыто в 1982 г., расположе-
но в Ханты-Мансийском автономном округе, относится к
Западно-Сибирской провинции и разделено р. Обью на две
части: лево- и правобережную. Освоение левого берега началось
в 1988 г., правого - в 1999 г. Месторождение отличается сложным
геологическим строением, пласты гидродинамически слабо свя-
заны. Для коллекторов характерны низкие проницаемость и пес-
чанистость, повышенная глинистость и высокая расчлененность
Отложения продуктивных пластов относятся к осадкам юрского
и мелового периодов [1, 2]. Основные запасы нефти сосредо-
точены в отложениях неокомского возраста, в составе которых
выделены три основых продуктивных пласта (АС10, АСП и АС1?),
включающих два-три прослоя. Залежи нефти представляют
собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные не-
фтью, характеризуются низкой обводненностью.
Разработка месторождения затруднена из-за относительно
низкой проницаемости коллектора - менее 0,01 мкм2. Коллекто-
ры пластов АС10 и АСН - среднепродуктивные, АС12 - низкопро-
дуктивные. Геофизические свойства продуктивных пластов При-
обского месторождения указывают на экономическую нерента-
бельность освоения залежей без активного воздействия и ис-
пользования методов интенсификации добычи [3, 4]. Одним из
таких методов является гидравлический разрыв пласта (ГРП),
позволяющий значительно увеличить приток флюида [5].
Геофизические параметры пласта, горизонтальное тектониче-
ское напряжение, геомеханические свойства породы (модуль
Юнга, коэффициент Пуассона), фильтрационно-емкостные па-
раметры играют важнейшую роль при моделировании и выпол-
нении ГРП. Ранее для месторождений Западной Сибири был
предложен подход, направленный на оптимизацию процесса мо-
делирования ГРП за счет привязки геомеханических свойств к
каротажным данным и результатам анализа керна через корре-
ляционные функции [6-8]. Данная статья посвящена анализу и ве-
рификации метода корреляционных функций при моделирова-
нии ГРП на Приобском месторождении.
Корреляционные функции
В инженерной практике при проведении ГР11 значения геомс-
ханических параметров горных пород (модуля Юнга, коэффи-
циента Пуассона) обычно подразделяют на динамические и ста-
тические в зависимости от метода их получения. Динамические
значения являются результатом акустических исследований
керна продольными и поперечными звуковыми волнами или ин-
терпретации кросс-дипольного акустического каротажа. Стати-
ческие значения получают при прямых лабораторных исследо-
ваниях деформации образцов керна при приложении разных на-
пряжений.
Корреляционные функции для динамических значений геоме-
ханических параметров были построены на основе результатов
более 200 лабораторных исследований статических упругих
свойств керна, данных стандартного набора геофизических ис-
следований скважин (ГИС) и кросс-дипольного акустического
каротажа по некоторым скважинам. Основными расчетными па-
раметрами корреляций являются динамический модуль Юнга,
динамический коэффициент Пуассона и плотность породы
<''=2(aA+§,i°gU,))+t'.	(0
/=1
где G - восстанавливаемое свойство горной породы (динами-
ческий модуль Юнга, динамический коэффициент Пуассона и
58
03’2012
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
плотность), uz, 0/} с - корреляционные коэффициенты, приве-
денные в табл. 1 [6-8]; £z - значение параметра по одному из пяти
методов стандартного набора ГИС.
Стандартный набор ГИС, используемый при корреляции, вклю-
чает следующие методы: каротаж потенциалов самопроизвольной
поляризации (ПС); гамма-каротаж (ГК); нейтронный (НК), индук-
ционный (ИК) и боковой (БК) каротажи. Преимуществом данно-
го подхода является отсутствие необходимости использования
акустического каротажа для расчета динамических геомеханиче-
ских параметров пласта.
Исходя из подобия деформационных явлений при ГРП и в ла-
бораторных исследованиях статических свойств керна в симуля-
торах ГРП применяются статические значения геомеханических
параметров. Для пересчета динамических значений, полученных
из корреляции ГИС - динамические свойства, в статические
значения образцы керна перед деформационными исследова-
ниями были изучены акустическим методом для расчета динами-
ческих значений и определена корреляционная функция со ста-
тическими значениями. Для задания других характеристик пла-
ста (коэффициента трещиностойкости, коэффициента утечек и
др.) использовались линейные комбинации нормированных
значений ГИС (например, ГК).
Программный геомеханический модуль
Набор корреляционных функций использовался для создания
программного геомеханического модуля с целью генерации дан-
ных по геомеханике горной породы, коэффициентам утечек и
распределению напряжений в пласте, которые обязательны для
любого коммерческого программного обеспечения, моделирую-
щего ГРП. Основные отличия стандартного подхода подрядных
организаций и метода, использующего геомеханический модуль,
приведены в табл. 2. Главным фактором успешности использова-
ния стандартного метода моделирования ГРП явлется квалифи-
кация инженера. Например, обработка каротажных данных,
определение литологии зон пласта и их высоты основаны на ви-
зуальном методе анализа, требующем соответствующих знаний и
практических навыков. При этом процедура подгонки модельно-
го дизайна ГРП к экспериментальным параметрам при мини-
ГРП: давлению закрытия трещины рс1, давлению при остановке
насосов plslp, эффективному давлению pnet, изменению свойств
породы - проводится независимо в каждой зоне, что часто про-
тиворечит каротажным данным и результатам анализа керна, но
позволяет получить искусственную модель ГРП с ключевыми па-
раметрами, совпадающими с экспериментальными (см. табл. 2).
Разработанный геомеханический модуль на всех этапах модели-
рования ГРП поддерживает связь с данными анализа керна и ГИС.
При изменении параметров в формулах для горизонтального на-
пряжения и корреляционных функциях расчет выполняется для
всего интервала моделирования, при этом невозможно изменить
свойства одной из зон пласта, не поменяв их в других зонах
(см. табл. 2). Горизонтальное напряжение при применении стан-
дартного подхода рассчитывается исходя из усредненного пласто-
вого давления, которое часто определяется с высокой погреш-
ностью при помощи коэффициента Пуассона, задаваемого опыт-
ным путем. Горизонтальное напряжение пересчитывается отдельно
для каждой зоны пласта, и нередки случаи, когда две зоны пласта с
общей границей имеют существенно разные пластовые давления. В
гго же время геомеханический модуль для расчета горизонтального
напряжения использует корреляционную функцию плотности и
значения инклинометрии по скважине (см. табл. 2).
Результаты применения геомеханического модуля
Большинство скважин Приобского месторождения пересекай
несколько пластов (АС10, АСИ и АС12), поэтому работы по интен-
сификации притока нефти с использованием ГРП ведутся пооче-
редно, начиная с нижнего. Одним из примеров верификации
геомеханического модуля является моделирование ГРП для мно-
гопластовых скажин. Для верификации модуля было проведено
моделирование 60 ГРП для 30 многопластовых скважин. Сравни-
тельный анализ результатов стандартного подхода к моделиро-
Таблица 1
Параметры	I	Корреляционный коэффициент										
	I :	«2_	«3		L^J	А	ПЛ	А 1	А	La i	с 1
Коэффициент Пуассона	0	0,0213	-0,0316	0,0003	0	0,4118	0	0	0	0	-0,0270
Модуль Юнга	0	-6,3182	9,2111	-0,0154	0	16,5679	0	0	0	_Q_	-20,1839
Плотность	0	0,0241	-0,0054	-0,0003	0	2,3239	0	0	0	0	-0,0434
Таблица 2
Параметры моделирования ।	Стандартный подход	Геомеханический модуль
Литология	Визуальный анализ каротажных данных	Каротажная корреляционная функция глинистости
Высота зоны	Визуальный анализ каротажных данных	Шаг усреднения (диапазон 0,5-3,0 м)
Плотность породы	Не определяется	Каротажная корреляционная функция
Вертикальное напряжение	Не определяется	Рассчитывается из корреляционной функции плотности и глубины залегания пласта
Коэффициент Пуассона	Изменяется от 0,20 до 0,35 независимо для каждой зоны пласта	Каротажная корреляционная функция (диапазон 0,19-0,35)
Модуль Юнга	Постоянный около 17 ГПа для всех зон пласта	Корреляционная функция по каротажу и керну (диапазон 14-20 ГПа)
Минимальное горизонтальное напряжение	Принимается независимо для каждой зоны пласта	Каротажная корреляционная функция (коэффициент Пуассона для чистого песчаника)
Давление при остановке насосов	Вариация горизонтального напряжения независимо для каждой зоны пласта	Каротажная корреляционная функция (коэффициент Пуассона для глины)
НЕФТ
03’2012	59
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Пласт
ACt1
Геомеханический модуль
----Стандартный подход (пласт АС((}
—— Стандартный подход (пласт AC f0)
Рис. 1. Зависимость горизонтального напряжения от достоверной вер-
тикальной глубины для двухпластовой скважины. Распределение гори-
зонтальных напряжений отвечает результатам мини-ГРП (pcl, plslp и
pnet), выделенная область соответствует нарушению непрерывности
упругих свойств и распределению напряжений между пластами при
стандартном подходе к моделированию
ванию ГРП показывает, что в области глинистых перемычек
(барьеров) наблюдаются значительные различия как в упругих
свойствах породы, так и в распределении горизонтального на-
пряжения (рис. 1). Эти различия обусловлены не геофизически-
ми причинами, а ошибочным построением геологической модели
при подгонке к экспериментальным данным при мини-ГРП. Одно-
временно с этим использование геомеханического модуля поз-
воляет построить единую модель распределения упругих свойств
и напряжений, одинаково удовлетворяющих эксперименталь-
ным данным для обоих пластов (см. рис. 1). Такую модель удалось
получить для 80 % изученных многопластовых скважин, остав-
шиеся 20 % скважин характеризуются аномально высоким давле-
нием закрытия трещин для пласта АС10 по сравнению с более
глубоко залегающими пластами АЦ j и АС12. Наряду с этим изме-
нение свойств коллектора, повышение коэффицента Пуассона
для чистого песчаника (увеличивает минимальное горизонталь-
ное напряжение) несущественно изменяет свойства глинистых
перемычек, так как этот коэффициент для них остается в основ-
ном постоянным.
Важным различием между стандартным подходом к моделиро-
ванию и использованием геомеханического модуля являются
упругие свойства глинистых барьеров. Стандартный метод пред-
полагает жесткие барьеры, т.е. высокие горизонтальные напря-
жения и коэффициент Пуассона, что не соответствует данным
изучения керна и ГИС.
Н Центральные скважины X Краевые скважины
Рис. 2. Распределение максимального (глина) и минимального (песча-
ник) значений коэффициента Пуассона, полученных на основании мо-
делирования ГРП с использованием геомеханического модуля, для
центральных и краевых скважин
Моделирование на основе геомеханического модуля было про-
ведено для центральных и краевых скважин Приобского место-
рождения. Анализ полученных результатов показал, что при про-
движении от центра к краю ухудшаются свойства коллектора
вследствие увеличения глинистости продуктивного пласта (рис. 2).
В свою очередь при повышении глинистости возрастают мини-
мальное горизонтальное напряжение, давление закрытия трещи-
ны и уменьшается различие напряжений между коллектором и
глинистым барьером. Для краевых скважин характерно отсут-
ствие пласта АСИ, барьер между пластами АС10 и АС\ ? заметно от-
личается по геомеханическим свойствам от барьеров централь-
ных скважин между пластами АС10, АСИ и АС1? (см. рис. 2), кото-
рые очень близки по свойствам. Правильное определение геоме-
ханических свойств пласта позволяет оптимизировать геомет-
рию трещины при ГРП и избежать прорыва в соседний пласт и
(или) аварийной остановки работы.
Работы по ГРП на Приобском местороадении выполняются
одновременно несколькими подрядными организациями, каж-
дая из которых имеет собственный подход к моделированию и
оптимизации трещин ГРП. Полученные геомеханические свой-
ства пород и введение унифицированного модуля в практику7
проектирования для всех подрядчиков позволит усилить конт-
роль качества моделирования ГРП и реализовать единую страте-
гию по оптимизации ГРП на месторождении. Геомеханический
модуль может быть легко адаптирован к любому коммерческому
симулятору по моделированию ГРП.
В перспективе предполагается, что внедрение единого под-
хода к заданию геомеханических свойств пород за счет приме-
нения геомеханического модуля повысит статистическую до-
стоверность результатов моделирования огромного числа вы-
полняемых ГРП, улучшит относительную сопоставимость ре-
зультатов моделирования геометрии трещин для разных тонна-
жей ГРП и увеличит точность прогноза продуктивности сква-
жин после ГРП.
Таким образом, разработанный подход представлясгся универ-
сальным и может быть рекомендован для применения на любом
60
03’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ПОЗДРАВЛЯЕМ ЮБИЛЯРА
Друзья и коллеги поздравляют Булата Тагировича
и от всего сердца желают ему здоровья,
творческого долголетия и дальнейших успехов!
Коллектив ОАО «ВНИИнефть им. акад. А. П. Крылова,
редакционная коллегия и коллектив редакции
журнала «Нефтяное хозяйство»
03’2012
месторождении нефти или газа, где разработка
тесно связана с проведением и оптимизацией ГРП.
Выводы
1.	Разработанный геомеханический модуль ос-
нован на корреляционных функциях и позволяет
на всех этапах моделирования ГРП сохранять связь
геомеханических свойств пласта с данными ГИС и
результатами анализа керна.
2.	Предложенный подход и собственно модуль
легко адаптируются в процесс моделирования
ГРП подрядными организациями, что позволит
унифицировать контроль качества проектирова-
ния и обеспечит единую стратегию дальнейшей
оптимизации разработки Приобского месторож-
дения с помощью ГРП.
3.	Наработки по геомеханическим параметрам и
распределению напряжений пластов и глинистых
перемычек позволят в перспективе создавать более
точные модели ГРП в горизонтальных скважинах.
4.	Предложенный подход является универсаль-
ным и может быть применен для оптимизации ГРП
в скважинах других месторождений.
Булату Тагировичу
Баишеву -
85 лет!
Список литературы
1.	Бродовой В.В. Комплексирование геофизиче-
ских методов. - М.: Недра, 1991. - 336 с.
2.	Гурари Ф.Г. Строение и условия образования
клиноформ неокомских отложений Западно-Си-
бирской плиты (история становления представ-
лений). - Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. -
141 с
3.	Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтега-
зового дела. - М.: ДизайнПолиграфСервис, 2007. -
560 с.
4	Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
Технология бурения нефтяных и газовых скважин.-
М : ООО Недра-Бизнесцентр, 2001. - 679 с.
5.	Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimula-
tion. - Houston: Schlumberger Educational Servi-
ces, 1987. - SMP-7018.
6.	Hydraulic Fracture Geometry Investigation for Su-
ccessful Optimization of Fracture Modeling and
Overall Development of Jurassic Formation in We-
stern Siberia I A. Nikitin, A. Yudin, I. Latypov (et al.) //
SPE 121888-MS presented at SPE Asia Pacific Oil and
Gas Conference & Exhibition, Jakarta, Indonesia,
2009, 4-6 August.
7.	Опыт анализа и исследования геометрии тре-
щины на пласте АС12 Приобского месторожде-
ния/ А.Н. Никитин, И.Д. Латыпов, А.М. Хайдар Бо-
рисов (и др.)// Нефтегазовое дело. - 2011. - № 1. -
С. 76-83.
8	Применение плотностного и поляризационного
акустического каротажа для оптимизации гидрав-
лического разрыва пласта / Г.А. Борисов, И.Д. Ла-
тыпов, А.М. Хайдар (и др.)// Нефтяное хозяйство. -
2009.-№9.-С. 98-101.
1 апреля 2012 г, исполнилось 85 лет известному российскому ученому-
нефтянику Булату Тагировичу Баишеву.
Б.Т. Баишев родился в 1927 г. в Уфе и после окончания ремесленного учи-
лища энергетиков и вечерней средней школы рабочей молодежи поступил в
Московский нефтяной институт им. И.М. Губкина на специальность «Разра-
ботка нефтяных и газовых месторождений». После окончания института он
работал в Уфимском нефтяном научно-исследовательском институте, а с
1957 г. - во Всесоюзном (с 1992 г. Всероссийском) нефтегазовом научно-ис-
следовательском институте (ВНИИнефть), где прошел путь от техника до заве-
дующего отделом проектирования разработки нефтяных месторождений. В
настоящее время он продолжает работу в должности советника.
Б.Т. Баишев - один из создателей современных научных основ и практиче-
ских методов проектирования разработки нефтяных месторождений. При его
участии и под его руководством выполнены проектные документы на разра-
ботку десятков месторождений, в том числе крупнейших и сложных по геоло-
гическому строению месторождений СССР и зарубежных стран: Туймазин-
ского, Ромашкинского, Самотлорского, Узеньского, Жетыбайского, Лянтор-
ского, Харьягинского, Приобского, Приразломного, Варьеганского, Верхне-
Коликеганского, Северная и Южная Румейла (Ирак), Западная Курна (Ирак),
Гелеки (Индия) - всего около 100 проектов. Он создал целый ряд способов
разработки нефтяных и нефтегазовых залежей с различными типами кол-
лекторов, предотвращения образования конусов воды, определения флюи-
донасыщенности пласта, уменьшения добычи попутной воды, определения
модифицированных фазовых проницаем остей для нефти и воды.
Б.Т Баишев - разработчик и участник внедрения отраслевой программы
по повышению эффективности эксплуатации нефтяных и нефтегазовых ме-
сторождений страны гидродинамическими методами воздействия, автор и
составитель ряда отраслевых и межотраслевых методических нормативных
документов, служащих базой для единой технологической политики в области
разработки нефтяных месторождений (правила разработки, регламенты, ме-
тодические указания и руководства). Многие годы, являясь членом Цент-
ральной комиссии по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений
Министерства топлива и энергетики (с 1963 г.), активно отстаивал и отстаи-
вает принципы эффективного, рачительного освоения нефтяных богатств
нашей страны.
Булат Тагирович - автор и соавтор 11 изобретений на способы разработ
ки нефтяных и нефтегазовых залежей, 13 монографий, более 160 статей,
опубликованных в научных трудах и журналах, в том числе и в журнале «Неф-
тяное хозяйство». Его научный и практический авторитет признан в России и
за рубежом. К нему постоянно обращаются за советами многие крупнейшие
нефтяные компании.
Его заслуги отмечены многими государственными и отраслевыми награда-
ми: орденом «Знак Почета», медалями. Булату Тагировичу присвоены почет-
ные знаки «Отличник Государственных трудовых резервов», «Отличник нефтя-
ной промышленности», звания «Почетный нефтяник», «Заслуженный деятель
науки и техники РФ», «Заслуженный работник Минтопэнерго России».
РАЗРАБОТКА И ЭКСПАУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.3
© Коллектив авторов, 2012
Исследование влияния вторичных преобразований
в породах продуктивных горизонтов
Дружного месторождения на дебиты нефти
М.В. Мордвинцев (ОАО «Верхнечонскнефтегаз»),
В.И. Галкин, д.г.-м.н., А.В Растегаев, д.г.-м н.,
А.Н. Аношкин, д.т.н. (Пермский национальный
исследовательский политехнический университет)
Investigation of the influence of the secondary transformations in the rocks
of productive horizons of the Druzhnoye field on the oil production rates
M.V Mordvintsev (Verkhnechonskneftegaz ОАО, RE Irkutsk),
VI. Galkin, A.V. Rastegaev, A.N. Anoshkin (State National Research Polytechnic University of Perm, RE Perm)
The influence of the secondary transformations in the rocks of BS10, BS^ and YuS-] layers friendly field on production
rates of oil is proved at the statistical level. Individual and multi-dimensional models of oil production rates forecast are
constructed The conclusion about the possibility of creating multi-dimensional mathematical models of production
rates prediction by a set of indicators, characterizing the secondary transformations in reservoir rocks, is drawn.
Ключевые слова: нефть, месторождение, дебит нефти, вероятность, прогноз.
Адрес для связи: vgalkin@pstu.ru
Исследование влияния вторичных преобразований пород
пластов БС10, БСt j и ЮС! Дружного месторождения на де-
биты нефти qu выполнены по данным 32 скважин. Ддя
рассматриваемого разреза вторичные процессы представлены ре-
генерацией кварца (РК), серицитизацией полевых шпатов (СП),
политизацией (П), гидратацией биотита (ГБ), карбонатизацией
(КР), кальцитизацией (КЛ), каолинитизацией (К), хлоритизацией
(ХЛ), пиритизацией (ПР), сидеритизацией (СД) и доломитизацией
(ДД). При исследовании была использована ранговая градация:
если указанные явления наблюдаются, то присваивается ранг 1,
если нет - 0. Рассмотрим распределение дебитов нефти (табл. 1),
которые изменяются от 0 до 46 т/сут. Из табл. 1 видно, что дебиты
большинства скважин (65,6 %) составляют 0-5 т/сут. Средний
дебит равен 7,02± 10,91 т/сут.
Ддя изучения влияния вторичных изменений коллекторов и коли-
чественного исследования их влияния на дебиты нефти разобьем
исследуемую выборку на два класса: 1) qH < 5 т/ сут, 2) qu > 5 т/сут. По
характеристикам РК, СП, П ,Гб, ХЛ, ПР, КР, СД, ДД, К, КЛ были по-
строены вероятностные модели отнесения ко 2 классу скважин
(табл. 2). По уравнениям регрессии, приведенным в табл. 2, были вы-
числены вероятности по скважинам. Информативность вероятно-
стей оценивалась с помощью критериев t и х2- Будем считать, что
чем больше по критерию t разделяются средние значения вероятно-
стей и чем больше по критерию х2 отличаются плотности их рас-
пределения, тем значительнее параметры контролируют значе-
ния qH. Из табл. 2 видно, что только Р(ХЛ) контролирует значения qu
По остальным вероятностям статистического различия не получено
как по критерию /, так и по критерию х2
Для учета комплексного влияния исследуемых показателей на qn
были вычислены условные комплексные вероятности ^уквпр- Мето-
дика вычисления приведена в работах [1, 2], примеры использова-
Таблица 2
Вероятность принадлежности ко 2 *пассу скйя'хин	Класс скважин		t/p	Х2/Р
	1	2		
Р(РК}=0,490+ 0 01282РК	0,501	0,500	0,038637 0 969436	0,003219 0,998392
Р (СП)=0,004+ 0,513 СП	0,517	0,492	~р,718070 0,478269	0,500480 0,778619
Р(П)=0,456+14,980 П	0,516	0,498	0,718070 0 478269	0,500480 0 778619
Р (ГБ)=0,780 + 1,386 ГБ	0,533	0,483	1,041886 0,305788	1,56615V 0,560977
Р(ХЛ)=0,835 +0,8555 ХЛ	0,593	0,447	2,324933 0,027029	4,804756 0,090502
Р(ПР)=0,517-0,0848 ПР	0,501	0 496	-0,354886 0,725158	0,121540 0,941040
Р(КР)=0,515- 0,0168 КР	0,500	0,499	-0,466930 0,643924	0,678880 0,712169
Р(СД)=0,594- 0,1654 СД	0,518	0,491	-0,873559 0,389297	0,756662 0,685004
Р(ДЛ)=0,491 + 0,1459ДЛ	0,504	0,497	0,466930 0,643924	1J87115 0,756096
Р(КЛ)=0,467 + 0,0366 КЛ	0,501	0,500	0,038637 0 969436	0,003219 0,998392
Р(К)=0,473 + 0,08885 К	0,505	0,498	0,438737 0,663995	0,488476 0,912416
Примечание, t, х - критерии соответственно Стыодента и Пирсона, р - дове-
рительная вероятность.
ния - в работах [3-7]. При вычислении ^уквпр используется такое со-
четание вероятностей, при котором средние значения вероятностей
Руки наиболее сильно отличаются в изучаемых классах при равной
величине показателей т. Значения используемых вероятностей при
данных условиях приведены в табл. 3.
Таблица 1
Дебит нефти, т/сут	0-5	5-10	10-15	15-20	20-25	25-30	30-35	35-40	40-45	45-50
Число скважин	21	4	2	1	2	0	1	0	0	1
62
03'2012
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Таблица 3
Используемое сочетание показателей т
Р(РЛ)		+		+	+	+	+	+	+	+
Р(СП)	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
Р(П)								+	+	+
Р(ГБ)						+	+	+	+	+
Р(ХЛ)	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
Р(ПР)					+	+	+	+	+	+
Р(КР)									+	+
Р(СД)							+	+	+	+
Р(ДЛ)			+	+	+	+	+	+	+	+
Р(КЛ)										+
Р(К)				+	+	+	+	+	+	+
Среднее значение для										
класса 1	0,427	0 429	0,428	0,429	0,425	0,413	0,394	0,405	0,405	0,404
класса 2	0,607	0,608	0,614	0617	0,618	0,645	0,651	0 663	0,662	0,661
А-2 Pl-2	2,702 0,011	2,703 0,010	2,867 0 007	2,926 0 006	3,002 0,005	3,037 0,004	3,145 0 003	3,118 0,004	3,128 0,004	3,045 0,005
Х* 1 2 3 4!-; Р\-2	6,619 0,035	7,515 0,057	8 675 0069	9 804 0,081	10J06 0,097	10,805 0,212	10,120 ода	9JJ64 0,353 d	10,778 0Д75	8,258 0,408
Вероятность распознавания, %:										
класс 1	80,95	76,19	71,42	76,19	76,19	76,19	76,19	76,19	80,95	76,19
класс 2	63,63	72,72	81,81	72,72	72,72	72,72	72,72	72,72	81,81	72,72^
среднее значение	75,00	75 00	75,00	75,00	75,00	75 00	75 00	75,00	81,25	75,00
Выполненный анализ сочетаний показал, что для 2 класса скважин
при т от 2 до 9 среднее значение Рукв увеличивается от 0,607 до
0,663, затем не изменяется. Для 1 класса скважин при повышении т
значения ^уквпр практически не изменяются. Точность распознава-
ния по комплексным вероятностям составляет 63-81 %. При даль-
нейшем анализе будем использовать Рукв ,т = 10, как соответ-
ствующие максимальным значениям критериев t, /2 и характери-
зующиеся самой высокой точностью распознавания.
Для более детального исследования возможностей использо-
вания данных о вторичных изменениях коллекторов на qu при-
меним метод пошагового линейного дискриминантного анали-
за (Ш1ДА) [1-7]. Использование Ш1ДА позволяет определить ту
совокупность вероятностей, которая дает возможность наилуч-
шим образом оценить эффективность влияния вторичных пре-
образований пород на qn.
В результате реализации ПЛДА были получены следующие ли-
нейные дискриминантные функции:
Zj = -256,2 Р(ХЛ) - 1304,9 Р(СП) + 53838,9Р(РК)+
202,8 Р(ДП) - 386,2 Р(К) + 1138,1 Р(ПР) - 13369,7;	(1)
Z2 = -246,8 Р(ХЛ) - 1292,1 Р(СП) + 53654,1Р(РК)+
232,4 Р(ДЛ) - 366,2 Р(К) + 1156,1 Р(ПР) - 1337,8.	(2)
По функциям Z{ и Z2 была определена каноническая функ-
ция Z, позволяющая вычислить вероятность принадлежности к
2 классу скважин
P(Z) = 263,3 г6 7- 1054.Z5 + 1585^- 1139,0Z-M04,4 Z2-
67,09^+4,004.	(3)
Среднее значение Z для 1 класса равно 0,501; для 2 класса -
-0,992. Среднее значение P(Z) для 1 класса составляет
0,228±0,231; для класса 2 - 0,592±0,254. Точность распознавания
для 1 класса равна 76,2 %, для 2 класса - 81,8 %.
При разработке математической модели прогноза ^НПР по ве-
личинам ^уквпр(т-10)иР(^ был использован регрессионный ана-
лиз. Получено следующее уравнение:
<7„пр = -6,29309 + 27,10838 РукВп + 1,49107 P(Z),	(4)
при/? = 0,64,р<0,00042, стандартной ошибке - 8,6 т/сут.
Среднее значение днпР для 2 класса скважин составляет
13,67±5,87 т/сут, для 1 класса - 3,98±5,32 т/сут. Критерий
2 = 4,725 при р=0,00005 показывает, что средние значения днпР,
вычисленные по моделям, построенным по вторичным измене-
ниям пластов-коллекторов, статистически различаются.
Таким образом, вторичные изменения коллекторов достаточ-
но сильно влияют на дебиты нефти пластов БС10, БСИ и ЮС1
Дружного месторождения.
Список литературы
1. (алкин В. И., Жуков Ю.А., Шишкин М.А Применение вероятностных
моделей для локального прогноза нефтегазоносности. - Екатерин-
бург: изд-во «Уральский рабочий», 1992. -108 с.
2. Галкин В.И., Растегаев А.В., Галкин С.В. Вероятностно-статистиче-
ская оценка нефтегазоносности локальных структур. - Пермь: ПГТ/,
2001.-277 с.
3. Исследование влияния геолого-технологических показателей на
эффективность гидроразрыва пласта (на примере Повховского ме-
сторождения - пласта БВ8) / С.А. Иванов, К.Г. Скачек, В.И. Галкин
(и др.) // (еология, геофизика и разработка нефтяных и газовых ме-
сторождений. - 2009. - № 10. - С.42-45.
4. Шайхутдинов А.Н., (алкин В.И. О возможностях прогноза нефтега-
зоносности юрских отложений вероятностно- статистическими ме-
тодами (на примере территории деятельности ТПП «Когалымнефте-
газ» // [еология, геофизика и разработка нефтяных и газовых место-
рождений. - 2009. - № 6. - С. 11-14.
5. Галкин В.И., Шайхутдинов А.Н. Построение статистических моде-
лей для прогноза дебитов по верхнеюрским отложениям Когалым-
ского региона//Нефтяное хозяйство. - 2010. - №1. - С. 52-54.
6. Иванов С.А., Расстегаев А.В., Галкин В.И. Анализ результатов при-
менения ГРП (на примере Повховского месторождения нефти) //
Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 7. -С. 54-57.
7. Путилов И.С., (алкин В.И. Применение вероятностного статистиче-
ского анализа для изучения фациальной зональности турне-фа-
менского карбонатного комплекса Сибирского месторожде-
ния//Нефтяное хозяйство. - 2007. - №9. - С. 112-114.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
63
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.58
© Коллектив авторов, 2012
Применение диагностических диаграмм
для оценки причин высокой обводненности скважин
С.Б. Денисов, д.т.н., И.В. Евдокимов (ОАО «ВНИИнефть»),
В.С. Рудая, к.г.-м.н., А.Г. Шерашова, к.г.-м.н.
(ООО «ОйдГеоЦентр»)
Water Control Diagnostic Plots Application to estimate causes of high water cut wells
S.B. Denisov, IV Evdokimov (VNIIneft ОАО, RF, Moscow)
VS. Rudayc, A.G. Sherashova (OilGeoCenter LLC, RF, Moscow)
The experience of application of diagnostic plots to assess the causes of premature water cut of wells at fields of Rus-
sia is considered. The yield data, water-oil ratio values, the production logging results were used for analysis. The as-
sessment of correspondence of results of assess the water cut causes by diagnostic plots with production logging data
are executed on the large volume of material.
Ключевые слова: обводненность, водонефтяной фактор, промыслово-геофизические исследования, диагности-
ческие диаграммы обводненности.
Адрес для связи: denisov@vniineft.ru
Анализ состояния фонда скважин является актуальной зада-
чей при разработке месторождений углеводородов. Выбы-
тие скважин из эксплуатации обусловлено высокой обвод-
ненностью. низкими дебитами нефти, аварийностью. Часть обвод-
нившихся добывающих скважин переводят в нагнетательный
фонд. На ранних стадиях разработки этот подход применяют к
большинству «нерентабельных» скважин. Проблема снижения об-
водненности скважин имеет большое экономическое значение в
связи с существенными непроизводительными затратами на добы-
чу и закачку воды для компенсации отборов жидкости.
Для нефтяной промышленности разработан широкий спектр
технических, методических и программных средств, позволяющих
установить причины отклонения фактических технологических
параметров эксплуатации скважин от расчетных. Это главным об-
разом промыслово-геофизические исследования (ПРИ), гидроди-
намические исследования скважин (ГДИС), анализ химического со-
става добываемых вод и др. Современные методы исследования
скважин в большинстве случаев позволяют определить причины
высокой обводненности и недостижения проектных дебитов на
время проведения исследований. В зависимости от причин откло-
нения режимов эксплуатации скважин от проектных выбираются
виды и методы ремонтных работ.
Основные причины обводненности связаны с нарушением ко-
лонн, заколонной циркуляцией, подтягиванием конуса подошвен-
ных вод и языков (конуса) законтурных вод, поступлением воды
по высокопроницаемым прослоям. В работе [1] эти причины и
методы их диагностики рассмотрены достаточно подробно. К со-
жалению, регулярному проведению геофизических исследований
скважин (ГИС) препятствует ряд технических причин, поэтому ис-
следования выполняют не так часто, как это необходимо для мо-
ниторинга работы фонда скважин. Регулярно изучаются техноло-
гические показатели разработки, на основе анализа которых раз-
работаны методики оценки причин обводнения скважин [1-4].
Одним из методов диагностики причин обводнения скважин яв-
ляются диагностические диаграммы [3], представляющие собой за-
висимости в билогарифмическом масштабе времени работы сква-
жин от водонефтяного фактора (ВНФ) и производной по времени
его изменения ВНФ'. Диагностические диаграммы позволяют по-
лучить эффективную интегральную диагностику по вертикали и
дифференцированную оценку динамики обводнения скважины.
На рис. 1, а показано изменение ВНФ и ВНФ' во времени при ко-
нусообразовании. Вначале отмечается рост ВНФ' и очень медлен-
ный - ВНФ. Затем ВНФ возрастает относительно быстро, а ВНФ'
стабилизируется. Далее стабилизируется ВНФ, а ВНФ' резко снижа-
ется. Кривые на рис. 1, б характерны при конусообразовании, пере-
ходящем в обводнение по прослою (в данном случае подъем водо-
нефтяного контакта (ВНК) выше нижних отверстий перфорации).
Начиная с 700 сут ВНФ и ВНФ' синхронно и относительно быстро
возрастают. В целом характер обводнения по прослою подобен об-
воднению по нескольким прослоям в результате разных причин
притока воды (от нагнетательных скважин, законтурная вода и др.).
При этом кривая ВНФ будег иметь ступенчатый вид, который хоро-
шо прослеживается на зависимостях с линейной шкалой времени.
На рис. 1, в приведен пример быстрого обводнения в результате, на-
пример, прорыва воды от нагнетательной скважины или законтур-
ной воды по высокопроницаемому прослою. При этом резко воз-
растают ВНФ и ВНФ' (момент «включения» обводненного прослоя в
скважине), которые затем постепенно увеличиваются. На рис. 1, г
показана диагностическая диаграмма обводнения реальной скважи-
ны. На завершающем этапе ее работы (последние дни) резко воз-
росли обводненность, ВНФ' и снизилась добыча нефти. Фактически
картина близка к начальной части изменена ВНФ и ВНФ' на рис. 1, в
Отличие заключается в том, что добыча нефти на рис.1, г практиче-
ски полностью блокируется. В работе [3] данный случай относят к
обводнению от источника вблизи скважины. Практически это
может быть обводнение по трещинам, порыв колонны против во-
доносного пласта, включение активной заколонной циркуляции
(катастрофическое обводнение).
В данной статье приводятся результаты выполненной авторами
систематизации результатов оценки причин обводнения по ре-
зультатам ПГИ и диагностическим диаграммам ВНФ и ВНФ' для
определения возможности выявления причин обводнения по ме-

03’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
РАЗРАБОТКА И ЭКСПАУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис.1. Рассчитанные на модели {а, б, в} и фактическая (г) диагностические диаграммы [3]
тодике [3] на месторождениях России. Проанализированы данные по
92 скважинам терригенного и карбонатного разрезов. По этим сква-
жинам имеются данные по истории их работы и результаты ПРИ.
Практически во всех скважинах эффект обводнения обусловлен ком-
плексом причин, устанавливаемых в результате выполнения геолого-
технических мероприятий (ГТМ).
Рассмотрим в качестве примера скв. 208, в которой разрез пред-
ставлен карбонатными породами верхнего девона со сложным
тие 2). Проведение оптимизации в феврале 2006 г. повысило дебит
нефти в 2 раза, незначительно увеличило дебит жидкости и не-
много снизило обводненность. Однако через 2 мес дебит нефти
стал резко снижаться, обводненность расти до 95-96 %. В сентябре
2006 г. была введена нагнетательная скважина. Изоляционные ра-
боты (ликвидация заколонных перетоков) в декабре 2006 г. - янва-
ре 2007 г. позволили несколько увеличить дебит нефти, более чем
в 3 раза уменьшить дебит жидкости, снизить обводненность до 70-
строением порового пространства. Скважина введена в разработку в
80 % (мероприятие 3).
июле 1987 г. фонтанным способом с дебитом нефти 13,5 т/сут при
ПГИ проводились в 1993, 1994 и 2006 г. Исследованиями 1993-
обводненности 13 % (рис. 2). Скважина расположена в чисто нефтя-
1994 гг. выделены три радиогеохимические аномалии в интервале
ной зоне залежи, вблизи тектонического нару-
шения, которое ограничивает залежь с юго-
востока. С северо-востока на расстоянии
1100-1200 м находятся внутренний и внеш-
ний контуры ВНК Около последнего пробу-
рена нагнетательная скважина. С ноября
1998 г. скв. 208 эксплуатируется с применени-
ем ЭЦН (см. рис. 2, мероприятие 1). При этом
дебит нефти увеличился в 4,5 раза по сравне-
нию с текущим и составил 21 т/сут, дебит жид-
кости возрос в 10 раз (до 70 т/сут) обводнен-
ность - в 2 раза (до 70 %). К сентябрю 2004 г.
дебит нефти снизился до 1,1 т/сут, дебит жид-
кости возрос до 72,7 т/сут, обводненность до-
стигла 98,5 %. Отсечение обводненного интер-
вала в октябре 2004 г. существенно улучшило
ситуацию: дебит нефти возрос до 13 т/сут, об-
водненность снизилась до 77,7 % (мероприя-
Рис. 2. Динамика технологических показателей и ГТМ (1 -3), проведенные в скв.208
03’2012	65
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
продуктивного пласта 3315-3327 м, установлен водонефтяной раздел
в его подошве. В 2006 г. ПРИ выполнялись перед изоляционными ра-
ботами (см. рис. 2, мероприятие 3). Результаты исследований показа-
ли, что при данном режиме закачки вода поступает в интервал 3315 -
3325 м, т.е. в интервал продуктивного пласта. К сожалению, на место-
рождении не были установлены зависимости для определения коэф-
фициента проницаемости по данным каротажа, что не позволило
выполнить прогноз возможных прослоев обводнения по результатам
корреляции разрезов нагнетательной и добывающей скважин.
Анализ изменений ВНФ и ВНФ' (рис. 3) позволил детально из-
учить динамику обводнения скважины. В первые 1100 сут работы
при накопленной добыче нефти 10 тыс. т в скважину поступала
вода, вероятнее всего, по заколонному пространству. При этом на
диагностической диаграмме сформировалась картина, близкая к
обводнению «конусом». В указанный период возрастал ВНФ и сни-
жался ВНФ'. Заколонный переток стабилизировался и создал фон
обводненности при ВНФ, равном единице.
Перевод скважины на механизированную добычу (см. рис. 3, ме-
роприятие 1) увеличил дебит нефти и жидкости, а также обвод-
ненность. Со временем возрастал как ВНФ, так и ВНФ'. По характе-
ру диагностических диаграмм обводненность связана с подтоком
законтурной воды по наиболее проницаемым прослоям (на этом
этапе нагнетательная скважина не была введена). Следовательно,
обводненность обусловлена подтоком конуса законтурной воды
по наиболее проницаемому прослою и ранее выявленным зако-
лонным перетоком. Таким образом, в результате увеличения темпа
отбора была подтянута законтурная вода, которая в значительной
мере блокировала работу нефтенасыщенных прослоев (снижение
и стабилизация на низком уровне добычи нефти, рост и стабили-
зация на высоком уровне обводненности, неустойчивая добыча
жидкости при дебите 60-70 т/сут).
После отсечения обводненного интервала (мероприятие 2)
скважина вышла на стабильный режим работы, дебит жидкости и
обводненность стали снижаться, дебит нефти начал расти. Однако
проведение оптимизации в начале 2006 г. привело к подтягиванию
языка законтурной воды и резкому росту ВНФ, ВНФ' и обводнен-
ности. Влияние введенной в 2006 г. нагнетательной скважины про-
явилось через 6 мес (см. рис. 2, кривая приемистости). После про-
ведения изоляционных работ в декабре 2006 г. - январе 2007 г. (ме-
роприятие 3) скв. 208 вышла на стабильный режим работы при об-
водненности менее 90 %. Этот режим соответствует режиму рабо-
ты скважины до оптимизации (мероприятие 2).
Смена насосного оборудования в октябре 2009 г. активизирова-
ла работу нефтенасыщенных прослоев, снизила обводненность и
увеличила дебит нефти (см. рис. 2). При этом ВНФ и ВНФ' умень-
шились. Через 4 мес дебит жидкости и обводненность продукции
начали возрастать, дебит нефти резко снизился. Увеличение про-
изводительности насосного оборудования в июне 2010 г. на фоне
роста обводненности и дебита жидкости при снижении дебита
нефти резко уменьшило дебит нефти, повысило обводненность до
98,5 % и дебит жидкости, т.е. привело к блокированию работы неф-
тенасыщенных прослоев. ВНФ возрос до 30-40. В работе [3] такой
случай относят к обводнению от источника вблизи скважины:
порыв колонны против водоносного пласта; включение активной
заколонной циркуляции (катастрофическое обводнение). Очевид-
но, что при этом согласно виду диагностической диаграммы и тен-
денции изменения технологических показателей разработки про-
ведение оптимизации без уточнения причин роста обводненности
является рискованным мероприятием.
Время работы скважины , сут
Рис. 3. Диагностическая диаграмма по скв. 208:
1-3- то же, что на рис. 2
В 91 % проанализированных скважин диагностические диаграммы
читались достаточно надежно, причем имеются скважины, в которых
причина обводнения одна и хорошо отражается на диаграммах. В
большинстве скважин требуется выполнять анализ последовательно
между соседними мероприятиями, что продемонстрировано на при-
мере скв. 208.
Попытки привязать оценку причин обводнения в соответствии с
диагностическими диаграммами к данным ПГИ не дали однозначно-
го результата. Причин несколько, в частности, избыточная лаконич-
ность заключений ПГИ (т.е. отсутствие конкретной информации),
нерегулярность проведения исследований, выполнение их не в
самый вызывающий интерес период эксплуатации скважины. Тем не
менее некоторая экспертная оценка соответствия заключений по
ПГИ и диагностических диаграммам показала, что в 35 % скважин
имеется идеальное соответствие, в 27 % - частичное, в 38 % - неин-
формативны диагностические диаграммы или данные ПГИ, либо
данные ПГИ и диагностических диаграмм противоречивы.
Выводы
1.	Диагностические диаграммы в комплексе с данными ПГИ, ГИС и
технологическими показателями разработки являются эффектив-
ным инструментом для оценки причин обводнения скважин и выбо-
ра мероприятий по снижению обводненности продукции.
2.	Интерпретацию диагностических диаграммам необходимо вы-
полнять как в целом за все время работы скважины, так и в интерва-
ле времени до и после проведения мероприятий.
3.	В системе комплексной интерпретации следует использовать
технологические показатели, данные ПГИ, обеспечивающие деталь-
ную характеристику работы скважин, диагностические диаграммы,
позволяющие получить интегральную характеристику работы сква-
жины в целом и дифференциальную характеристику ее работы во
времени, результаты сопоставления (корреляции) данных ГИС в виде
исходных кривых и кривых проницаемости, которые дают возмож-
ность оценить связность прослоев в межскважинном пространстве.
Список литературы
1.	Диагностика и ограничения водопритоков / Б.Бейли, М. Крабтри,
Д.Тайри (и др.)// Нефтяное обозрение. - 2001. - Т. 6. - №1. - С. 44-67.
2.	Меркулова Л.И., Гинзбург А.А. Графические методы анализа при
добыче нефти. - М.: Недра, 1986. -125 с.
3.	Chan K.S. Water Control Diagnostic Plots//SPE 30775.
4.	A Study of the Post-Breakthrouth Characteristics of Waterfloods/
LoK.K. (etal.) // SPE 20064.
66
03’2012
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.43
© Коллектив авторов, 2012
Эффективность применения потокоотклоняющих
технологий в нагнетательных скважинах
А.Я. Соркин, к.т.н., В.Е. Ступоченко, д.т.н., В.А. Кан
(ООО «НТЦ «КОРНТЕХ»),
С.А. Жданов, д.т.н. (ОАО «ВНИИнефть»)
The effectiveness of the use of flow deviation technology in injection wells
A.Ya. Sorkin, V.E. Stupochenko, V.A. Ken (KORNTEKH NIC ООО, RF, Moscow),
S.A. Zhdanov (VNIIneft ОАО, RF, Moscow)
The necessity of the use of flow deviation technologies for injected water moving control in heterogeneous reservoirs,
being at the late stage of development, is substantiated. Information and expert assessment is executed and rating
indices of the use of flow deviation technologies at injection wells stock in the main oil companies of the industry are
given. About 35 thousand treatments of injection wells are carried out with use of these technologies in the past few
years in the industry, that provided additional oil production more than 53 million tons. It is shown that there are signifi-
cant reserves for increasing the volume of the introduction of such technologies in some oil companies.
Ключевые слова: заводнение, потокоотклоняющие технологии, эффективность, рейтинг.
Адрес для связи: kornteh@mail.ru
Большинство нефтяных месторождений России разрабатыва-
ется с применением методов заводнения. Основные из них
уже вступили в позднюю стадию разработки, сопровождаю-
щуюся добычей огромных объемов воды. Только в 2010 г. вместе с
нефтью на поверхность было извлечено более 2,6 млрд, т воды.
Вынужденная добыча такого количества воды увеличивает себе-
стоимость добычи нефти. Иногда эксплуатация высокообводнен-
ных объектов находится на грани рентабельности. Указанные фак-
торы заставляют нефтяные компании искать пути решения данной
проблемы.
В соответствии с практикой, сложившейся в последние годы у
некоторых недропользователей, нерентабельные обводненные
скважины часто преждевременно останавливаются, при этом не-
достающая добыча нефти компенсируется за счет других высоко-
дебитных скважин с нарушением требований проектных докумен-
тов. В результате разбалансировки системы разработки возникают
дополнительные неконтролируемые прорывы закачиваемой и
пластовой вод, что приводит к уменьшению нефтеотдачи и потере
запасов, остающихся в недрах.
Вместе с тем существует целый ряд технологически и экономи-
чески обоснованных методов борьбы с преждевременным обвод-
нением скважин и объектов. Одним из таких действенных мето-
дов, направленных на сокращение отборов воды, стабилизацию
добычи нефти, вовлечение в эксплуатацию слабодренируемых и
недренируемых запасов нефти и улучшение экономических пока-
зателей разработки объектов, находящихся на поздней стадии экс-
плуатации, является физико-химическое воздействие на пласт. На
практике метод реализуется посредством обработок нагнетатель-
ных скважин потокорегулирующими композициями, направлен-
ными на выравнивание профилей приемистости (ВПП), перерас-
пределение фильтрационных потоков в пласте и в итоге на сни-
жение естественной и техногенной неоднородности продуктивно-
го коллектора. Закачиваемая после этого в пласт вода поступает в
ранее не охваченные заводнением прослои и зоны, увеличивая
нефтяш
таким образом коэффициент охвата и вовлекая в разработку не-
дренируемые и слабодренируемые запасы.
Результаты анализа показывают, что к настоящему времени про-
мышленную апробацию прошли более 400 различных потокоотк-
лоняющих технологий, из которых сегодня достаточно широко
используются около 100. При этом большинство применяемых
технологий имеет достаточно хорошее физико-химическое и ла-
бораторное обоснование целесообразности применения, а также
высокие технико-экономические показатели внедрения. Специа-
листы большинства нефтедобывающих компаний об этом осве-
домлены, в связи с чем умело и грамотно используют потокоотк-
лоняющие технологии в своей работе. За последние 5 лет на неф-
тяных месторождениях страны выполнено около 35 тыс. операций
по применению потокоотклоняющих технологий, обеспечивших
дополнительную добычу нефти (по данным нефтяных компаний)
более 53 млн. т. Только в 2010 г. было проведено более 7200 опера-
ций со средней удельной эффективностью 1,6 тыс. т на одну обра-
ботку.
Однако объемы и эффективность таких обработок значительно
различаются как по нефтедобывающим районам, так и по нефте-
добывающим предприятиям. Вместе с тем эти показатели в значи-
тельной степени отражают состояние и качество работ с фондом
скважин, особенно на средней и поздней стадиях разработки неф-
тяных месторождений.
Авторы данной статьи несколько лет тому назад уже делали по-
пытку выполнить информационно-экспертную оценку работ по
применению потокоотклоняющих технологий в основных нефтя-
ных компаниях страны [1]. Анализ осуществлялся по шести пока-
зателям:
1)	удельная эффективность обработок - отношение дополни-
тельной добычи нефти к числу обработок за анализируемый пе-
риод;
2)	охват обработками фонда скважин - отношение числа обра-
боток к числу действующих добывающих скважин;
ОЕ ХОЗЯЙСТВО 03’2012	67
РАЗРАБОТКА И ЗКСПАУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
нефтяным компаниям, за исключением ОАО
«НК «Роснефть» и ОАО «ТНК-ВР», объемы
применения составили 9,Ы2,5 %.
По эффективности работ несомненное
лидерство также принадлежит ОАО «Сургут-
нефтегаз», 54 % нефти, дополнительно добы-
той с применением потокоотклоняющих
технологий на нефтяных месторождениях
девяти компаний, было получено на объ-
ектах ОАО «Сургутнефтегаз». Второе и
третье места по этой позиции в рейтинге за-
нимают соответственно ОАО «Татнефть» и
ОАО «ЛУКОЙЛ». Однако при учете общей до-
бычи нефти по компаниям на третье место
выходит ОАО АНК «Башнефть», оттесняя
ОАО «ЛУКОЙЛ» на четвертую позицию
В таблице представлены итоговые рейтин-
говые показатели, на рис. 2 показано рас-
Рис. 1. Распределение объемов применения (а, б) и эффективности (в, г) потокоотклояющих техно- пределение суммарных рейтинговых пока-
логий по нефтяным компаниям, %:	зателей применения потокоотклоняющих
а, б - объем применения соответственно за последние 5 лет и с учетом действующего фонда, в, г - эффек- TPYunnnrM* ппгпепные S пет пл пркяты
тивность применения соответственно за последние 5 лет и с учетом добычи нефти
нефтяным компаниям.
3)	удельная добыча на фонд скважин - отношение дополнитель-
ной добычи нефти к числу действующих добывающих скважин;
4)	удельная добыча на общую добычу нефти - отношение до-
полнительной добычи к общей добыче нефти по компании;
5)	число обработок;
6)	объем дополнительной добычи нефти за счет обработок.
На основании экспертной оценки был установлен удельный вес
(коэффициент значимости) каждого из перечисленных выше по-
казателей: первый показатель имел коэффициент значимости 1,0;
второй и четвертый - 0,9; третий - 0,7; пятый и шестой - 0,5. По
каждому показателю определялся рейтинговый параметр от 10 до
1, который соответствовал величине этого показателя от наиболь-
шего к наименьшему. Затем рейтинговые параметры по показате-
лям умножались на соответствующие коэффициенты значимости
и суммировались.
В настоящее время эти исследования повторяются с оценкой ак-
тивности вертикально интегрированных нефтяных компаний от-
расли с точки зрения использования потокоотклоняющих техно-
логий за последние 5 лет. Методика анализа осталась практически
неизменной, за исключением ввода еще одного (седьмого) показа-
теля: охвата обработками нагнетательного фонда скважин - отно-
шения числа обработок к числу действующих нагнетательных
скважин с коэффициентом значимости 0,9.
Так же, как и раньше, исследования выполнялись на основании
сведений, опубликованных в открытой печати [2-9], представлен-
ных на конференциях и выставках, в материалах и отчетах компа-
ний, а также в сети Интернет. На рис. 1 показано распределение
объемов применения и технологической эффективности работ с
использованием потокоотклонителей по девяти нефтяным компа-
ниям отрасли за последние 5 лет. Из него видно, что наибольшее
число работ было выполнено на месторождениях ОАО «Сургут-
нефтегаз», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Татнефть» и ОАО АНК «Башнефть».
Однако с учетом действующего нагнетательного фонда в компа-
ниях картина несколько меняется. ОАО «Сургутнефтегаз» по-преж-
нему находится на первом месте в этом показателе рейтинга, а на
вторую позицию выходит ОАО «Газпром нефть». По остальным
Как следует из представленного материала, более последовательно
и системно потокоотклоняющие технологии на нагнетательном
фонде скважин применялись в последние годы на месторождениях
ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Татнефть», ОАО «ЛУКОЙЛ»,
ОАО «Газпром нефть», ОАО АНК «Башнефть» и ОАО НК «РуссНефть»
При этом необходимо отметить, что в 2000-2002 гг. первые три из
указанных компаний и ОАО АНК «Башнефть» также занимали верх-
Нефтяная компания	Рейтинговые показатели применения потокоотклоняющих технологий					
	2006г. 2007 г. 12008 г. 12009 г. 12010 г. | Итого					
ОАО АНК «Башнефть»						
ОАО «Газпром нефть»	I 31,5	30,3	31,2	27,7	30,9	151,6
ОАО «ЛУКОЙЛ»	26,8	33,3	32,7	34,6	32,9	160,3
ОАО «НК «Роснефть»	15,9	13,8	12,2	13,2	13,9	69,0
ОАО НК «РуссНефть»	25,6	22,8	22,8	20,1	23,9	115,2
ОАО «Славнефть»	11,1	22,5	22,1	25,8 ]	18,4	99,9
ОАО «Сургут- нефтегаз»	48,6	48,6	48,6	47,6	46,6	240,0
ОАО «Татнефть»	40,4	36,9	35,4	36,5	36,2	185,4
ОАО «ТНК-ВР»	12,9	9,4	14,5	14,0	14,8	65,6
19,8
□ Славнефть
D Газпром нефть
И Башнефть
 ТНК-ВР
В Сургутнефтегаз
Я Роснефть
□ ЛУКОЙЛ
Я Татнефть
В РуссНефть
Рис. 2. Распределение суммарных рейтинговых показателей применения
потокоотклоняющих технологий за последние 5 лет (%) по нефтяным ком-
паниям
68
03’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ПОЗДРАВЛЯЕМ ЮБИЛЯРА
нис строчки рейтинговых показателей. В некото-
рых других нефтяных компаниях интерес к таким
технологиям явно недостаточный, несмотря на то,
что многолетний опыт применения потокооткло-
няющих технологий на месторождениях страны
показывает их эффективность для поддержания ба-
зовой добычи и довыработки остаточных запасов
нефти, сосредоточенных в высокообводненных
нефтяных пластах.
Станиславу
Анатольевичу
Жданову -
70 лет!
Список литературы
1	Эффективность применения физико-химических
технологий воздействия в нагнетательных скважи-
нах/А.Я Соркин, С.А. Жданов, В.А. Кан
(и др.)//Нефтяное хозяйство. - 2004. - №4. - С. 64-66
2.	Шамгунов Р. КИН и дополнительная добыча будут
расти// Нефтегазовая вертикаль. - 2007. - № 14. -
С 102-104.
3	Применение методов увеличения нефтеотдачи
при разработке месторождений ОАО «Тат-
нефть»/Р.С. Хисамов, И.Н. Файзуллин, Р.Р. Ибатул-
лин (и др.)//Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 7. -
С 32-35
4.	Шелепов В.В. Новые технологии для повышения
нефтеотдачи в проектных документах, рассматри-
ваемых ЦКР Роснедра// III Международный на-
учный симпозиум «Теория и практика применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов». - Т.1. -
М.: ОАО «ВНИИнефть», 2011.- С.З.
5.	Афанасьев И.С., Сергейчев А.В., Тимонов А.В
Повышение нефтеотдачи на месторождениях
ОАО «НК «Роснефть»//Ш Международный научный
симпозиум «Теория и практика применения мето-
дов увеличения нефтеотдачи пластов». - Т.1. - М/
ОАО «ВНИИнефть», 2011. - С. 7-14.
6.	Муляк В.В., Чертенков М.В., Веремко Н.А Роль
методов повышения нефтеотдачи пластов и пер-
спективы их применения на месторождениях груп-
пы «ЛУКОЙЛ»//1П Международный научный симпо-
зиум «Теория и практика применения методов уве-
личения нефтеотдачи пластов». - Т.1. - М,-
ОАО «ВНИИнефть», 2011.- С. 27-28.
7.	Савельев В.А Стратегия разработки и приме-
нения инновационных методов увеличения нефте-
отдачи на объектах ОАО «Газпром нефть»//
III Международный научный симпозиум «Теория и
практика применения методов увеличения неф-
теотдачи пластов». - Т.1. - М.: ОАО «ВНИИнефть»,
2011.-С. 29-33.
8 Применение методов повышения нефтеотдачи
и адресных обработок скважин на месторожде-
ниях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»/
Ю.В.Шульев, М.А.Виноходов, Д.Ю.Крянев (и др.) /
III Международный научный симпозиум «Теория и
практика применения методов увеличения неф-
теотдачи пластов». - Т.1. - М.: ОАО «ВНИИнефть»,
2011.-С. 58-63.
9 Роль методов увеличения нефтеотдачи в добыче
нефти на месторождениях ОАО АНК «Баш-
нефты>/Ю.В. Лукьянов, А.В. Шувалов, А.А. Сулейма-
нов (и др.) //II Международный научный симпозиум
«Теория и практика применения методов увеличе-
ния нефтеотдачи пластов». - Т.1. - М.: ОАО «ВНИИ-
нефть», 2009.-С. 77-82.
15 марта 2012 г. исполнилось 70 лет первому заместителю ге-
нерального директора ОАО «ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова»,
доктору технических наук, профессору Станиславу Анатольевичу
Жданову.
С.А. Жданов родился в г. Октябрьском Б АССР, в 1965 г. окончил
Московский институт нефтехимической и газовой промышленно-
сти им. И.М. Губкина. В 1970 г. он поступил в аспирантуру ВНИИ-
нефти и одновременно на Инженерный меха ни ко-математиче-
ский факультет МГУ им. М.В. Ломоносова.
В 1972 г. Станислав Анатольевич защитил кандидатскую дис-
сертацию и продолжил свою деятельность во ВНИИ нефти, где
прошел путь от младшего научного сотрудника до заместителя ге-
нерального директора. В 1989 г. он защитил диссертацию на со-
искание ученой степени доктора технических наук.
Научные интересы С.А. Жданова связаны с широким кругом
проблем в области разработки нефтяных месторождений. Им
впервые в стране теоретически и экспериментально обоснованы
механизм и эффективность нового метода разработки залежей
нефти повышенной и средней вязкости - влажное внутри пласто-
вое горение. Результаты его исследований в дальнейшем послу-
жили основой для применения данного метода на нескольких
нефтяных месторождениях.
С.А. Ждановым впервые проведены основополагающие иссле-
дования по научно-методическому обоснованию перспектив раз-
вития МУН в стране, систематизация их технологий, созданы ин-
формационно-аналитические банки данных и автоматизирован-
ная система подбора наиболее эффективных технологий воздей-
ствия на пласт и призабойную зону скважин. Его работы в этой
области стали частью отраслевых РД и корпоративных методик.
Исследования С.А. Жданова в области дополнительного из-
влечения нефти из ранее заводненных пластов, содержащих ма-
ловязкие нефти, позволили в значительной степени уточнить ме-
ханизм нефтевытеснения оторочками композиций химических
реагентов, а также газовыми агентами, что привело к созданию
новых оригинальных технологий.
Станислав Анатольевич - автор 200 печатных работ, моногра-
фий, ряда изобретений. В течение многих лет он преподает в РГУ
нефти и газа им. И.М. Губкина, ведет большую научно-обществен-
ную работу, является членом нескольких научно-технических со
ветов и комиссий, заместителем председателя московской неф-
тяной секции ЦКР Роснедра по У ВС. Станислав Анатольевич вхо-
дит в редколлегию журнала «Нефтяное хозяйство». Его заслуги от-
мечены медалями и почетными званиями и знаками. Последняя
награда - звание «Заслуженный деятель науки РФ» присвоено
ему в феврале 2012 г.
Уважаемый Станислав Я напил шеви ч!
От всей души поздравляем Вас с Юбилеем!
Желаем Вам дальнейших творческих успехов,
здоровья, счастья и благополучия
Ван и Ваш пн близким!
Коллектив ОАО «ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова,,
редакционная коллегия и коллектив редакции
журнала «Нефтяное хозяйство», коллеги и друзья
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО *

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.1/4
© В.И. Галкин, Г.П. Хижняк, 2012
О ВЛИЯНИИ ЛИТОЛОГИИ
на коэффициент вытеснения нефти водой
В.И. Галкин, д.г.-м.н. (Пермский национальный
исследовательский политехнический университет),
Г.П. Хижняк, к.т.н. (Филиал ООО «ЛУКОИЛ-Инжиниринг»
«ПермНИПИнефть» в г. Перми)
On the influence of lithology on the water-oil displacement efficiency
VI. Galkin (State National Research Polytechnic University of Perm, RE Perm),
G.R Khizhnyak (PermNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Perm, RF, Perm)
The technique which allows to estimate the displacement efficiency by a complex parameter, including the absolute
permeability and the fraction of stagnant zones of the pore space of reservoir rocks, without direct physical modeling
of oil displacement process, is suggested.
Ключевые слова: коэффициент вытеснения, проницаемость, застойные зоны, терригенные и карбонатные
породы.
Адрес для связи: vgalkina@pstu.ru
Коэффициент’ выт еснения нефти водой ХВЫ1 наряду с коэф-
фициентом охвата является основным показателем эф-
фективности разработки нефтяных месторождений мето-
дом заводнения. Его необходимо знать на этапе разведочных
работ, при подсчете извлекаемых запасов нефти, составлении
технологических схем и проектов разработки.
Основным методом определения Квыт является метод лабора-
торного моделирования согласно ОСТ 39-195-86. «Нефть. Метод
определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабора-
торных условиях». В качестве моделей пласта используются со-
ставные образцы, содержащие 10-15 цилиндров из керна изучае-
мого объекта. Для каждого объекта разработки А*выт следует опре-
делять на нескольких моделях, проницаемость которых больше
среднего значения проницаемости пласта. Это условие не всегда
выполнимо, поскольку вынос керна ограничен, особенно из эф-
фективной нефтенасыщенной части разреза. Кроме того, в по-
следние годы возросло число мелких месторождений, по кото-
рым на поисково-разведочной стадии количество кернового ма-
териала минимально или его практически нет. Поэтому актуаль-
ной является задача оценки ^ыт без непосредственного физиче-
ского моделирования процесса извлечения нефти.
Одним из важнейших параметров, влияющих на коэффициент
вытеснения, является проницаемость коллектора. Величина A*BbI1
зависит не только от этого параметра, но и от микроструктурных
особенностей коллектора, в первую очередь от размера застой-
ных зон порового пространства. Кроме неоднородности коллек-
тора, химического состава флюидов, температуры и других фак-
торов на объем нефти, вытесненный водой из пористой среды,
влияет литология [1].
Для коллекции образцов керна, состоящей из 47 образцов тер-
ригенных и 37 образцов карбонатных коллекторов, были из-
учены связи Л*выт с абсолютной проницаемостью для газа &прг и
долей застойных зон порового пространства схм, определенной
методом «метки» [2]. Значения Л*ВЬ1Т оценивались методом цен-
трифугирования при соблюдении условий приближенного лабо-
раторного моделирования. Проницаемость исследованных об-
разцов терригенных коллекторов изменялась от 0,0013 до
5,2051 мкм2, карбонатных - от 0,0011 до 0,6608 мкм2.
Для всей совокупности образцов керна наблюдается достаточ-
но тесная корреляционная связь между /Свыт и &пр1 (рис. 1, я) с
коэффициентом детерминации R2.
Однако анализ этой связи показал, что данное корреляцион-
ное поле состоит из двух подполей, одно из которых представ-
лено терригенными, другое - карбонатными коллекторами
Установлено, что для обоих классов коллекторов существуют
положительные статистически значимые корреляции между
/СВЫ1 и ^пР I (см- Рис-10- При высоких коэффициентах детер-
минации уравнений, приведенных на рис. 1, б, угловые коэф-
фициенты достаточно близки, а свободные члены значительно
различаются.
Аналогичные исследования проведены для определения стати-
стических связей между Кш>1 и показателем ам. Для терригенных и
карбонатных пород присутствует обратная связь, приведенная на
рис. 2, а (г - коэффициент корреляции). При сохранении общей
тенденции к уменьшению /<BblT при увеличении ам наблюдается
дифференциация их соотношений для терригенных и карбонат-
ных коллекторов (см. рис. 2, б). Угловые коэффициенты приведен-
ных уравнений различаются в 2 раза.
70
03’2012
Для учета совместного влияния проницаемости и доли за-
стойных зон терригенных и карбонатных коллекторов на /<выт
последовательно были проведены линейные дискриминантный
и регрессионный анализы. Теоретические предпосылки приме-
нения данных методов для решения подобных прогнозных
задач даны в работе [3], а примеры использования - в работах
[4-6]. Многомерное уравнение регрессии для определения
коэффициента литологии /Слит имеет следующий вид:
^ит = 1,283 - 0,037 1g &пр - 2,114 ам, /?2=0,98.
По данной формуле были вычислены значения Клт для терри-
генных и карбонатных пород, определены средние значения, а
также критерий Стьюдента t и доверительная вероятность р
(см. таблицу). Из таблицы видно, что средние значения по разра-
ботанному критерию /Слит для терригенных и карбонатных
Показатели	Коллекторы		Критерии f Р
	терригенные	карбонатнье	
ig V	1,977+0.867	1,450+0.696	2,198309 0,031669
«ы	0,270+0.061	0,340+0.094	-3,01628 0 003707
	0,627±0,124	0,463±0,085	5,031183 0,000004
А™	0.640±0,102	0,512+0,179	3,038984 0,003478
03'2012
71
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
пород различаются несколько больше, чем по параметрам &11р1 и
ам. На рис. 3 приведены корреляционные поля между и Алш
Из него видно, что различие корреляционной связи /<лит с KBbll
для терригенных и карбонатных пород.
Выводы
1. Комплексный параметр - коэффициент литологии, по-раз-
ному влияет на коэффициент вытеснения для терригенных и
карбонатных пород.
2. Разработанные статистические модели позволяют оцени-
вать коэффициент вытеснения по этому комплексному парамет-
ру без непосредственного физического моделирования процес-
са вытеснения нефти.
Список литературы
1.	Юркив Н.И. Физико-химические основы нефтеизвлечения - М
ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. - 336 с.
2.	А.с. СССР№ 706750, кл G01N15/08. Способ определения па-
раметров тупиковых зон порового пространства пород-коллек-
торов / Б.И Тульбович, Г.П Хижняк № 2646947, заявл 18.07.78,
опубл. 30.12.79.
3.	Галкин В.И., Растегаев А В, Галкин С.В. Вероятностно-стати-
стическая оценка нефтегазоносности локальных структур -
Екатеринбург- Пермский государственный технический уни-
верситет, 2001. - 277 с.
4.	Оценка возможностей определения коэффициентов из-
влечения нефти по обобщенным статистическим моделям
(на примере территории Пермского края)/ В.И Галкин,
С.В. Галкин, А.Н. Аношкин, И.А. Акимов//Геология, геофизика
и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007 -
№10.-С. 51-53.
5.	Путилов И.С., Галкин В.И. Применение вероятностного ста-
тистического анализа для изучения фациальной зональности
турне-фаменского карбонатного комплекса Сибирского ме-
сторождения Ц Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 9. -
С.112-114.
6	Построение статистических моделей оценки извлечения
нефти для эксплуатационных объектов Пермского Прикамья/
В.И. Галкин, С.В. Галкин, В.Л. Воеводкин, В.Г. Пермяков // Неф-
тяное хозяйство. - 2011. - № 2. - С. 86-88.
БИБЛИОТЕКА НЕФТЯНОГО ИНЖИНИРИНГА
ОАО «НК «Роснефть»
Анализ рисков и управление
нефтегазопоисковыми проектами
Роуз Питер Р.
Москва-Ижевск: l/IKI/l, SO11. - 304 с. Переплет.
Серия «Библиотека нефтяного инжиниринга»
ISBN 978-5-4344-0035-0
В книге Питера Роуза последовательно изложены основные принципы и методы анализа рисков в геолого-
разведке и детально рассмотрены вопросы их практического применения при планировании и проведении
геолого-разведочных работ на нефть и газ. В России подобных работ, аналогичных по полноте изложения во-
просов оценки геологических рисков, фактически нет.
Книга будет очень полезна широкому кругу специалистов, занимающихся нефтегазопоисковыми проектами,
а также руководителям компаний. Студентам и аспирантам она позволит изучить методы применения веро-
ятностных методов для решения задач поиска и разведки месторождений нефти и газа.
ИНТЕРЕСУЮЩИЕ ВАС КНИГИ ИЗДАТЕЛЬСТВА «ИНСТИТУТ
КОМПЬЮТЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ» МОЖНО ЗАКАЗАТЬ
через Интернет-магазин MATHESIS http://shop.rcd.ru
или по электронной почте rhd-m@mail.ru
Наши представительства:
Москва, Институт машиноведения им. А. А. Благонравова РАН
ул. Бардина, д. 4, корп. 3, к. 414, тел.: (495) 641-69-38, факс: (499) 135-54-37
Ижевск, Удмуртский государственный университет
ул. Университетская, д. 1, корп. 4, к. 211, тел./факс: (3412) 50-02-95
72
03’2012
Международная конференция
ИНМЕСТОР-2012
"ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ:
МИРОВАЯ ПРАКТИКА И СОВРЕМЕННЫЕ
ТЕХНОЛОГИИ"
oilconference.ru
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
УДК 622.276.63
© Коллектив авторов, 2012
Разработка усовершенствованных кислотных
стимулирующих композиций «КСК-Татнефть»
Р.М. Рахманов, Ф.З. Исмагилов, Г.Н. Фархутдинов,
А.И. Хисамутдинов (ОАО «Татнефть»),
М.Х. Мусабиров, д.т.н,, Э.М. Абусалимов (ТатНИПИнефть)
Development of KSK-Tatneft improved acidizing compositions
R.M. Rakhmonov, F.Z. Ismagilov, G.N. Farkhutdinov, A.I. Khisamutdinov (Tatneft ОАО, RF, Almetyevsk),
M.Kh. Musabirov, E.M. Abusalimov (TatNIPIneft, RF, Bugulma)
Tatneft ОАО has developed new improved acidizing compositions referred to as KSK. The paper presents data on com-
position and physicochemical characteristics thereof, as well as different application scenarios, geotechnical condi-
tions of application, and results of pilot tests. Analysis of commercial application of KSK compositions in Tatneft assets
will be discussed in subsequent publications.
Ключевые слова: кислотные композиции, стимуляция скважин, рецептуры кислотного состава, скорость реак-
ции, отклонение кислоты
Адрес для связи: musabirov@tatnipi.ru
Повышение эффективности кислотных обработок карбо-
натных и терригенных нефтяных пластов-коллекторов,
эксплуатируемых условно вертикальными и горизонталь-
ными сквая&йами, разработка новых технологий увеличения
продуктивности этих объектов, несомненно, являются актуаль-
ными научно-техническими задачами для всех нефтедобываю-
щих компаний отрасли, в том числе для ОАО «Татнефть».
Традиционные технологии закачки в продуктивные пласты
соляной кислоты и глинокислоты не отвечают современным
требованиям в осложненных условиях завершающего периода
разработки месторождений [1, 2]. Необходимо учитывать
целый ряд новых критериев как по физико-химическим свой-
ствам кислотных составов, так и по технологическим парамет-
рам процесса обработки пластов. Кроме того, появился фонд
скважин сложной архитектуры с горизонтальными, боковыми,
радиальными стволами, а также многозабойных. Причем «ста-
рый» фонд скважин (с традиционной вертикальной и наклонно
направленной проводкой ствола) после многократных физико-
химических обработок призабойной зоны (ОПЗ) пластов тре-
бует разработки и применения новых технологий, обеспечи-
вающих регулирование глубины кислотного воздействия, се-
лективное отклонение кислоты в расчетные интервалы пластов
(по толщине), исключение целого ряда негативных побочных
процессов (коррозии оборудования, вторичного высаживания
в пласте кольматантов, образования эмульсий, гелевых осадков
и др.), предварительное удаление высокомолекулярных смоло-
асфальтеновых отложений (при наличии в пласте), полный
вынос продуктов реакций в период освоения и др. [1-3]. Нема-
ловажным требованием становится снижение затрат при про-
ведении ОПЗ за счет комплексирования технологических опе-
раций в одном процессе.
Анализ тенденций развития кислотных составов показывает, что
основным современным направлением совершенствования кисло-
тосодержащих рабочих жидкостей становится разработка много-
компонентных рецептур комплексного действия (см. рисунок).
Причем область применения кислотных составов все время расши-
ряется: они широко используются не только в традиционных тех-
нологиях ОПЗ и стимуляции скважин, но и при освоении, опробо-
вании и вызове притока после вскрытия пластов, в процессах под-
ключения в разработку низкопроницаемых невыработанных зон,
неработающих прослоев, а также как вспомогательные или проме-
жуточные операции при капитальном ремонте скважин (КРС) и
реализации методов увеличения нефтеотдачи (МУН).
С учетом рассмотренных аспектов, на основе анализа и обоб-
щения многолетнего опыта применения технологий кислотных
обработок и МУН в ОАО «Татнефть» разработаны новые кислот-
ные стимулирующие композиции («КСК-Татнефть»), промышлен-
ный выпуск которых освоен ООО «ТатнефтьХимСервис» [4]. По
своим основным физико-химическим свойствам композиции
«КСК» не уступают, а по некоторым параметрам превосходят ана-
логи (типа СНПХ, РДН, КСПЭО, РИНГО и др.). Составы (варианты
рецептур) «КСК» являются объектом интеллектуальной собствен-
ности ОАО «Татнефть», технологические аспекты их применения
защищены нормативно-правовыми документами [5].
Рецептуры состава ЖСК»
В результате проведенных научно-исследовательских работ
разработан универсальный многоцелевой кислотный состав с
улучшенными технологическими свойствами за счет увеличения
диапазона регулирования скорости реакции и динамической
вязкости, предотвращения выпадения кольматирующих гелеоб-
разных осадков, ингибирования процесса образования эмульсий
и выноса продуктов реакций из пласта при освоении.
74
03’2012
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Классификация кислотных составов
Синтезированный состав «КСК» включает четыре рецептуры
(марки), содержащие минеральные и органические кислоты,
ПАВ, спирты, полимеры, замедлители реакций [4, 5].
1.	Марка КСМД (кислотный состав медленного действия) со-
держит соляную (основа), уксусную кислоты, лигносульфонаты
технические, деэмульгатор водорастворимый, кубовые остатки
бутиловых спиртов или изопропиловый спирт.
2.	Марка ПАКС (поверхностно-активный кислотный состав)
включает соляную кислоту (основа), ПАВ (препараты ФЛЭК-ДГ-002
или МЛ-81 Б), кубовые остатки бутиловых спиртов или изопропило-
вый спирт, водорастворимый деэмульгатор и уксусную кислоту.
3.	Марка ВЗКС (вязкий загущенный кислотный состав) содер-
жит соляную кислоту (основа), полимер-загуститель (например,
ПАА), водорастворимый деэмульгатор и уксусную кислоту.
4.	Марка ГКК (глинокислотная композиция) включает соляную
и фтористоводородную кислоты (основа), а также уксусную кис-
лоту, водорастворимый деэмульгатор и кубовые остатки бутило-
вых спиртов или изопропиловый спирт.
Увеличение диапазона регулируемых технологических
свойств и области применения состава «КСК» достигается введе-
нием в основной компонент (соляную кислоту или глинокисло-
ту) нового набора ингредиентов при их оптимальном соотноше-
нии. Так, сочетание компонентов в рецептуре КСМД даст воз-
можность регулировать скорость реакции с карбонатами (ско-
рость реакции по сравнению с традиционными составами в 30-
50 раз ниже). В основе этого эффекта лежит способность компо-
нентов лигносульфонатов технических (соли лигносульфоно-
вых кислот, моносульфитный щелок, сахара, остатки целлюлозы,
другие высокомолекулярные соединения) адсорбироваться на
поверхности породы, создавая экранирующий слой Кубовые
остатки бутиловых спиртов и изопропиловый спирт усиливают
эффект за счет изменения смачиваемости поверхности породы
Для некоторых низкопроницаемых пород с преобладанием по-
ровой матрицы при проведении технологических операций по
поверхностной стимуляции коллектора требуется небольшое за-
медление скорости реакции при увеличении смачивающей и про-
никающей способности. Для этих целей предназначена марка
ПАКС. За счет включения в рецептуру спиртосодержащих компо-
нентов и ПАВ при определенных соотношениях ингредиентов ре-
гулируются скорость реакции, вязкость, межфазное натяжение
При этом скорость реакции замедляется в 2-6 раз, динамическая
вязкость увеличивается в 2-4 раза (по сравнению с чистой соляной
кислотой), межфазное натяжение снижается в 2-3 раза (по сравне-
нию с известными составами, применяемыми в ОАО «Татнефть»)
Марка ГКК обеспечивает обработку терригенных песчаников,
а также глинизированных карбонатных отложений, что значи-
тельно расширяет область использования состава «КСК».
Рецептура ВЗКС обеспечивает увеличение диапазона регу-
лирования вязкости от 50 мПа-c при различных скоростях
сдвига, при одновременном снижении скорости реакции в 6-
15 раз по сравнению с чистой соляной кислотой. Это повы-
шает эффективность таких операций, как направленные кис-
лотные обработки, кислотный гидроразрыв пласта (ГРП), глу-
бокие кислотные обработки, кислотное гидромониторное
вскрытие и обработка пласта и ряда других операций, а также
расширяет область применения в зависимости от геолого-фи-
зических условий (от трещиновато-поровых до кавернозно-
трещиноватых объектов).
03’2072
75
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Основные физико-химические свойства ЖСК»
В табл 1 приведены основные физико-химические и техно-
логические параметры разработанных рецептур. Из нее видно,
что состав «КСК» обладает широким диапазоном регулирования
скорости реакции и динамической вязкости. Так, у применяе-
мых в ОАО «Татнефть» составов вязкость регулируется в преде-
лах 35-100 мПа-c, у нового состава - 10-2250 мПа-с.
Таблица 1
Рецептура	Вязкость, мПас	Скорость растворения, кг/(м2*ч)	Межфазное натяжение, мН/м	Вязкость продуктов реакции (с нефтью), мПа* с
КСМД	25	0,60	0,9	22
	31	0,55	0,8	21
	38	0,41	0,7	23_
	45	0,25	0,55	24
ПАКС ГКК	18	1,10	0,08	18
	20	0,98	0,12	12
	15	1,20	0,14	16
	10	1,40	0,10	17
	17	0,35*	0,38	23
	19	№	0,42	25
	21	0,36’	0,43	24
	23	0,4Г	0,45	25
ВЗКС	_50-75	1,50	0,71	28	1
	2000-2250	0,70	0,89	24
	1850-2010	0,72	0,61	29
	70-110	1,20	0,42	30
	980-1200	1,10	0,53	31
	1180-1420	0,98	0,62	28
	180-310	0,92	0,78	23
	480-920	0,88	0,58	25
*Растворяемый материал - терригенный песчаник, во всех остальных опытах -
природный карбонат кальция
Состав «КСК» можно применять при проведении всех извест-
ных технологических операций по кислотной стимуляции сква-
жин и пластов. В зависимости от целевого назначения и предпо-
лагаемого вида воздействия на пласт можно подобрать наиболее
эффективную рецептуру.
Области применения «КСК»
Состав «КСК» предназначен для интенсификации добычи
нефти из карбонатных коллекторов порового, трещиноватого,
кавернозного типов и их разнообразных сочетаний, а также тер-
ригенных пластов путем кислотной стимуляции и увеличения
проницаемости призабойной зоны и удаленных интервалов пла-
стов-коллекторов.
Марка КСМД разработана для управляемой направленно-глу-
бокой обработки карбонатных коллекторов. Технология предпо-
лагает последовательную закачку нефтекислотной эмульсии, чи-
стой соляной кислоты и КСМД. Применение КСМД на порядок
снижает скорость реакции соляной кислоты с породой. Благода-
ря этому достигается транспортирование кислоты по трещинам
в глубь пласта, что позволяет повысить охват пласта воздействи-
ем и увеличить область дренирования скважины.
КСМД может эффективно применяться в процессе глубоких
солянокислотных обработок (СКО) с отклонением кислот от
трещиноватых интервалов, кислотного ГРП, 0113 горизонталь-
ных скважин
Марка ПАКС предназначена для кислотной обработки порово-
трещиноватых карбонатных коллекторов. Технология предпола-
гает закачку в пласт с большой скоростью ПАКС, создание ото-
рочки и ее продавку в глубь пласта. При наличии зональной вер-
тикальной неоднородности проектируется отклонение кислоты
за счет предварительной закачки блокирующих высоковязких
гидрофобных эмульсий. Механизм действия ПАКС основан на
усилении кислотного воздействия за счет снижения поверхност-
ного натяжения на границе фаз, изменения смачиваемости по-
верхности породы, увеличения глубины проникновения обраба-
тывающего состава, снижения скорости реакции, более полного
удаления продуктов реакции из пласта при освоении.
ПАКС может применяться в процессе первичной кислотной
обработки пласта под давлением при освоении пробуренной
скважины, в технологии кавернонакопителей и других спосо-
бах СКО
Марка ВЗКС создана для кислотной стимуляции трещинова-
тых и кавернозных карбонатных коллекторов. Технология пред-
полагает последовательную циклическую закачку в пласт ВЗКС и
соляной кислоты при высоких скоростях нагнетания. Механизм
действия ВЗКС основан на вязкостном эффекте отклонения кис-
лоты в матричные блоки при последовательном блокировании
трещинно-кавернозных зон высоковязкой кислотной компози-
цией, а также усилении кислотного воздействия на коллектор за
счет снижения скорости реакции.
ВЗКС может применяться для направленных воздействий на
пласт, повышения степени охвата воздействием (выравнивания
фронта закачки), временного блокирования промытых зон с
одновременным глубоким воздействием, а также кислотной
ОПЗ горизонтальных скважин в трещинных коллекторах и кис-
лотного ГРП.
Марка ГКК разработана для кислотного воздействия на приза-
бойную зону терригенных глинизированных пластов. Техноло-
гия предполагает последовательную закачку в пласт ПАКС и ГКК
Оторочки кислотных композиций усиливают кислотное воздей-
ствие на минеральную основу терригенного коллектора с пред-
упреждением образования силикатно-железистых гелей, регули-
рованием смачиваемости обрабатываемой поверхности и более
полным выносом продуктов реакции из пласта.
Плавиковая кислота растворяет частицы силикатного материа-
ла цементирующего и скелетного вещества терригенных продук-
тивных коллекторов, поглощенных в процессе бурения или ре-
монтов, глинистого или цементного растворов. Соляная кислота
поддерживает необходимую кислотность среды. Реакция с квар-
цем протекает медленно, а наиболее существенно при воздей-
ствии плавиковой кислоты на терригенные коллекторы влияет ее
взаимодействие с алюмосиликатами (например, каолином), т.е.
объектом воздействия являются цементирующие силикатные раз-
ности - аморфная кремнекислота, глины и аргиллиты.
ГКК может применяться для глинокислотных обработок на
любой стадии освоения и интенсификации притока к скважине.
В табл. 2,3 приведены основные результаты опытно-промысловых
испытаний рецептур состава «КСК» на объектах ОАО «Татнефть»
(терригенные и карбонатные пласты-коллекторы). Суммарный при-
рост дебита нефти составил 67 т/сут. Большинство скважин из не-
рентабельного малодебитного фонда переведены в рентабельный.
76
03’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Таблица 2
Номер добывающей скважины	Марка (объем, м3) закачиваемого реагента	Дебит жидкости, м3/сут	Обводненность, %	Динамический уровень, м
3986Б	ПАКС (1,98); ГКК (6,6)	4,7/8	22/25,6	915/501
2814	ПАКС (0,6); ГКК (2,32)	Без изменений		
9169	ПАКС (0,48); ГКК (1,6)	Без изменений		
8117	ПАКС (12); ВЗКС (6)	2,2/2,5	15/16	943/1016
12656	ПАКС (9)	1/6,4			22/5	459/589
7191	ПАКС (2); ГКК (3)	2/8	5/10	415/327
24320	ПАКС (3,8); ГКК (2,5)	4/2		10/23	851/907
1281	ПАКС (2); ГКК (6)	2,5/6		7/5	625/742
25023			ПАКС (4,5)	3/14	20/40	_	842 -
35696		ПАКС (7,5)		 3,4/2,3	5/8	__	792 821
2626	ПАКС (4,5)	Из бурения/2,5	-/4	-/762
10881А	ПАКС (4,5)	2-5/17.5	11/57	756/762	_
12505	ПАКС (24)	3/5,5	10/10	880/866
12647	КСМД (8)	2/4,5	~	26/36	986/754
1332	ПАКС (7,8)	1,5/4,5		3/6	690/402
2608	ПАКС (7,5)	1.5/3	6/6	702/416
16505	ПАКС (10,5)	2,5/5	5/7	828/648
16133	ПАКС (10,5)	3,5/5	5/5	920/903
2549	ПАКС (13,5)	2/3,5		4/9		883/894
2119	ПАКС (5,4); ГКК (3,6)	5,5/7,1	2/2	854 1065
4200	ПАКС (5); ГКК (3,3)	2,8/4	5/7	630/750
20619		ПАКС (7,5)	5,1/8		5/5 			1067/727
2650		ПАКС (5,4); ГКК (3,6)	2/6	7/3	1263/1272
109	ПАКС (4,2); ГКК (2,8)	6/9,6	20/30	820/760
Примечание. В числителе приведены показатели до обработки составом «КСК», в знаменателе - после нее.
Таблица 3
Номер нагнетательной скважины	Марка (объем, м3) закачиваемого реагента	Приемистость, м3/сут	Давление закачки, МПа
14854	ПАКС (5,4); ГКК (8,1)	20/67	115/90
9544	Дистиллят (12), ПАКС (6), ГКК (9)	5/93	95/95
21765	Дистиллят (8), ПАКС (4), ГКК (6)	12,5/11	72/72
21422	Дистиллят (12,4), ПАКС (6,2), ГКК (9,3)	Г 27/26	— 125/125
27486	Дистиллят (2,8), ПАКС (1,4), ГКК (2,1)	7,3/7,6	93/37
3131	ПАКС (5), ГКК (7,5)	10/71	f 118/110
Примечание. В числителе приведены показатели до обработки составом «КСК»,
в знаменателе - после нее.
Таким образом, рецептуры кислотного состава «КСК» по своим
физико-химическим параметрам, областям применения и техно-
югическому потенциалу отвечают современным требованиям
по основным критериям и являются аналогами лучших отече-
ственных кислотных композиций. Промышленное централизо-
ванное внедрение в ОАО «Татнефть» усовершенствованных тех-
нологий кислотной стимуляции скважин с применением состава
«КСК» позволит получить существенный технико-экономиче-
ский эффект за счет дополнительной добычи нефти, сокраще-
ния затрат на закупку химических реагентов и кислотных соста-
вов сторонних организаций и фирм, а также комплектования
скважинных операций.
Список литературы
1	Глущенко В Н, Телин А.Г., Силин М.А Тенденции физико-хими-
ческой модификации кислотных составов. - М . ОАО «ВНИ-
ИОЭНГ», 2007. - 154 с.
2.	Мониторинг и выбор технологий обработки призабойной зоны
на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» / В.Н. Гусаков,
А.Г. Телин, А Г Пасынков (и др.) Ц Нефтяное хозяйство - 2007. -
№11 -С.57-61.
3	Току нов В. И., Саушин А.З. Технологические жидкости и соста-
вы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин -
М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2004. - 711 с.
4.	Технология кислотной стимуляции карбонатных и терригенных
пластов-коллекторов на основе кислотных композиций «КСК» с
регулируемой кинетикой реакции: временная инструкция /
А.И. Фролов, Ф.З. Исмагилов, М.Х. Мусабиров (и др.). - Альметь-
евск: ОАО «Татнефть», 2006. - 26 с
5.	Щ 153-39.0-611-08. Инструкция по технологии кислотной стимуля-
ции пластов-коллекторов с применением кислотных композиций
«КСК» // М.Х. Мусабиров, Р.М. Рахманов, Ф.З. Исмагилов (и др.). -
Альметьевск: ОАО «Татнефть», 2008. - 23 с
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
77
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
УДК 622.243.23
О А.В. Распопов, С.А. Кондратьев, Д.В Новокрещенных, 2012
Влияние геолого-физических условий
на эффективность бурения радиальных каналов
в околоскважинную зону пласта
А.В. Распопов, к.т.н., С.А. Кондратьев, Д.В. Новокрещенных
(Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«ПермНИПИнефть» в г. Перми)
The influence of geological and physical conditions on the efficiency
of radial canals drilling into the borehole zone of reservoir
A.V. Raspopov, S.A. Kondratyev D.V. Novokreshchennykh
(PermNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Perm, RF, Perm)
The results of application of tne radial drilling technology in the fields of the Perm region are considered. The analysis of
the dependence of the technology effectiveness on the geological and physical conditions is given Conditions for
maximizing technological performance of the radial drilling are shown.
Ключевые слова: радиальное бурение (РБ), радиальные каналы, карбонатный коллектор прирост дебита
нефти, интервалы (уровни) вскрытия пласта
Адреса для связи: Raspopov@permnipineft.com, Kondratev@permnipineft.com,
Novokreschennyh@permnipineft.com
На месторождениях Пермского края
2/3 запасов нефти сосредоточены в
карбонатных отложениях, 1/3 - в
терригенных. Карбонатные отложения ха-
рактеризуются высокой изменчивостью ли-
тологического состава продуктивной части
разреза как по площади, так и по разрезу
Снижение отрицательного влияния неодно-
родности геологического строения за счет
техногенного воздействия позволяет увели-
чить степень выработки запасов и темпы их
извлечения без изменения реализованных
сеток скважин. К методам, снижающим нега-
тивное влияние геологической неоднород-
ности, относится бурение радиальных кана-
лов в околоскважинную зону продуктивной Рис 1 число выполненных операций по радиальному бурению (1} и средние удельные приросты
части пласта. На месторождениях ООО «ЛУ- дебита нефти (2) в 2005-2010 гг. по месторождениям ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
КОЙЛ-ПЕРМЬ» технологию радиального бу-
рения (РБ) начали применять в 2005 г. В
2005-2010 гг. проведено более 300 операций (рис. 1). Большин-
ство операций (93 %) выполнялось в карбонатных коллекторах.
Технология воздействия на околоскважинную зону пласта ме-
тодом РБ заключается в создании нескольких радиальных кана-
лов протяженностью до 100 м в продуктивной части разреза,
вскрытого скважиной. В основном технология применяется на
эксплуатационных объектах, приуроченных к отложениям тур-
нейского и башкирско-серпуховского ярусов, верейского гори-
зонта. Основные геолого-физические характеристики объектов
представлены в табл. 1.
Реализованные модификации технологии РБ различались чис-
лом уровней вскрытия и бурящихся каналов, которое определя-
лось геологическим строением и степенью выработки запасов
объектов. По числу уровней можно выделить четыре модифика-
ции (рис. 2): 1) четыре канала в одной плоскости (20 % общего
Таблица 1
Параметры	Турнейский яоус	Башкирски- серпухиискии ярус	Верейсый горизонт
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	0,7-22,0 (6,2)	1,0-15,4 (5,3)	1,6-10,4 (4,2)
Доля коллектора	0,19-0,60 (0,45)	0,13-0,52 (0,35)	0,25-0,41 (0,36)
Коэффициент расчлененности	3,6-32 (8,4)	1,7-21,4 (6,5)	1,9-5,3 (3,5)
Пористость, %	5,2-16,1 (11.5)	3,5-25,6 (14,9)	14-19 (15,8)
Проницаемость, мкм2	0,013-0,722 (0,115)	0,003-0,471 (0,216)	0,042-0,513 (0,175)
Примечание. В скобках приведены средние значения параметров.
78
03’2012
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Рис. 2. Схемы расположения радиальных каналов на одном (а), двух (б), трех (в) и четырех (г) уровнях
числа операций); 2) по два противоположно ориентированных
канала в двух интервалах (61 %); 3) каналы на трех уровнях
(11 %); 4) каналы на четырех уровнях (8 %).
Средний прирост дебита нефти составил 8 т/сут, средний
удельный прирост - 1,9 т/(сутм). По турнейским отложениям
средний прирост дебита нефти - 7,4 т/сут (средний удельный
прирост - 1,8 т/(сут-м)), по башкирско-серпуховским -
8,3 т/сут (1,9 т/(сут-м)), по верейским - 7,6 т/сут (2,1 т/(сут-м)).
При этом удельная эффективность возрастает с увеличением
средней толщины прослоев в интервалах, вскрытых радиаль-
ными каналами. При выполнении радиального бурения в ранее
вскрытых перфорацией интервалах рост абсолютных приро-
стов дебита нефти составляет 8,4 т/сут, в не вскрытых ранее -
7,2 т/сут. При этом удельные приросты дебита нефти одинако-
вы для вскрытых и невскрытых интервалов - 1,9 тДсут-м). Ра-
диальное бурение проводилось в не вскрытых перфорацией
интервалах в большинстве случаев для подключения отдельных
прослоев, как правило, меньшей толщины по сравнению с ин-
тервалами, вскрытыми ранее, что объясняет относительно низ-
кие приросты дебита нефти.
Анализ эффективности различных модификаций технологии
РБ показал, что наибольшие приросты дебита нефти наблю-
даются при бурении радиальных каналов на трех и четырех
уровнях - соответственно 10,7 и 11,2 т/сут.
Анализ зависимости приростов дебита нефти от средней тол-
щины прослоев, вскрытых радиальными каналами, показал, что
для турнейских объектов характерен значительный разброс
эффективности (от 2,1 до 10,2 т/сут). Это, вероятно, обусловле-
но их высокой геологической неоднородностью. Неоднород-
ность геологического строения башкирско-серпуховских отло-
жений также высока, но коллекторы распределены более рав-
номерно по разрезу, что обусловило прирост дебитов нефти от
4 до 14 т/сут в зависимости от средних толщин вскрываемых
скважинами прослоев и числа уровней
бурения каналов. Верейские отложения
наиболее однородны по разрезу, вслед-
ствие чего технологическая эффектив-
ность для них стабильна и находится в
узком диапазоне 6-10 т/сут.
Анализ зависимости эффективности РБ
от фильтрационно-емкостных свойств
пластов показывает, что при вскрытии вы-
сокопористых коллекторов получен наи-
меньший технологический эффект
(табл. 2). При увеличении вязкости нефти
эффективность также снижается. Суще-
ственного влияния проницаемости и по-
ристости (при значениях менее 20 %) нс
обнаружено.
При анализе эффективности проведе-
ния радиального бурения в зависимости
от энергетического состояния и степени
выработки запасов залежи отмечено, что при более высоких пла-
стовых давлениях приросты дебита нефти увеличиваются, наи-
более эффективно радиальное бурение на объектах с обводнен-
ностью менее 50 %.
Таблица 2
Параметра	Средний прирост дебита нефти, т/сут
Проницаемость, 10-3 мкм2: менее 50	8,2
более 50	8,3
Пористость, %: более 20	5,3
15-20	8,3
10-15	8,4
5-10	8,2
Вязкость нефти, мПа с: менее 30	8,5
более 30	7,6
Выводы
1.	Технологическая эффективность РБ для геолого-физических
условий месторождений Пермского края составляет в основном
от 6 до 10 т/сут.
2.	Наибольшие приросты дебита нефти достигнуты для сква-
жин с радиальными каналами на четырех уровнях при бурении
по одному каналу в каждом интервале.
3.	Наибольшее влияние на технологическую эффективность
РБ оказывают макронеоднородность геологического строения и
вязкость нефти.
4.	Рекомендуемыми технологическими критериями при выбо-
ре скважин-кандидатов для проведения радиального бурения яв-
ляются текущее пластовое давление, превышающее давление на-
сыщения, и обводненность продукции скважин менее 50 %.
03’2012	79
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276
© Г.М. Долгих, С.Н. Окунев, С.Н. Стрижков, 2012
Опыт термостабилизации грунтов устьев нефтяных
и газовых скважин с использованием систем ВЕТ
Г.М. Долгих, к.т.н., С.Н. Окунев, к.т.н.,
С.Н. Стрижков, к.т.н., д.э.н.
(ООО НПО «Фундаментстройаркос»)
Thermostabilization of oil and gas well heads soils with use of vertical naturally acting systems
G.M. Dolgikh, S.N. Okunev, S.N. Strizhkov
(Research and Production Association Fundamentstroyarkos ООО, RF, Tyumen)
A number of factors, affecting the operation as systems of temperature stabilization of the bases soils and output wells,
are revealed in the process of designing and construction the systems of thermostabilization of the soils of bases of oil
well heads of the South Khylchuyuskoye field, development of Vankorskaya group of fields, as well as of designing, in-
stallation and operation of gas well heads of Bovanenkovskoye oil and gas-condensate field. Subject to revealed fac-
tors and obtained experience of designing the constant modernization of systems of temperature stabilization of the
output well heads is carried out.
Ключевые слова: температурная стабилизация грунта (ТСГ), система ВЕТ (вертикальная естественнодействую
щая трубчатая), термостабилизация устья скважин, вечномерзлые грунты, криолитозона.
Адрес для связи: nauka-fsa@mail.ru
С целью обеспечения устойчивости и недопущения даже
минимальных деформаций грунтового основания при-
устьевой зоны газовых и нефтяных скважин грунты ос-
нования должны использоваться по принципу I (СНиП 2.02.04-
88 «Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах»). Для
предотвращения оттаивания пород за пределами минимально-
го радиуса растепления в устьевой зоне действующих скважин
применяются сезоннодействующие парожидкостные энергоне-
зависимые системы ВЕТ (вертикальные естественнодействую-
щие трубчатые) малого диаметра, разработанные НПО «Фунда-
ментстройаркос».
На площадках кустов нефтяных и газовых скважин геологи-
ческие и геокриологические условия характеризуются значи-
тельными различиями свойств грунтов, таких как температура,
степень засоленности, льдистость, степень заторфованности и
наличие прослоек льда в толще грунтов. При работе скважины
выделяется значительное количество тепла, что приводит к по-
вышению температуры окружающего грунта. Переход грунтов
из твердо- или пластичномерзлого состояния в охлажденное
или талое сопровождается потерей несущей способности осно-
вания, что приводит к значительной просадке устьевой зоны,
деформациям скважин и обвязки. Если в толще грунтов присут-
ствует значительное количество торфа и льда, то перед монта-
жом системы стабилизации их желательно извлекать и засы-
пать освободившийся объем непучинистым грунтом. Часто при
проектировании системы температурной стабилизации грун-
тов (ТСГ) возникает проблема сильнозасоленных и сильно-
льдистых грунтов. Такие грунты характеризуются низкими тем-
пературами фазового перехода, и обеспечить их твердомерзлое
состояние довольно сложно. Пластично- и твердомерзлые
сильнольдистые грунты при растеплении становятся просадоч-
ными. Таким грунтам требуется уделять больше внимания при
расстановке охлаждающих труб.
Условия задачи по замораживанию грунтов основания нефтя-
ных и газовых скважин должны удовлетворять ряду критериев:
-	положительная температура на стенке кондуктора скважины
в течение всего года;
-	минимальные размеры ореола оттаивания грунтов вокруг
скважины;
-	твердомерзлое состояние грунтов основания площадки.
Проектирование первых систем температурной стабилизации
ВЕТ грунтов основания устьев добывающих и нагнетательных сква-
жин на Южно-Хыльчуюском месторождении было выполнено в
2007 г. Кусты скважин месторождения расположены на участке мно-
голетнемерзлых грунтов, которые представлены слабозаторфован-
ными мерзлыми песками и суглинками. Талые грунты сложены во-
донасыщенным пылеватым песком и суглинками, тугопластичными
и полутвердыми. Температуры грунтов основания на период изыска-
ний (апрель 2006 г.) на глубине 10 м колебались от -0,3 до -2 °C
На рис. 1 показана одна из схем организации системы темпе-
ратурной стабилизации грунтов основания для куста скважин
№ 1 Южно-Хыльчуюского нефтегазового месторождения. Схема
включает три автономные системы охлаждения для каждой сква-
жины. Вертикальные охлаждающие трубы (ТОВ) расположены
по трем осесимметричным контурам радиусами 7?]=1,2 м,
Т?2= 1,8 м, 7?3=2,4 м вокруг добывающей скважины. Длина ТОВ со-
ставлет 14 м, их число в каждом контуре - 8.
Обязательными условиями максимально эффективной работы
системы охлаждения Южно-Хыльчуюского нефтегазового ме-
сторождения являлись следующие.
1. Все земляные работы по монтажу систем, укладке утеплите-
ля и засыпке проводятся только в зимний период и заканчи-
ваются не позднее мая первого года строительства.
2. В первый год работы системы ВЕТ скважина не эксплуати-
руется В первый зимний период выполняется замораживание
грунтов охлаждающими трубами.
80
03’2012
1ЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 1. Система температурной стабилизации добывающей скважины куста №1 Южно-Хыльчуюского
нефтегазового месторождения:
ТС1, ТС2, ТСЗ - трубы соединительные; ОХЛ - охлаждающие линии
ния в конце зимнею периода (май 2010т;
грунты перешли в мерзлое состояние, к
концу легнего периода (октябрь 2010 г)
мерзлота сохранилась (диапазон темпе-
ратур от -0,5 до -1,13 °C), что подтверди-
ло эффективную работу системы.
Площадки кустов газовых скважин се-
поман-аптских залежей Бованенковского
нефтегазоконденсатного месторождения
располагаются на территории Ямальского
района Ямало-Ненецкого автономного
округа, характеризуются значительными
различиями свойств грунтов: от незасо-
ленных и слабозасоленных до сильноза-
соленности. Температуры грунтов низкие
(от -1,6 до -5,4 °C), однако вследствие за-
соленности, то они в основном находятся
в пластичномерзлом состоянии. На Бова-
ненковском месторождении требовалось
заморозить основание газовых скважин
при следующих исходных данных:
- температура газа в скважине равна
28 °C (в последующих проектах она умень-
шилась до 22 °C);
- скважины в основном неутепленные.
3 На второй год работают ВЕТ система охлаждения и скважи- - вокру! скважины имеется теплоизоляционный экран из пено-
на, температура нефти в которой достигает 57 °C (скважина не плекса толщиной 200 мм на глубине 0,5 м.
теплоизолирована).
Прогнозными расчетами подтверждается, что приме-
нение систем ВЕТ ограничивает радиус оттаивания грун-
та вокруг устья скважины до 1 м. Для сохранения накоп-
ленной мерзлоты дополнительно укладывается слой по-
верхностной теплоизоляции из пеноплекса.
Следующим этапом стало проектирование ТСГ основа-
ний добывающих скважин Ванкорской группы месторож-
дений. Скважины расположены на участке многолетне-
мерзлых грунтов, преимущественно представленных су-
песями и суглинками твердомерзлыми, льдистыми и сла-
больдистыми, песками мелкими твердомерзлыми, слабо-
льдистыми. Температуры грунтов основания на период
изысканий колебались от -1,6 до -4,9 °C на глубине 10 м.
При обустройстве Ванкорской группы месторождений
использована схема систем температурной стабилизации
грунтов, аналогичная примененной на Южно-Хыльчуюс-
ком месторождении. Система ТСГ состояла из двух авто-
номных систем охлаждения для каждой скважины. ТОВ
расположены в двух кольцевых осесимметричных конту-
рах вокруг добывающих скважин радиусами R} = 1,5 м,
/?, = 2,0 м (рис. 2). Уменьшить число контуров позволили
более благоприятные условия: температура нефти в сква-
жине (40 °C) и температура грунтов ниже, чем на Южно-
Хыльчуюском нефгегазовом месторождении; скважина
теплоизолирована полиуретаном толщиной 145 мм.
По результатам геотехнического мониторинга работы
систем ТСГ на Ванкорской группе месторождений в на-
чале работы системы (ноябрь 2009 г.) грунты в приустье-
вой зоне по всей глубине находились в талом и охлаж-
денном состояниях. После первого цикла заморажива-
Рис. 2. Система температурной стабилизации площадки куста скважин № 3 Ванкорской
группы месторождений
03’2012	81
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 3. Двухконтурная система температурной стабилизации площадки куста скважин № 47 Бова-
ненковского месторождения с опорной рамой:
Б1 - конденсатный блок
Рис. 4. Температура грунта на конец лета первого года эксплуатации скважин куста № 47 Бованен-
ковского месторождения:
/?раст - радиус растепления
В процессе эксплуатации скважины при-
устьевая зона стала оттаивать и проседать
что привело к необходимости постоянно до-
бавлять большие объемы грунта вместо про-
севшего. Потребовалась срочная термоста-
билизация грунтов основания устья скважи-
ны. Так как грунт был уже растеплен, система
ВЕТ, не успев заморозить основание, «ушла»
вместе с постоянно проседающим грунтом
Было принято решение остановить работу
скважины, смонтировать новую систему ВЕТ
на опорной раме для предотвращения про-
садки В настоящее время система функцио-
нирует в штатном режиме, скважина пока не
эксплуатируется. Через год после промороз-
ки основания устья скважины будет прове-
ден мониторинг состояния грунтов и его
температуры.
С 2011 г. с учетом опыта заморозки уст ья
скв. 6300 в проектах ТСГ на добывающие
скважины, расположенные в сильнольди-
стых (просадочных при оттаивании) грун-
тах, во избежание просадки предусматрива-
ется установка опорной рамы под каждую
систему ВЕТ. При проектировании систем
ВЕТ схема расположения охлаждающих труб
постоянно совершенствуется: исключаются
пересечение труб, в результате уменьшается
взаимодействие хладагента с конденсатором
и испарителем, и взаимный контакт поверх-
ностей труб (во избежание разрушения за-
щитного покрытия). Эти меры повышают
надежность систем ТСЕ
Схема расстановки охлаждающих труб с
учетом последних наработок, а также резуль-
таты прогноза первого года эксплуатации си-
стем охлаждения ддя куста скважин № 47 Бо-
ваненковского месторождения приведены на
рис. 3,4.
Результаты прогнозных расчетов показа-
ли, что системы температурной стабилиза-
ции ВЕТ являются важным элементом для
непрерывной и безаварийной работы добы-
вающих скважин.
При проектировании систем ТСГ для кустов газовых скважин в
зависимости от состояния грунта применялись схемы как с одним
осесимметричным контуром радиусом 1,4 м, так и с двумя конту-
рами (Rx = 1,6 м, /?2 = 2,0 м). Охлаждающие трубы длиной 13 м рас-
полагались вокруг ствола скважины с одинаковым шагом вдоль
окружности.
Наглядным примером необходимости термостабилизации грун-
тов в устьях скважин является ввод в эксплуатацию скв. 6300 Бова-
ненковская без системы температурной стабилизации. Скв. 6300
расположена в зоне погребенного льда и сильнольдистых грунтов.
Список литературы
1	Рекомендации по определению прочности мерзлых грунтов с
морским типом засоления. - М.: ФГУП ПНИИИС Госстроя России,
2001.
2	Руководство по проектированию оснований и фундаментов
на вечномерзлых грунтах / НИИ оснований и подземных соору-
жений им. Н.М. Герсеванова Госстроя СССР. - М Стройиздат,
1980.-303 с
3	. Справочник по строительству на вечномерзлых грунтах -
Л : Стройиздат, 6 Ленинградское отделение, 1977. - 551 с.
82
03’2012
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
УДК 622.692.1
© Р.Б. Фаттахов, С.А. Соболев, В.П. Тронов, 2012
Оптимизация режима периодической работы
дожимных насосных станций, осуществляющих
откачку жидкости в один трубопровод
Р.Б. Фаттахов, к.т.н., С.А. Соболев,
В.П. Тронов, д.т.н. (ТатНИПИнефть)
Optimization of intermittent operation of booster pumping station connected to a common line
R.B. Fattakhov, S.A. Sobolev, V.P. Tronov (TatNIPIneft, RE Bugulma)
The paper analyzes operation of two booster pumping stations connected to a common line To visualize operation,
computer model was constructed. To optimize operation of pumping units, the authors suggest time matching, rather
than concurrent operation of booster pumping stations, and added pumping rate control with a frequency-controlled
drive to decrease pipeline pressure, as well as power consumption.
Ключевые слова: дожимная насосная станция, моделирование работы насосного агрегата согласование
работы насосных станций, частотно- регулируемый привод.
Адрес для связи: fattah@tatnipi.ru
Энергетические затраты на транспортировку продукции
скважин в общем объеме энергетических затрат на до-
бычу нефти составляют около 10 %. Из-за больших ко-
личеств перекачиваемых жидкостей повышение энергоэффек-
тивности системы нефтесбора является важной задачей.
Сложившаяся в ОАО «Татнефть» система нефтесбора включасг
сбор на дожимных насосных станциях (ДНС) обводненной
нефти, поступающей от групповых замерных установок, непо-
средственно от скважин, и перекачку насосными агрегатами на
установку подготовки нефти (УПН). Если нефть на УПН поступа-
ет с нескольких ДНС (эксплуатирующихся в периодическом ре-
жиме и несогласовано), то совместная работа насосных агрегатов
на один трубопровод сопровождается значительной неравномер-
ностью расхода нефти в общем трубопроводе, ростом давления
перекачки, дополнительным расходом электроэнергии. Оптими-
зация совместной работы нескольких ДНС путем согласования их
работы во времени позволит решить указанные проблемы. Кроме
того, снижение неравномерности поступления нефти на УПН по-
ложительно влияет на гидромеханику взаимодействия глобул
эмульсии со стенками трубопровода, обеспечивая расслоение по-
тока на нефть и воду [1], а также способствует стабильной загруз-
ке установки и повышению качества подготовки нефти.
Оптимизировать работу ДНС можно несколькими способами,
в частности:
-	добавлением к основному насосному агрегату дополнитель-
ного с минимально необходимой производительностью [2];
-	согласованием во времени моментов пусков и остановок на-
сосных агрегатов двух и более ДНС при их периодической рабо-
те |3,4];
-	применением станций управления с частотным приводом
для изменения режимов работы (производительности) насосных
агрегатов, а также переводом режима работы насоса одной или
нескольких ДНС из периодического в непрерывный [5];
-	обеспечением режима работы насосного агрегата отдельной
ДНС в пределах рабочего интервала, при необходимости заменой
усгановленного насоса на насос меньшей подачи [6].
Очевидно, что наименее затратным способом оптимизации
является согласование по времени моментов пусков и остановок
насосных агрегатов [3, 4], поскольку для его реализации доста-
точно внести изменения в алгоритм работы средств автоматиза-
ции (например, контроллера), а согласование работы осуществ-
ляется определением необходимого рабочего объема емкости,
из которой откачивается нефть, путем изменения уставок верх-
него и нижнего уровней. Однако данный способ [4] применим не
всегда и имеет ряд недостатков: при неблагоприятном соотно-
шении периодов работы объектов и продолжительности откачки
нефти может потребоваться предварительная коррекгировка ре-
жима работы всех объектов с последующим согласованием их
совместной работы; увеличивается число пусков и остановок на-
сосного агрегата; возможна одновременная работа насосных
агрегатов объектов в интервалах между корректировками.
Оснащение насосных агрегатов всех объектов станциями
управления с частотным приводом для откачки нефти по обще-
му трубопроводу в непрерывном режиме может оказаться слиш-
ком затратным и экономически нецелесообразным, несмотря
на видимые преимущества (обеспечение непрерывной работы
насосов, отсутствие резкого изменения количества перекачи-
ваемой по трубопроводу жидкости вследствие пуска либо оста-
новки насоса).
Поскольку при совместной работе насосных агрегатов не-
скольких ДНС на один трубопровод возникают указанные выше
проблемы [3, 6], при сохранении периодического режима рабо-
03’2012
83
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Рис. 1. Схема объекта
Рис. 2. Графики работы насосного агрегата первой ДНС (а), второй
ДНС (б) и совместной работы насосных агрегатов двух ДНС (в)
гы насосов ДНС основными задачами оптимизации являются со-
гласование времени работы насосов и исключение их одновре-
менной работы.
Согласовать периодическую работу насосных агрегатов, напри-
мер, двух ДНС, откачивающих нефть в один трубопровод, снизить
число пусков и остановок насосов и исключить их совместную ра-
боту можно, оснастив насосный агрегат одной из ДНС станцией
управления с частотным приводом (ЧРП) и изменив параметры,
влияющие на режим работы объекта. Рассматриваемый подход к
оптимизации совместной работы ДНС основан на выравнивании
во времени периодов работы ДНС с последующей организацией
их последовательной работы, а при необходимости - изменении
скорости откачки нефти одной из ДНС [5].
Определить оптимальный режим работы насосных агрегатов
без изменения работы реальных объектов можно путем модели-
рования. Выполнено моделирование двух объектов (ДНС), пред-
ставленных комплексом таких параметров, как рабочий объем
резервуара или емкости Vp, производительность насосного агре-
гата (скорость откачки нефти) г?отк, верхний £верх и нижний £ниж
рабочие уровни нефти в емкости, средняя скорость поступления
нефти в емкость г?ср, верхний Zmax и нижний Zmin допустимые
уровни нефти в емкости (рис. 1). Исходя из информации об объ-
ектах определен период работы /п каждого объекта, включающий
время откачки нефти /отк из емкости и время ее заполнения /за11
На рис. 2 показаны в общем виде графики работы насосных
агрегатов. Из него видно, что работа двух объектов не согласова-
Рис. 3. Графики измененной работы насосного агрегата первой ДНС (а),
второй ДНС (6), совместной работы насосных агрегатов двух ДНС (в)
на, период работы первого объекта /П1 больше, чем период рабо-
ты второго /п2, при этом наблюдается значительная неравномер-
ность потока нефти при совместной работе объектов. Согласо-
вать работу объектов можно как по объекту с наименьшим пе-
риодом работы, так и по объекту с наибольшим периодом. В по-
следнем случае после согласования будет обеспечено минималь-
ное число циклов пусков - остановок насосных агрегатов за вы-
бранный интервал времени. Однако это может потребовать уве-
личения рабочего объема емкости согласуемого объекта, что
ограничено условиями технологического процесса.
На рис. 3 представлен вариант согласования работы объектов,
выполненный по объекту с минимальным периодом работы
(режим работы первого объекта был согласован с режимом ра-
боты второго). Изменения режима работы первого объекта рас-
считывали по следующим формулам:
Gaul — Gik2	(О
GikI — Gan2
^pl “Grp Г Gaul
V/
и ' = -^— + U ,,
uik j. । ср! ’
< Л к 1
(4)
где Gau/’ Gik/’ ^pi1 ^oik/ “ измененные соответственно время
заполнения емкости первого объекта, время откачки нефти из
емкости, рабочий объем емкости и необходимая скорость откач-
ки нефти из емкости.
Аналогично по формулам (1)-(4) выполняется расчет при
согласовании режима работы второго объекта с первым. При
равенстве периодов работы объектов методику можно приме-
нять относительно времени заполнения емкостей либо време-
ни откачки.
На базе разработанного алгоритма (рис 4), на языке программи-
рования Visual Basic была составлена программа, имитирующая пе-
риодическую работу и согласование работы двух насосных агрега-
тов. В таблице представлены рабочие параметры объектов, выбран-
ных для моделирования, до и после согласования их работы. Из нее
84
03’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Рис. 4. Фрагмент алгоритма согласования работы двух объектов
Параметры	ДНС-1	ДНС-2	
		до соглсоованиг	НОВЫЙ режим
Объем установленной емкости м3	200	200	200
Средняя скорость, м3/ч: поступления жидкости в емкость	60	90	90
откачки нефти из емкости	180	175	135
Рабочий объем емкости, м3	140	120	105
Период работы объекта, мин	210	165	210
"‘родолжительность. мин откачки нефти из емкости	70	85	140
заполнения емкости	140	80	70
видно, что в результате моделирования согласование работы объ-
ектов выполнено по объекту с большим рабочим периодом (ДНС-1)
Следовательно, исключена возможность одновременной работы на-
сосных агрегатов объектов и дополнительно снижено число циклов
пусков - остановок насосного агрегата ДНС-2.
На рис. 5 представлены диаграммы откачки нефти насосными
агрегатами ДНС-1 и ДНС-2. Из рис. 5, в видно, что работа насос-
ных агрегатов обеих ДНС осуществляется последовательно, т.е
по завершении откачки нефти насосом ДНС-1 начинается откач-
ка нефти насосом ДНС-2 и т.д. Таким образом, рассмотренный ва-
риант согласования работы двух ДНС позволяет организовать
раздельную работу насосных агрегатов
03’2012	85
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Рис. 5. Диаграммы изменения количества нефти, откачиваемой насо-
сами ДНС-1 и ДНС-2 (а), в общем потоке при совместной (б) и согласо-
ванной (в) работе ДНС-1 и ДНС-2
Представленная модель работы объектов несколько идеализи-
рована, поскольку не учитывает возможные изменения режимов
работы ДНС-1 и ДНС-2, например, вызванные изменением числа
скважин, нефть с которых поступает на ДНС-1, или режима ра-
боты насосного агрегата.
Поскольку периодичность работы объектов непостоянна, со-
гласование работы ДНС-1 и ДНС-2 не является однократным. В
связи с этим требуется адаптация модели к действующим объ-
ектам, т.е. модель дополнительно должна обеспечивать:
-	накопление и обработку статистической информации об из-
менении режимов работы объектов (период работы, время от-
качки нефти и заполнения ей емкости, изменение скорости по-
ступления нефти, например, по скорости изменения уровня
нефти в емкости);
-	внесение корректировки в режим работы насосов ДНС-2 (из-
менение периода работы, подачи насоса) для исключения со-
вместной работы двух насосов.
Необходимо также учитывать снижение подачи насоса при ее
регулировании частотным приводом (давление, создаваемое на-
сосом, может оказаться недостаточным для перекачки нефти по
трубопроводу) Для обеспечения подачи насоса, достаточной для
его работы на трубопровод, возможен вариант согласования, при
котором насосный агрегат будет работать с измененной подачей
и другим соотношением времени откачки нефти и заполнения
емкости.
Тем не менее модель позволяет* определить необходимые па-
раметры для согласованного режима работы объектов. Расчеты
показывают, что при согласованной работе ДНС гидравлические
потери при перекачке нефти кратно снижаются. Общее сниже-
ние затрат электроэнергии с учетом особенностей расположе-
ния ДНС и фактических трасс трубопроводов составляет* в усло-
виях ОАО «Татнефть» до 15-30 %. Кроме повышения энергоэф-
фективности системы нефтесбора, оснащение вновь вводимых
объектов системой согласования и управления позволяет перед
предстоящей реконструкцией оптимизировать диаметры трубо-
проводов и емкостное оборудование, что уменьшает капиталь-
ные вложения.
Выводы
1.	Работу ДНС можно оптимизировать рядом способов, в
частности, путем выравнивания периодов работы насосных
агрегатов и согласования во времени моментов пусков и оста-
новок насосов.
2.	Оптимальный режим работы объектов необходимо опреде-
лять на основе компьютерного моделирования.
3.	Модель работы объектов должна учитывать изменение
ряда параметров во времени для обеспечения максимальной
приближенности процесса моделирования к работе действую-
щих объектов.
Список литературы
1	Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основ-
ных технологических процессов. - Казань. ФЭН, 2002 - 511 с.
2	. Пат 2379555 РФ. Система транспортирования продукции
скважин нефтяного месторождения / Р.З. Сахабутдинов. Р.Б Фат-
тахов, Р.Р. Ахметзянов, А.А. Жильцов, А.А Арсентьев, С.А. Собо-
лев, Л.П. Пергушев; заявитель и патентообладатель ОАО «Тат-
нефть» - №2008126330/06, заявл 27.06.08; опубл 20.01.10.
3	Анализ режима работы дожимной насосной станции /
Л П Пергушев, Р.Б. Фаттахов, Р.З. Сахабутдинов, С А Соболев //
Нефтяное хозяйство -2005 -№5-С 134-137
4	. Пат. 2367821 РФ. Способ регулирования режима работы двух
дожимных насосных станций, осуществляющих периодическую
откачку жидкости в один и тот же трубопровод / Л.П. Пергушев,
Р.Б. Фаттахов, Р.З. Сахабутдинов, С.А Соболев; заявитель и па-
тентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2008120163/06; заявл.
20.05.08; опубл. 20.09.09
5	Пат. 2382192 РФ. Система транспортирования нефти на подго-
товку с нескольких объектов / Р.Б. Фаттахов, Р.З. Сахабутдинов,
Л.П. Пергушев, С.А. Соболев, Р.Р. Ахметзянов, А.А. Жильцов; заяви-
тель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2008144618/03,
заявл. 11.11.08; опубл. 20.02.10.
6	. Ахияртдинов Э.М., Кабирова ММ Оптимизация процессов
перекачки по нефтепроводам системы сбора продукции неф-
тяных скважин в условиях неопределенности эксплуатации на-
сосных станций Ц Нефтегазовое дело. -2011.- №2 - С.95-104.
86
03’2012
УДК 669.14.018.295
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
© Г.М. Сорокин, В.Н. Малышев, 2012
Критерии определения прочностных характеристик
сталей в различных условиях изнашивания
Г.М. Сорокин, д т.н., В.Н. Малышев, д.т.н.
(PFV нефти и газа им. И.М. Губкина)
Criteria for steels strength characteristics determining in various conditions of outwearing
G.M. Sorokin, V.N. Malyshev (Gubkin Russian State University of Oil and Gas, RE Moscow)
The article deals with basic questions regarding to the prospects of development of high-strength and wear-resistant
steels. In the paper is observed that already considerable time in the production of steels is used a big range of steels
differing in a little from each other on strength characteristics. Developed by the authors the generalized evaluation
criterion of wear resistance for steels' ranking without their testing for outwearing, can serve as a reliable guide to the
choice of high-strength steels for different operating conditions.
Ключевые слова: износостойкость, металловедение, критерий износа, механические характеристики сталей
Адрес для связи: vmal@inbox.ru
Анализ состояния техники в различных отраслях про-
мышленности показывает, что конструкторские воз-
можности улучшения и обновления машин, механиз-
мов и инструмента в большинстве случаев полностью реализо-
ваны. Основным резервом улучшения или замены устаревших
изделий являются материалы, главным образом черные метал-
лы и сплавы.
Многие отрасли промышленности по 50 лет и более рабо-
тают по первоначально освоенной технологии только из-за от-
сутствия лучших сортов сталей, которые позволили бы заме-
нить серийно применяемые в отраслях машиностроения. Мно-
голетние поиски конструкторского совершенствования машин
и инструмента не дают существенного улучшения ни ресурса
работы, ни долговечности, хотя в ряде таких отраслей все эти
годы требуются поиск способов обновления или улучшения
устаревшего оборудования, существенное улучшение техноло-
гии серийного производства. Типичный пример - технология
бурения скважин на нефть и газ. Многочисленные попытки усо-
вершенствования конструкции нефтепромыслового оборудова-
ния (С.И. Кувыкин, 1957 г.; Я.М. Кершенбаум, Э.Л. Мархасин, 1948
г.) с целью принципиально изменить или хотя бы улучшить по-
казатели работы шарошечных долот не дали результата. Стало
очевидно, что в этом случае проблему можно решить только за-
меной применяемых сталей на стали с улучшенными механи-
ческими свойствами.
Решение проблемы выбора более высокопрочных сталей, спо-
собных воспринимать сложные внешнесиловые воздействия в
присутствии абразива и жидкости под высоким давлением сдер-
живается многие годы, даже столетия, невозможностью преодо-
леть пороговый барьер, ограничивающий дальнейший рост всех
прочностных характеристик. Это связано с особенностью атом-
но-кристаллического строения железоуглеродистых сплавов [1]
Многие годы ученые вузов, НИИ, КБ выполняли систематические
исследования металлов, чтобы средствами легирования повы-
сить показатели прочности, твердости и пластичности сталей,
именно те характеристики, которые обеспечивают высокую дол-
говечность и износостойкость деталей машин и инструментов
Стало очевидно, что получить новые стали с кратным повыше-
нием механических свойств методом легирования очень трудно.
Это обусловлено особенностью атомно-кристаллического фор-
мирования структур в стали в процессе ее термической обработ-
ки, в частности, при закалке, когда образуется мартенсит - ос-
новная структура, обеспечивающая высокие значения предела
прочности, текучести и твердости.
История развития металловедения как науки за последнее
столетие многократно подтверждала это положение. Сложив-
шаяся ситуация вынуждает ученых искать резервы повышения
долговечности и износостойкости машин путем более эффек-
тивного отбора лучших сталей. Поскольку достоверных мето-
дов ранжирования таких сталей для сложных условий эксплуа-
тации пока нет, авторы предлагают новый метод выбора высо-
копрочных сталей из большого числа существующих для усло-
вий, осложненных длительным нагружением стали и присут-
ствием абразива.
Методы экспериментального исследования сталей и сплавов
на изнашивание при различных видах контактно-силового
взаимодействия, которые были использованы для анализа в
данной статье, достаточно подробно описаны в работах [2-4].
Следует отметить особенность применяемой машины трения,
заключающуюся в том, что цилиндрический образец диамет-
ром 10 мм и длиной 35 мм торцом перемещается радиально по
плоскости вращающегося абразивного круга и одновременно
03’2012
87
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Рис. 1. Зависимость износостойкости сталей И от одновременного влияния прочности ов и пластичности тр
вращается вокруг собственной оси. Это предусмотрено для
того, чтобы исключить попадание поверхности трения образца
«след в след» и избежать «засаливания» рабочей поверхности
абразивного круга.
Максимальное значение прочностных показателей стали за-
висит от искажения кристаллической решетки мартенсита,
определяемого содержанием углерода в стали и коэффициен-
том тетрагональности с/а (с, а - ребра кристаллической ре-
шетки мартенсита). Чем больше искажение в решетке, тем выше
коэффициент тетрагональности и лучше все прочностные
свойства. Однако степень искажения и соответственно, коэф-
фициент с/а имеют предельное значение (1,08-10’10 м), выше
которого решетка не искажается, следовательно, не повышают-
ся прочностные характеристики стали. Установлена хорошо
проверенная зависимость между механическими свойствами
стали (пределом прочности ов, пределом текучести а0 ,, твер-
дости по Роквеллу HRC) и коэффициентом тетрагональности
с/а. Эта тенденция подтверждается также взаимосвязью коэф-
фициента с/а с износостойкостью. Отмеченное следует рас-
сматривать как прямое доказательство непосредственного
влияния искажения кристаллической решетки мартенсита на
механические свойства стали.
Анализ результатов многолетних исследований позволил за-
ключить, что статические и длительные (усталостные) разруше-
ния, а также механическое изнашивание имени единую перво-
причину, связанную с низкими механическими свойствами
одной группы. Дальнейший анализ полученных зависимостей
показал единство путей в поиске критериальной основы повы-
шения сопротивления сталей всем видам разрушения и меха-
нического изнашивания.
Новый метод определения износостойкости сталей базиру-
ется на сочетании двух функциональных зависимостей: изно-
состойкость - прочность; износостойкость - запас пластично-
сти (рис. 1). Эти данные позволили объяснить природу разли-
чия предела выносливости сталей при равном пределе прочно-
сти (рис. 2).
Особенность и преимущество нового метода выбора луч-
ших сортов высокопрочных сталей, способных восприни-
мать статическую и длительную нагрузки в присутствии абра-
зива при различных схемах взаимодействия: трении скольже-
ния по монолиту абразива; трении в потоке абразивной
массы; ударе по абразиву - заключаются в том, что для всех
перечисленных условий проводить испытание стали на изна-
шивание не требуется, достаточно знать основные характе-
ристики механических свойств: HRC (твердость по Вик-
керсу HV), ip.
При сопоставлении полученных данных с характером взаи-
мосвязи механических свойств закаленных сталей при отпуске
83
03’2012
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Рис. 2. Зависимость предела выносливости от предела прочности ов и пластичности ip
явить лучшие сорта сталей не только по из-
носостойкости, но и статической и длитель-
ной прочности (рис. 3)
Одним из способов организационною
обеспечения выбора лучших сортов сталей
является сокращение марочника сталей за
счет снятия с производства сталей низкой
прочности. За последние полвека марочник
сталей пополнился новыми сталями, имею-
щими незначительное преимущество по ме-
ханическим свойствам перед имеющимися
Однако стали с явно худшими свойствами с
производства не снимали, они до сих пор фи-
гурируют в заводской документации и учеб-
ной литературе по металловедению Это ха-
рактерно для многих отраслей машинострое-
ния. В частности, в практике изготовления бу-
рового инструмента и нефтепромыслового
оборудования применяют 24 марки низкопроч-
ных цементуемых сталей и 30 марок низколеги-
МПа
Рис. 3. Взаимосвязь износостойкости сталей с обобщенным критерием
ов-гр +HV
(группы прочности и пластичности) было логично предложить
рованных нецементуемых сталей перлитного
класса [5,6] Проверка по прочностным характеристикам каждой
марки стали из этого перечня по указанному универсальному
критерию наглядно иллюстрирует отсутствие инженерного об-
основания целесообразности применения в производстве всего
перечня указанных сталей (рис. 4, а), а также нецементуемых ста-
лей (рис. 4, б).
Очевиден и другой способ - коррекция марочника сталей
Это не только позволит повысить долговечность машин за
счет применения самых лучших сортов сталей, но и даст боль-
шой экономический эффект от сокращения производства
большого числа низкопрочных сталей. Вопрос необходимого
сокращения числа низкопрочных сталей, рассмотренный на
примере нефтяного машиностроения, актуален и в других от-
раслях производства.
Сложилась многолетняя производственная традиция в каж-
дой отрасли машиностроения иметь большой ряд применяе-
комплексный критерий для ранжирования сталей по износо-
стойкости при механическом изнашивании и определения пре-
дела выносливости. Совмещая в обобщенном критерии харак-
теристики прочности и пластичности, этот метод позволил по-
новому трактовать природу механического изнашивания и мак-
роразрушений при статическом и длительном нагружениях
Стало очевидно, что природа механического изнашивания -
это тоже разновидность разрушения.
Оценочным обобщенным критерием при выборе лучших
сталей может служить предложенный критерий
oR-ip +HV.
При этом преимущество следусг отдавать сталям, для которых
критерии (сочетания характеристик) и HRC-тр увеличи-
ваются с повышением предела прочности и твердости. Механи-
ческие свойства (см. таблицу) и химический состав стали Д5 ука-
мых марок сталей одного назначения с широким различием
механических свойств [6]. Например, в штамповом производ-
стве 24 марки сталей, в инструментальном - 34, для изготов-
ления рессор и пружин - 16 и др. Очевидно, что необходи-
мость исключения из производства низкопрочных сталей
или сталей, дублирующих друг друга по низким свойствам -
проблема давно назревшая, но не решенная. Оценочным
критерием снятия с производства низкопрочных сталей
могут служить вышеназванные критерии, предложенные ав-
торами [7].
Преимущество нового метода оценки механических
свойств сталей заключается также в том, что он будет стиму-
лировать металлургов на разработку сталей с новым химиче-
ским составом с учетом механических свойств, определяемых
в процессе выплавки, и использовать его как экспресс-метод
зывают, что она является одной из лучших машиноподе-
лочных сталей, которая может широко использоваться в
различных отраслях машиностроения.
Таким образом, предложенный метод определения
износостойкости сталей без проведения испытаний на
изнашивание достаточно достоверно позволяет вы-
Марка стали	МПа	МПа	HRC/HV, МПа	8, %	%	KCV, МДж/м'	08"ф, МПа	HRC-ф	Og’^+HV, МПа
Д5	2550	1850	56/6150	12	55	0,55	1403	3080	7553
Д6	2500	2000	57/6320	8	40	0,30	1000	2280	7320
	Д7	2100	2100	57/6320	7,5	33	0,32	693	1881	7013
45	1700	1700	49/5000	8	8	0,39	136	392	5136
Примечание. Температура отпуска равна 200 °C, KCV - ударная вязкость.
1ЕФТЯНОЕ ХОЗЯ1
03’2012
89
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Марка стали
Рис. 4. Зависимость механических свойств цементуемых (а) и нецементуемых (б) сталей от
обощенного критерия oBip +HV
применяемых сталей будет уточняться роль
легирующих элементов. Кроме того, новый
критерий требует, чтобы твердость, предел
прочности и пластичность имели бы макси-
мально высокие значения.
Таким образом, повышение механических
свойств стали остается важнейшей пробле-
мой. К сожалению, число исследований в
этой области за последнее время значитель-
но уменьшилось, хотя задачи постоянно
усложняются. Тем не менее предложенный
авторами критерий оценки прочностных и
износостойких свойств широкого спектра
сталей позволяет без длительных испытаний
на изнашивание получить важную информа-
цию об износостойкости на основе стан-
дартных механических характеристик этих
сталей.
Список литературы
1	Фридман Я.Б Механические свойства ме-
таллов. - М.: Машиностроение, 1974 - Т 1 -
422 с.; Т. 2 - 368 с
2.	Сорокин Г.М., Малышев В Н Аспекты метал
ловедения в природе механического изнаши-
вани//Трение и износ - 2005. - Т. 26. - №6 -
С. 598-607
3.	Виноградов В.Н, Сорокин Г.М. Механиче-
ское изнашивание сталей и сплавов. - М.
Недра, 1996. - 364 с
Проблема разработки химического состава новых высоко-
прочных сталей остается актуальной. Особенность этой важ-
ной работы состоит в том, что при создании новой стали ав-
торы ориентируются прежде всего на существующие стали.
Учет нового критерия (ae- xp)+HV позволит создавать высо-
копрочные стали, исходя из комплекса необходимых свойств
способных обеспечить работу при более высоких режимах
эксплуатации. По мере проведения ранжирования серийно
4.	Сорокин Г.М Трибология сталей и сплавов -
М Недра, 2000 - 315 с.
5.	Виноградов В И, Сорокин Г.М Абразивное изнашивание бу-
рильного инструмента. - М.. Недра, 1980. - 205 с.
6.	Марочник сталей и сплавов/под ред. В.Г. Сорокина - М Ма
шиностроение, 1989. - 638 с.
7.	Сорокин Г.М., Куракин И.Б. Системный анализ и комплексные
критерии прочности сталей. - М.: Недра, 2011. - 100 с.
90
03’2012
РАЦИОНАЛЬНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НЕФТЯНОГО ГАЗА
УДК 621.516
© А.В. Гришагин, Т.И. Кологреева, В.А. Шашель, 2012
Применение многофазных насосных станций
и центробежных насосных агрегатов для обеспечения
высокой степени использования нефтяного газа
А.В. Гришагин, Т.И. Кологреева (ООО «СамараНИПИнефть»),
В.А. Шашель (ОАО «НК «Роснефть»)
The use of multiphase pumping stations and centrifugal pump units to ensure
a high degree of the petroleum gas application
A.V. Grishagin, T.I. Kologreeva (SamaraNIPIneft LLC, RF, Samara),
V.A. Shashel (Rosneft Oil Company OJSC, RF, Moscow)
Experience in design and operation of multiphase pumping stations at the oil fields of Samaraneftegaz ОАО is stated
The conditions of use of the classical centrifugal pump units at transport of the produced output instead of multiphase
pumping stations to achieve a high (95-98 %) degree of utilization of petroleum gas are considered.
Key words: petroleum gas, gas application.
Ключевые слова: нефтяной газ многофазные насосные станции, центробежные насосные агрегаты
Адрес для связи: snipioil@samnineft.ru
Применение многофазных насосных станций (МНС) в на-
земном обустройстве месторождений для обеспечения
высокой степени использования нефтяного газа при
определенных условиях (территориальное размещение объ-
ектов сбора и транспорта нефти, наличие в инфраструктуре га-
зопроводов, количественные соотношения и физико-химиче-
ские свойства перекачиваемых сред и др.) обеспечивает преиму-
щества, дифференцированные в табл. 1 по объектам. Однако в
конкретных условиях существующей инфраструктуры эксплуа-
тируемых нефтепромыслов в некоторых случаях высокую сте-
пень утилизации газа могут обеспечить обычные центробежные
насосы.
Таблица 1
Преимущества применения МНС на нефтепромыслах	Объекты дне	УПСВ
Исключается сепарация нефти и газа	Да	Нет
Сокращается число единиц емкостного, насосного и запорно-регулирующего оборудования	Да	Нет
Исключается необходимость строительства газопровода и компримирования газа	Да	Да
Сокращаются потери газа, снижается количество вредных выбросов в атмосферу, повышается экологическая безопасность удаленных объектов	Да	Да
Примечание. ДНС - дожимная насосная станция, УПСВ - установка предвари-
тельного сброса воды.
Особенности проектирования и эксплуатации
нефтепромысловых объектов с МНС
В инфраструктуре Южной группы нефтяных месторождений
ОАО «Самаранефтегаз» по проектам ООО «СамараНИПИнефть»
обустроены и эксплуатируются Пиненковская (на УПСВ) и Буро-
латская (на ДНС) МНС производства фирмы Bornemann Pumps
(Германия). Получено также положительное заключение Главгос-
экспертизы на проект станции МНС этой же фирмы на Петрух-
новском месторождении.
Принципиальные схемы объектов с МНС в общей инфра-
структуре трубопроводного транспорта Южной группы нефтя-
ных месторождений ОАО «Самаранефтегаз» приведены на рис. 1
Для проектирования объектов наземного обустройства, осна-
щенных насосами МНС, ООО «СамараНИПИнефть» разработаны
общие требования к техническим параметрам мультифазного
насосного оборудования.1
Следует отметить, что фирма-изготовитель оборудования
должна иметь:
-	разрешение Федеральной службы по экологическому, техно-
логическому и атомному надзору на применение на опасном
производственном объекте насосного оборудования и вспомога-
тельных систем насосного агрегата, обеспечивающих его безава-
рийную работу;
-	сертификаты соответствия требованиям промышленной и
пожарной безопасности;
-	санитарно-эпидемиологическое заключение.
Проектирование ряда объектов с МНС для нефтепромыслов
ОАО «Самаранефтегаз» и опыт их эксплуатации с учетом очеред-
ности ввода позволили выявить основные проблемы и рекомен-
довать способы их решения, частично уже реализованные на
практике (табл. 2). При использовании МНС для перекачки про-
дукции на УПСВ, где, кроме сепарации нефти от газа, происходит
сброс попутно добываемой воды, необходимо организовывать
раздельный учет фаз (ГОСТ 8.61-2005) на приеме МНС.
Из опыта эксплуатации МНС производства фирмы Bornemann
Pumps на УПСВ «Пиненковская» и ДНС «Буролатская» в настоя-
х Мулътифазные насосные станции в инфраструктуре объектов ОАО «Самарансфшаз»/ В А Шашель. С.Н Вакуленко, АВ Гриша! ин [и др.]//Нсф1ь 1аз
новации,- 2009 - № 8. - С 46-53.
03’20
91
РАЦИОНАЛЬНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НЕФТЯНОГО ГАЗА
Рис. 1. Принципиальные схемы объектов с применением МНС на нефтепромысле:
С-1/1 -2 - двухфазные сепараторы; ТФС-1/1 -2 - трехфазные сепараторы, Р-1,2 - разделители потоков, ТГР - трубный газоразделитель, УПОГ - устройство пред-
варительного отбора газа, КДФТ - концевой делитель фаз трубный; Е-1 - буферная емкость нефти, Е-2 - емкость для улавливания пробок асфальтосмолопара-
финовых отложений (АСПО) после очистных устройств ОУ, ПП-1 /1 -2 - путевые подогреватели; ГС-1 - газосепаратор; УУФГ, УУТГ - узел учета соответственно фа-
кельного и топливного газа, УУГ - узел учета газа, УУН - узел учета нефти типа СИКНС (система измерения количества нефти сырой); Ф-1/2 - фильтры; Н-1 -
подпорный насос перед УУН (СИКНС); РЕ - регулирование давления; А, Б, В, Г, Д, Е - узловые точки системы межпромыслового сбора нефти,
ЦАВ) - протяженность участка АВ
щее время для текущего проектирования рекомендуется устанав-
ливать фильтры перед насосным модулем (два рабочих и один
резервный), а в самом насосном модуле - защитную стальную
сетку с ячейками диаметром 3-5 мм. Для преодоления сопротив-
лений системы при размещении СИКНС перед МНС, а также для
выравнивания уровней жидкости в буферных емкостях предло-
жены установка подпорных насосов Н-1 для нефти из емкости
Е-1 и частотное регулирование МНС (см. рис. 1 и 2).
С целью предотвращения возможных внештатных ситуаций
при транспорте жидкости (нефти) с ДНС «Ежовская» по трубо-
проводу УНСВ *11иненковская* - ДНС «Буролатская* предложено
установить емкость Е-2 объемом 80 м^ на устьевое давление
Д=6,3 МПа с внутренней перегородкой для приема продуктов
очистки трубопровода перед входом на МНС. Это позволит про-
водить очистку трубопровода без остановки перекачки. Продук-
ты очистки предложено вывести в дренажную емкость, нефть и
газ из емкости - направить на прием насосов через фильтры Ф-
1, Ф-2. Конструкторская документация на емкость-ловушку долж-
на быть разработана специализированной организацией по ин-
дивидуальному проекту.
92
03’2012
ХОЗЯИН
РАЦИОНАЛЬНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НЕФТЯНОГО ГАЗА
Таблица 2
Проблема	Решение	Опыт и реализация на объектах		
		ИНС Буролатская»	УПСВ <Пиненкоаскзях	УПСВ грух' овская
1. Обязательный раздельный учет фаз на УПСВ		Нет	Да /реализация	Да /проект
2. Нарушение уровней жидкости в буферных емкостях (Е-1)	Установка дополнительного подпорного насоса	Нет	Да /опыт	Да /проект
3. Постоянное изменение производительности и давления на приеме МНС	Частотное регулирование МНС	Да/реализация	Да /реализация	Да / проект
4. Перегрев МНС при работе всухую	Применение автоматизированной системы охлаждения	Да /реализация	Да/реализация	Да / проект
5. Необходимость увеличения объема охлаждающей жидкости		Да /опыт	Да /опыт	Да /проект
6 Поступление механических примесей с остатками тяжелой нефти в процессе эксплуатации	Установка фильтров перед блоком МНС	Да /реализация	Да /реализация	Да / проект
	Использование стальных сеток с ячейками диаметром 3-5 мм в блоке МНС	Да /опыт	Да /реализация	Да / проект
7. Поступление пробок АСПО после очистки трубопровода на прием насосов в системе подпорной насосной станции «Буролатская»	Установка перед насосами емкости для улавливания и вывода пробок АСПО	Да /опыт и реализация	Нет	Нет
Примечание. Реализация - проектирование и внедрение решений в эксплуатацию; опыт - проблемы в эксплуатации.
Условия достижения высокой степени использования
нефтяного газа с применением классических
центробежных насосных агрегатов
В конкретных условиях инфраструктуры эксплуатируемых
нефтепромыслов иногда высокую степень использования нефтя-
ного газа можно обеспечить также обычными центробежными
насосами.
Так, при выполнении проекта «УПСВ на Горбуновском место-
рождении» ОАО «Самаранефтегаз» проанализированы два вари-
анта принципиальных технологических схем с целью выбора
оптимального, обеспечивающего высокую степень (95 %) ис-
пользования нефтяного газа (табл. 3) и давление сепарации, не
превышающее максимальное давление на приеме транспортных
насосов.
Вариант 1 предусматривает двухступенчатый сброс пластовой
воды и транспорт остаточного газа сепарации и нефти с приме-
нением МНС (см. рис. 2, а).
Вариант 2 включает двухступенчатый сброс пластовой
воды с установкой подпорных насосов для преодоления со-
противления подогревателей нефти, что обеспечивает мини-
мальное выделение 1аза на второй ступени сепарации и
транспорт потока центробежными насосными агрегатами
ЦНСАн (см. рис. 2, б).
Оптимальное давление первой и второй ступеней сепарации
рассчитывалось с целью обеспечения путевых подогревателей
топливным газом. Применение МНС на УПСВ по варианту 1 в
связи с отсутствием качественных многофазных счетчиков вы-
зывает необходимость установки дополнительных подпорных
насосов на приеме МНС для раздельного учета газа и нефти на
СИКНС (см. рис. 2, а). Стоимость строительства по варианту 2
более чем на 60 млн. руб. ниже, чем по варианту 1.
Для условий УПСВ «Горбуновская» уже к 2014 г. снижение до-
бычи газа позволяет достичь требуемого 95%-ного использова-
ния обычным технологическим приемом - уравниванием давле-
ний на первой и второй ступенях сепарации (см. табл. 3). Поэто-
му применение МНС с достижением 98%-ной степени использо-
вания газа при больших затратах на строительство в данном слу-
чае, при падающей добыче газа, нецелесообразно.
Результаты анализа вариантов показал, что для условий УПСВ
«Горбуновская» (исходя из требуемых давлений по ступеням се-
Таблица 3
Год	Jecypcw газа, млн. м3	Объем газа, млн. м3, поступившего на факел	на топливо	| на транспорт			Потери газа, млн. м3	Степень использования газа,%
УПСВ «Петрухновская» с МНС						
2012	31,7303	0	3 4462	27,6495	0,6346	98
2013	23,7797	0	3,5652	19,7389	0,4756	9£
2014	15,7176	0	4,0325	11,3707	0,3144		98
2015	10 9467	0	4,1306	6,5972	0,2189	98
2016	7,874	0	4,9815	2,735	0,1575	98
УПСВ «Горбуновская» с подпорным насосом ЦНС/без него/с МНС						
2012	11,9844	0,3709	6,2056	5,1681	0,2397	94,9
2013	12,2311/12,2311/12,2311	0,4232/2,1524/0	6,2887/6,2756/6,2887	5,2745/ 3,5585/5,6978	0,2446/0,2446/ 0,2446	94,54/80,4/98
2014	11,5307	0,3441		5^9834	4,9725	0,2306	~ 95,02
2017	8,9397	0,24	4,5678	3,953	0,1788	95,32
2023	6,3869	0	3 5048	2,7543	0,1277	98
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
93
РАЦИОНАЛЬНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НЕФТЯНОГО ГАЗА
а
УПСВ “Красногородецкая"
Рис. 2. Принципиальная технологическая схема УПСВ «Горбуновская» с использованием МНС (а) и центробежных насосных агрегатов типа ЦНСАн (б):
С-1,2 - сепараторы первой и второй ступеней сепарации; Н-2 - центробежная (на базе ЦНСАн) насосная станция; Н-3 - подпорный насос перед путевым подо-
гревателем
парации, обеспечения качества используемого нефтяного газа и
учета откачиваемой продукции) предпочтителен второй вариант
технологической схемы как наиболее экономичный, гибкий и
стабильный, обеспечивающий работоспособность установки в
любой период эксплуатации с достижением 95%-ной степени ис-
пользования газа (см. табл. 3).
Таким образом, на основе опыта проектирования ряда объектов
с МНС для нефтепромыслов Южной группы месторождений Са-
марской области (ОАО «Самаранефтегаз») и опыта их эксплуата-
ции выявлены некоторые особенности внедрения рассматривае-
мых типов насосных агрегатов, предложены и частично реализо-
ваны на практике способы решения возникших проблем.
На примере обустройства УПСВ Горбуновского месторожде-
ния показано, что при незначительных газовых факторах, па-
дающей добыче газа и двухступенчатой сепарации продукции
нефтяных скважин можно добиться высокой степени (95-98 %)
использования нефтяного газа на УПСВ за счет применения
обычных центробежных насосов вместо дорогостоящих МНС.
94
03’2012
ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ
© Коллектив авторов, 2012
УДК 622.276.8
Совершенствование метода определения
концентрации хлористых солей в нефти
Р.М. Гарифуллин, РЗ Сахабутдинов, д.т.н.,
А.Н. Шаталов, к.т.н, Н.В. Антонова,
А.З. Мингазова (ТатНИПИнефть)
Improvement of method for determination of chlorides’ concentration in oil
R.M. Garifullin, R.Z. Sakhabutdinov, A.N. Shatalov, N.V. Antonova,
A.Z. Mingazova (TatNIPIneft RF, Bugulma)
Methods of aqueous extracts' preparation for titration have been analyzed to improve accuracy and eliminate neg-
ative effects of hydrogen sulfide chemical scavengers used as reagents for determination of chlorides in oil by Method
A in accordance with GOST 21534-76 The results of the study have been considered in working out an upgraded ver-
sion of GOST 21534-76.
Ключевые слова: нефть, сероводород, реагент-нейтрализатор, хлористые соли пероксид водорода
Адрес для связи: garifullin@tatnipi.ru
При проведении лабораторных и промысловых исследований
по нейтрализации сероводорода в товарных нефтях место-
рождений Татарстана химическими реагентами на основе
аминоформальдегидных композиций было обнаружено влияние
продуктов реакции на результаты определения концентрации хло-
ристых солей в нефти индикаторным титрованием водных экстрак-
тов согласно методу А (ГОСТ 21534-76) [1]. Впоследствии подобное
влияние было отмечено при очистке нефтей месторождений Баш-
кортостана [2].
Указанные нейтрализаторы содержат только следы хлоридов в
концентрациях меньших, чем в пресной воде, используемой для
обессоливания нефти. Поэтому их применение не может увеличи-
вать содержание хлористых солей в нефти. Все проблемы с «кажу-
щимся» или «мнимым» повышением содержания хлористых солей в
нефти возникают из-за того, что продукты реакции по отношению
к титранту являются активными сернистыми соединениями, доста-
точно хорошо растворимыми в воде и при проведении анализа в
значительной степени переходящими в водную вытяжку. Отрица-
тельное воздействие данных веществ отчасти связано с тем, что при
титровании из-за сильной посторонней окраски и мутности рас-
твора нельзя четко зафиксировать точку эквивалентности. Титрова-
ние осуществляется раствором нитрата ртути (II), ионы ртути
имеют высокую склонность к химическому взаимодействию с сер-
нистыми соединениями и расходуются прежде всего на побочные
реакции с ними. Это приводит к повышенному расходу титранта и
получению некорректного результата при определении концентра-
ции хлористых солей. Подобное влияние на результаты определе-
ния содержания хлористых солей оказывают1 и продукты реакции
каталитического окисления сероводорода в нефти кислородом воз-
духа (разработчик технологии - ОАО «ВНИИУС», г. Казань) [3]. В
этом случае оно связано с переходом в водные вытяжки образую-
щихся при окислении сероводорода ионов тиосульфата, образую-
щих с ионами двухвалентной ртути прочные комплексы.
ГОСТ 21534-76 предусматривает также метод Б определения со-
держания хлористых солей потенциометрическим титрованием рас-
твором нитрата серебра пробы нефти в среде органическою раство-
рителя с использованием серебряного индикаторного электрода. По
этому методу предполагается проведение анализа хлоридов в присут-
ствии сероводорода. Однако опыт использования метода Б показыва-
ет, что ему также присущи существенные недостатки, связанные с
офаничениями метода и заключающиеся в невозможности опреде-
ления содержания хлористых солей при скачке потенциала серебря-
ного электрода менее 17 мВ, который отмечается при анализе серни-
стых нефтей. Другой недостаток заключается в выпадении в осадок
сульфидов, меркаптидов серебра и других соединений, налипающих
на индикаторный электрод, что мешает проведению анализа.
Перечисленные недостатки в значительноой мере проявляются
также при потенциометрическом титровании водных вытяжек сер-
нистых нефтей, предусмотренном методом А (ГОСТ 21534-76), если
в анализируемой пробе содержатся сульфиды или остаточный се-
роводород . Таким образом, при определении концентрации хлори-
стых солей в нефти индикаторным или потенциометрическим тит-
рованием водных вытяжек по методу А необходимо при подготовке
пробы исключить влияние примесей. Особенно это актуально при
индикаторном титровании, используемом в качестве стандарта де-
факто при сдаче-приемке товарных нефтей.
С учетом важности вопроса и отсутствия надлежащих предюже-
ний на рынке реагентов в ТатНИПИнефти в течение ряда лет про-
водили исследования по модификации метода А (ГОСТ 21534-76)
определения концентрации хлористых солей с целью повышения
объективности результатов анализа при химической нейтрализа-
ции сероводорода в нефти. Были изучены методы подготовки вод-
ных вытяжек к титрованию с применением перманганата калия
(КМпО4) и пероксида водорода (Н2О2). При этом стояла также зада-
ча одновременного устранения некоторых других недочетов дан-
ного стандарта, в частности, касающихся четкости перехода окрас-
ки индикатора и уточнения диапазона pH водной вытяжки, в кото-
ром может осуществляться тифование.
При определении конценфации хлористых солей четкость пе-
рехода окраски индикатора значительно зависит от pH раствора
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
95
ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ
Согласно методу А (ГОСТ 21534-76) титрование требуется осу-
ществлять при pH, равном 4. В то же время в условиях контрольно-
го опыта pH титруемого раствора составляет около 2,5. Согласно ли-
тературным данным [4,5] область титрования с применением инди-
катора задана pH = 2,5±0,1. Кроме того, отмечается, что при pH = 2
и, очевидно, меньших значениях показателя индикатор не окраши-
вается. При pH = 3 (подразумевается, вероятно, и более) появление
окраски запаздывает, но в данном случае, возможно, допущена
ошибка в интерпретации явления. Например, в экспериментах, ре-
зультаты которых приведены ниже, наоборот, наблюдается более
раннее появление окраски. Имеется подтверждение [6], что при вы-
соких pH окраска появляется, когда в растворе еще остаются ионы
хлора. Можно предположить, что в этих условиях прочность ком-
плекса индикатора с ионами ртути становится, по-видимому,
сравнимой с прочностью нейтрального хлоридного комплекса
ртути (сулемы). При слишком низких pH окрашенный комплекс ин-
дикатора с ионами ртути, вероятно, не может’ образоваться.
Ддя нахождения оптимальной величины pH, отслеживания изме-
нения цвета индикатора и выявления перехода его окраски в точке
эквивалентности было проведено потенциометрическое титрова-
ние одинаковых проб хлорида натрия (по 5 см3 раствора концент-
рацией 0,01 моль/дм3) при различных pH с применением хлорид-
ного ионоселективного электрода. Титрование осуществлялось в
водной среде минерализацией 0,005 моль/дм3 раствором нитрата
ртути (Hg(NO3)2). Кривые титрования представлены на рисунке, из
которого видно, что наиболее явные скачки потенциала наблю-
даются при титровании растворов хлористого натрия с pH, равным
2 и 2,5. В других случаях скачки потенциала менее выражены и рас-
тянуты по времени.
Согласно методу А (ГОСТ 21534-76) точкой конца титрования яв-
ляется момент приобретения раствором бледно-розового цвета, не
исчезающего в течение 1 мин, но, как следует из рисунка, скачка по-
тенциала при этом еще не происходит. При pH = 4 окраска индика-
тора становится бледно-розовой задолго до скачка потенциала. При
pH = 1,8 окраска индикатора не изменяется. По кривым титрования
можно отследить окраску индикатора в точке перегиба, соответ-
ствующей точке эквивалентности. Вследствие нестойкости во време-
ни цвета оттитрованного до точки эквивалентности раствора был
приготовлен раствор смеси стабильных красителей с примерно
такой же розовой окраской, принятой за «образцовую» и соответ-
Результаты потенциометрического титрования модельных растворов
хлорида натрия при различных pH:
1 - появление стабильного бледно-розового оттенка; 2 - приобретение
«образцового» цвета раствора сравнения
Таблица 1
Ооьем хлорида натрия, взнтыл на титрование, см3	Объем ни i para ртути, изр кходсванный на титрование, см3, при			
	рН=2,5	|		РН=4	
	Бледно ро^оь^и оттенок	Образцова) окраска	Бледно- розовый уценок	Образцовая окраска
0,5	0,46	0,50^	0,33	0,35
I	0,94	1,02	0,56	0,59
2	1,97	2,00	1,32	1,35
5	4,52		5,00_	4,24	4 26
7	6,97	7,00	6,10	6,20
10	10,00	10,00	8,90	9,00
ствующей точке эквивалентности при pH - 2,5. Сравнение с образ-
цовым раствором в ходе индикаторного титрования показало (см
рисунок), что точки появления стабильной бледно-розовой и образ-
цовой окраски индикатора соответствуют соответственно 2 и 3 смА
прилитого раствора нитрата ртути при pH=4 и соответственно 4,3 и
4,8 см3 при pH = 2,5. Таким образом, индикаторное титрование ана-
лизируемых растворов при pH = 4 значительно занижает результаты
определения концентрации хлоридов. Титрование при pH — 2,5 и
применение раствора сравнения с образцовой окраской позволяют
повысить точность определения концентрации хлоридов.
Дня подтверждения результатов было осуществлено индикатор-
ное титрование различных объемов раствора хлорида натрия кон-
центрацией 0,01 моль/дм3. Результаты приведены в табл. 1. Опти-
мальными могут считаться параметры, при которых объемы израс-
ходованного на титрование раствора нитрата ртути концентрацией
0,005 моль/дм3 соответствуют взятым на анализ объемам раствора
хлорида натрия. Из табл. 1 видно, что титрование раствора при
pH = 4 всегда дает заниженные значения из-за раннего появления
окраски индикатора. При pH = 2,5, особенно при сравнении цвета
раствора с образцовой окраской, объемы пошедшего на титрование
нитрата ртути практически полностью совпадают с объемами хло-
рида натрия, взятыми на анализ, что подтверждает целесообраз-
ность титрования при рН=2,5.
В рамках исследований по удалению сернистых соединений, ме-
шающих определению концентрации хлористых солей, были опро-
бованы следующие методы обработки водных экстрактов перед их
дальнейшим титрованием:
1)	стандартный метод А (ГОСТ 21534-76) с pH = 4, предусматри-
вающий кипячение с серной кислотой в течение 10 мин и исполь-
зованный для сравнения с другими методами;
2)	метод по ГОСТ, отличающийся от предыдущего тем, что титро-
вание пробы осуществлялось при pH = 2,5;
3)	метод по ГОСТ с pH = 2,5 и кипячением с серной кислотой
в течение 30 мин;
4)	метод с применением пероксида водорода, заключающийся в
том, что перед кипячением вместо серной кислоты в пробы добав-
лялись растворы концентрированного Н?О? и гидроксида натрия
массовой долей 5 % с последующим кипячением в течение 20 мин и
доведением проб после охладения раствором азотной кислоты до
pH - 2,5;
5)	метод с применением перманганата калия, по которому вместо
серной кислоты в пробы перед кипячением добавляются 5%-ный
раствор карбоната натрия (Na2CO3) и 1%-ный раствор КМпО};
после 30 мин кипячения и последующего охлаждения в пробу до-
бавляется раствор азотной кислоты концентрацией 0,2 моль/дм3 до
получения pH = 2,5.
96
03’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ
Таблица 2
	Объем нитрата ртути, израсходованный на титрование, см3	
	Бледно-розовый оттенок	Образцовая окраска
		
		
		
		
		
		
		
Кроме удаления примесей, важной задачей являлось исключе-
ние потерь хлорид-ионов при подготовке пробы. Для сохранения
в неизменном виде хлорид-ионов примеси окисляли пероксидом
водорода и перманганатом калия в щелочной среде. С целью оцен-
ки возможных потерь хлорид-ионов при подготовке проб указан-
ными методами выполнялось титрование одинаковых объемов
раствора хлорида натрия. Для этого в 150 см3 дистиллированной
воды добавляли по 5 см3 раствора хлорида натрия концентрацией
0,01 моль/дм3, затем пробы обрабатывали по указанным выше ме-
тодам с последующим титрованием. Результаты представлены в
табл. 2, из которой видно, что наилучшая сходимость с ожидаемым
объемом титранта, равным 5 см3, получена при подготовке пробы
методом 3. Близки к требуемому значению результаты, получен-
ные при подготовке проб методами 2,4, 5, что подтверждает це-
лесообразность титрования водных вытяжек при pH = 2,5 и пока-
зывает возможность увеличения продолжительности кипячения
пробы с серной кислотой до 30 мин практически без потерь хло-
рид-ионов. Методы 4 и 5 позволяют без особых потерь хлорид-
ионов подготовить пробы к титрованию. Лучшим из них с точки
зрения минимизации потерь и меньшей трудоемкости является
метод с применением пероксида водорода.
Основной примесью, мешающей проведению анализа по опре-
делению концентрации хлористых солей при использовании тех-
нологии прямого окисления сероводорода кислородом воздуха,
является тиосульфат аммония. Для выбора метода устранения
влияния тиосульфат-иона были проведены эксперименты на мо-
дельных растворах хлорида натрия с добавкой тиосульфата нат-
рия (Na2S2O3). Для этого в 150 см3 дистиллированной воды добав-
ляли по 5 см3 раствора хлорида натрия концентрацией
0,01 моль/дм3, 2 см3 раствора тиосульфата натрия такой же кон-
центрации, обрабатывали пробы описанными выше методами и
проводили титрование. Результаты, представленные в табл. 3, пока-
зывают, что подгол овка проб и определение концентрации хлори-
стых солей по ГОСТ 21534-76 и его модификациям (методы 1-3)
даже при увеличении продолжительности кипячения с серной
Таблица 3
Номер метода ПОДГОТОВКИ «нитрования проб	Объем нитрата ртути, израсходованный на титрование, см3	
	Бледно-розовый 	оттенок		Образцовая окраска
		
		
		
		
		
*При титровании раствор приобретал желто-зеленый цвет, что не позволяло
четко отследить появление слабого розового окрашивания индикатора.
кислотой до 30 мин (метод 3) не позволяют избавиться от отри-
цательного влияния тиосульфатов. В то же время они легко уда-
ляются из подготавливаемых проб путем окисления их до сульфа-
тов применением перманганата калия и пероксида водорода.
Для уточнения возможности применения в реальных усло-
виях того или иного метода подготовки и анализа проб были
проведены эксперименты на специально приготовленной мо-
дельной нефти с минимальной концентрацией хлористых
солей, в качестве которой использовали высокосернистую
нефть Кичуйской установки подготовки высокосернистой
нефти с исходной массовой концентрацией хлоридов
15 мг/дм3 и сероводорода 405 ppm. Нефть была разделена на
две порции, каждая из которых полностью очищалась от серо-
водорода по разным технологиям. Одна порция нефти была
очищена методом прямого окисления кислородом воздуха в
присутствии аммиачного раствора фталоцианина кобальта
марки «ИВКАЗ», другая - при помощи реагента-нейтрализато-
ра сероводорода марки НСМ-5 (оба реагента разработаны
ОАО «ВНИИУС»). Далее анализировали пробы нефти с подго-
товкой водных вытяжек и титрованием по приведенным выше
методам. При этом в большинство проб нефти при экстракции
добавляли по 0,5 см3 раствора хлорида натрия концентрацией
0,1 моль/дм3, что соответствует массовой концентрации хло-
ристых солей, равной 293 мг/дм3. С учетом исходной концент-
рации хлоридов в нефти суммарная концентрация составила
308 мг/дм3. Результаты определения концентрации хлоридов в
модельной нефти разными методами представлены в табл. 4.
из которой следует, что при сравнении цвета раствора при
титровании с образцовой окраской результаты, наиболее близ-
кие к ожидаемым, получены при применении пероксида водо-
рода. При этом значения с использованием различной фикса-
ции цвета индикатора значительно отличаются друг от друга
При наличии примеси тиосульфата и посторонней окраски
титруемого раствора данные, полученные с фиксацией блед-
Та блица 4
Метод подготовки и титрования	Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3	
водных вытяжек	Бледно-розовый оттенок	Образцовая окраска
Прямое окисление сероводорода кислородом воздуха		
По ГОСТ: pH -4,0* 2	141	192
pH = 4,0**	167	~зз7
pH == 2,5**	219	476
pH = 2,5, кипячение 30 мин**	204	458
Применение: пероксида водорода	311	327
перманганата калия	342	368
Применение реагента НСМ-5		
По ГОСТ: pH = 4,0* **	24	78
pH = 4,0**	292	334
pH = 2,5**	302	344
pH ~ 2,5, кипячение 30 мин**	274	359
Применение: пероксида водорода	295	333
перманганата калия	320	416
* Без добавления хлорида натрия.
** Приобретение раствором в ходе титрования желто-зеленой окраски и мутности,
затрудняющей установление момента изменения цвета индикатора
03’2012
97
ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ
Таблица 5
Исходная массовая ДОЛЯ сероводо рода в нефти, РР™	Дозировка СНПХ-1200, кг/г	Массовая концентрация хлористых солей в пробах, мг/дм3, после применения метода		
		поГОСТ рН = 4	поГОСТ pH = 2,5	с использованием пероксида водорода и кипячением в течение 2 мин без щелочи
385*	отс.	6,5	36,4	36,4
385**	2,0	133	182	44
1083**	5,0	280	332	39
521	2,5	201	408	39
521	2,5	176	398	33
521	2,5	206	414	42
521	2,5	210	419	43
521	2,5	202	408	38
521	2,5	202	410	43
521	2,5	201	416	44
Исходная нефть без обработки реагентом СНПХ-1200, водную вытяжку для
удаления сероводорода кипятили в течение 20 мин без добавления серной кислоты
** Время взаимодействия с реагентом составило 2 ч, в остальных пробах - 24 ч
но-розового цвета индикатора, существенно меньшие и силь-
но занижены. Примесь тиосульфата оказала большее отрица-
тельное воздействие, чем продукты реакции сероводорода с
реагентом НСМ-5. Метод с применением перманганата калия и
указанных способов очистки нефти от сероводорода обеспе-
чил меньшую степень удаления примесей, чем метод с исполь-
зованием пероксида водорода.
Испытания предложенного метода были проведены на пробах
товарной нефти НГДУ «Нурлатнефть», обработанных нейтрализа-
тором сероводорода «Десульфон» СНПХ-1200 (разработчик
ОАО «НИИнефтепромхим», г. Казань) и имеющих одинаковую ис-
ходную концентрацию хлористых солей. Пробы были обработаны
до полного удаления свободного сероводорода из нефти. Результа-
ты испытаний, приведенные в табл. 5, подтверждают, что кипяче-
ние водных вытяжек с добавлением серной кислоты не позволяет'
устранить негативного влияния продуктов реакции нейтрализато-
ра с сероводородом на результаты определения концентрации
хлористых солей. При этом, как и ранее, в некоторой степени про-
исходит компенсация завышающего влияния применяемого ре-
агента занижающим эффектом, наблюдаемым при титровании
проб при pH = 4. Негативное влияние продуктов реакции усилива-
ется с повышением массовой доли сероводорода в обрабатывае-
мой реагентом нефти. Увеличение времени взаимодействия ре-
агента с сероводородом, например, при хранении проб, по-види-
мому, способствует получению более стойких продуктов реакции,
менее подверженных разложению при кипячении вытяжек с сер-
ной кислотой. Поэтому наблюдается еще большее завышение ре-
зультатов. Однако кипячение водных вытяжек с пероксидом водо-
рода практически устраняет завышающее влияние продуктов реак-
ции нейтрализатора «Десульфон» СНПХ-1200 с сероводородом на
результаты анализа. Перед титрованием pH проб, обработанных
пероксидом водорода, был доведен до 2,5. Из результатов исследо-
ваний следует, что предложенная модификация метода определе-
ния хлористых солей при использовании реагентов-нейтрализато-
ров сероводорода вполне корректна и работоспособна. При этом
объем концентрированного раствора пероксида водорода (1 см3) в
экспериментах вполне достаточен для удаления продуктов реак-
ции даже при высоких концентрациях сероводорода.
ТатНИПИнефть передал в ОАО «ВНИИ НП» свои предложения
по внесению изменений в ГОСТ 21534-76, в которых нашли отра-
жение результаты проведенных исследований. Свои предложения
и результаты сравнительных испытаний определения содержания
хлористых солей по методу А (ГОСТ 21534-76) и модернизиро-
ванному методу во ВНИИ НП направили также ООО «БашНИПИ-
нефть», ОАО «Самаранефтегаз» и ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ». Спе-
циалистами «ВНИИ НП» с учетом различных предложений и за-
мечаний разработан проект редакции изменения № 3 к
ГОСТ 21534-76, по которому в конце октября 2011 г. получено по-
ложительное заключение метрологической экспертизы.
Усовершенствованная методика определения концентрации
хлористых солей согласно окончательному проекгу включает сле-
дующее. Для удаления сероводорода и других растворенных в вод-
ной вытяжке сернистых соединений вместо серной кислоты до-
пускается использование концентрированной перекиси водорода
реактивной чистоты. Для этого к вытяжке приливают 1 см3 пере-
киси водорода и кипятят в течение 2 мин. Если указанного объема
перекиси водорода для полного окисления примесей недостаточ-
но, что следует из помутнения и появления посторонней окраски
раствора при титровании, то анализ повторяют с другой порцией
нефти, добавив к водной вытяжке перед кипячением 2 см3 кон-
центрированной перекиси водорода. Подготовленную водную вы-
тяжку доводят до нейтральной реакции среды 5%-ным раствором
гидроксида натрия или раствором азотной кислоты концентраци-
ей 5 моль/дм3 по универсальной индикаторной бумаге. В колбу с
подготовленной к титрованию водной вытяжкой приливают 2 см3
раствора азотной кислоты концентрацией 0,2 моль/дм3 (pH = 2,5)
и 10 капель дифенил карбазида и титруют раствором нитрата
ртути концентрацией 0,005 моль/дм3 до появления слабого розо-
вого окрашивания, не исчезающего в течение 1 мин.
В ноябре 2011 г. материалы по проекту изменения № 3 к
ГОСТ 21534-76 ОАО «ВНИИ НП» направило в Госстандарт на экс-
пертизу и утверждение. Стандарт предполагается ввести в дей-
ствие на территории Российской Федерации с 01.07.12 г.
Список литературы
1	Шаталов А.Н., Гарифуллин Р.М. Оптимизация процессов очи-
стки нефти от сероводорода в условиях нефтяных промыслов //
Научно-практическая конференция, Болгария. - 2006.
2	. Баймухаметов М.К., Муринов К.Ю., Ярополова Е.А. Определе-
ние содержания хлористых солей в нефти, обработанной ней-
трализаторами сероводорода и меркаптанов // Нефтяное хо-
зяйство. - 2008. - № 5. - С.76-77.
3	. Пат. РФ 2109033, МПК6 С 10 G 27/10. Способ очистки нефти и
газоконденсата от сероводорода / Ф.Г. Шакиров, А.М. Мазга-
ров, А.Ф. Вильданов, И.К. Хрущева; заявитель и патентооблада-
тель Всероссийский научно-исследовательский институт угле-
водородного сырья. - № 96109263/04; заявл. 05.05.96; опубл.
20.04.98.
4	. Аурье Ю.Ю., Рыбникова А.И. Химический анализ производ-
ственных сточных вод - М.: Химия, 1974. - 336 с.
5	Аурье Ю.Ю. Аналитическая химия промышленных сточных
вод. - М.: Химия, 1984. - 448 с.
6	Фрумина Н.С, Аисенко Н.Ф., Чернова М.А Хлор Аналитиче-
ская химия элементов. - М.: Наука, 1983. - 200 с.
98	03’2012
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
УДК 622.692.4
© Коллектив авторов, 2012
Анализ коррозионной стойкости нефтегазопроводных труб
по результатам промысловых испытаний
на Самотлорском месторождении
И.Ю. Пышминцев, И В. Костицына, Д А. Мананников,
В.П. Паршуков. МЮ. Скрыльник (ОАО «РосНИТИ»),
В.В. Завьялов (ОАО «НижневартовскНИПИнефть»)
Investigation of corrosion behavior of carbon and low-alloyed steels
in Samotlorskoye oilfield environments
I.Yu. Pyshmintsev, LV. Kostitsyna D.A. Manannikov, V.R Parshukov, M.Yu. Skrylnik
(The Russian Research Institute for the Tube&Pipe Industries, RF, Chelyabinsk),
VV. Zavyalov (Nizhnevartovsknipineft ОАО, RF, Nizhnevartovsk)
The results of corrosion resistance of pipes made using carbon and low-alloyed steels in Samotlorskoye oilfield have
been presented. Influence of oil&gasflow regime, pipeline processing technology, presence of nonmetallic inclusions,
chromium content of 0.5% mass, on the corrosion behavior of pipeline steels have been conducted.
Ключевые слова: нефтегазопроводные трубы, Самотлорское месторождение локальная коррозия
Адреса для связи: rosniti@rosniti.ru, ZavyalovVV@nvnipi.ru
Едсс время вес более актуальными становятся проблемы
тационной надежности трубопроводов, что обусловлено
нием многих нефтяных месторождений в позднюю ста-
дию разработки, которая характеризуется высокой обводненностью
добываемой продукции. При 80-99%-ной обводненности существенно
возрастает число отказов (порывы, аварии, инциденты) и снижается
срок службы трубопроводов.
На поздней стадии разработки находятся многие крупные место-
рождения Западной Сибири, открытые в 60-е годы XX века. По дан-
ным Департамента по нефти, газу и минеральным ресурсам ХМАО-
Югры, протяженность промысловых трубопроводов различного
назначения на территории округа превышает 80 тыс. км, из них
около 60 % приходится на нефтесборные сети и водоводы системы
поддержания пластового давления (ППД). Значительная часть тру-
бопроводов указанных групп построена из стальных труб общего
назначения, выпуск которых регламентировался требованиями
ГОСТ 8731-74, ГОСТ 8732-78, ГОСТ 20295-85, а качество оценива-
лось по химическому составу и механическим свойствам. Базовыми
марками сталей для изготовления труб являлись сталь 10, сталь 20,
09Г2С, 10Г2,17Г1С и ее модификации [1]. Ддя оценки влияния тех-
нологических и эксплуатационных факторов на коррозионную
стойкость трубных сталей, отличных от базовых марок, на Само-
тлорском месторождении был проведен эксперимент в байпасных
линиях действующих трубопроводов.
Пластовые воды Самотлорского месторождения на участках ис-
пытания относятся к водам хлоридно-кальциевого типа, среднее со-
держание ионов составляет, мг/л: СГ - 15119, Са2+ - 1261, Na+
К+ - 8149. Основным коррозионным агентом является растворен-
ный углекислый газ (до 132 мг/л). Появление в пластовых водах се-
роводорода (до 0,7 мг/л) имеет периодический характер. Общая ми-
нерализация в среднем составляет 25073 мг/л, pH - от 6,6 до 7,2.
Ддя проведения эксперимента были смонтированы две байпасные
линии диаметром 114 и 219-273 мм (рис. 1), по которым перекачива-
лась продукция газлифтных скважин обводненностью более 90 %
Средние параметры работы байпасной линии представлены в табл. 1
Конструктивно байпасные линии представляли собой последователь-
но соединенные при помощи фланцев катушки длиной 500-600 мм.
Показательно, что за три года эксплуатации байпасной линии диа-
метром 114 мм на внутренней поверхности всех исследуемых труб
было зафиксировано появление лишь отдельных неглубоких по-
Таблица 1
Парамег ры	Диаметр байпасной линии, мм 114	219-273	
Загрузка по жидкости, м3/сут	420-460	900-1350
Обводненность продукции,%	95	94-96
Расчетная скорость течения газожидкостной смеси (ГЖС). м/с	2,0-2,2	0,9-1 2
Давление в системе, МПа	1.2-1.4	1,1-12
Расходное газосодержание	0,74	0.76
Температура, °C	32-35	45 48
Режим течения воды и нефти	Эмульсионный	Расслоенный
Групповая замерна»
Рис. 1. Конструкция байпасной линии на Самотлорском месторождении
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012
99
ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ
вреящений в отличие от труб, эксплуатация которых происходила в
байпасной линии диаметром 219-273 мм. При этом принципиальных
отличий в составе транспортируемой среды и материалах исследуемых
труб не было. Столь различное поведение образцов в байпасных ли-
ниях связано с режимом течения ГЖС на опытных участках трубопро-
водов (см. табл. 1).
Режим течения определялся методом послойного анализа проб транс-
портируемой среды, отбираемых с разного уровня трубы через специ-
альный зонд с вентилем. По результатам осмотра внутренней поверхно-
сти труб косвенно также можно было судить о структуре потока: внут-
ренняя поверхность катушек байпасной линии диаметром 114 мм была
покрыта плотным слоем нефтепродуктов, на внутренней поверхности
катушек второй байпасной линии диаметром 219-273 мм четко отмеча-
лась граница раздела водной и нефтяной фаз.
Таким образом, результаты длительного эксперимента подтвер-
ждают ранее полученные данные о том, что режим течения ГЖС
значительно влияет на развитие локальных коррозионных процес-
сов в трубопроводах [2].
В связи с этим оценка коррозионной стойкости трубных сталей
проводилась по результатам эксперимента в байпасной линии диа-
метром 219-273 мм. Для испытания были взяты восемь катушек: три
из стали марки 20А; две из стали марки 20С; по одной из сталей
марок 20В, 15ХФ и 13ГФА.
Осмотр внутренней поверхности исследуемых труб показал, что
основные повреждения металла находятся в зоне нижней образую-
щей трубы в секторе 4-8 часов (по шкале циферблата). Характер кор-
розии локальный, коррозионные повреждения представлены в виде
как отдельных язв, так и их скоплений (рис. 2). Глубина локальных
повреждений образцов металла изменялась от 1 до 4 мм, что соот-
ветствовало средней скорости коррозии 0,33-1,33 мм/год.
По результатам внешнего осмотра и замера глубины язвы макси-
мального размера исследуемые образцы условно разделили на три
группы, скорость локальной коррозии в которых приведена в табл. 2.
Из нее видно, что более высокую коррозионную стойкость в усло-
виях эксперимента показали образцы № 2 и 3 из стали 20А.
Таблица 2
Для определения различной коррозионной стойкости опытных труб
было проведено комплексное исследование свойств металла, которое
включало:
-	анализ химического состава металла;
-	определение механических свойств металла,
-	оценку загрязненности неметаллическими включениями, в том
числе коррозионно-активными неметаллическими включениями
(КАНВ);
-	проведение микроструктурною анализа и изучение продуктов кор-
розии.
Для определения свойств металла демонтированных катушек из них
вырезали образцы для проведения лабораторных исследований со-
гласно методике выполнения эксперимента. Исследуемые трубы были
представлены тремя классами материалов: углеродистые стали типа 20;
сталь 15ХФ с экономным легированием хромом с массовым содержа-
нием не более 0,5 %; сталь 13ГФА с массовым содержанием марганца
около 1 %. Стали типа 20 практически не различались между собой по
Рис. 2. Внешний вид поверхности образцов через три года эксплуатации:
а - образец №3 (сталь 20А); б - образец №4 (сталь 15ХФ); в - образец №13
(сталь 20В); г - образец №22 (сталь 13ГФА)
химическому составу, массовое содержание в них вредных примесей
находилось в низких пределах: серы от 0,005 до 0,012 %, фосфора от
0,007 до 0,011 %. Механические свойства металла труб соответствовали
требованиям нормативной документации. Трубы из сталей 15ХФ и
13ГФА характеризовались более высокими прочностными свойствами
по сравнению с трубами из стали типа 20. Они имели более высокую
ударную вязкость, особенно при отрицательных температурах.
Исследуемые трубы подвергались двум видам термической обработ-
ки: однократной закалке и отпуску (стали 15ХФ, 13ГФА, 20А - образец
№2 и 20В); двукратной закалке и отпуску (стали 20А - образцы №3,29:
стали 20С - образцы №27 и 28). После однократной закалки и отпус-
ка стали типа 20 по всей толщине стенки 'грубы имеют неоднородную
структуру, которая сформировалась в результате отпуска не полностью
закаленной стали. Стали 13ГФА и 15ХФА обладают более однородной
микроструктурой, что обусловлено более высокой устойчивостью пе-
реохлажденного аустенита и стойкостью к разупрочнению при отпус-
ке в отличие от сталей типа 20. Микроструктура образцов после двой-
ной закалки и отпуска содержала более выраженные участки феррита,
чем микроструктура образцов после однократной закалки и отпуска.
Количество структурно свободного феррита определяет предел теку-
чести, который снижается при увеличении содержания феррита
Кроме того, микроструктура образцов труб №27 и 28 отличается боль-
шей дисперсностью, чем образцов №3 и 29, что, вероятно, опреде-
ляется эффективностью первой закалки. Большая дисперсность мик-
роструктуры соответствует более прочному состоянию.
Оценка загрязненности металла неметаллическими включениями
проводилась по ГОСТ 1778, загрязненности металла КАНВ - по методи-
ке НИФХИ им. Карпова и ОАО «Северсталь». Полученные данные пред-
ставлены в табл, 3, из которой видно, что загрязненность сталей точеч-
ными оксидами у большинства образцов составляет 3-4 балла, другими
неметаллическими включениями (оксиды строчечные, сульфиды, сили-
каты) - не превышает 2 баллов. Количество КАНВ I типа (алюминаты
кальция различного стехиометрического состава) во всех исследован-
ных образцах изменялось от 4 до 8 на 1 мм2, за исключением образцов
№4 и 28 из сталей 15ХФ и 20С, в которых содержание этих КАНВ I типа
100
03’2012
ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ
Таблица 3
Номер катушки	Марка стали	Загрязненность неметаллическими включениями, максимальный балл						Содержание КАНВ 1 типа, на 1 мм2
			Оксиды			Сульфиды	I	Силикаты	I			
		от	ос	С	СП	СХ	сн	
2	20А	3	0	1	)	0	0	1	7
3	20А	4	0—		о	0	1	4
4	15ХФ	3	0	1	0	0	1	2
13	20В	4	0	0	0	0	1	3
22	13ГФА	3	0	0	0	0	1	4
27	20С	2	1	2	0	0	1	6
28	20С	3	0	2	0	0	1	1
29	20А	4	0	1	0	0	1	8
Примечание. Содержание КАНВII типа (алюминаты кальция в оболочке из сульфида кальция) во всех образцах не превышало 1 на 1 мм2
составило 1-2 на 1 мм* 2. Методами рентгеноспекгрального и рентгенофа-
зового анализов было установлено, что состав продуктов коррозии на
внутренней поверхности исследованных образцов качественно подобен.
Анализ результатов испытаний показал, что на стойкость материала
труб к локальной коррозии заметно влияют прочностные свойства ме-
талла (см. рис. 2), причем для образцов из стали 20 наблюдается прак-
тически линейная зависимость скорости локальной коррозии от пре-
дела текучести (рис. 3, а). Стали 13ГФА и 15ХФ с меньшим содержани-
ем углерода, в которых дополнительное упрочнение достигается до-
бавками соответственно марганца и хрома, не подчиняются представ-
ленной зависимости.
Глубина повреждений, мм
о 3; 20А - соответственно номер катушки и марка стапи~|
Рис. 3. Зависимость глубины локальных коррозионных повреждений
образцов трубных сталей от предела текучести металла, имеющая
коэффициент корреляции R2 = 0,5 (а) и Я2 = 0,88 (б)
Несмотря на различную структуру, исследованные стали 20 одною
уровня прочности показали одинаковую стойкость к локальной корро-
зии. Стали 13ГФА и 15ХФ вследствие меньшего содержания углерода и
дополнительного легирования имели другой фазовый состав, и, как след-
ствие более высокие прочностные свойства по сравнению со сталями
типа 20. Более корректное сравнение сталей разных структурных клас-
сов возможно при проведении экспериментов в пределах одной катего-
рии прочности.
Выводы
1.	Режим течения ГЖС существенно влияет на развитое локальной кор-
розии труб из углеродистых и низколегированных сталей. При эмуль-
сионном режиме течения коррозионная стойкость труб незначительно
зависит от химического и структурно-фазового состава металла.
2.	Эксперимент в байпасной линии показал отсутствие связи межаду
технологической схемой закалки (одинарной или двойной) и сопротив-
лением металла локальному коррозионному поражению. Стойкость к ло-
кальной коррозии труб, термообработанных по любой технологической
схеме, определяется пределом текучести (степенью разупрочнения при
отпуске). Для повышения коррозионной стойкости труб в процессе тер-
мообработки необходимо, чтобы предел текучести материала был как
можно ниже для заданной группы прочности.
3.	Содержание КАНВ I топа не оказывает определяющего влияния на
ускорение процессов локальной коррозии. В образцах опытных труб со
скоростью коррозии менее 0,5 мм/год содержание КАНВ I топа было
максимальным, в образцах со скоростью коррозии более 1 мм/год - ми-
нимальным. Влияние КАНВ II топа оценить не удалось из-за их незначи-
тельного содержания в матрице металла всех исследованных образцов
4.	Положительного пассивирующего действия добавки хрома массо-
вым содержанием не более 0,5 % для предупреждения зарождения очагов
локальной коррозии не зафиксировано. В приповерхностном слое про-
дуктов коррозии на образцах из стали 15ХФ соединений хрома не обна-
ружено, скорость коррозии труб при этом составила более 1,5 мм/год
Для оценки влияния содержания хрома требуются более детальные ис-
следования коррозионной стойкости сталей и увеличение его доли в
матрице металла до 1 %.
Список литературы
1 О выборе стальных труб для строительства и реконструкции систем
нефтегазосбора на месторождениях Западной Сибири/ В.В. Завьялов.
В.А. Кольцов, О.С. Нам, ВЛ. Ситников//Нефтяное хозяйство. - 2010. - №3
-С.121-124.
2. Завьялов В.В. Проблемы эксплуатационной надежности трубопрово-
дов на поздней стадии разработки месторождений. - М. ОАО «ВНИ-
ИОЭНГ», 2005. -332 с.
03’2012
101
ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ
УДК 532.5.013.12
@) И.О. Золотов, С.А. Стрельникова, А.С. Лосенков, 2012
Об одной особенности старто ых режимов работы
нефтепроводов
И.О Золотов, С А. Стрельникова
(Московский физико-технический институт),
А.С. Лосенков, д.т.н. (ООО «Энергоавтоматика»)
The peculiarity of the running mode of oil-pipeline
1.0. Zolotov S.A. Strelnikova (Moscow Institute of Physics and Technology RE Moscow),
A.S. Losenkov (Energoavtomatika Ltd., RE Moskow)
The experimental results of oil-pipeline running are presented. The deviations of the experimental results from the quasi-
steady model calculations are considered. It's shown that the head loss in the initial moments of the flow corresponding
to the time interval from start of flow to the developed turbulent flow is less than according to the quasi-steady theory.
Ключевые слова: гидравлическое сопротивление, неустановившееся течение, пуск нефтепровода, моделиро-
вание.
Адрес для связи: Zolotov.lgor@gmail.com
Аля расчета неустановившегося (нестационарного) тече-
ния жидкости в трубопроводе в математической модели
часто используют теорию квазистационарности, создан-
ную С А Христиановичем (1938 г.): напряжение трения на стенке
трубы зависит только от мгновенной средней скорости, и эта за-
висимость имеет тот же вид, что и при установившемся течении
Модель течения, полученная из этого предположения, называется
квазистационарной. В дальнейшем она была развита ИА Парным
[1] и в настоящее время используется как одна из основных [2].
Модель широко применяется для инженерных расчетов про-
извольных переходных процессов в магистральных нефтепрово-
дах, в том числе пуска нефтепровода [3]. В некоторых частных
случаях для расчета нестационарных процессов используют так
называемую линеаризованную модель течения жидкости в трубо-
проводе, для которой получают аналитические решения [4]. Ли-
неаризованная модель получается также из квазистационарной
посредством линеаризации нелинейного члена уравнения движе-
ния, учитывающего влияние сил трения [1].
Экспериментально показано отличие гидравлического сопро-
тивления от квазистационарного значения во время ускоренно-
го и замедленного течений, схожих с нестационарными процес-
сами, возникающими при изменении производительности неф-
тепровода [5,6]. Для расчета таких процессов вводятся корректи-
ровки при определении гидравлического сопротивления [6, 7]
Менее исследовано отличие величины гидравлического сопро-
тивления от квазистационарного значения при нестационарных
процессах, возникающих во время пуска нефтепровода. Экспе-
рименты проводились для равноускоренного течения воды, на-
чавшегося из состояния покоя, для трубопровода диаметром
61 мм в диапазоне ускорений жидкости dv/dt = 0,68-11,78 м/с2
(v - скорость, t - время) [8]. Для таких процессов было установ-
лено, что ламинарное течение продолжается дольше расчетного
времени и заканчивается точкой перехода (турбулезации пото-
ка), после которой резко возрастают потери напора. Поскольку
процессы, описанные в работе [8], схожи с процессом пуска
участка нефтепровода, целесообразно выполнение эксперимен-
тальных исследований изменения гидравлического сопротивле-
ния при пуске нефтепровода.
Результаты, приведенные в статье, показывают, что при пуске
нефтепровода из состояния покоя также наблюдается отличие
гидравлического сопротивления от квазистационарного. Пре-
небрежение этим фактом существенно занижает расчетное пи-
ковое давление гидроударной волны, приходящей на после-
дующую насосно-перекачивающую станцию (НПС), при пуске
предыдущей.
Затухание возмущений при прохождении
по трубопроводу
При прохождении по линейной части трубопровода про-
извольно заданное в его начальном сечении возмущение скоро-
сти потока (аналогично для возмущения давления) затухает
вследствие возникновения диссипативных сил трения о стенки
трубопровода Зависимость, отражающая затухание фронта ско-
рости потока в предположениях гипотезы квазистационарности
для произвольного закона трения, имеет следующий вид [1]:
х _ г_______du______
' Л(1|м„|г/„-Л|ф’	U
где х - пройденное возмущением расстояние вдоль трубо-
провода; с - скорость распространения возмущения в трубо-
проводе; D - внутренний диаметр трубопровода; и, - сред-
няя скорость в сечении х соответственно до и после прихода
возмущения; - скорость в начальном сечении x=0;
k0, X - коэффициент гидравлического сопротивления для ско-
рости соответственно и(} и и.
Решая уравнение (1), при заданном законе трения можно
найти связь между скоростями и и в зависимости от скорости
невозмущенного течения и пройденного волной расстояния,
102
03’2011
ТРКБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ
г.с. и=и(и{, и^х) Рассмотрим зависимости коэффициентов зату-
хания возмущения от характера течения в трубопроводе.
Для ламинарного течения в трубопроводе (линейная зависи-
мость трения от числа Рейнольдса Re: X = 64/Re, Re = uD/v,
v - кинематическая вязкость жидкости) имеем
Таким образом, коэффициент затухания возмущения для уче-
ния в зоне Блазиуса можно оценить по формуле
I I = I Ц) I
2D 2D
=2А = const
V)
При интегрировании выражения (1) получаем
?	О)
С учетом связи фронтовых значений возмущений давления и
скорости согласно формуле Жуковского возмущение давления в
сечении х определяется по формуле
Щ>-р-ри-Рс(“-и0),	Н)
гдеp,pG - среднее давление в сечении х соответственно после
и до прихода возмущения.
Зная Др0 - величину возмущения давления в начальном сече-
нии х=0, запишем
Др = ДДе‘;'.
(5)
Таким образом, коэффициент затухания возмущения для ла-
минарного течения рассчитывается по уравнению
Л_Х„|г<„| 16у
с AcD cD1
(b)
Для течения в зоне Блазиуса (зависимость трения от Re.
0,3164 ) из уравнения (1) получим
№е
X
IcD
р du
« и{;А-и1А
(7)
Для оценки коэффициента затухания гидроударной волны в
зоне течения Блазиуса рассмотрим линеаризованный случай.
Линеаризация в окрестности невозмущенного значения скоро-
сти дает
7 Х.д,
(1|)
Эксперименты проводились в сентябре 2010 г. на мл мораль-
ном нефтепроводе, транспортирующем нефть, добытую на тер-
ритории Ханты-Мансийского автономного округа. Эксперимен-
тальные данные были получены при пусках нефтепровода на
один и тот же режим с рабочим давлением 4,6 МПа, при темпе-
ратуре нефти 13 - 14 °C.
Данные для первого эксперимента были получены по участку
длиной 182 км при пуске нефтепровода внешним диаметром
1067 мм, перекачивающего нефть кинематической вязкостью
8,14 мм2/с, при этом рассчитанная скорость распространения
возмущения в трубопроводе составила 1154 м/с. Толщина стенки
трубопровода на протяжении 182 км изменялась в зависимости
от категории участка, поэтому для дальнейших расчетов исполь-
зовался внутренний эквивалентный гидравлический диаметр -
математически определенный диаметр, равный 1,0356 м, приме-
нение которого в гидравлических расчетах обеспечивало совпа-
дение расчетных и фактических потерь напора на этом участке
трубопровода.
Возмущения давления и скорости в начальном сечении трубо-
провода создавались последовательным пуском двух насосных
агрегатов (НА) на головной НПС (рис. 1). На линейной части тру-
бопровода давление регистрировалось датчиками избыточного
давления Yokogawa EJX53OA системы телемеханизации нефте-
провода, работа которых основана на частотно-резонансном
принципе, погрешность измерений равна ±0,1 %. Сигнал с каж-
дого датчика давления обрабатывался контроллерами среднего
уровня, полученные данные передавались по каналам телемеха-
ники на верхний уровень. Анализировался процесс прямого рас-
пространения возмущений по трубопроводу до влияния эффек-
та отражения от следующей НПС.
Далее проводилась обработка экспериментальных данных. 1ренд
давления, зарегистрированный каждым датчиком давления на ли-
нейной част трубопровода, был смещен во времени на период рас-
пространения возмущения от начала трубопровода до места уста-
новки датчика, и из измеренного в каждый момент значения давле-
ния вычиталась постоянная величина давления, которое было до
прихода возмущения. В результате была получена картина затуха-
ния фронта возмущения давления при прохождении по трубопро-
воду (рис. 2). Для двух пиков возмущения давления, соответствую-
щих пускам НА на головной НПС, оценивалась амшштуда возмуще-
АЧЛ = j- du = 1п ц,-ц,
16cD “(и,-и) \и,.-и
х V z	\ v i
(8)
(9)
u-u.-^-uje 'bcD
С учегом связи фронтовых значений возмущений давления и
скорости согласно формуле Жуковского имеем
Др = Др„е|й;"Л	(Ю)
Рис. 1. Возмущение скорости течения в начале трубопровода
03’2011
103
трубопроводный транспорт нефти
ния, зарегистрированная каждым установленным на линейной
части трубопровода датчиком, и была получена аппроксимация
коэффициента затухания фронта давления (рис. 3).
Оценка характера течения в трубопроводе во время прохожде-
ния каждого возмущения дает формальное соответствие турбу-
лентному режиму течения (Rep Re2> Ю4)
' V 8,14-КГ6
(12)
(13)
Re,
0,42-1,034
v 8,14-КГ6
= 53900,
где Rep Re2 - оценочное число Рейнольдса для течения во
время прохождения соответственно первого и второго возмуще-
ний давления; uvu2- средняя скорость течения по трубопрово-
ду во время прохождения соответственно первого и второго воз-
мущений давления, оцененная по измерениям датчика расхода в
начальном сечении трубопровода (см. рис. 1) с учетом затухания
возмущения по длине трубопровода согласно результатам экспе-
римента (см. рис. 3).
Т.е. в момент прохождения по трубопроводу возмущений, со-
ответствующих пуску каждого НА, течение должно соответство-
вать зоне Блазиуса.
Рис. 2. Затухание возмущения давления:
1 - возмущение давления, созданное в начальном сечении трубопровода,
2, 3, 4, 5, 6,7,8- возмущение давления, зарегистрированное на линейной
части трубопровода датчиками давления, установленными на расстоянии со-
ответственно 20,43,46,92,128,156 и 182 км от начала трубопровода
Рис. 3. Затухание возмущений давления, соответствующих пускам НА:
1,2- затухание возмущения давления, соответствующего пуску соответ-
ственно первого и второго НА при прохождении по трубопроводу
По формулам (6) и (11) получаем цлам ~ 1,055-10' м1
Ч1Х11 * 3,925-Ю'6 м-1, пь/ « 3,21 -КУ6 м 1 (Л Пбл2 - коэффи-
циент затухания возмущений, возникших в результате пуска со-
ответственно первого и второго НА, для течения в зоне Блазиу-
са) Экспериментально определенные коэффициенты затухания
возмущений: = 1,355- Ю’6 м’1, ц2 = 3,404- 10’6 м1.
Из результатов эксперимента и приведенных оценок видно,
что в моменты стартового течения, даже при больших числах
Рейнольдса, гидравлическое сопротивление существенно ниже
квазистационарного значения. Их соответствие в эксперимен-
те наблюдается только для затухания возмущения от пуска вто-
рого НА, когда по трубопроводу прошло необходимое количе-
ство жидкости для формирования развитого турбулентного
течения. Возмущение от пуска первого НА при прохождении
по трубопроводу затухает значительно слабее, чем этого тре-
буют законы трения для турбулентного режима течения.
Таким образом, в начальные моменты течения жидкости при
пуске нефтепровода из состояния покоя, даже при выполнении
классического условия турбулентности режима Re > 104, затуха-
ние распространяющихся возмущений происходит значительно
слабее, чем впоследствии при той же скорости потока, когда раз-
витое турбулентное течение уже сформировалось.
Обработка результатов экспериментов
Целью экспериментов была оценка характерною времени
формирования развитого турбулентного течения на участках
трубопровода с начала течения в них жидкости. За окончание
процесса формирования такого течения принималось начало
соответствия течения квазистационарным законам: эксперимен-
тально определенный коэффициент затухания возмущений на-
чинает изменяться в зависимости от скорости течения согласно
выражению (11).
Для четырех различных стартовых течений жидкости в нефте-
проводе анализировался процесс затухания возмущений, создан-
ных в его начальном сечении в различные моменты времени от
начала стартового течения. Для каждого пуска нефтепровода
строилась кривая затухания фронта возмущения давления и по
ней рассчитывались коэффициенты затухания возмущений, соз-
данных в начальном сечении трубопровода в различные момен-
ты времени. После этого строились кривая возмущений скоро-
сти потока, созданных в начальном сечении трубопровода в раз-
личные моменты времени от начала стартового течения, и кри-
вая изменения коэффициентов затухания соответствующих им
возмущений давления, согласно которым возмущения ослабева-
ли по мере прохождения по трубопроводу (рис. 4). Анализиро-
вался момент времени /, когда коэффициент затухания возмуще-
ний начинал изменяться в зависимости от скорости течения со-
гласно выражению (И), и вычислялось значение приведенного
критерия окончания установления развитого турбулентного
течения (см. таблицу)
т-]ГКе1>(й=-р1(1)«Л,	(14)
О	V о
где Re0 - число Рейнольдса для течения в начале трубопровода
Таким образом установлено, что в начальные моменты старто-
вого течения при выполнении условия турбулентного режима
Re> 104 коэффициент затухания возмущений соответствует про-
межуточной области значений между ламинарным и турбулент-
104
03’2011
ТРНЫШРОВОДНЫИ ТРАНСПОРТ НЕФТИ
Рис. 4. Оценка времени формирования развитого турбулентного тече-
ния во втором эксперименте (штриховой линией показано время окон-
чания формирования развитого турбулентного течения)
Номер эксперимента	Кинрматичесиа, вязкосп нефти, мм* 2 */с	Критерий окончания ус гановпения ра шитого туроулентно™ течения т • 10”
1	8,14	10,178
2	9,45	10,411	]
3	9,05	9,841
4	8,47	10,27
ным течениями. Коэффициент возрастает по мере протекания
жидкости и становления течения в сечениях трубопровода. Со-
ответствие коэффициента затухания квазистационарному
значению наблюдается для всех возмущений, распространяю-
щихся из начального сечения после выполнения условия
Reod/~1O7 8.
Моделирование стартовых течений
Для расчета неустановившегося напорного течения в трубо-
проводах в рамках теории квазистационарности используется
система дифференциальных уравнений, отражающих балансо-
вые законы сохранения массы и количества движения [1, 2]
др > ди
-^-ч-рс-—
dt дх
= 0,
ди \др	Н'\Щ
—+——+ Л—— + Р Silly = О,
dt р дх	2-D
(15)
(10)
где у - угол наклона трубы к горизонту, р - плотность жидкости
Система уравнений (15) и (16) не учитывает изменения гид-
равлического сопротивления в трубопроводе в начальные мо-
менты течения. Ниже приведены результаты моделирования
процесса пуска участка нефтепровода, описанного в первом экс-
перименте. На рис. 5 представлены фактические и расчетные
давления.
Рис. 5. Динамика давления на участке трубопровода:
1 - измерения датчика давления, установленного на расстоянии 172 км от на-
чала трубопровода; 2, 3 - результаты расчета соответственно по квазиста-
ционарной модели и модели, учитывающей процесс формирования стартово-
го течения
Выводы
1.	При пуске нефт епровода из ост ановленного состояния в на-
чальные моменты формирования течения гидравлическое со-
противление существенно ниже квазистационарного значения.
2	Даже при выполнении формального условия перехода тече-
ния в трубопроводе в турбулентное (Re>104 5 6) коэффициент зату-
хания распространяющегося возмущения соответствует проме-
жуточной области значений мевду ламинарным и турбулентным
течениями. Увеличение коэффициента затухания и достижение
его квазистационарного значения происходят по мере установ-
ления развитого турбулентного течения.
3.	Расчеты стартовых режимов нефтепроводов по классиче-
ской квазистационарной модели дают существенное занижение
расчетного пикового давления гидроударной волны, приходя-
щей на последующую НПС. Необходимо учитывать изменение
гидравлического сопротивления в период установления развито-
го турбулентного течения.
Список литературы
1 Чарный И. А Неустановившееся движение реальной жидкости в
трубах. - М.: Недра, 1975. - 296 с.
2. Лурье М.В. Математическое моделирование процессов тру-
бопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. -
М.: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И.М. Губкина, 2003. - 335 с
3 Ширяев А.М., Валиев М.И., Камагаев С.А Расчет нестацио-
нарных режимов в МН //Трубопроводный транспорт нефти. -
2010.-№11.-С. 62-63.
4. Лаптева Т.И., Мансуров М.Н. Обнаружение утечек при неуста-
новившемся течении в трубах//Нефтегазовое дело, 2006 (Элек-
тронный ресурс). - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/aut-
hors/Lapteva/Lapteva_1 .pdf, свободный.
5. Марков С.Б. Экспериментальное исследование скоростной
структуры и гидравлических сопротивлений в неустановивших-
ся напорных турбулентных потоках // Изв. АН СССР. - МЖГ. -
1973.-№2.
6. Краев В.М., Янышев Д.С О расчете гидродинамики и тепло-
обмена в случае нестационарного турбулентного течения в ка-
налах ЭУ ЛА// Вестник МАИ. - 2009. - Т.16 - №5.
7 Pothof I. A turbulent approach to unsteady friction//Journal of
Hydraulic Research. - 2008. - Vol. 46. - № 5 - P. 679-690.
8. Коппель T.A., Лийв У.Р. Экспериментальное исследование
возникновения движения жидкости в трубопроводах // Изв.
АН СССР. - МЖГ. - 1977. - № 6.
03’2011
105
ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ
УДК 622.692.4.004.64
© Коллектив авторов, 2012
Об оценке коэффициента расхода жидкости
через аварийные щели
по экспериментальным данным проливок
Ш.И. Рахматуллин, к.т.н., Н.П. Захаров, к.т.н.
(Центр гидравлики трубопроводного транспорта АН РБ),
А.Н. Коркишко (ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»),
В.Г. Карамышев, д.т.н. (ГУП Институт проблем транспорта
энертрресурсов)
On estimation of the emergency slits discharge coefficient by the experimental spill data
Sh.l. Rokhmotuliin, N.R Zakharov
(Center of Pipeline Transport Hydraulics of the Republic
of Bashkortostan Academy of Sciences, RF, Ufa),
A.N. Korkishko (LUKOIL-Western Siberia LLC, RF, Kogalym),
V.G. Karamyshev (Institute of Power Resource Transport SUE, RF, Ufa)
An algorithm for evaluation of fhe discharge coefficient of the fluid at outflow from the slits, formed at the pipeline
breaking, is suggested on basis of the analysis of experimental data It is noted that in laminar flow the discharge co-
efficient of model opening at experimental data processing should be calculated by taking into account the linear
dependence of the velocity and flow rate on pressure drop. The estimation of the fluid flow regime in the model orifice
must precede to calculation of the fluid flow rate coefficient according to the experimental spill data.
Ключевые слова: истечение жидкости, коэффициент расхода, гидравлическое сопротивление, расход жидко
сти, перепад давления, ламинарный и турбулентный режим.
Адрес для связи: rahmatyllin35@rambler.ru
При определении расходных характеристик аварийных
щелей, образующихся при разрыве стенки трубопрово-
да, вследствие сложности учета физических процессов,
происходящих в жидкости при ее истечении, возникают труд-
ности в аналитическом прогнозировании перехода ламинарно-
го потока в турбулентный, а следовательно, в определении ос-
новных параметров аналитического расчета процесса истече-
ния: коэффициентов гидравлического сопротивления и расхо-
да. В связи с отмеченным для определения режима течения
жидкости в дросселирующих каналах (аварийных щелях, дрос-
сельных каналах, насадках), а также указанных коэффициентов
обычно пользуются результатами экспериментальных проли-
вок. При этом независимо от режима течения расчеты выпол-
няют по формулам [1,2]
р-гг
т
где §=1+^;	- коэффициент местною сопротивления, напри-
мер, отверстия; Ар=р}-р&р}- давление перед сопротивлением;р() -
давление в среде, в которую происходит истечение; р - плотность
жидкости, и = <р -ф-Др/р - средняя скорость потока в узком
сечении испытуемой модели; Ф = 1 / ф+^о - коэффициент
скорости, =
- коэффициент расхода
местного сопротивления, например, отверстия или насадки.
сосж - площадь сечения в узкой части потока; ю0 - геометриче-
ская площадь участка канала местного сопротивления, в котором
расходуется основная часть подведенного к нему давления, на-
пример, для отверстия - площадь отверстия, для насадки - пло-
щадь его горловины; Q - фактический расход жидкости, проте-
кающей через рабочее окно местного гидравлического сопро-
тивления.
При протекании жидкостей через рабочие окна дросселей, а
также при истечении их из аварийных щелей коэффициент гид-
равлических сопротивлений §, отнесенный к средней скорости
турбулентного потока в другом сечении, всегда превышает еди-
ницу, а коэффициент расхода меньше единицы. При определе-
нии коэффициента расхода по экспериментальным данным
проливок следует иметь в виду, что уравнения (1 )-(2) справедли-
вы лишь для турбулентного потока и приобретают другой вид
при ламинарном режиме. Рассмотрим это на примере движения
жидкости в капилляре.
106
03’2012
ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ
Аналитическое выражение для определения коэффициента
гидравлического сопротивления для длинного капилляра круг-
лого сечения имеет вид
64 J_
Re d'
(3)
где /, d - соответственно длина и диаметр капилляра; Re -
число Рейнольдса.
Тогда согласно уравнениям (1)-(2) перепад давления на капил-
ляре может быть определен по уравнению
Аъ 32-v/-p
Ар =----
dl
где v - кинематическая вязкость жидкости, v - средняя ско-
рость жидкости в капилляре.
Вводя обозначение k=52-\-l-pld~, получим уравнение для рас-
чета перепада давления
&p=kv,	(5)
где k - коэффициент пропорциональности, соответствующий
ламинарному режиму течения жидкости в канале капилляра.
Из формулы (5) следует искомое уравнение для вычисления
расхода жидкости
2 = ^-со = --о)-Ар =	%	=
* R k к F 32-vZ-p
/2-щк 2-Др rf2 2-Др
64-v-/ р 64-v-/ к р
Коэффициент расхода жидкости ц в канале капилляра при ла-
минарном течении предлагается определять не как отношение
действительного расхода к расходу идеальной жидкости (в этом
случае как будет показано ниже ц > 1, что противоречит физи-
ческому смыслу), а как отношение действительного расхода Q к
расчетному расходу Qo условной жидкости, кинематическая вяз-
кость которой по своей величине равна числу (d2/64-1) м2/с. В
этом случае согласно формуле (5) расчетный расход Qo будет по
величине равен (1, с/м) (сок- 2Ар/р, м2м2/с2), а коэффициент рас-
хода жидкости в канале капилляра может быть определен из
уравнения
ц	оу2-Др р rf2	1	7
2о 64-v/ ршк 2-Др 64-V/ ^м’
где 20 - расчетный расход жидкости, протекающей через то же
сечение; а)к - площадь сечения капилляра;
. =64J
^ам Red
- коэффи-
циент гидравлического сопротивления капилляра при ламинарном
движении; Re=£Q-^; ^0=^2-Лр/р - средняя скорость жидкости
v
при идеальном преобразовании потенциальной энергии потока
в кинетическую.
Из изложенного можно сделать вывод, что при ламинарном по-
токе жидкости в рабочих окнах местных сопротивлений (отвер-
стиях, насадках и др.), отличающихся от капилляра, перепад дав-
ления также пропорционален средней скорости. В этом случае
коэффициенты расхода цщ и гидравлического сопротивления
Рис. 1. Зависимость расхода жидкости Q от перепада давления на дрос-
селе Др при различных относительных расстояниях r=r/dc
аварийных щелей или их моделей по экспериментальным дан-
ным проливок нужно рассчитывать по следующим формулам:
- для ламинарного течения
Q
w„-2--t
Р
(«)
Вщ
- для турбулентною т ечения
(9)
(10)
(Н)
Следовательно, при экспериментальном определении коэф-
фициентов расхода жидкости через модельное отверстие пер-
вичной является задача установления режима течения. В связи
с этим представляется, что режим течения может быть опреде-
лен по виду экспериментальных кривых изменения расхода
(или средней скорости в узком сечении модельного отверстия)
в зависимости от перепада давления. Линейный характер ука-
зывает на наличие устойчивого ламинарного потока в модель-
ном отверстии, нелинейный - на наличие развитого турбу-
лентного потока. Для иллюстрации на рис. 1 приведены зави-
симости расхода жидкости Q от перепада давления Ар на дрос-
селе типа сопло - заслонка при различных относительных
расстояниях заслонки от торца сопла г [2].
Из рис. 1 видно, что при малом расстоянии заслонки от торца
сопла (7^=0,01) зависимость Q=f(pp) линейная, т.е. отмечается
устойчивый ламинарный режим течения. При 7^0,06 зависи-
мость становится нелинейной, что указывает на присутствие раз-
витого турбулентного потока.
При традиционной оценке коэффициентов расхода и гидрав-
лического сопротивления того или иного типа модели аварий-
03’2012	107
ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНЕПОРТ НЕФТИ
м
1,5
1,0
0,5
5000	10000	15000 Re
Рис. 2. Результаты расчета коэффициента расхода ц, определенного
по результатам экспериментальных данных, полученных при пролив-
ках холодной воды дросселя типа сопло - заслонка, от Re', полученно-
го по выражению (12):
dH - наружный диаметр торца сопла, D3 - диаметр заслонки, 0 - угол наруж-
ного конуса сопла; /вт - длина втулки сопла; 1 - г = 0,01-10’3 мм (расчет по
формуле (8)), 2, 3, 4 - г составляет соответственно 0,01-10'3, 0,06-10’3 и
0,07 IO’3 мм; 5 - г = 0,08 10'3 мм (расчет по формуле (10))
ной щели но формулам (10)-(11) в ламинарном режиме течения
полученные значения коэффициентов могут не иметь физиче-
ского смысла. Например, коэффициент расхода может быть
больше единицы, т.е. расход жидкости Qo, соответствующей иде-
альной, при том же перепаде давления может быть меньше, чем
расход жидкости Q при наличии гидравлических потерь.
На рис. 2 приведены результаты обработки эксперименталь-
ных данных, полученных при проливках холодной воды дроссе-
ля типа сопло - заслонка [2]. В данном случае число Рейнольдса
рассчитано по формуле
Re	(12)
Sv
где d3KR = 4*ЯЭКВ = 4'8/11 - эквивалентный (гидравлический)
диаметр; /?экв - эквивалентный радиус; S - площадь живого сече-
ния, рассчитываемая для дросселя типа сопло - заслонка по фор-
муле 5=л-б/с-г, dL - внугренний диаметр сопла, г - расстояние о'1
торца сопла до заслонки; П = 2-(n?D+r) - смоченный периметр.
D - наружный диаметр торца сопла (для дросселя типа сопло -
заслонка).
Сопоставляя результаты проливок аварийных щелей ромбо-
видного типа, представленных в работе [3], с данными проливок
дросселя типа сопло - заслонка, можем считать, что критическое
число Re, характеризующее переход ламинарного режима в тур-
булентный, в обоих случаях ориентировочно составляет
600-2100 для г=0,01; 2700-2800 для М),0б; 3000-3160 для
г=0,07; 3200-3400 для г=0,008.
На рис. 2 пунктиром показаны результаты расчета коэффици-
ента расхода ц по экспериментальным данным проливок по
формуле (10). Именно ее использование приводит (см. рис. 2) к
значениям ц> 1, т.е. к фиктивным значениям при ламинарном ре-
жиме течения жидкости (случай для г =0,01).
Выводы
1	При ламинарном режиме течения коэффициент расхода
жидкости через модельное отверстие при обработке экспери-
ментальных данных следует рассчитывать с учетом линейной за-
висимости ее скорости и расхода от перепада давления.
2.	Расчету коэффициента расхода жидкости по данным экспе-
риментальных проливок должна предшествовать оценка режима
течения жидкости через модельное отверстие.
3.	Режим течения можно определить исходя из кривых изме-
нения коэффициента пропорциональности между перепадом
давления и скоростью жидкости в узком сечении модельного от-
верстия. В частности, независимость этого коэффициента от пе-
репада давления указывает на наличие устойчивого ламинарного
режима течения жидкости.
Список литературы
1	Альтшуль А Д Гидравлика и аэродинамика - М . Стройиздат,
1975.-327 с.
2.	Хохлов В.А Гидравлические усилители мощности Издание
второе, переработанное и дополненное. - М.: Изд-во АН СССР,
1963. -104 с.
3.	Истечение жидкости через ромбовидные щели/А.Э Лерке.
Н.Г. Болдов, В.П. Свиридов, В.П Сидоренко. В сб. Актуальные во-
просы трубопроводного транспорта нефти//Тр. ин-та/ВНИИСПТ-
нефть -1986.-С 73-77.
108
03’2012
ПАМЯТИ ВЫДАЮЩЕГОСЯ НЕФТЯНИКА
Черникин Вадим Иванович (1912 - 1965)
К 100-летию со дня рождения
марта 2012 г. исполнилось 100 лет со дня
J рождения выдающегося ученого в области
транспорта и хранения нефти, нефтепродук-
тов и природного газа, педагога, основателя научной
школы, доктора технических наук, профессора Вадима
Ивановича Черникина.
В 1939 г. В.И. Черникин с отличием окончил Москов-
ский нефтяной институт им. И.М. Губкина (МНИ) и стал асси-
стентом кафедры транспорта и хранения нефти. В 1944 г.
защитил диссертацию на весьма актуальную проблему в те
годы «Тепловой и гидравлический расчет подземных неф-
тепроводов для вязких нефтепродуктов». В ней он дал ряд
собственных оригинальных решений по таким важным во-
просам, как падение температуры и напора в одиночных
нефтепроводах, температурные режимы сложных трубо-
проводных систем, выталкивание застывших нефтепродук-
тов, тепловая интерференция параллельных подземных
трубопроводов.
В 1945 г. он совместно с акад. С.А. Христиановичем и
проф. Ф.А. Требиным опубликовал в «Докладах Академии
наук СССР» работу «Изотермическое течение газа в шеро-
ховатых трубах» - основополагающую в области гидравли-
ческого расчета магистральных газопроводов. В этот же
период он впервые в нашей стране провел комплекс ис-
следований по решению проблемы оптимизации глубины
заложения в грунт магистральных трубопроводов.
Одним из главных трудов В.И. Черникина стал знаме-
нитый учебник «Проектирование, сооружение и эксплуа-
тация нефтебаз» (1949), служащий до сих пор образцом
методического изложения и глубины рассмотрения мате-
риала. В 1949 г. он открыл удивительную закономерность
неизотермического течения вязких жидкостей. Это от-
крытие позволило впервые объяснить аномальные явле-
ния при эксплуатации некоторых отечественных «горячих»
трубопроводов, позднее подтвержденное американски-
ми специалистами.
Являясь основоположником нового направления в
нефтяной науке, В.И. Черникин в докторской диссертации
«Транспорт тяжелых нефтей по трубопроводам» (1952) дал
комплексное решение крупной научной проблемы. В
своем капитальном труде Вадим Иванович в значительной
степени развил работы академиков В.Г. Шухова и Л.С. Лей-
бензона. На основе разработанной В.И. Черникиным мето-
дики был спроектирован и затем введен в эксплуатацию
ряд «горячих» магистральных трубопроводов. Материалы
диссертации составили основу его известной книги «Пере-
качка вязких и застывающих нефтей», вышедшей в 1958 г.
и являющейся первой монографией по трубопроводному
транспорту высоковязких и парафинистых нефтей. Эта
книга на долгие годы стала одним из основных литератур-
ных источников в области трубопроводного транспорта по-
догретых и обычных нефтей и нефтепродуктов.
Другим крупнейшим направлением его научного твор-
чества стали работы, посвященные проблеме потерь неф-
тей и светлых нефтепродуктов от испарения из резервуа-
ров и исследованию способов борьбы с ними.
В 1957 г. В.И. Черникин возглавил кафедру транспорта
и хранения нефти и газа МНИ. Он расширил и углубил ее со-
трудничество с многими исследовательскими, проектно-
конструкторскими и производственными организациями.
Свыше 1000 студентов прошло через его аудиторию. Мно-
гие из них стали руководящими работниками различных
предприятий и министерств. Ученики Вадима Ивановича
разных поколений участвовали в проектировании и экс-
плуатации практически всех значительных объектов отрас-
ли транспорта и хранения нефти, нефтепродуктов и газа -
крупнейших нефтебаз и мощнейших нефтяных и газовых
артерий нашей Родины.
60-е годы XX в. явились временем наивысшего подъе-
ма деятельности В.И. Черникина. Адекватно отвечая на за-
просы бурно развивающегося нефтегазового комплекса
страны, а часто и опережая их, Вадим Иванович вместе со
своими учениками и коллегами по работе исследовал и
решал множество проблем в области транспорта и хране-
ния нефти, нефтепродуктов и газа; плотно сотрудничал с
журналом «Нефтяное хозяйство», где лично и в соавторстве
опубликовал около 30 статей. В 1962 г. В.И. Черникина
пригласили в состав редколлегии журнала.
Впереди были прекрасные перспективы, но 3 декаб-
ря 1965 г. В.И. Черникин скоропостижно скончался. В
некрологе, опубликованном в «Нефтяном хозяйстве», от-
мечалось «прекрасный человек, умелый организатор и
большой ученый, Вадим Иванович всегда являлся образ-
цом преданности своему делу, примером честного служе-
ния Родине для друзей и многочисленных учеников».
Таким он остается в памяти людей и истории нефтяной
промышленности нашей страны.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2012	109
ИНФОРМАЦИЯ
РАБОЧЕЕ СОВЕЩАНИЕ ЧЛЕНОВ НО «СОЮЗНЕФТЕГАЗСЕРВИС»
1 марта 2012 г. прошло рабочее совеща-
ние членов НО Союзнефтегазсервио,
посвященное подготовке предложений
по развитию нефтегазового сервиса
контексте дополнительных мер по обес-
печению энергетической безопасности
Российской Федерации за счет повыше-
ния эффективности функционирования
предприятий нефтегазового комплекса.
В совещании приняли участие представители ПК «Борец»,
ОАО «НИИнефтепромхим, ЗАО «Аргоси», НГБ «Энергодиагно-
стика», Группы компаний «Интегра», компании «Инвест-
строй», Шлюмберже (Schlumberger), ОАО «РУ-Энерджи
Групп», Сибирской Сервисной Компании и др.
Открыл совещание президент НО «Союзнефтегазсер-
вис» И.Г. Мельников, который выразил уверенность в
том, что федеральные органы исполнительной власти
заинтересованы в повышении эффективности работы
нефтегазового комплекса страны, и предложения нефте-
сервисных компаний, которые рассматриваются на дан-
ном совещании, могут быть учтены в разработке госу-
дарственной политики в области нефтесервиса. Необхо-
димо обратить внимание региональных властей на уста-
новление баланса интересов государства как собствен-
ника недр, недропользователей и сервисных компаний
на территории Российской Федерации. Генеральный ди-
ректор ОАО «НИИнефтепромхим» Н.А. Лебедев в своем
выступлении в качестве примера привел положитель-
ный опыт Республики Татарстан.
На мероприятии выступили: заместитель генерального
директора ПК «Борец» В.А. Сидаш, генеральный директор
ОАО «НИИнефтепромхим» Н.А. Лебедев, президент НГБ
«Энергодиагностика» В.А. Надеин, вице-президент Группы
компаний «Интегра» В.А. Городилов, заместитель генераль-
ного директора Сибирской Сервисной Компании А.Н. Кана-
шук, заместитель генерального директора ООО «Инвест-
строй» В.Ю. Кожуров, заместитель директора ЗАО «Аргоси»
М.А. Слепян, вице-президент по взаимодействию с органа-
ми государственной власти компании Schlumberger А.Н. Бо-
рисов, вице-президент по нефтесервисам ОАО «РУ-Энерджи
Групп» Т.Р. Гильманов. Подвел итоги совещания представи-
тель Аппарата Совета Безопасности РФ И.В. Чугуев, который
поблагодарил участников за содержательную дискуссию,
предложил обобщить высказанные предложения и напра-
вить их в Аппарат СБ РФ в установленном порядке.
Участники рабочего совещания поддержали предложе-
ние продолжить работу по выработке решений, повышаю-
щих эффективность предприятий нефтегазового комплек-
са, на предстоящей Международной научно-практической
конференции «Геолого-технологическое сопровождение
строительства скважин в системе управления жизненным
циклом нефтегазовых месторождений», которая пройдете
14 по 18 мая 2012 года в ФГУ «ОК «Ватутинки». Особо от-
мечена необходимость привлечения к обсуждению дан-
ных вопросов в рамках Круглого стола "Роль нефтегазо-
вого сервиса в реализации пунктов Доктрины энергетиче-
ской безопасности Российской Федерации" представите-
лей органов государственной власти и крупнейших недро-
пользователей России (ОАО «Газпром», ОАО «Газпром
нефть», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургут-
нефтегаз», ОАО «ТНК-ВР» и др.).
110
03’2012
МЕЖДУНАРОДНАЯ
НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ
КОНФЕРЕНЦИЯ
ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ
СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН В СИСТЕМЕ
УПРАВЛЕНИЯ ЖИЗНЕННЫМ ЦИКЛОМ
НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ПРИ ПОДДЕРЖКЕ:
Министерства образования и науки РФ, Торгово-промышленной палаты РФ, Союза поддержки и развития отечественных
сервисных компаний нефтегазового комплекса (НО "Союзнефтегазсервис"), Ассоциации научно-технического
сотрудничества по геофизическим исследованиям и работам в скважинах (АИС), Евро-Азиатского
геофизического общества (ЕАГО), Российской академии естественных наук (РАЕН).
НА КОНФЕРЕНЦИИ БУДУТ РАССМОТРЕНЫ СЛЕДУЮЩИЕ ВОПРОСЫ:
•государственная политика в области нефтегазового сервиса и энергетической безопасности страны
•интерактивная система управления жизненным циклом месторождений с использованием высокопроизводительных
вычислений для недропользователей и нефтесервисных компаний
•актуальные задачи развития геолого-технологического сопровождения строительства нефтегазовых скважин
в процессе поиска, разведки и эксплуатации месторождений, а также капитального ремонта скважин
•информационное сопровождение строительства нефтегазовых скважин при работе на континентальном шельфе
•международные открытые стандарты WITSML, PRODML и RESQML как элементы интеграции российских
и зарубежных программных продуктов
•новые технологии при проведении геолого-технологических исследований, удаленного мониторинга и
супервайзинга бурящихся скважин
•подготовка и переподготовка кадров с учетом современных требований
•сервисные услуги и ценовая политика при взаимодействии Заказчика и Подрядчика в рыночных условиях
•гармонизация стандартов в нефтегазовом комплексе в связи с предстоящим вступлением России в ВТО.
ПЛАНИРУЕТСЯ ПРОВЕДЕНИЕ КРУГЛЫХ СТОЛОВ:
"Роль нефтегазового сервиса в реализации пунктов Доктрины энергетической безопасности Российской Федерации"
"Роль системы национальной и международной стандартизации при реализации крупных интегрированных
проектов в нефтегазовом комплексе".
ТЕМЫ ДОКЛАДОВ ПРИНИМАЮТСЯ К РАССМОТРЕНИЮ 
Регистрационный взнос - 18 000 руб.
Преимущественное право на участие в конференции имеют компании, а также малые инновационные предприятия
при ведущих вузах, предлагающие конкурентоспособные технологии по теме конференции.
Аспиранты и магистранты, чьи доклады допущены к участию в конференции,
освобождаются от уплаты регистрационного взноса.
В конференции примут участие ведущие российские нефтедобывающие и нефтегазосервисные компании.
Приглашены крупные зарубежные компании: Geolog, Schlumberger, Weatherford, Intel и другие.
ИНФОРМАЦИОННАЯ ПОДДЕРЖКА:
"Нефтяное хозяйство", "Каротажник", "Геофизический вестник" "Недропользование", RBC daily, РИА ФедералПресс и другие.
РЕГИСТРАЦИЯ ОТКРЫТА
Регистрационная форма доступна на сайте www.N-G-S.ru
Более подробная информация о мероприятии на сайте www.N-G-S.ru
или по телефону Оргкомитета конференции +7 (495) 930-80-55
Конференция пройдет с 14 по 18 мая 2012 г. в ФГУ «ОК «Ватутинки» Управления делами Президента РФ (г. Москва).
ИНФОРМАЦИЯ
Нефть - товар стратегический
Санкт-ПедеоЬупгская глеждународная говарно-сырьевая биржа (СПбМТСБ/. созданная в 2008 г., считается правопрое»чицеи
первой российской биржи, учрежденной в городе на Ново самим Петром I. Идея создания биржи естественна для нашей с граны,
которая добывает значительную часть энергоресурсов в миро и кровно заинтересована в торговой площадке, которая бы делала
цены на эти энергоресурсы более объективными и .ранспарентными.
Предложение о создании специализированной сырьевой биржи, в
рамках которой осуществлялись бы расчеты по энергоносителям за
рубли, было озвучено в одном из посланий Президента России Влади-
мира Пугина Федеральному Собранию.
В состав учредителей биржи вошли крупнейшие российские нефтя-
ные компании, в том числе «Роснефть», «Газпром нефть», «Сургутнефте-
газ», «Татнефть», «Транснефть» и др.
По словам вице-президента Санкт-Петербургской международной
товарно-сырьевой биржи Сергея Драпкина, при создании биржи ак-
тивно изучался как европейский, так и американский опыт: «К нам в
Россию несколько раз приезжал президент крупнейшей в мире Нью-
Йоркской товарной биржи (NYMEX) Джеймс Ньюс. Многие идеи мы
почерпнули из его уникального обширного опыта, которым он с нами
охотно поделился. Это было особенно интересно, так как биржа, ко-
торой он управляет, является основным регулятором товарного и
фьючерсного рынков в США».
Сергей Драпкин подчеркивает, что многие трудности в период созда-
ния и становления биржи заключались в том, что российские компании
зачастую не торопились «брать на вооружение» признанные на Западе
и эффективно работающие экономические принципы. Руководителей и
акционеров многих компаний приходилось убеждать в том, что работа
в рамках биржи - это мировая и цивилизованная практика. В свою
очередь руководители и акционеры компаний уже работали с менедж-
ментом, объясняя, что работа на бирже может принести немалые вы-
годы бизнесу.
Изначально руководство СПбМТСБ стремилось наладить взаимо-
действие с иностранными биржами: было заключено соглашение о
стратегическом сотрудничестве с Шанхайской нефтяной биржей, под-
писан меморандум о сотрудничестве с Корейской биржей, были прове-
дены переговоры с Сингапурской биржей и Дубайской товарной бир-
жей, налажено тесное взаимодействие с биржами, которые находятся
в бывших союзных республиках СССР. Сегодня Санкт-Петербугская
биржа - член Международной Ассоциации бирж стран СНГ.
Фактически с самого начала работы биржи сложилась и номенкла-
тура продукции, по которой идут торги: нефть, нефтепродукты, в мень-
шей степени уголь, зерно. В настоящее время основная часть бирже-
вых операций - это торговля нефтепродуктами: 95 % торгов приходит-
ся на долю нефтепродуктов, из них 15 % - керосин, 47 % - дизель,
13 % - мазут, а остальное - автомобильный бензин.
Сегодня, как это принято в мировой практике, на бирже действует
механизм электронных торгов. В первую очередь это обусловлено тем,
что стали дешевле каналы связи, сделан существенный рывок в разви-
тии системы идентификации, основанной на электронно-цифровой
подписи. Например, современные системы коммуникаций позволяют
почти с любого коммуникатора, любого мобильного телефона участво-
вать в биржевых торгах. Такова магистральная тенденция развития
биржевой торговли, которая позволяет участникам торгов в аноним-
ном режиме видеть все текущие заявки на покупку и продажу соответ-
ствующего биржевого товара, выставлять свои заявки, используя при
этом широкие возможности Интернета.
Равный товар Санкт-Петербургской международной товарно-сырь-
евой биржи - нефтепродукты. Топливо - сезонный товар, и при его тор-
гах очень четко прослеживаются временные факторы. Происходят
всплески потребления топлива, которые выпадают на весну и осень,
что связано с посевной и уборочной. Зимние месяцы характеризуются
уменьшением потребления топлива, что вызвано снижением потреб-
ности агропромышленного комплекса в перевозках. Кроме того, суще-
ствует понятие «затухание» строительства, характерное для зимнего пе-
риода и тоже обусловленное снижением объема перевозок, в данном
случае - стройматериалов.
Суммарный объем торгов СПбМТСБ по секции «Нефтепродукты» в
2011 г. составил 11,6 млн. т (272,5 млрд, руб.), с начала 2012 г. -
1,7 млн. т.
Один из главных критериев работы биржи - мониторинг цен, влия-
ние на ценообразование, которое может зависеть от разнообразных
факторов. Например, если Германия отказывается от атомной энерге-
тики по каким-то соображениям, то это будет означать большее по-
требление нефти и мазута. На биржевую цену могут влиять закупки раз-
личных ведомств, которые не всегда ожидаемы на рынке. Например,
на рынок приходит Министерство обороны и начинает скупать авиа-
топливо для военных учений. В результате на рынке спрос растет, цена
тоже. Это - абсолютно рыночные факторы.
На уровень цен влияет и государственная тарифно-таможенная по-
литика. Если готовится повышение экспортных пошлин на определен-
ный товар, то производители стараются побольше вывезти его из стра-
ны по еще не увеличенным пошлинам. С другой стороны, кактолько по-
вышенные таможенные пошлины вступают в силу, то больше товара
остается внутри страны.
Санкт-Петербургская Международная Товарно-сырьевая биржа со-
трудничает практически со всеми российскими нефтяными компания-
ми, но порой это взаимодействие приобретает и неожиданные формы
Сейчас на бирже кроме биржевых сделок согласно постановлению
Правительства все монополисты обязаны проводить регистрацию вне-
биржевых сделок. На СПбМТСБ с марта 2011 г., зарегистрировано
более 24 тыс. внебиржевых сделок на общую сумму более
563 млрд. руб. - это более 23,5 млн. т нефтепродуктов. Биржа высту-
пает в качестве некого синтезатора, который предоставляет государст-
ву сводную информацию, позволяющую оценить, совершают ли моно-
полисты сделки по обоснованным ценам, действительно ли их внебир-
жевая деятельность объективна и прозрачна, не злоупотребляют ли
они своим положением. В этом отношении биржа - еще и часть анти-
монопольной политики государства.
По мнению Сергея Драпкина, руководство российских компаний по-
нимает, что участие в биржевой торговле - это правильная корпора-
тивная политика, соответственно ставятся задачи менеджерам сбыто-
вых подразделений. Тенденция к тесному взаимодействию с биржей
набирает силу.
Пока в своем становлении СПбМТСБ проходит первый этап - спот-
торги. Следующая задача, которая стоит перед биржей, - организация
срочного рынка, торгов деривативами, управления рисками. Во мно-
гом организация такой торговли - государственная задача. Ведь сроч-
ный рынок формирует опережающие индикаторы, которые показы-
вают тенденцию ценнообразования. Допустим, государство принимает
какое-то решение по налогам, тарифам в таможенной сфере. Это будет
сразу отражаться на котировочной цене по деривативам, Правитель-
ство страны будет в курсе того, как те или иные решения отразятся на
будущих ценах биржевых товаров. И тот факт, что это касается не сего-
дняшних, а будущих цен, дает возможность внесения правильных кор-
ректив для постановки инвестиционных задач или выработки стратеги-
ческих решений.
Один из экспертов в сфере топливно-энергетического комплекса,
президент Фонда национальной энергетической безопасности Кон-
стантин Симонов считает, что развитие биржевой торговли в России
имеет большие перспективы: «Наша страна - энергетическая держава,
обладающая огромным потенциалом в производстве и транспорте уг-
леводородов, и этим преимуществом необходимо пользоваться. В этом
смысле организация системы биржевой торговли нефтью и нефтепро-
дуктами - это один из элементов национальной безопасности. Ценооб-
разование на такой стратегический товар, как нефть, - один из важ-
нейших факторов развития любой страны. Тем более - России, которая
добывает энергоресурсы и реализует их на мировых рынках. Создание
авторитетной биржевой площадки, куда приходят крупные игроки и
есть возможность формировать обоснованную цену на ресурсы - от-
вечает государственным интересам».
Дария Пшибыла
112	03’2012
ROdtG 12
А
Российский
нефтегаз 5РЕ
РОССИЙСКАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ НЕФТЕГАЗОВА
КОНФЕРЕНЦИЯ И ВЫСТАВКА SPE
ПО РАЗВЕДКЕ И ДОБЫЧЕ 2012
16-18 ОКТЯБРЯ 2012
ВВЦ, ПАВИЛЬОН 75, МОСКВА, РОССИЯ	www.russianoilgas.com
Бронируйте лучшие стенды на Выставке - присоединяйтесь к ведущие
компаниям отрасли! Подробности на www.russianoilgas.com
	Добавьте спонсорство мероприятия к портфелю своих
маркетинговых инструментов и получите максимальное
визуальное присутствие на Выставке
£вы1ие 3300 участников более
*гем4|3 5*7 стран. —
1000делегатов конференции
Количество посетителей
Выставки вотрослбТгЗ 28%j
ио сравнению ©2008 г.
	Для молодых инновационных компаний разработан новый
формат участия в Выставке «Инкубатор технологий»
(подробности у менеджеров проекта)
Сопредседателями Исполнительного комитета конференции
являются Гани Гилаев, вице-президент компании «Роснефть»,
и Гарри Брекельманс, исполнительный вице-президент Shell
в России и Каспийском регионе
КОНТАКТЫ:
СПОНСОРЫ И ОРГАНИЗАЦИИ, ОКАЗАВШИЕ ПОДДЕРЖКУ В 2010 ГОДУ
Сергей Жук,
менеджер проекта
т. +7(495)937 68 61*127
е sergey.zhuk©
reedexpo.ru
Наталья Яценко,
менеджер проекта
г: +44(0) 208 910 7194
е: nataliya.yatsenko©
reedexpo.co.uk
Платиновые спонсоры
ROSNEFT Schlumberger
Золотой спонсор
TNK-BP
Спонсоры
bp
W км
•	* BAKER
\К HUGHES
(^~r H » C AN |
Организаторы
Soarty Рвяседе ЭДып
C? Reed Exhibitions
Energy A Manne
ООО «Рид+лишер»